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

Articolul 1

Obiect

Prezentul regulament stabilește dispoziții care vizează garantarea siguranței furnizării de gaze în Uniune prin asigurarea funcționării corespunzătoare și continue a pieței interne a gazelor, permițând punerea în aplicare a 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, regional și la nivelul Uniunii.

Articolul 2 Definiții

Articolul 2

Definiții

În sensul prezentului regulament se aplică următoarele definiții:

▼M3 —————

▼B

2.

„client” înseamnă client astfel cum este definit la articolul 2 punctul 24 din Directiva 2009/73/CE;

3.

„client casnic” înseamnă client casnic astfel cum este definit la articolul 2 punctul 25 din Directiva 2009/73/CE;

4.

„serviciu social esențial” înseamnă un serviciu în legătură cu asistența medicală, asistența socială esențială, de urgență, de securitate, cu educația sau cu administrația publică;

5.

„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:

(a)

o întreprindere mică sau mijlocie, cu condiția să fie racordată la o rețea de distribuție a gazelor;

(b)

un serviciu social esențial, cu condiția să fie racordat la o rețea de distribuție sau de transport de gaze;

(c)

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.

6.

„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:

(a)

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;

(b)

un serviciu social esențial, dacă are statutul de client protejat în statul membru în cauză, altul decât serviciile educaționale și de administrație publică;

7.

„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;

8.

„autoritate națională de reglementare” înseamnă o autoritate națională de reglementare desemnată în conformitate cu articolul 39 alineatul (1) din Directiva 2009/73/CE;

9.

„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;

10.

„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;

11.

„transport” înseamnă un transport astfel cum este definit la articolul 2 punctul 3 din Directiva 2009/73/CE;

12.

„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;

13.

„distribuție” înseamnă distribuție astfel cum este definită la articolul 2 punctul 5 din Directiva 2009/73/CE;

14.

„operator de distribuție” înseamnă un operator de distribuție astfel cum este definit la articolul 2 punctul 6 din Directiva 2009/73/CE;

15.

„conductă de interconexiune” înseamnă o conductă de interconexiune astfel cum este definită la articolul 2 punctul 17 din Directiva 2009/73/CE;

16.

„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;

17.

„capacitate de înmagazinare” înseamnă capacitatea de înmagazinare astfel cum este definită la articolul 2 punctul 28 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;

18.

„capacitate tehnică” înseamnă capacitatea tehnică astfel cum este definită la articolul 2 punctul 18 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;

19.

„capacitate fermă” înseamnă capacitatea fermă astfel cum este definită la articolul 2 punctul 16 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;

20.

„capacitate întreruptibilă” înseamnă capacitatea întreruptibilă astfel cum este definită la articolul 2 punctul 13 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;

21.

„capacitate a instalației GNL” înseamnă capacitatea instalației GNL astfel cum este definită la articolul 2 punctul 24 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;

22.

„instalație GNL” înseamnă o instalație GNL astfel cum este definită la articolul 2 punctul 11 din Directiva 2009/73/CE;

23.

„instalație de înmagazinare” înseamnă o instalație de înmagazinare astfel cum este definită la articolul 2 punctul 9 din Directiva 2009/73/CE;

24.

„sistem” înseamnă un sistem astfel cum este definit la articolul 2 punctul 13 din Directiva 2009/73/CE;

25.

„utilizator de sistem” înseamnă un utilizator de sistem astfel cum este definit la articolul 2 punctul 23 din Directiva 2009/73/CE;

26.

„serviciu de sistem” înseamnă un serviciu de sistem astfel cum este definit la articolul 2 punctul 14 din Directiva 2009/73/CE;

▼M4

27.

„traiectorie de constituire de stocuri” înseamnă o serie de obiective intermediare orientative pentru instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor ale fiecărui stat membru, care reprezintă planul de constituire de stocuri al statului membru respectiv, stabilit în conformitate cu articolul 6a alineatul (7);

▼M2

28.

„obiectiv de constituire de stocuri” înseamnă un obiectiv obligatoriu privind nivelul de stocuri pentru capacitatea agregată a instalațiilor de înmagazinare subterană a gazelor;

29.

„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:

(a)

unui deficit major de furnizare;

(b)

unei perturbări a furnizării; sau

(c)

unei declarații de situație de urgență, astfel cum este menționată la articolul 11 alineatul (1) litera (c);

30.

