ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (UE) 2017/1938 z dnia 25 października 2017 r. dotyczące środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (UE) nr 994/2010 (Tekst mający znaczenie dla EOG)

Artykuł 1 Przedmiot

Artykuł 1

Przedmiot

W niniejszym rozporządzeniu ustanawia się przepisy mające zagwarantować bezpieczeństwo dostaw gazu w Unii poprzez zapewnienie prawidłowego i ciągłego funkcjonowania rynku wewnętrznego gazu, poprzez umożliwienie wprowadzenia środków wyjątkowych, w tym środków solidarnościowych stosowanych w ostateczności, w przypadku gdy rynek nie jest już w stanie zapewnić wymaganych dostaw gazu, oraz poprzez przejrzyste określenie i podział obowiązków między przedsiębiorstwa gazowe, państwa członkowskie i Unię w zakresie zarówno działań zapobiegawczych, jak i reakcji na konkretne zakłócenia dostaw gazu. W niniejszym rozporządzeniu ustanawia się również przejrzyste mechanizmy koordynacji planowania i reagowania, w duchu solidarności, na poziomie krajowym, regionalnym i unijnym w przypadkach sytuacji nadzwyczajnych.

Artykuł 2 Definicje

Artykuł 2

Definicje

Na użytek niniejszego rozporządzenia stosuje się następujące definicje:

▼M3 —————

▼B

2)

„odbiorca” oznacza odbiorcę zgodnie z definicją w art. 2 pkt 24 dyrektywy 2009/73/WE;

3)

„odbiorca będący gospodarstwem domowym” oznacza odbiorcę będącego gospodarstwem domowym zgodnie z definicją w art. 2 pkt 25 dyrektywy 2009/73/WE;

4)

„podstawowe usługi społeczne” oznaczają usługi związane z opieką zdrowotną, podstawową opieką społeczną oraz służbami ratunkowymi i bezpieczeństwa, oświatą lub administracją publiczną;

5)

„odbiorca chroniony” oznacza odbiorcę będącego gospodarstwem domowym, który jest podłączony do sieci dystrybucyjnej gazu, a oprócz tego – o ile tak postanowi dane państwo członkowskie – termin ten może obejmować co najmniej jedno z poniższych, pod warunkiem że na przedsiębiorstwa lub usługi, o których mowa w lit. a) i b) nie przypada łącznie więcej niż 20 % całkowitego rocznego ostatecznego zużycia gazu w danym państwie członkowskim:

a)

małe lub średnie przedsiębiorstwo, pod warunkiem że jest ono podłączone do sieci dystrybucyjnej gazu;

b)

podmiot świadczący podstawowe usługi społeczne, pod warunkiem że jest on podłączony do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej gazu;

c)

instalację systemów ciepłowniczych, o ile dostarcza ona energię cieplną odbiorcom będącym gospodarstwami domowymi, małym lub średnim przedsiębiorstwom lub podmiotom świadczącym podstawowe usługi społeczne, pod warunkiem że takiej instalacji nie można przestawić na paliwa inne niż gaz;

6)

„odbiorca chroniony w ramach solidarnego wsparcia” oznacza odbiorcę będącego gospodarstwem domowym, który jest podłączony do sieci dystrybucyjnej gazu, a ponadto może oznaczać:

a)

instalację systemów ciepłowniczych, jeżeli jest ona odbiorcą chronionym w danym państwie członkowskim i tylko w zakresie, w jakim dostarcza ona energię cieplną gospodarstwom domowym lub podmiotom świadczącym podstawowe usługi społeczne nie będącym jednostką oświatową ani podmiotem administracji publicznej; lub

b)

podmiot świadczący podstawowe usługi społeczne, jeżeli jest on odbiorcą chronionym w danym państwie członkowskim, nie będącym jednostką oświatową ani podmiotem administracji publicznej;

7)

„właściwy organ” oznacza krajowy organ administracji rządowej lub krajowy organ regulacyjny wyznaczony przez państwo członkowskie, aby zapewnić wdrożenie środków przewidzianych w niniejszym rozporządzeniu;

8)

„krajowy organ regulacyjny” oznacza krajowy organ regulacyjny wyznaczony zgodnie z art. 39 ust. 1 dyrektywy 2009/73/WE;

9)

„przedsiębiorstwo gazowe” oznacza przedsiębiorstwo gazowe zgodnie z definicją w art. 2 pkt 1 dyrektywy 2009/73/WE;

10)

„umowa na dostawy gazu” oznacza umowę na dostawy gazu zgodnie z definicją w art. 2 pkt 34 dyrektywy 2009/73/WE;

11)

„przesył” oznacza przesył zgodnie z definicją w art. 2 pkt 3 dyrektywy 2009/73/WE;

12)

„operator systemu przesyłowego” oznacza operatora systemu przesyłowego zgodnie z definicją w art. 2 pkt 4 dyrektywy 2009/73/WE;

13)

„dystrybucja” oznacza dystrybucję zgodnie z definicją w art. 2 pkt 5 dyrektywy 2009/73/WE;

14)

„operator systemu dystrybucyjnego” oznacza operatora systemu dystrybucyjnego zgodnie z definicją w art. 2 pkt 6 dyrektywy 2009/73/WE;

15)

„połączenie wzajemne” oznacza połączenie wzajemne zgodnie z definicją w art. 2 pkt 17 dyrektywy 2009/73/WE;

16)

„korytarze dostaw awaryjnych” oznaczają unijne korytarze dostaw gazu, które pomagają państwom członkowskim ograniczać skutki ewentualnego zakłócenia dostaw lub zakłócenia funkcjonowania infrastruktury;

17)

„zdolność magazynowania” oznacza zdolność magazynowania zgodnie z definicją w art. 2 pkt 28 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;

18)

„zdolność techniczna” oznacza zdolność techniczną zgodnie z definicją w art. 2 pkt 18 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;

19)

„zdolność ciągła” oznacza zdolność ciągłą zgodnie z definicją w art. 2 pkt 16 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;

20)

„zdolność przerywana” oznacza zdolność przerywaną zgodnie z definicją w art. 2 pkt 13 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;

21)

„zdolność instalacji LNG” oznacza zdolność instalacji LNG zgodnie z definicją w art. 2 pkt 24 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;

22)

„instalacja LNG” oznacza instalację LNG zgodnie z definicją w art. 2 pkt 11 dyrektywy 2009/73/WE;

23)

„instalacja magazynowa” oznacza instalację magazynową zgodnie z definicją w art. 2 pkt 9 dyrektywy 2009/73/WE;

24)

„system” oznacza system zgodnie z definicją w art. 2 pkt 13 dyrektywy 2009/73/WE;

25)

„użytkownik systemu” oznacza użytkownika systemu zgodnie z definicją w art. 2 pkt 23 dyrektywy 2009/73/WE;

26)

„usługi pomocnicze” oznaczają usługi pomocnicze zgodnie z definicją w art. 2 pkt 14 dyrektywy 2009/73/WE;

▼M4

27)

„trajektoria napełniania” oznacza szereg orientacyjnych celów pośrednich dla podziemnych magazynów gazu każdego państwa członkowskiego, stanowiących plan napełniania tego państwa członkowskiego, określonych zgodnie z art. 6a ust. 7;

▼M2

28)

„cel w zakresie napełnienia” oznacza wiążący cel dotyczący poziomu napełnienia w odniesieniu do łącznej zdolności podziemnych magazynów gazu;

29)

„strategiczne zapasy” oznaczają podziemne zapasy lub część podziemnych zapasów nieskroplonego gazu ziemnego, które są nabywane, zarządzane i przechowywane przez operatorów systemu przesyłowego, podmiot wyznaczony przez państwa członkowskie lub przedsiębiorstwo, które mogą być udostępnione jedynie po uprzednim powiadomieniu lub zezwoleniu organu publicznego i które na ogół mogą być udostępniane w przypadku

a)

dużego niedoboru dostaw;

b)

zakłócenia w dostawach; lub

c)

ogłoszenia stanu nadzwyczajnego, o którym mowa w art. 11 ust. 1 lit. c);

30)

„zapasy bilansujące” oznaczają nieskroplony gaz ziemny, który jest:

a)

nabywany, zarządzany i przechowywany pod ziemią przez operatorów systemów przesyłowych lub przez podmiot wyznaczony przez państwo członkowskie, wyłącznie w celu wykonywania funkcji jako operatorów systemów przesyłowych oraz bezpieczeństwa dostaw gazu; oraz

b)

rozdysponowywany wyłącznie w przypadku, gdy wymaga tego utrzymanie funkcjonowania systemu w bezpiecznych i niezawodnych warunkach zgodnie z art. 13 dyrektywy 2009/73/WE oraz z art. 8 i 9 rozporządzenia (UE) nr 312/2014;

31)

„podziemny magazyn gazu” oznacza instalację magazynową zdefiniowaną w art. 2 pkt 9 dyrektywy 2009/73/WE, wykorzystywaną do magazynowania gazu ziemnego, w tym zapasów bilansujących, oraz podłączoną do systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego, ale z wyłączeniem naziemnych magazynów sferycznych lub pojemności magazynowych gazociągów;

▼M3

32)

„gaz” oznacza gaz ziemny zdefiniowany w art. 2 pkt 1 dyrektywy (UE) 2024/1788 ( 1 );

▼M5

33)

„klauzula »bierz lub płać«” oznacza postanowienie umowne, które zobowiązuje nabywcę do przyjęcia dostawy lub – alternatywnie – zapłaty za określoną minimalną ilość gazu w danym okresie, niezależnie od tego, czy gaz ten zostanie faktycznie otrzymany;

34)

„klauzula »dostarcz lub płać«” oznacza postanowienie umowne, które zobowiązuje sprzedawcę do zapłaty kary umownej w przypadku niedostarczenia gazu.