„stoc de echilibrare” înseamnă gaze naturale nelichefiate care sunt:

(a)

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

(b)

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;

31.

„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;

▼M3

32.

„gaze” înseamnă gaze naturale astfel cum sunt definite la articolul 2 punctul 1 din Directiva (UE) 2024/1788 a Parlamentului European și a Consiliului ( 1 );

▼M5

33.

„clauză de tip take-or-pay” înseamnă o dispoziție contractuală care obligă cumpărătorul să preia o anumită cantitate minimă de gaze într-o anumită perioadă de timp, sau, ca alternativă, să plătească respectiva cantitate, indiferent dacă gazele au fost sau nu primite efectiv;

34.

„clauză de tip deliver-or-pay” înseamnă o dispoziție contractuală care obligă vânzătorul să plătească o amendă contractuală în cazul nelivrării gazelor.

▼B

Articolul 3 Responsabilitatea pentru siguranța furnizării de gaze

Articolul 4 Grupul de coordonare pentru gaz

Articolul 5 Standardul în materie de infrastructură

Articolul 6 Standardul de furnizare de gaze

Articolul 6a Obiective de constituire de stocuri și traiectorii de constituire de stocuri

Articolul 6b Punerea în aplicare a obiectivului de constituire de stocuri

Articolul 6c Facilități de înmagazinare și mecanismul de împărțire a sarcinii

Articolul 6d Monitorizare și executare

Articolul 7 Evaluarea riscurilor

Articolul 8 Elaborarea planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență

Articolul 8a Măsuri privind securitatea cibernetică

Articolul 9 Conținutul planurilor de acțiuni preventive

Articolul 10 Conținutul planurilor de urgență

Articolul 11 Declararea unei crize

Articolul 12 Reacțiile la situațiile de urgență la nivel regional și la nivelul Uniunii

Articolul 13 Solidaritate

Articolul 13a Cooperarea dintre statele membre conectate indirect care utilizează măsuri bazate pe piață (denumite în continuare „măsuri voluntare”)

Articolul 14 Schimbul de informații

Articolul 15 Secretul profesional

Articolul 16 Cooperarea cu părțile contractante la Comunitatea Energiei

Articolul 17 Monitorizarea de către Comisie

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.

▼M5

Comisia monitorizează în permanență expunerea sistemului energetic al Uniunii în ce privește furnizarea, inclusiv prin intermediul unor țări terțe, de gaze care sunt originare sau sunt exportate, direct sau indirect, din Federația Rusă, în special pe baza informațiilor transmise Comisiei și autorităților competente în conformitate cu articolul 14 alineatul (6) litera (c).

Comisia evaluează punerea în aplicare a eliminării treptate a gazelor care sunt originare sau sunt exportate, direct sau indirect, din Federația Rusă în temeiul Regulamentului (UE) 2026/261, la nivel național, regional și la nivelul Uniunii, pe baza planurilor naționale de diversificare pentru gaze menționate la articolul 9 din regulamentul respectiv și raportează cu privire la evaluarea sa Grupului de coordonare pentru gaz.

Pe baza evaluării menționate la al treilea paragraf, Comisia publică un raport anual, care oferă o imagine de ansamblu cuprinzătoare a progreselor înregistrate de statele membre în ceea ce privește punerea în aplicare a planurilor lor naționale de diversificare pentru gaze.

Dacă este cazul, Comisia poate adresa, în termen de trei luni de la transmiterea unui plan național de diversificare pentru gaze, o recomandare care identifică posibile acțiuni și măsuri pentru a asigura o diversificare sigură a furnizării de gaze și eliminarea treptată în timp util a gazelor care sunt originare sau sunt exportate, direct sau indirect, din Federația Rusă.

În urma recomandării respective, statul membru în cauză își actualizează planul național de diversificare pentru gaze în termen de trei luni, ținând seama de recomandarea Comisiei.

Articolul 17a Raportul Comisiei

Articolul 18 Notificări

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 19 Exercitarea competențelor delegate

Articolul 20 Derogare

Articolul 21 Abrogare

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

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.

▼M4

Articolul 2 punctele 27-31, articolele 6a-6d, articolul 16 alineatul (3), articolul 17a, articolul 20 alineatul (4) și anexa Ib se aplică până la 31 decembrie 2027.

▼B

ANEXA I Cooperarea regională

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:

1.

Grupul de risc pentru furnizarea de GNL:

(a)

Belgia, Bulgaria, Cehia, Danemarca, Germania, Estonia, Irlanda, Grecia, Spania, Franța, Croația, Italia, Cipru, Letonia, Lituania, Luxemburg, Ungaria, Malta, Țările de Jos, Austria, Polonia, Portugalia, România, Slovenia, Slovacia, Finlanda, Suedia.

2.

Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din Marea Nordului:

(b)

Belgia, Cehia, Danemarca, Germania, Estonia, Irlanda, Franța, Letonia, Lituania, Luxemburg, Țările de Jos, Austria, Polonia, Finlanda, Suedia.

3.

Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din Africa de Nord:

(c)

Spania, Franța, Italia, Malta, Austria, Portugalia, Slovenia.

4.

Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din sud-est:

(d)

Bulgaria, Cehia, Grecia, Croația, Italia, Cipru, Ungaria, Austria, România, Slovenia, Slovacia.

▼M4 —————

▼M4

ANNEX Ib Shared responsibility for the filling target and the filling trajectory

ANNEX Ib

Shared responsibility for the filling target and the filling trajectory

With regard to the filling target and the filling trajectory pursuant to Article 6a, the Slovak Republic and Czechia share the responsibility concerning the storage facilities of Dolní Bojanovice. The exact ratio and extent of that responsibility of the Slovak Republic and Czechia is subject to a bilateral agreement of those Member States.

Without prejudice to Article 13 and in accordance with Article 11(6), point (b), the Slovak Republic and Czechia shall ensure that, when a crisis is declared pursuant to this Regulation, no measures affecting the Dolní Bojanovice storage facility that are likely to seriously endanger the gas supply situation or to undermine the ability of natural gas undertakings to supply gas to protected customers in line with the national gas supply standard are introduced.

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.

Definiție privind cererea

„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.

Definiții privind oferta

„EPm ”: capacitatea tehnică a punctelor de intrare (în milioane de m3 pe zi), altele decât cele aferente instalațiilor de producție, instalațiilor GNL și de stocare, simbolizate prin Pm, GNLm și Sm, înseamnă suma capacităților tehnice ale tuturor punctelor de intrare de la frontieră capabile să furnizeze gaze către zona luată în calcul.

„Pm ”: capacitatea tehnică maximă de producție (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de producție ale tuturor instalațiilor de producție a gazelor, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul.

„Sm ”: capacitatea tehnică maximă de stocare (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de extracție din toate instalațiile de stocare, care pot fi furnizate la punctele de intrare din zona luată în calcul, ținând seama de caracteristicile fizice ale fiecăreia.

„GNLm ”: capacitatea tehnică maximă a instalațiilor GNL (în milioane de m3 pe zi) înseamnă suma capacităților tehnice zilnice maxime de extracție din toate instalațiile GNL din zona luată în calcul, luând în considerare elemente critice precum descărcarea, serviciile auxiliare, depozitarea temporară și regazeificarea GNL, precum și capacitatea tehnică de extracție.

„Im ” înseamnă capacitatea tehnică a infrastructurii unice principale de gaze (în milioane de m3 pe zi), cu cea mai mare capacitate de furnizare în zona luată în calcul. În cazul în care mai multe infrastructuri de gaze sunt conectate la aceeași infrastructură de gaze din amonte sau din aval și nu pot fi operate separat, acestea sunt considerate o singură infrastructură de gaze.

4. Calcularea formulei N – 1 prin luarea în considerare a măsurilor axate pe cerere

, N – 1 ≥ 100 %

Definiție privind cererea

„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:

(a)

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

(b)

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:

(a)

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;

(b)

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

(c)

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

—

Statele membre din grupul de risc

—

Denumirea autorității competente responsabile cu elaborarea evaluării riscurilor ( 9 )

1. Descrierea rețelei

A se furniza o scurtă descriere a rețelei de gaze a grupului de risc, cuprinzând:

(a)

principalele cifre privind consumul de gaze ( 10 ): consumul final anual de gaze (în miliarde de m3) și defalcarea pe tip de client ( 11 ), cererea în perioadele de vârf (total și defalcarea pe categorie de consumatori în milioane de m3/zi);

(b)

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.;

(c)

o defalcare, în măsura posibilului, a surselor de import al gazelor în funcție de țara de origine ( 12 );

(d)

o descrierea 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, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

(e)

o descriere a rolului producției interne în grupul de risc:

(i)

volumul producției în ceea ce privește consumul final anual de gaze;

(ii)

o descriere a capacității 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).