▼B

Artykuł 3 Odpowiedzialność za bezpieczeństwo dostaw gazu

Artykuł 4 Grupa Koordynacyjna ds. Gazu

Artykuł 5 Standard w zakresie infrastruktury

Artykuł 6 Standard w zakresie dostaw gazu

Artykuł 6a Cele w zakresie napełnienia oraz trajektorie napełniania

Artykuł 6b Osiąganie celu w zakresie napełnienia

Artykuł 6c Uzgodnienia w zakresie składowania oraz mechanizm podziału obciążeń.

Artykuł 6d Monitorowanie i egzekwowanie

Artykuł 7 Ocena ryzyka

Artykuł 8 Opracowanie planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej

Artykuł 8a Środki dotyczące cyberbezpieczeństwa

Artykuł 9 Treść planów działań zapobiegawczych

Artykuł 10 Treść planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej

Artykuł 11 Ogłoszenie stanu kryzysowego

Artykuł 12 Reagowanie w przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii

Artykuł 13 Solidarność

Artykuł 13a Współpraca połączonych pośrednio państw członkowskich z zastosowaniem środków rynkowych (środki dobrowolne)

Artykuł 14 Wymiana informacji

Artykuł 15 Tajemnica służbowa

Artykuł 16 Współpraca z umawiającymi się stronami Wspólnoty Energetycznej

Artykuł 17 Monitorowanie przez Komisję

Artykuł 17

Monitorowanie przez Komisję

Komisja stale monitoruje środki służące zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw gazu oraz regularnie przedkłada sprawozdania GKG.

▼M5

Komisja stale monitoruje narażenie systemu energetycznego Unii na dostawy, również za pośrednictwem państw trzecich, gazu, który pochodzi lub jest eksportowany, bezpośrednio lub pośrednio, z Federacji Rosyjskiej, w szczególności na podstawie informacji przekazanych Komisji i właściwym organom zgodnie z art. 14 ust. 6 lit. c).

Komisja ocenia realizację stopniowego odchodzenia od gazu, który pochodzi lub jest eksportowany, bezpośrednio lub pośrednio, z Federacji Rosyjskiej, na podstawie rozporządzenia (UE) 2026/261 na szczeblu krajowym, regionalnym i unijnym na podstawie krajowych planów dywersyfikacji dostaw gazu, o których mowa w art. 9 tego rozporządzenia i swoją ocenę przedstawia Grupie Koordynacyjnej ds. Gazu.

Na podstawie oceny, o której mowa w akapicie trzecim, Komisja publikuje sprawozdanie roczne, które zawiera kompleksowy przegląd postępów poczynionych przez państwa członkowskie w realizacji krajowych planów dywersyfikacji dostaw gazu.

W stosownych przypadkach Komisja może w terminie trzech miesięcy od przedłożenia krajowego planu dywersyfikacji dostaw gazu wydać zalecenie określające możliwe działania i środki mające na celu zapewnienie bezpiecznej dywersyfikacji dostaw gazu i terminowego stopniowego odejścia od gazu, który pochodzi lub jest eksportowany, bezpośrednio lub pośrednio, z Federacji Rosyjskiej.

W następstwie tego zalecenia zainteresowane państwa członkowskie aktualizują swój krajowy plan dywersyfikacji dostaw gazu w ciągu trzech miesięcy, uwzględniając zalecenie Komisji.

Artykuł 17a Sprawozdania Komisji

Artykuł 18 Powiadomienia

Artykuł 18

Powiadomienia

Ocena ryzyka, plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej oraz wszelkie inne dokumenty przekazywane są Komisji drogą elektroniczną za pośrednictwem platformy CIRCABC.

Wszelka korespondencja dotycząca przekazywania wspomnianych dokumentów prowadzona jest drogą elektroniczną.

Artykuł 19 Wykonywanie przekazanych uprawnień

Artykuł 20 Odstępstwo

Artykuł 21 Uchylenie

Artykuł 21

Uchylenie

Rozporządzenie (UE) nr 994/2010 traci moc.

Odesłania do uchylonego rozporządzenia traktuje się jako odesłania do niniejszego rozporządzenia, zgodnie z tabelą korelacji znajdującą się w załączniku IX.

Artykuł 22 Wejście w życie

Artykuł 22

Wejście w życie

Niniejsze rozporządzenie wchodzi w życie czwartego dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.

Niniejsze rozporządzenie stosuje się od dnia 1 listopada 2017 r.

Jednakże art. 13 ust. 1–6, art. 13 ust. 8 akapity pierwszy i drugi oraz art. 13 ust. 14 i 15 mają zastosowanie od dnia 1 grudnia 2018 r.

▼M4

Art. 2 pkt 27–31, art. 6a–6d, art. 16 ust. 3, art. 17a, art. 20 ust. 4 oraz załącznik Ib stosuje się do dnia 31 grudnia 2027 r.

▼B

ZAŁĄCZNIK I Współpraca regionalna

ZAŁĄCZNIK I

Współpraca regionalna

Grupy ryzyka państw członkowskich służące jako podstawa do współpracy w oparciu o ryzyko, o których mowa w art. 3 ust. 7, to:

1.

Grupa ryzyka dla dostaw LNG:

a)

Belgia, Bułgaria, Czechy, Dania, Niemcy, Estonia, Irlandia, Grecja, Hiszpania, Francja, Chorwacja, Włochy, Cypr, Łotwa, Litwa, Luksemburg, Węgry, Malta, Niderlandy, Austria, Polska, Portugalia, Rumunia, Słowenia, Słowacja, Finlandia, Szwecja.

2.

Grupa ryzyka dla dostaw gazu z Morza Północnego:

b)

Belgia, Czechy, Dania, Niemcy, Estonia, Irlandia, Francja, Łotwa, Litwa, Luksemburg, Niderlandy, Austria, Polska, Finlandia, Szwecja.

3.

Grupa ryzyka dla dostaw gazu z Afryki Północnej:

c)

Hiszpania, Francja, Włochy, Malta, Austria, Portugalia, Słowenia.

4.

Grupa ryzyka dla dostaw gazu z kierunku południowo-wschodniego:

d)

Bułgaria, Czechy, Grecja, Chorwacja, Włochy, Cypr, Węgry, Austria, Rumunia, Słowenia, Słowacja.

ZAŁĄCZNIK Ib Wspólna odpowiedzialność za cel w zakresie napełnienia i trajektorię napełniania

ZAŁĄCZNIK Ib

Wspólna odpowiedzialność za cel w zakresie napełnienia i trajektorię napełniania

W odniesieniu do celu w zakresie napełnienia i trajektorii napełniania zgodnie z art. 6a, Republika Słowacka i Czechy są wspólnie odpowiedzialne za instalacje magazynowe Dolní Bojanovice. Dokładny stosunek i zakres tej odpowiedzialności Republiki Słowackiej i Czech podlega dwustronnej umowie między tymi państwami członkowskimi.

Bez uszczerbku dla art. 13 i zgodnie z art. 11 ust. 6 lit. b) Republika Słowacka i Czechy zapewniają, aby w przypadku ogłoszenia stanu kryzysowego na podstawie niniejszego rozporządzenia nie wprowadzano żadnych środków mających wpływ na instalację magazynową Dolní Bojanovice, które prawdopodobnie stanowiłyby poważne zagrożenie dla sytuacji w zakresie dostaw gazu lub osłabiłyby zdolność przedsiębiorstw gazowych do dostaw gazu na rzecz odbiorców chronionych zgodnie z krajowym standardem w zakresie dostaw gazu.

ZAŁĄCZNIK II

Obliczenie wskaźnika N – 1

1. Definicja wskaźnika N – 1

Wskaźnik N – 1 obrazuje zdolność techniczną infrastruktury gazowej do zaspokojenia całkowitego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym w przypadku zakłócenia funkcjonowania największej pojedynczej infrastruktury gazowej w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występującym z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat.