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:

(a)

formula N – 1

(i)

identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun pentru grupul de risc;

(ii)

calcularea formulei N – 1 la nivel regional;

(iii)

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);

(iv)

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);

(b)

capacitatea bidirecțională

(i)

a se indica punctele de interconexiune care dispun de capacitate bidirecțională și capacitatea maximă a fluxurilor bidirecționale;

(ii)

a se indica dispozițiile care reglementează utilizarea capacității de flux inversat (de exemplu capacitatea întreruptibilă);

(iii)

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:

(a)

surse politice

—

perturbări ale furnizării de gaze din țări terțe din diferite motive;

—

tulburări politice (fie în țara de origine, fie într-o țară de tranzit);

—

război/război civil (fie în țara de origine, fie într-o țară de tranzit);

—

terorism;

(b)

surse tehnologice

—

explozie/incendii;

—

incendii (în interiorul unei anumite instalații);

—

scurgeri;

—

lipsa unei întrețineri adecvate;

—

defectarea echipamentului (eșec la demarare, defecțiune în timpul funcționării etc.);

—

lipsa electricității (sau a unei alte surse de energie);

—

defecțiune a TIC (eroare de hardware sau de software, probleme legate de internet sau de sistemul SCADA etc.);

—

atac cibernetic;

—

impactul cauzat de lucrări de excavare (săpături, lucrări de batere a palplanșelor), lucrări de terasament etc.

(c)

surse comerciale/legate de piață/financiare

—

acorduri cu furnizori din țări terțe;

—

litigii comerciale;

—

controlul infrastructurii relevante pentru siguranța furnizării de gaze exercitat de entități din țări terțe, ceea ce poate presupune, între altele, riscul de investiții insuficiente, riscul subminării diversificării și cel al nerespectării dreptului Uniunii;

—

volatilitatea prețurilor;

—

investiții insuficiente;

—

vârfuri de cerere bruște și neașteptate;

—

alte riscuri care ar putea duce la deficiențe structurale;

(d)

surse sociale

—

greve (în diferite sectoare conexe, cum ar fi în sectorul gazelor, porturi, transport etc.);

—

sabotaj;

—

vandalism;

—

furt;

(e)

surse legate de natură

—

cutremure;

—

alunecări de teren;

—

inundații (ploi abundente, revărsări ale râurilor);

—

furtuni (maritime);

—

avalanșe;

—

condiții meteorologice extreme;

—

incendii (în exteriorul instalației, cum ar fi în păduri sau pe pajiști aflate în apropiere etc.).

Analiză

(a)

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;

(b)

a se descrie criteriile utilizate pentru a determina dacă o rețea este expusă unor riscuri ridicate/inacceptabile;

(c)

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;

(d)

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)

a se descrie în detaliu scenariul de risc, inclusiv toate ipotezele, și, dacă este cazul, metodologiile care stau la baza calculării acestora;

(b)

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 ( 13 ).

1. Descrierea rețelei

1.1.

A se furniza o scurtă descriere consolidată a rețelei regionale de gaze pentru fiecare grup de risc ( 14 ) la care participă statul membru în cauză, cuprinzând:

(a)

principalele cifre privind consumul de gaze ( 15 ): consumul final anual de gaze (în miliarde de m3 și MWh) și defalcarea pe tip de client ( 16 ), cererea în perioadele de vârf (total și defalcarea pe categorie de consumatori în milioane de m3/zi);

(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 ( 17 );

(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:

(a)

formula N – 1

(i)

identificarea infrastructurii unice principale de gaze;

(ii)

calcularea formulei N – 1 la nivel național;

(iii)

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);

(iv)

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);

(v)

o explicare a rezultatelor calculării formulei N – 1 luând în considerare un nivel al stocurilor de 30 % și de 100 % din volumul util maxim;

(vi)

o explicare a principalelor rezultate ale simulării formulei N – 1 utilizând un model hidraulic;

(vii)

în cazul în care acest lucru este decis de statul membru, o calculare a formulei N – 1 utilizând măsuri axate pe cerere:

—

calcularea formulei N – 1 în conformitate cu punctul 2 din anexa II;

—

descrierea valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calculul acesteia [dacă sunt diferite de cifrele descrise la punctul 2 litera (a) punctul (iii)];

—

indicarea metodologiilor folosite, dacă este cazul, pentru calcularea parametrilor din formula N – 1 (de exemplu Dmax) (a se utiliza anexele pentru explicații detaliate);

—

explicarea măsurilor de piață axate pe cerere adoptate/care urmează a fi adoptate pentru a compensa o perturbare a furnizării de gaze și impactul preconizat al acestora (Deff);

(viii)

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:

—

calcularea formulei N – 1 în conformitate cu punctul 5 din anexa II;

—

descrierea valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând valorile intermediare folosite pentru calculul acesteia [dacă sunt diferite de cifrele descrise la punctul 2 litera (a) punctul (iii)];

—

indicarea metodologiilor și ipotezelor folosite, dacă este cazul, pentru calcularea parametrilor din formula N – 1 (de exemplu Dmax) (a se utiliza anexele pentru explicații detaliate);

—

explicarea mecanismelor convenite pentru a asigura conformitatea cu formula N – 1;

(b)

capacitatea bidirecțională

(i)

indicarea punctelor de interconexiune care dispun de capacitate bidirecțională și a capacității maxime a fluxurilor bidirecționale;

(ii)

indicarea dispozițiilor care reglementează utilizarea capacității de flux inversat (de exemplu capacitatea întreruptibilă);

(iii)

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:

(a)

surse politice

—

perturbări ale furnizării de gaze din țări terțe din diferite motive;

—

tulburări politice (fie în țara de origine, fie într-o țară de tranzit);

—

război/război civil (fie în țara de origine, fie într-o țară de tranzit);

—

terorism;

(b)

surse tehnologice

—

explozie/incendii;

—

incendii (în interiorul unei anumite instalații);

—

scurgeri;

—

lipsa unei întrețineri adecvate;

—

defectarea echipamentului (eșec la demarare, defecțiune în timpul funcționării etc.);

—

lipsa electricității (sau a unei alte surse de energie);

—

defecțiune a TIC (eroare de hardware sau de software, probleme legate de internet sau de sistemul SCADA etc.);

—

atac cibernetic;

—

impactul cauzat de lucrări de excavare (săpături, lucrări de batere a palplanșelor), lucrări de terasament etc.;

(c)

surse comerciale/legate de piață/financiare

—

acorduri cu furnizori din țări terțe;

—

litigii comerciale;

—

controlul infrastructurii relevante pentru siguranța furnizării efectuat de entități din țări terțe, ceea ce poate presupune, între altele, riscul de investiții insuficiente, riscul subminării diversificării și cel al nerespectării dreptului Uniunii;

—

volatilitatea prețurilor;

—

investiții insuficiente;

—

vârfuri de cerere bruște și neașteptate;

—

alte riscuri care ar putea duce la deficiențe structurale;

(d)

surse sociale

—

greve (în diferite sectoare conexe, cum ar fi în sectorul gazelor, porturi, transport etc.);

—

sabotaj;

—

vandalism;

—

furt;

(e)

surse naturale

—

cutremure;

—

alunecări de teren;

—

inundații (ploi abundente, revărsări ale râurilor);

—

furtuni (maritime);

—

avalanșe;

—

condiții meteorologice extreme;

—

incendii (în exteriorul instalației, cum ar fi în păduri sau pe pajiști aflate în apropiere etc.).

Analiză

(a)

a se identifica factorii de risc relevanți pentru statul membru, inclusiv probabilitatea și impactul acestora;

(b)

a se descrie criteriile utilizate pentru a determina dacă o rețea este expusă unor riscuri ridicate/inacceptabile;

(c)

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)

a se descrie în detaliu scenariul de risc, inclusiv toate ipotezele, și, dacă este cazul, metodologiile care stau la baza calculării acestora;

(b)

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

—

Statele membre din grupul de risc

—

Denumirea autorității competente responsabile cu elaborarea acestui plan ( 18 ).

1. Descrierea rețelei

1.1.