Infrastruktura gazowa obejmuje sieć przesyłową gazu, w tym połączenia międzysystemowe, jak również instalacje produkcyjne, LNG i magazynowe przyłączone do obszaru analizowanego.

Zdolność techniczna całej pozostałej dostępnej infrastruktury gazowej w przypadku zakłócenia funkcjonowania największej pojedynczej infrastruktury gazowej musi być co najmniej równa sumie całkowitego dziennego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występującym z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat.

Wyniki obliczeń przy użyciu podanego poniżej wzoru na wskaźnik N – 1 muszą wynosić co najmniej 100 %.

2. Metoda obliczania wskaźnika N – 1

, N – 1 ≥ 100 %

Parametry stosowane w obliczeniach muszą być jasno zdefiniowane i uzasadnione.

Do celów obliczenia EPm należy podać szczegółowy wykaz punktów wejścia i zdolność każdego z nich.

3. Definicje parametrów stosowanych we wzorze na wskaźnik N – 1

„Obszar analizowany” oznacza określony przez właściwy organ obszar geograficzny, dla którego oblicza się wskaźnik N – 1.

Definicja po stronie popytu

„Dmax ” oznacza całkowite dzienne zapotrzebowanie na gaz (w mln m3/dobę) na obszarze analizowanym w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występującym z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat.

Definicje po stronie podaży

„EPm ”: zdolność techniczna punktów wejścia (w mln m3/dobę) innych niż instalacje produkcyjne, LNG i magazynowe (których zdolność oznacza się parametrami Pm, LNGm i Sm) oznacza sumę wartości zdolności technicznej wszystkich granicznych punktów wejścia zdolnych do zaopatrzenia w gaz obszaru analizowanego.

„Pm ”: maksymalna techniczna zdolność produkcyjna (w mln m3/dobę) oznacza sumę maksymalnych wartości technicznej dziennej zdolności produkcyjnej wszystkich instalacji produkcji gazu, która może zostać dostarczona do punktów wejścia na obszarze analizowanym.

„Sm ”: maksymalna techniczna zdolność odbioru z instalacji magazynowych (w mln m3/dobę) oznacza sumę maksymalnych wartości technicznej dziennej zdolności odbioru wszystkich instalacji magazynowych, która może być dostarczona do punktów wejścia na obszarze analizowanym, z uwzględnieniem właściwości fizycznych każdego z tych punktów.

„LNGm ”: maksymalna techniczna zdolność odbioru z instalacji LNG (w mln m3/dobę) oznacza sumę maksymalnych wartości technicznej dziennej zdolności wysyłkowej wszystkich instalacji LNG na obszarze analizowanym, z uwzględnieniem elementów krytycznych, takich jak rozładunek, usługi pomocnicze, tymczasowe magazynowanie i regazyfikacja LNG oraz techniczna zdolność wysyłkowa do systemu.

„Im ” oznacza zdolność techniczną największej pojedynczej infrastruktury gazowej (w mln m3/dobę) mającej największą zdolność zaopatrzenia obszaru analizowanego. W przypadku gdy kilka infrastruktur gazowych jest podłączonych do wspólnej infrastruktury gazowej zintegrowanej w górę w kierunku zaopatrzenia lub w dół w kierunku rynku i nie mogą one funkcjonować osobno, uznaje się je za jedną infrastrukturę gazową.

4. Obliczanie wskaźnika N – 1 przy użyciu środków po stronie popytu

, N – 1 ≥ 100 %

Definicja po stronie popytu

„Deff ” oznacza część (w mln m3/dobę) Dmax, którą w przypadku zakłócenia dostaw gazu można skutecznie i na czas pokryć za pomocą rynkowych środków po stronie popytu zgodnie z art. 9 ust. 1 lit. c) oraz art. 5 ust. 2.

5. Obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym

W stosownych przypadkach obszar analizowany, o którym mowa w pkt 3, rozszerza się na odpowiedni poziom regionalny określony przez właściwe organy zainteresowanych państw członkowskich. Obliczenia można również rozszerzyć na poziom regionalny grupy ryzyka, jeżeli zostało to uzgodnione z właściwymi organami grupy ryzyka. Do obliczenia wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym stosuje się parametry największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom. Największa pojedyncza infrastruktura gazowa służąca wspólnym interesom danego regionu oznacza największą infrastrukturę gazową w tym regionie, która bezpośrednio lub pośrednio uczestniczy w dostawach gazu do państw członkowskich tego regionu i którą definiuje się w ocenie ryzyka.

Obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym może zastąpić obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu krajowym wyłącznie w przypadku, gdy zgodnie ze wspólną oceną ryzyka największa pojedyncza infrastruktura gazowa służąca wspólnym interesom ma zasadnicze znaczenie dla zaopatrzenia w gaz wszystkich zainteresowanych państw członkowskich.

Na szczeblu grupy ryzyka do celów obliczeń, o których mowa w art. 7 ust. 4, stosuje się parametry największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w grupach ryzyka wymienionych w załączniku I.

ZAŁĄCZNIK III

Stała zdolność przepływu w obu kierunkach

1. Do celów wykonywania przepisów zawartych w niniejszym załączniku krajowy organ regulacyjny może pełnić funkcję właściwego organu, jeżeli tak zdecyduje państwo członkowskie.

2. W celu zapewnienia lub zwiększenia zdolności przepływu w obu kierunkach na połączeniu międzysystemowym albo uzyskania odstępstwa od tego obowiązku lub przedłużenia takiego odstępstwa, operatorzy systemów przesyłowych po obu stronach połączenia międzysystemowego przedstawiają swoim właściwym organom (zwanym dalej „zainteresowanymi właściwymi organami”) i swoim organom regulacyjnym (zwanym dalej „zainteresowanymi organami regulacyjnymi”), po konsultacji ze wszystkimi potencjalnie zainteresowanymi operatorami systemów przesyłowych:

a)

propozycję zapewnienia stałej fizycznej zdolności przesyłania gazu w obu kierunkach do celów stałej zdolności przepływu w obu kierunkach dotyczącą przepływu w przeciwnym kierunku (fizyczna zdolność odwróconego przepływu); lub

b)

wniosek o przyznanie odstępstwa od obowiązku zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach.

Operatorzy systemów przesyłowych podejmują starania, aby przedkładać wspólną propozycję lub wniosek o odstępstwo. W przypadku propozycji zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach operatorzy systemów przesyłowych mogą przedstawić uzasadnioną propozycję w sprawie transgranicznej alokacji kosztów. Propozycję lub wniosek należy przedłożyć nie później niż w dniu 1 grudnia 2018 r. w odniesieniu do wszystkich połączeń międzysystemowych, które istniały w dniu 1 listopada 2017 r., oraz po zakończeniu etapu studium wykonalności, ale przed rozpoczęciem etapu opracowywania szczegółowych projektów technicznych nowych połączeń międzysystemowych.

3. Po otrzymaniu propozycji lub wniosku o przyznanie odstępstwa zainteresowane właściwe organy niezwłocznie konsultują się w sprawie tej propozycji lub tego wniosku z właściwymi organami oraz – jeżeli nie są one właściwymi organami – z krajowymi organami regulacyjnymi państwa członkowskiego, które zgodnie z oceną ryzyka mogłyby skorzystać ze zdolności odwróconego przepływu, z Agencją i z Komisją. Organy, z którymi przeprowadzono konsultacje, mogą wydać opinię w ciągu czterech miesięcy od otrzymania wniosku o konsultację.

4. Zainteresowane organy regulacyjne w ciągu sześciu miesięcy od otrzymania wspólnej propozycji, po przeprowadzeniu konsultacji z zainteresowanymi projektodawcami podejmują – na mocy art. 5 ust. 6 i 7 – skoordynowane decyzje w sprawie transgranicznej alokacji kosztów inwestycyjnych, które mają zostać poniesione w ramach projektu przez każdego operatora systemu przesyłowego. W przypadku gdy zainteresowane organy regulacyjne nie osiągną porozumienia w tym terminie, niezwłocznie informują one zainteresowane właściwe organy.