A se furniza o scurtă descriere consolidată a rețelei regionale de gaze pentru fiecare grup de risc ( 19 ) la care participă statul membru în cauză, cuprinzând:

(a)

principalele cifre privind consumul de gaze ( 20 ): consumul final anual de gaze (în miliarde de m3) și defalcarea pe tip de client ( 21 ), cererea în perioadele de vârf (total și defalcarea pe categorie de consumatori în milioane de m3/zi);

(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 ( 22 );

(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:

(a)

o listă a scenariilor evaluate și o scurtă descriere a ipotezelor aplicate pentru fiecare scenariu, precum și riscurile/deficiențele identificate;

(b)

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

(i)

identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun pentru o regiune;

(ii)

calcularea formulei N – 1 la nivel regional;

(iii)

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);

(iv)

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

(a)

formula N – 1

(i)

identificarea infrastructurii unice principale de gaze;

(ii)

calcularea formulei N – 1 la nivel național;

(iii)

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);

(iv)

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);

(v)

în cazul în care acest lucru este decis de statul membru, calcularea formulei N – 1 utilizând măsuri axate pe cerere:

—

calcularea formulei N – 1 în conformitate cu punctul 2 din anexa II,

—

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calcul (dacă sunt diferite de cifrele descrise la punctul 3 litera (a) punctul (iii) din prezenta anexă),

—

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),

—

o explicație a măsurilor de piață axate pe cerere adoptate/care urmează a fi adoptate pentru a compensa o perturbare a furnizării de gaze și impactul preconizat al acestora (Deff);

(vi)

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:

—

calcularea formulei N – 1 în conformitate cu punctul 5 din anexa II;

—

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând valorile intermediare folosite pentru calcul (dacă sunt diferite de cifrele descrise la punctul 3 litera (a) punctul (iii) din prezenta anexă);

—

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);

—

o explicație a mecanismelor convenite pentru a asigura conformitatea cu formula N – 1;

(b)

capacitatea bidirecțională

(i)

a se indica punctele de interconexiune care dispun de capacitate bidirecțională și capacitatea maximă a fluxurilor bidirecționale;

(ii)

a se indica dispozițiile care reglementează utilizarea capacității de flux inversat (de exemplu capacitatea întreruptibilă);

(iii)

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)

▼C1

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:

▼B

(a)

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);

(b)

volumele de gaze necesare pentru a se conforma cu standardul de furnizare în conformitate cu scenariile descrise la articolul 6 alineatul (1) primul paragraf;

(c)

capacitatea necesară pentru a se conforma cu standardul de furnizare în conformitate cu scenariile descrise la articolul 6 alineatul (1) primul paragraf;

(d)

măsura (măsurile) în vigoare pentru a se conforma cu standardul de furnizare:

(i)

descrierea măsurii (măsurilor);

(ii)

destinatarii;

(iii)

în cazul în care acesta există, a se descrie sistemul de monitorizare ex-ante a conformității cu standardul de furnizare;

(iv)

regimul de sancțiuni, dacă există;

(v)

a se descrie, pentru fiecare măsură:

—

impactul economic, eficacitatea și eficiența măsurii;

—

impactul măsurii asupra mediului;

—

impactul măsurilor asupra consumatorului;

(vi)

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:

1.

asupra siguranței furnizării altor state membre;

2.

asupra pieței naționale;

3.

asupra pieței interne;

(vii)

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);

(e)

▼C1

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:

▼B

(i)

descrierea măsurii (măsurilor);

(ii)

mecanismul de reducere pentru a reveni la valorile obișnuite într-un spirit de solidaritate și în conformitate cu articolul 13;

▼C1

(iii)

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;

▼B

(iv)

destinatarii;

(v)

volumele de gaze și capacitățile afectate;

(vi)

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)

a se descrie fiecare dintre măsurile preventive adoptate pentru fiecare risc identificat în conformitate cu evaluarea riscurilor, incluzând o descriere a:

(i)

dimensiunii lor naționale sau regionale;

(ii)

impactului lor economic, a eficacității și a eficienței lor;

(iii)

impactului lor asupra clienților.