5. Zainteresowane właściwe organy – na podstawie oceny ryzyka, informacji wymienionych w art. 5 ust. 5 niniejszego rozporządzenia, opinii otrzymanych w następstwie konsultacji zgodnie z pkt 3 niniejszego załącznika oraz uwzględniając bezpieczeństwo dostaw gazu i wkład na rzecz wewnętrznego rynku gazu – podejmują skoordynowaną decyzję. Tę skoordynowaną decyzję podejmuje się w ciągu dwóch miesięcy. Okres dwóch miesięcy rozpoczyna bieg po upływie czteromiesięcznego okresu na zgłaszanie opinii, o którym mowa w pkt 3 niniejszego załącznika, chyba że wszystkie opinie wpłynęły wcześniej, lub po upływie sześciomiesięcznego okresu na przyjęcie skoordynowanej decyzji przez zainteresowane organy regulacyjne, o którym mowa w pkt 4 niniejszego załącznika. W skoordynowanej decyzji:

a)

zatwierdza się propozycję zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach. Decyzja taka zawiera analizę kosztów i korzyści, harmonogram wdrożenia oraz uzgodnienia dotyczące wykorzystania zdolności, a także towarzyszy jej skoordynowana decyzja w sprawie transgranicznej alokacji kosztów, o której mowa w pkt 4 i przygotowana przez zainteresowane organy regulacyjne;

b)

przyznaje się lub przedłuża czasowe odstępstwo na okres nie dłuższy niż cztery lata, jeżeli z analizy kosztów i korzyści zawartej w decyzji wynika, że zdolność odwróconego przepływu nie zwiększy bezpieczeństwa dostaw gazu dla żadnego z odpowiednich państw członkowskich, lub jeżeli koszty inwestycji znacząco przewyższałyby ewentualne korzyści w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu; lub

c)

wzywa się operatorów systemu przesyłowego do zmiany i ponownego złożenia propozycji lub wniosku o odstępstwo w ciągu maksymalnie czterech miesięcy.

6. Zainteresowane właściwe organy niezwłocznie przedkładają skoordynowaną decyzję właściwym organom i krajowym organom regulacyjnym, które przekazały opinię zgodnie z pkt 3, zainteresowanym organom regulacyjnym, Agencji i Komisji, załączając opinie otrzymane w wyniku konsultacji zgodnie z pkt 3.

7. W ciągu dwóch miesięcy od otrzymania skoordynowanej decyzji właściwe organy, o których mowa w pkt 6, mogą zgłosić zastrzeżenia do skoordynowanej decyzji i przedłożyć je zainteresowanym właściwym organom, które przyjęły tę decyzję, a także Agencji i Komisji. Zastrzeżenia te należy ograniczyć do faktów i oceny, w szczególności transgranicznej alokacji kosztów, która nie była przedmiotem konsultacji zgodnie z pkt 3.

8. W ciągu trzech miesięcy od otrzymania skoordynowanej decyzji zgodnie z pkt 6 Agencja wydaje opinię dotyczącą elementów skoordynowanej decyzji z uwzględnieniem wszelkich możliwych zastrzeżeń i przedkłada tę opinię wszystkim zainteresowanym właściwym organom i właściwym organom, o których mowa w pkt 6, oraz Komisji.

9. W ciągu czterech miesięcy od otrzymania opinii wydanej przez Agencję zgodnie z pkt 8 Komisja może przyjąć decyzję wzywającą do wprowadzenia zmian w skoordynowanej decyzji. Każda taka decyzja Komisji jest podejmowana na podstawie kryteriów określonych w pkt 5, uzasadnienia decyzji zainteresowanych organów oraz opinii Agencji. Zainteresowane właściwe organy spełniają żądanie Komisji, zmieniając swoją decyzję w ciągu czterech tygodni.

W przypadku gdy Komisja nie podejmie działań w wyżej wspomnianym czteromiesięcznym terminie, uważa się, że nie zgłasza ona zastrzeżeń do decyzji zainteresowanych właściwych organów.

10. Jeżeli zainteresowane właściwe organy nie były w stanie przyjąć skoordynowanej decyzji w terminie określonym w pkt 5 lub jeżeli zainteresowane organy regulacyjne nie mogły osiągnąć porozumienia w sprawie alokacji kosztów w terminie określonym w pkt 4, zainteresowane właściwe organy informują o tym Agencję i Komisję najpóźniej w dniu upływu terminu. W ciągu czterech miesięcy od otrzymania tej informacji Komisja, po ewentualnej konsultacji z Agencją, przyjmuje decyzję obejmującą wszystkie elementy skoordynowanej decyzji wymienione w pkt 5 z wyjątkiem transgranicznej alokacji kosztów i przekazuje tę decyzję zainteresowanym właściwym organom oraz Agencji.

11. Jeżeli decyzja Komisji zgodnie z pkt 10 niniejszego załącznika wymaga zdolności przepływu w obu kierunkach, Agencja przyjmuje decyzję obejmującą transgraniczną alokację kosztów zgodnie z art. 5 ust. 7 niniejszego rozporządzenia w ciągu trzech miesięcy od otrzymania decyzji Komisji. Przed podjęciem takiej decyzji Agencja przeprowadza konsultacje z zainteresowanymi organami regulacyjnymi oraz operatorami systemu przesyłowego. Okres trzech miesięcy można przedłużyć o dodatkowy okres dwóch miesięcy, w przypadku gdy Agencja musi zwrócić się o dodatkowe informacje. Bieg dodatkowego terminu rozpoczyna się w dniu następującym po dniu otrzymania kompletnych informacji.

12. Komisja, Agencja, właściwe organy, krajowe organy regulacyjne i operatorzy systemów przesyłowych zachowują poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.

13. Odstępstwa od obowiązku zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach przyznane na podstawie rozporządzenia (UE) nr 994/2010 zachowują ważność, chyba że Komisja lub inne zainteresowane państwo członkowskie zwrócą się o zmianę lub zakończy się okres, na jaki zostały przyznane.

ZAŁĄCZNIK IV

Wzór wspólnej oceny ryzyka

Poniższy formularz należy wypełnić się w języku uzgodnionym w ramach grupy ryzyka.

Informacje ogólne

—

Państwa członkowskie w grupie ryzyka

—

Nazwy właściwych organów odpowiedzialnych za przygotowanie oceny ryzyka ( 9 )

1. Opis systemu

Przedstawić krótki opis systemu gazowego grupy ryzyka, obejmujący:

a)

podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu ( 10 ): roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców ( 11 ), zapotrzebowanie szczytowe (ogółem i w podziale na kategorie odbiorców, w mln m3/dobę);

b)

opis funkcjonowania systemu gazowego w grupie ryzyka: główne przepływy (wejście/wyjście/tranzyt), zdolność punktów wejścia/wyjścia w zakresie przesyłu do i z regionu oraz w podziale na poszczególne państwa członkowskie, w tym wskaźnik wykorzystania, instalacje LNG (maksymalna zdolność dzienna, wskaźnik wykorzystania i sposób dostępu do zdolności instalacji LNG) itp.;

c)

podział, w możliwym zakresie, źródeł importu gazu według państwa pochodzenia ( 12 );

d)

opis roli instalacji magazynowych istotnych dla grupy ryzyka, w tym dostęp transgraniczny:

(i)

pojemność magazynową (całkowitą i czynną gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);

e)

opis roli produkcji krajowej w grupie ryzyka:

(i)

wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;

f)

opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej).

2. Standard w zakresie infrastruktury (art. 5)

Opisać obliczenia wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym dla grupy ryzyka, jeżeli tak uzgodniono z właściwymi organami grupy ryzyka, oraz istniejące zdolności przepływu w obu kierunkach, zgodnie z poniższym wzorem:

a)

wzór na wskaźnik N – 1

(i)

wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w grupie ryzyka;

(ii)

obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym;

(iii)

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

(iv)

wskazanie metodyki i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach);

b)

zdolność przepływu w obu kierunkach

(i)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach;

(ii)

wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwróconego przepływu (np. zdolność przerywana);

(iii)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych, w odniesieniu do których przyznano odstępstwo zgodnie z art. 5 ust. 4, okresu ważności tego odstępstwa i podstaw, na jakich je przyznano.

3. Identyfikacja ryzyka

Opisać główne międzynarodowe ryzyko, ze względu na które grupa została utworzona, a także czynniki ryzyka w różnych sytuacjach, które mogłyby spowodować urzeczywistnienie tego ryzyka, prawdopodobieństwo ich wystąpienia i ich konsekwencje.

Niewyczerpujący wykaz czynników ryzyka, które muszą zostać uwzględnione w ocenie jedynie wtedy, gdy mają zastosowanie, według odpowiedniego właściwego organu:

a)

polityczne

—

zakłócenie dostaw gazu z państw trzecich z różnych powodów,

—

niepokoje polityczne (w państwie pochodzenia albo w państwie tranzytu),

—

wojna/wojna domowa (w państwie pochodzenia albo w państwie tranzytu),

—

terroryzm;

b)

technologiczne

—

wybuch/pożary,

—

pożary (wewnątrz danej instalacji),

—

wycieki,

—

brak utrzymania w odpowiednim stanie,

—

awaria urządzeń (awaria przy uruchamianiu, podczas pracy itp.),

—

brak energii elektrycznej (lub innego źródła energii),

—

awaria ICT (awaria sprzętu lub oprogramowania, internetu, problemy z systemem SCADA itp.),

—

cyberatak,

—

skutki robót drążeniowych (wykopów, palowania), robót ziemnych itp.;

c)

handlowe/rynkowe/finansowe

—

umowy z dostawcami z państw trzecich,

—

spory handlowe,

—

kontrolowanie przez podmioty z państw trzecich infrastruktury istotnej dla bezpieczeństwa dostaw gazu, co może oznaczać m.in. ryzyko niedoinwestowania, naruszenia zasady dywersyfikacji lub nieprzestrzegania prawa Unii,

—

wahania cen,

—

niedoinwestowanie,

—

nagłe, nieoczekiwane zapotrzebowanie szczytowe,

—

inne ryzyka, które mogą doprowadzić do strukturalnego pogorszenia funkcjonowania;

d)

społeczne

—

strajki (w różnych powiązanych sektorach, takich jak sektor gazowy, porty, transport itd.),

—

sabotaż,

—

wandalizm,

—

kradzież;

e)

klęski żywiołowe

—

trzęsienia ziemi,

—

osuwiska,

—

powodzie (ulewy, wylanie rzeki),

—

sztormy,

—

lawiny,

—

ekstremalne warunki pogodowe,

—

pożary (poza instalacjami, np. w pobliskich lasach, na pobliskich łąkach itp.).

Analiza

a)

opisać główne międzynarodowe ryzyko i wszelkie inne istotne czynniki ryzyka dla grupy ryzyka, w tym prawdopodobieństwo ich pojawienia się i ich skutki oraz – w stosownych przypadkach – wzajemne oddziaływania i korelację ryzyk występujących w poszczególnych państwach członkowskich;

b)

opisać kryteria zastosowane do ustalenia, czy dany system jest narażony na wysokie/niedopuszczalne ryzyko;

c)

sporządzić wykaz odpowiednich scenariuszy ryzyka stosownie do źródeł ryzyka i opisać, na jakiej podstawie dokonano selekcji;

d)

wskazać, w jakim zakresie uwzględniono scenariusze opracowane przez ENTSOG.

4. Analiza i ocena ryzyka

Przedstawić analizę odpowiednich scenariuszy ryzyka określonych w pkt 3. W symulacji scenariuszy ryzyka uwzględnić istniejące środki w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu, takie jak standard w zakresie infrastruktury obliczany przy użyciu wzoru na wskaźnik N – 1, określonego w załączniku II pkt 2, w stosownym przypadku, oraz standard w zakresie dostaw gazu. Dla każdego scenariusza ryzyka:

a)

opisać szczegółowo scenariusz ryzyka, włącznie z wszelkimi założeniami i, w stosownych przypadkach, metodykami stosowanymi do ich obliczania;

b)

opisać szczegółowo wyniki przeprowadzonej symulacji, w tym ilościową ocenę skutków (np. ilość niedostarczonego gazu, skutki społeczno-gospodarcze, skutki dla systemów ciepłowniczych, skutki dla produkcji energii elektrycznej).

5. Wnioski

Opis głównych wyników wspólnej oceny ryzyka, również ze wskazaniem scenariuszy ryzyka, które wymagają dalszych działań.

ZAŁĄCZNIK V

Wzór krajowej oceny ryzyka

Informacje ogólne

Nazwa właściwego organu odpowiedzialnego za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka ( 13 ).

1. Opis systemu

1.1.

Przedstawić krótki skonsolidowany opis regionalnego systemu gazowego dla każdej z grup ryzyka ( 14 ), do których należy państwo członkowskie, obejmujący:

a)

podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu ( 15 ): roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3 MWh) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców ( 16 ), zapotrzebowanie szczytowe (ogółem i w podziale na kategorie odbiorców, w mln m3/dobę);

b)

opis funkcjonowania systemu gazowego lub systemów gazowych w odpowiednich grupach ryzyka: główne przepływy (wejście/wyjście/tranzyt), zdolność punktów wejścia/wyjścia w zakresie przesyłu do i z regionu lub regionów grup ryzyka oraz w podziale na poszczególne państwa członkowskie, w tym wskaźnik wykorzystania, instalacje LNG (maksymalna zdolność dzienna, wskaźnik wykorzystania i sposób dostępu do zdolności instalacji LNG) itp.;

c)

podział procentowy, w możliwym zakresie, źródeł importu gazu według państwa pochodzenia ( 17 );

d)

opis roli instalacji magazynowych istotnych dla grupy ryzyka, w tym dostęp transgraniczny:

(i)

pojemność magazynową (całkowitą i czynną) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomach na końcu sezonu);

e)

opis roli produkcji krajowej w grupie lub w grupach ryzyka:

(i)

wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność produkcyjną oraz opis tego, w jaki sposób może ona pokryć maksymalne dzienne zużycie;

f)

opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej).

1.2.

Przedstawić krótki opis systemu gazowego państwa członkowskiego, obejmujący:

a)

podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu: roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców, zapotrzebowanie szczytowe (w mln m3/dobę);

b)

opis funkcjonowania systemu gazowego na szczeblu krajowym, w tym infrastruktury (w zakresie nieobjętym pkt 1.1 lit. b)). W stosownych przypadkach również opis systemu wykorzystującego gaz L;

c)

określenie kluczowej infrastruktury istotnej dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu;

d)

podział, w możliwym zakresie, na szczeblu krajowym źródeł importu gazu według państwa pochodzenia;

e)

opis roli instalacji magazynowania, w tym:

(i)

pojemność magazynową (całkowitą i czynną gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);

f)

opis roli produkcji krajowej, w tym:

(i)

wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;

g)

opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej).

2. Standard w zakresie infrastruktury (art. 5)

Opisać, w jaki sposób zapewnia się zgodność ze standardem w zakresie infrastruktury, w tym najważniejsze wartości stosowane we wzorze na wskaźnik N – 1 i alternatywne możliwości zapewnienia zgodności (współpraca z bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi, środki po stronie popytu) oraz istniejące zdolności przepływu w obu kierunkach, zgodnie z poniższym wzorem:

a)

wzór na wskaźnik N – 1

(i)

wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej;

(ii)

obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu krajowym;

(iii)

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru wskaźnik N – 1, w tym wartości składowych użytych do obliczenia tych elementów (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

(iv)

wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach);

(v)

wyjaśnienie wyników obliczeń wskaźnika N – 1 z uwzględnieniem poziomu napełnienia magazynów wynoszącego 30 % i 100 % ich maksymalnej pojemności czynnej;

(vi)

wyjaśnienie głównych wyników symulacji wskaźnika N – 1 z zastosowaniem modelu hydraulicznego;

(vii)

jeżeli tak zadecyduje państwo członkowskie – obliczanie wskaźnika N – 1 przy użyciu środków po stronie popytu:

—

obliczenie wskaźnika N – 1 zgodnie z pkt 2 załącznika II,

—

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (jeżeli użyto innych danych liczbowych niż te, o których mowa w pkt 2 lit. a) ppkt (iii),

—

wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach),

—

wyjaśnienie rynkowych środków po stronie popytu, które zostały lub mają zostać wprowadzone w celu zrekompensowania zakłócenia dostaw gazu, i oczekiwanego wpływu tych środków (Deff);

(viii)

wspólne obliczenie lub obliczenia wskaźnika N – 1, jeżeli tak uzgodniono z właściwymi organami odpowiedniej grupy lub odpowiednich grup ryzyka lub z bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi:

—

obliczenie wskaźnika N – 1 zgodnie z załącznikiem II pkt 5,

—

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru wskaźnik N – 1, w tym wartości składowych użytych do obliczenia tych elementów (jeżeli użyto innych danych liczbowych niż te, o których mowa w pkt 2 lit. a) ppkt (iii),

—

wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach),

—

wyjaśnienie uzgodnień dokonanych w celu zapewnienia zgodności ze wskaźnikiem N – 1;

b)

zdolność przepływu w obu kierunkach

(i)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach;

(ii)

wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwróconego przepływu (np. zdolność przerywana);

(iii)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych, w odniesieniu do których przyznano odstępstwo zgodnie z art. 5 ust. 4, okresu ważności tego odstępstwa i podstaw, na jakich je przyznano.

3. Identyfikacja ryzyka

Opisać czynniki ryzyka, które mogłyby mieć negatywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu w państwie członkowskim, prawdopodobieństwo ich wystąpienia i ich konsekwencje.