Dacă este cazul, a se include:

—

măsurile pentru a dezvolta interconexiunile între statele membre învecinate;

—

măsurile pentru a diversifica rutele și sursele de furnizare de gaze;

▼M3

—

măsurile de prevenire a blocării capacității;

▼B

—

măsurile pentru a proteja infrastructurile-cheie relevante pentru siguranța furnizării în ceea ce privește controlul exercitat de entități din țări terțe (incluzând, după caz, legi generale sau specifice sectorului referitoare la verificarea prealabilă a investițiilor, drepturi speciale pentru anumiți acționari etc.);

(b)

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);

(c)

în cazul în care se aplică măsuri nebazate pe piață (pentru fiecare măsură):

(i)

a se justifica de ce măsura este necesară (și anume, de ce siguranța furnizării nu poate fi asigurată numai prin măsuri de piață);

(ii)

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);

(iii)

a se furniza o analiză a impactului unei astfel de măsuri:

—

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:

1.

asupra siguranței furnizării altor state membre;

2.

asupra pieței naționale;

3.

asupra pieței interne;

4.

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;

5.

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)

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;

(b)

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:

(a)

întreprinderi din sectorul gazelor;

(b)

organizații relevante reprezentând interesele clienților casnici;

(c)

organizații relevante reprezentând interesele clienților industriali de gaze, incluzând producătorii de energie electrică;

(d)

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

(a)

identificarea infrastructurii unice principale de gaze de interes comun pentru grupul de risc;

(b)

calcularea formulei N – 1 la nivelul grupului de risc;

(c)

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);

(d)

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)

a se descrie fiecare dintre măsurile preventive adoptate pentru fiecare risc identificat în conformitate cu evaluarea riscurilor, incluzând o descriere a:

(i)

impactului acestora asupra statelor membre ale grupului de risc;

(ii)

impactului lor economic, a eficacității și a eficienței lor;

(iii)

impactului lor asupra mediului;

(iv)

impactului lor asupra clienților.

Dacă este cazul, a se include:

—

măsurile pentru a dezvolta interconexiunile între statele membre învecinate;

—

măsurile pentru a diversifica rutele și sursele de furnizare de gaze;

▼M3

—

măsurile de prevenire a blocării capacității;

▼B

—

măsurile pentru a proteja infrastructurile-cheie relevante pentru siguranța furnizării în ceea ce privește controlul exercitat de entități din țări terțe (incluzând, după caz, legi generale sau specifice sectorului referitoare la verificarea prealabilă a investițiilor, drepturi speciale pentru anumiți acționari etc.);

(b)

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.

(c)

în cazul în care se aplică măsuri nebazate pe piață (pentru fiecare măsură):

(i)

a se justifica de ce măsura este necesară (și anume, de ce siguranța furnizării nu poate fi asigurată numai prin măsuri de piață);

(ii)

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);

(iii)

a se furniza o analiză a impacturilor unei astfel de măsuri:

—

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:

1.

asupra siguranței furnizării altor state membre;

2.

asupra pieței naționale;

3.

asupra pieței interne;

(d)

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;

(e)

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 ( 23 ).

1. Definirea nivelurilor de criză

(a)

a se indica organismul responsabil pentru declararea fiecărui nivel de criză și procedurile de urmat în fiecare caz pentru astfel de declarații;

(b)

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 ( 24 )

2.1. Alerta timpurie

A se descrie măsurile de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:

(i)

o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;

(ii)

a se descrie procedura de urmat, dacă este cazul;

(iii)

a se indica contribuția preconizată a măsurii la gestionarea impacturilor oricărui eveniment sau la pregătirea înainte de producerea unui eveniment;

(iv)

a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați.

2.2. Nivelul de alertă

(a)

a se descrie măsurile de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:

(i)

o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;

(ii)

a se descrie procedura de urmat, dacă este cazul;

(iii)

a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;

(iv)

a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;

(b)

a se descrie obligațiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale în cazul nivelului de alertă.

2.3. Nivelul de urgență

(a)

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;

(b)

a se descrie măsurile de piață de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:

(i)

o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;

(ii)

a se descrie procedura de urmat;

(iii)

a se indica contribuția preconizată a măsurii la atenuarea situației în cazul nivelului de urgență;

(iv)

a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;

(c)

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:

(i)

o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;

(ii)

a se furniza o evaluare a necesității unei astfel de măsuri pentru a face față unei crize, incluzând gradul de utilizare a acesteia;

(iii)

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);

(iv)

a se indica contribuția preconizată a măsurii la atenuarea situației în cazul nivelului de urgență, ca o completare a măsurilor de piață;

(v)

a se evalua alte efecte ale măsurii;

(vi)

a se justifica conformitatea măsurii cu condițiile prevăzute la articolul 11 alineatul (6);

(vii)

a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;

(d)

a se descrie obligațiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale.