Niewyczerpujący wykaz rodzajów czynników ryzyka, które muszą zostać uwzględnione w ocenie jedynie wtedy, gdy mają zastosowanie, według odpowiedniego właściwego organu:

a)

polityczne

—

zakłócenie dostaw gazu z państw trzecich z różnych powodów,

—

niepokoje polityczne (w państwie pochodzenia albo w państwie tranzytu),

—

wojna/wojna domowa (w państwie pochodzenia albo w państwie tranzytu),

—

terroryzm;

b)

technologiczne

—

wybuch/pożary,

—

pożary (wewnątrz danej instalacji),

—

wycieki,

—

brak utrzymania w odpowiednim stanie,

—

awaria urządzeń (awaria przy uruchamianiu, podczas pracy itp.),

—

brak energii elektrycznej (lub innego źródła energii),

—

awaria ICT (awaria sprzętu lub oprogramowania, internetu, problemy z systemem SCADA itp.),

—

cyberatak,

—

skutki robót drążeniowych (wykopów, palowania), robót ziemnych itp.;

c)

handlowe/rynkowe/finansowe

—

umowy z dostawcami z państw trzecich,

—

spory handlowe,

—

kontrolowanie przez podmioty z państw trzecich infrastruktury istotnej dla bezpieczeństwa dostaw, co może oznaczać m.in. ryzyko niedoinwestowania, naruszenia zasady dywersyfikacji lub nieprzestrzegania prawa Unii,

—

wahania cen,

—

niedoinwestowanie,

—

nagłe, nieoczekiwane zapotrzebowanie szczytowe,

—

inne ryzyka, które mogą doprowadzić do strukturalnego pogorszenia funkcjonowania;

d)

społeczne

—

strajki (w różnych powiązanych sektorach, takich jak sektor gazowy, porty, transport itd.),

—

sabotaż,

—

wandalizm,

—

kradzież;

e)

klęski żywiołowe

—

trzęsienia ziemi,

—

osuwiska,

—

powodzie (ulewy, wylanie rzeki),

—

sztormy,

—

lawiny,

—

ekstremalne warunki pogodowe,

—

pożary (poza instalacjami, np. w pobliskich lasach, na pobliskich łąkach itp.).

Analiza

a)

określić odpowiednie czynniki ryzyka istotne dla danego państwa członkowskiego, w tym prawdopodobieństwo ich pojawienia się i ich skutki;

b)

opisać kryteria zastosowane do ustalenia, czy dany system jest narażony na wysokie/niedopuszczalne ryzyko;

c)

sporządzić wykaz odpowiednich scenariuszy ryzyka w podziale na czynniki ryzyka i prawdopodobieństwo ich wystąpienia, oraz opisać, na jakiej podstawie dokonano selekcji.

4. Analiza i ocena ryzyka

Przedstawić analizę odpowiednich scenariuszy ryzyka określonych w pkt 3. W symulacji scenariuszy ryzyka uwzględnić istniejące środki w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu, takie jak standard w zakresie infrastruktury obliczany przy użyciu wzoru na wskaźnik N – 1, określonego w załączniku II pkt 2 oraz standard w zakresie dostaw gazu. Dla każdego scenariusza ryzyka:

a)

opisać szczegółowo scenariusz ryzyka, włącznie z wszelkimi założeniami i, w stosownych przypadkach, metodykami stosowanymi do ich obliczania;

b)

opisać szczegółowo wyniki przeprowadzonej symulacji, w tym ilościową ocenę skutków (np. ilość niedostarczonego gazu, skutki społeczno-gospodarcze, skutki dla systemów ciepłowniczych, skutki dla produkcji energii elektrycznej).

5. Wnioski

Opisać główne wyniki wspólnej oceny ryzyka, w której przygotowaniu uczestniczyło państwo członkowskie, wskazując również scenariusze ryzyka, które wymagają dalszych działań.

ZAŁĄCZNIK VI

Wzór planu działań zapobiegawczych

Informacje ogólne

—

Państwa członkowskie w grupie ryzyka

—

Nazwa właściwego organu odpowiedzialnego za przygotowanie tego planu ( 18 )

1. Opis systemu

1.1.

Przedstawić krótki skonsolidowany opis regionalnego systemu gazowego dla każdej z grup ryzyka ( 19 ), do których należy państwo członkowskie, obejmujący:

a)

podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu ( 20 ): roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców ( 21 ), zapotrzebowanie szczytowe (ogółem i w podziale na kategorie odbiorców, w mln m3/dobę);

b)

opis funkcjonowania systemu gazowego w grupach ryzyka: główne przepływy (wejście/wyjście/tranzyt), zdolność punktów wejścia/wyjścia w zakresie przesyłu do i z regionu lub regionów grupy ryzyka oraz w podziale na poszczególne państwa członkowskie, w tym wskaźnik wykorzystania, instalacje LNG (maksymalna zdolność dzienna, wskaźnik wykorzystania i sposób dostępu do zdolności instalacji LNG) itp.;

c)

podział, w możliwym zakresie, źródeł importu gazu według państwa pochodzenia ( 22 );

d)

opis roli instalacji magazynowych istotnych dla regionu, w tym dostęp transgraniczny:

(i)

pojemność magazynową (całkowitą i czynną) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);

e)

opis roli produkcji krajowej w regionie:

(i)

wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;

f)

opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej);

g)

opis roli środków na rzecz efektywności energetycznej i ich wpływu na roczne ostateczne zużycie gazu.

1.2.

Przedstawić krótki opis systemu gazowego w poszczególnych państwach członkowskich, obejmujący:

a)

podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu: roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców, zapotrzebowanie szczytowe (w mln m3/dobę);

b)

opis funkcjonowania systemu gazowego na szczeblu krajowym, w tym infrastruktury (w zakresie nieobjętym pkt 1.1 lit. b));

c)

określenie kluczowej infrastruktury istotnej dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw;

d)

podział, w możliwym zakresie, na szczeblu krajowym źródeł importu gazu według państwa pochodzenia;

e)

opis roli instalacji magazynowania w państwie członkowskim obejmujący:

(i)

pojemność magazynową (całkowitą i czynną gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);

f)

opis roli produkcji krajowej, w tym:

(i)

wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;

g)

opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej);

h)

opis roli środków na rzecz efektywności energetycznej i ich wpływu na roczne ostateczne zużycie gazu.

2. Streszczenie oceny ryzyka

Opisać krótko wyniki odpowiedniej wspólnej i krajowej oceny ryzyka przeprowadzonej zgodnie z art. 7, podając również:

a)

wykaz scenariuszy poddanych ocenie i krótki opis założeń przyjętych w każdym z nich, jak również zidentyfikowanych źródeł ryzyka/słabych punktów;

b)

główne wnioski z oceny ryzyka.

3. Standard w zakresie infrastruktury (art. 5)

Opisać, w jaki sposób zapewnia się zgodność ze standardem w zakresie infrastruktury, w tym najważniejsze wartości stosowane we wzorze na wskaźnik N – 1 i alternatywne możliwości zapewnienia zgodności (współpraca z sąsiadującymi państwami członkowskimi, środki po stronie popytu) oraz istniejące zdolności przepływu w obu kierunkach, zgodnie z poniższym wzorem:

3.1. Wzór na wskaźnik N – 1

(i)

wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w regionie;

(ii)

obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym;

(iii)

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

(iv)

wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach).

3.2. Szczebel krajowy

a)

wzór na wskaźnik N – 1

(i)

wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej;

(ii)

obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu krajowym;

(iii)

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym wartości składowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

(iv)

wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach);

(v)

jeżeli tak zadecyduje państwo członkowskie – obliczenie wskaźnika N – 1 przy użyciu środków po stronie popytu:

—

obliczenie wskaźnika N – 1 zgodnie z załącznikiem II pkt 5,

—

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (jeżeli użyto innych danych niż podane w pkt 3 lit. a) ppkt (iii) niniejszego załącznika),

—

wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach),

—

wyjaśnienie rynkowych środków po stronie popytu, które zostały lub mają zostać wprowadzone w celu zrekompensowania zakłócenia dostaw gazu, i oczekiwanego wpływu tych środków (Deff);

(vi)

wspólne obliczenie lub obliczenia wskaźnika N – 1, jeżeli tak uzgodniono z właściwymi organami odpowiedniej(-ich) grupy (grup) ryzyka lub z bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi:

—

obliczenie wskaźnika N – 1 zgodnie z załącznikiem II pkt 5,

—

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym wartości składowych użytych do obliczenia (jeżeli użyto innych danych liczbowych niż podane w pkt 3 lit. a) ppkt (iii) niniejszego załącznika),

—

wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach),

—

wyjaśnienie uzgodnień dokonanych w celu zapewnienia zgodności ze wskaźnikiem N – 1;

b)

zdolność przepływu w obu kierunkach

(i)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach;

(ii)

wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwróconego przepływu (np. zdolność przerywana);

(iii)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych, w odniesieniu do których przyznano odstępstwo zgodnie z art. 5 ust. 4, okresu ważności tego odstępstwa i podstaw, na jakich je przyznano.