3. Măsuri specifice în ceea ce privește energia electrică și termoficarea

(a)

termoficarea

(i)

a se indica pe scurt impactul probabil al unei perturbări a furnizării de gaze în sectorul termoficării;

(ii)

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;

(b)

furnizarea de energie electrică produsă pe bază de gaze

(i)

a se indica pe scurt impactul probabil al unei perturbări a furnizării de gaze în sectorul energiei electrice;

(ii)

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;

(iii)

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

(a)

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:

(i)

întreprinderilor din sectorul gazelor naturale;

(ii)

clienților industriali;

(iii)

producătorilor de energie electrică relevanți;

(b)

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)

a se preciza calendarul pentru simulări în timp real ale reacției la situații de urgență;

(b)

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:

(i)

o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;

(ii)

a se descrie procedura de urmat, dacă este cazul;

(iii)

a se indica contribuția preconizată a măsurii la gestionarea impacturilor oricărui eveniment sau la pregătirea înainte de producerea unui eveniment;

(iv)

a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați.

8.1.2. Nivelul de alertă

(a)

a se descrie măsurile de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:

(i)

o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;

(ii)

a se descrie procedura de urmat, dacă este cazul;

(iii)

a se indica contribuția preconizată a măsurii la gestionarea impacturilor oricărui eveniment sau la pregătirea înainte de producerea unui eveniment;

(iv)

a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;

(b)

a se descrie obligațiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale în cazul nivelului de alertă.

8.1.3. Nivelul de urgență

(a)

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;

(b)

a se descrie măsurile de piață de aplicat în această etapă, indicând, pentru fiecare măsură:

(i)

o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;

(ii)

a se descrie procedura de urmat;

(iii)

a se indica contribuția preconizată a măsurii la atenuarea situației în cazul nivelului de urgență;

(iv)

a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;

(c)

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:

(i)

o scurtă descriere a măsurii și a principalilor actori implicați;

(ii)

a se furniza o evaluare a necesității unei astfel de măsuri pentru a face față unei crize, incluzând gradul de utilizare a acesteia;

(iii)

a se descrie în detaliu procedura de punere în aplicare a măsurii (de exemplu, ce anume ar declanșa introducerea măsurii, cine ar lua decizia);

(iv)

a se indica contribuția preconizată a măsurii la atenuarea situației în cazul nivelului de urgență, ca o completare a măsurilor de piață;

(v)

a se evalua alte efecte ale măsurii;

(vi)

a se justifica conformitatea măsurii cu condițiile stabilite la articolul 11 alineatul (6);

(vii)

a se descrie fluxurile de informații între actorii implicați;

(d)

a se descrie obligațiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale.

8.2. Mecanismele de cooperare

(a)

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;

(b)

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)

a se descrie mecanismele convenite între statele membre direct conectate pentru a se asigura aplicarea principiului solidarității menționat la articolul 13;

(b)

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:

(a)

măsuri din perspectiva furnizării:

—

utilizarea înmagazinării strategice de gaze;

—

utilizarea obligatorie a depozitelor de combustibili alternativi (de exemplu, în conformitate cu Directiva 2009/119/CE a Consiliului ( 25 ));

—

utilizarea obligatorie a energiei electrice generate din alte surse decât gazele naturale;

—

creșterea obligatorie a nivelurilor de producție de gaze;

—

extracția obligatorie din depozite;

(b)

măsuri din perspectiva cererii:

—

mai multe măsuri de reducere obligatorie a cererii, printre care:

—

trecerea obligatorie la alți combustibili;

—

utilizarea obligatorie a contractelor care pot fi întrerupte în cazul în care nu sunt utilizate pe deplin ca parte a măsurilor de piață;

—

întreruperea obligatorie a consumului.

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

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)

1. Prezentare generală

1.1 Referințe

1.2 Cerințe identificate

1.3 Standarde asociate

2. Cerințe identificate

3. Standarde asociate