4. Zgodność ze standardem w zakresie dostaw (art. 6)

Opisać środki przyjęte w celu zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw, jak również z podwyższonym standardem w zakresie dostaw lub dodatkowym obowiązkiem nałożonym ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu, podając:

a)

stosowaną definicję odbiorców chronionych, w tym uwzględnione kategorie odbiorców i ich roczne zużycie gazu (dla każdej kategorii, wartość netto oraz udział procentowy krajowego rocznego ostatecznego zużycia gazu);

b)

ilości gazu potrzebne do zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw zgodnie ze scenariuszami określonymi w art. 6 ust. 1 akapit pierwszy;

c)

zdolność potrzebną do zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw zgodnie ze scenariuszami określonymi w art. 6 ust. 1 akapit pierwszy;

d)

środek lub środki wprowadzone w celu zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw:

(i)

opis środka lub środków;

(ii)

adresaci;

(iii)

opis systemu monitorowania ex ante zgodności ze standardem w zakresie dostaw, o ile wprowadzono taki system;

(iv)

system sankcji, w stosownych przypadkach;

(v)

opis, dla każdego środka:

—

wpływu środka na gospodarkę, jego skuteczności i wydajności,

—

wpływu środka na środowisko,

—

wpływu środka na odbiorców;

(vi)

w przypadku stosowania środków nierynkowych (dla każdego środka):

—

uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych),

—

uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku),

—

analiza skutków takiego środka:

1)

dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;

2)

dla rynku krajowego;

3)

dla rynku wewnętrznego;

(vii)

w przypadku środków wprowadzonych od dnia 1 listopada 2017 r. podać krótkie podsumowanie oceny skutków lub adres strony internetowej, na której umieszczono publiczną ocenę skutków środka lub środków przeprowadzoną zgodnie z art. 9 ust. 4;

e)

w stosownych przypadkach, opis podwyższonego standardu w zakresie dostaw lub dodatkowego obowiązku nałożonego ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu:

(i)

opis środka lub środków;

(ii)

mechanizm ograniczania go do zwykłego poziomu, w duchu solidarności i zgodnie z art. 13;

(iii)

w stosownych przypadkach, opis każdego nowego podwyższonego standardu w zakresie dostaw lub dodatkowego obowiązku nałożonego ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu, przyjętego od dnia 1 listopada 2017 r.;

(iv)

adresaci;

(v)

wymagane ilości gazu oraz zdolności;

(vi)

wskazanie, w jaki sposób środek ten spełnia warunki określone w art. 6 ust. 2.

5. Środki zapobiegawcze

Opisać środki zapobiegawcze, jakie zostały lub mają zostać wprowadzone:

a)

opis każdego ze środków zapobiegawczych przyjętych w odniesieniu do poszczególnych ryzyk zidentyfikowanych zgodnie z oceną ryzyka, w tym opis:

(i)

ich krajowego lub regionalnego wymiaru;

(ii)

ich wpływu na gospodarkę, ich skuteczności i wydajności;

(iii)

ich wpływu na odbiorców.

W stosownych przypadkach z uwzględnić:

—

środki na rzecz poprawy połączeń międzysystemowych między sąsiadującymi państwami członkowskimi,

—

środki na rzecz dywersyfikacji dróg i źródeł dostaw gazu,

▼M3

—

środki zapobiegające akumulacji rezerw zdolności,

▼B

—

środki na rzecz ochrony kluczowej infrastruktury istotnej dla bezpieczeństwa dostaw w odniesieniu do kontroli przez podmioty z państw trzecich (w tym, w stosownych przypadkach, ogólne lub sektorowe przepisy dotyczące kontrolowania inwestycji, specjalne uprawnienia niektórych udziałowców itp.);

b)

opis innych środków przyjętych z powodów niezwiązanych z oceną ryzyka, ale mających pozytywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw w państwie członkowskim z danej grupy lub danych grup ryzyka;

c)

w przypadku stosowania środków nierynkowych (dla każdego środka):

(i)

uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych);

(ii)

uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku);

(iii)

analiza skutków takiego środka:

—

uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych),

—

uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku),

—

analiza skutków takiego środka:

1)

dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;

2)

dla rynku krajowego;

3)

dla rynku wewnętrznego;

4)

wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono środki na rzecz poprawy efektywności, w tym środki po stronie popytu;

5)

wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono odnawialne źródła energii.

6. Inne środki i obowiązki (np. w zakresie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu)

Opisać inne środki i obowiązki nałożone na przedsiębiorstwa gazowe i inne odpowiednie podmioty mogące mieć wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu, takie jak obowiązki w zakresie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu, podając również, na kogo obowiązek ten miałby wpływ i jakich ilości gazu dotyczy. Wyjaśnić szczegółowo, kiedy i w jaki sposób środki te byłyby stosowane.

7. Projekty infrastrukturalne

a)

opisać przyszłe projekty infrastrukturalne, w tym projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania w danych grupach ryzyka, podając przewidywany termin oddania do użytku infrastruktury zrealizowanej w ramach tych projektów, jej zdolność i szacowany wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu w grupie ryzyka;

b)

wskazać, w jaki sposób w projektach infrastrukturalnych uwzględniono ogólnounijny dziesięcioletni plan rozwoju sieci opracowywany przez ENTSOG zgodnie z art. 8 ust. 10 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.

8. Obowiązki świadczenia usług użyteczności publicznej związane z bezpieczeństwem dostaw

Wskazać istniejące obowiązki świadczenia usług użyteczności publicznej związane z bezpieczeństwem dostaw i krótko je opisać (bardziej szczegółowe informacje podać w załącznikach). Jasno określić, kto i w jaki sposób musi spełniać te obowiązki. W stosownych przypadkach opisać, w jaki sposób i kiedy powstawałyby takie obowiązki świadczenia usług użyteczności publicznej.

9. Konsultacje z zainteresowanymi stronami

Zgodnie z art. 8 ust. 2 niniejszego rozporządzenia opisać mechanizm stosowany do celów konsultacji i wyniki konsultacji przeprowadzonych na potrzeby opracowania planu, a także planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, z:

a)

przedsiębiorstwami gazowymi;

b)

odpowiednimi organizacjami reprezentującymi interesy gospodarstw domowych;

c)

odpowiednimi organizacjami reprezentującymi interesy przemysłowych odbiorców gazu, w tym producentów energii elektrycznej;

d)

krajowym organem regulacyjnym.

10. Wymiar regionalny

Wskazać wszelkie krajowe uwarunkowania i środki dotyczące bezpieczeństwa dostaw nieujęte w poprzednich sekcjach planu.

Wskazać, w jaki sposób uwzględnione zostały ewentualne uwagi otrzymane w wyniku konsultacji opisanych w art. 8 ust. 2.

11.1. Obliczanie wskaźnika N – 1 na poziomie grupy ryzyka, jeżeli tak uzgodniły właściwe organy grupy ryzyka

Wzór na wskaźnik N – 1

a)

wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w grupie ryzyka;

b)

obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu grupy ryzyka;

c)

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

d)

wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach).

11.2. Mechanizmy opracowane do celów współpracy

Opisać mechanizmy stosowane do celów współpracy między państwami członkowskimi w odpowiednich grupach ryzyka, także na potrzeby opracowywania środków transgranicznych w ramach planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

Opisać mechanizmy stosowane do celów współpracy z innymi państwami członkowskimi w zakresie opracowywania i przyjmowania przepisów niezbędnych do stosowania art. 13.

11.3. Środki zapobiegawcze

Opisać środki zapobiegawcze, jakie zostały lub mają zostać wprowadzone w grupie ryzyka lub w wyniku porozumień regionalnych:

a)

opis każdego ze środków zapobiegawczych przyjętych w odniesieniu do poszczególnych ryzyk zidentyfikowanych zgodnie z oceną ryzyka, w tym opis:

(i)

ich skutków w państwach członkowskich należących do grupy ryzyka;

(ii)

ich wpływu na gospodarkę, ich skuteczności i wydajności;

(iii)

ich wpływu na środowisko;

(iv)

ich wpływu na odbiorców.

W stosownych przypadkach uwzględnić:

—

środki na rzecz poprawy połączeń międzysystemowych między sąsiadującymi państwami członkowskimi,

—

środki na rzecz dywersyfikacji dróg i źródeł dostaw gazu,

▼M3

—

środki zapobiegające akumulacji rezerw zdolności,

▼B

—

środki na rzecz ochrony kluczowej infrastruktury istotnej dla bezpieczeństwa dostaw w odniesieniu do kontroli przez podmioty z państw trzecich (w tym, w stosownych przypadkach, ogólne lub sektorowe przepisy dotyczące kontrolowania inwestycji, specjalne uprawnienia niektórych udziałowców itp.);

b)

opis innych środków przyjętych z powodów niezwiązanych z oceną ryzyka, ale mających pozytywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw w grupie ryzyka;

c)

w przypadku stosowania środków nierynkowych (dla każdego środka):

(i)

uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych);

(ii)

uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku);

(iii)

analiza skutków takiego środka:

—

uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych),

—

uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku),

—

analiza skutków takiego środka:

1)

dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;

2)

dla rynku krajowego;

3)

dla rynku wewnętrznego;

d)

wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono środki na rzecz poprawy efektywności, w tym środki po stronie popytu;

e)

wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono odnawialne źródła energii.

ZAŁĄCZNIK VII

Wzór planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej

Informacje ogólne

Nazwa właściwego organu odpowiedzialnego za przygotowanie niniejszego planu ( 23 )

1. Definicja stanów kryzysowych

a)

wskazać organ odpowiedzialny za ogłaszanie poszczególnych stanów kryzysowych oraz procedurę stosowaną do ogłaszania każdego z tych stanów;

b)

w tym miejscu – o ile zostały opracowane – podać wskaźniki lub parametry stosowane do ustalenia, czy zdarzenie może doprowadzić do znacznego pogorszenia sytuacji w zakresie dostaw, oraz do podejmowania decyzji o ogłoszeniu określonego stanu kryzysowego.

2. Środki, które mają być przyjmowane w poszczególnych stanach kryzysowych ( 24 )

2.1. Stan wczesnego ostrzeżenia

Opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w niwelowanie skutków jakiegokolwiek zdarzenia lub w osiągnięcie stanu gotowości na wystąpienie takiego zdarzenia;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami.

2.2. Stan alarmowy

a)

opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w rozwiązywanie sytuacji w przypadku stanu alarmowego;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

b)

opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe w przypadku stanu alarmowego.

2.3. Stan nadzwyczajny

a)

opracować wykaz ustalonych wcześniej działań po stronie podaży i po stronie popytu, służących zapewnieniu dostępności gazu w przypadku sytuacji nadzwyczajnej, w tym wykaz umów handlowych między podmiotami uczestniczącymi w takich działaniach oraz, w stosownych przypadkach, mechanizmów rekompensat dla przedsiębiorstw gazowych;

b)

opisać środki rynkowe, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając w odniesieniu do każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

c)

opisać środki nierynkowe, planowane lub przewidziane do wdrożenia w przypadku stanu nadzwyczajnego, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

ocenę konieczności zastosowania takiego środka w celu zaradzenia kryzysowi, w tym stopień jego wykorzystania;

(iii)

szczegółowy opis procedury wdrażania środka (np. jakie okoliczności byłyby sygnałem do wprowadzenia tego środka, kto podjąłby decyzję o jego wprowadzeniu);

(iv)

przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego, stanowiący uzupełnienie środków rynkowych;

(v)

ocenę innych skutków środka;

(vi)

uzasadnienie zgodności środka z warunkami określonymi w art. 11 ust. 6;

(vii)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

d)

opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe.

3. Szczególne środki w odniesieniu do energii elektrycznej i systemów ciepłowniczych

a)

systemy ciepłownicze

(i)

krótko opisać prawdopodobny wpływ zakłócenia dostaw gazu na sektor systemów ciepłowniczych;

(ii)

wskazać środki, jakie mają zostać wprowadzone, i działania, jakie mają zostać podjęte, w celu ograniczenia potencjalnego negatywnego wpływu zakłócenia dostaw gazu na działanie systemów ciepłowniczych. W przeciwnym wypadku wyjaśnić, dlaczego przyjęcie szczególnych środków nie jest właściwym rozwiązaniem;

b)

dostawy energii elektrycznej wytwarzanej przy użyciu gazu

(i)

krótko opisać prawdopodobny wpływ zakłócenia dostaw gazu na sektor energii elektrycznej;

(ii)

wskazać środki, jakie mają zostać wprowadzone, i działania, jakie mają zostać podjęte, w celu złagodzenia potencjalnego negatywnego wpływu zakłócenia dostaw gazu na sektor energii elektrycznej. W przeciwnym wypadku wyjaśnić, dlaczego przyjęcie szczególnych środków nie jest właściwym rozwiązaniem;

(iii)

wskazać mechanizmy/obowiązujące przepisy służące zapewnieniu odpowiedniej koordynacji, w tym wymiany informacji, między głównymi podmiotami w sektorze gazu i energii elektrycznej, w szczególności operatorami systemów przesyłowych, w przypadku wystąpienia poszczególnych stanów kryzysowych.

4. Podmiot lub zespół zarządzający w sytuacji kryzysowej

Wskazać podmiot zarządzający w sytuacji kryzysowej i określić jego rolę.

5. Role i obowiązki poszczególnych podmiotów

a)

w odniesieniu do każdego stanu kryzysowego określić role i obowiązki wymienionych poniżej podmiotów, z uwzględnieniem relacji z właściwymi organami oraz, w stosownych przypadkach, z krajowym organem regulacyjnym:

(i)

przedsiębiorstwa gazowe;

(ii)

odbiorcy przemysłowi;

(iii)

odpowiedni producenci energii elektrycznej;

b)

w odniesieniu do każdego stanu kryzysowego określić role i obowiązki właściwych organów oraz podmiotów, którym delegowano określone zadania.

6. Środki dotyczące nienależytego zużycia przez odbiorców, którzy nie są odbiorcami chronionymi

Opisać środki wprowadzone w celu zapobieżenia – w jak największym stopniu i bez stwarzania zagrożenia dla bezpiecznego i niezawodnego funkcjonowania systemu gazowego lub tworzenia niebezpiecznych sytuacji – zużyciu przez odbiorców, którzy nie są odbiorcami chronionymi, dostaw gazu przeznaczonych dla odbiorców chronionych w czasie trwania stanu nadzwyczajnego. Wskazać charakter tego środka (administracyjny, techniczny itp.), główne podmioty oraz procedury, które należy stosować.

7. Testy reagowania w sytuacjach nadzwyczajnych

a)

wskazać harmonogram symulacji reagowania w czasie rzeczywistym w sytuacjach nadzwyczajnych;

b)

wskazać uczestniczące podmioty i procedury oraz podać konkretne scenariusze wykorzystywane do symulacji sytuacji o znacznych skutkach i o skutkach umiarkowanych.

W przypadku aktualizacji planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej: podać krótki opis testów przeprowadzonych od momentu przedstawienia ostatniego planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej i ich główne wyniki. Wskazać, jakie środki przyjęto w wyniku tych testów.

8. Wymiar regionalny

8.1. Środki, które mają być przyjmowane w poszczególnych stanach kryzysowych:

8.1.1. Stan wczesnego ostrzeżenia

Opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w niwelowanie skutków jakiegokolwiek zdarzenia lub w osiągnięcie stanu gotowości na wystąpienie takiego zdarzenia;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami.

8.1.2. Stan alarmowy

a)

opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w niwelowanie skutków jakiegokolwiek zdarzenia lub w osiągnięcie stanu gotowości na wystąpienie takiego zdarzenia;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

b)

opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe w przypadku stanu alarmowego.

8.1.3. Stan nadzwyczajny

a)

opracować wykaz ustalonych wcześniej działań po stronie podaży i po stronie popytu, służących zapewnieniu dostępności gazu w przypadku sytuacji nadzwyczajnej, w tym wykaz umów handlowych między podmiotami uczestniczącymi w takich działaniach oraz, w stosownych przypadkach, mechanizmów rekompensat dla przedsiębiorstw gazowych;

b)

opisać środki rynkowe, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając w odniesieniu do każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

c)

opisać środki nierynkowe, planowane lub przewidziane do wdrożenia w przypadku stanu nadzwyczajnego, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

ocenę konieczności zastosowania takiego środka w celu zaradzenia kryzysowi, w tym stopień jego wykorzystania;

(iii)

szczegółowy opis procedury wdrażania środka (np. jakie okoliczności byłyby sygnałem do wprowadzenia środka, kto podjąłby decyzję o jego wprowadzeniu);

(iv)

przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego, stanowiący uzupełnienie środków rynkowych;

(v)

ocenę innych skutków środka;

(vi)

uzasadnienie zgodności środka z warunkami określonymi w art. 11 ust. 6;

(vii)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

d)

opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe.

8.2. Mechanizmy współpracy

a)

dla każdego ze stanów kryzysowych opisać mechanizmy stosowane w każdej z odpowiednich grup ryzyka do celów współpracy oraz zapewnienia odpowiedniej koordynacji. Opisać procedury podejmowania decyzji w celu odpowiedniego reagowania na szczeblu regionalnym w przypadku każdego ze stanów kryzysowych, o ile takie procedury istnieją i nie zostały ujęte w pkt 2;

b)

Dla każdego ze stanów kryzysowych opisać mechanizmy stosowane do celów współpracy z innymi państwami członkowskimi spoza grup ryzyka oraz koordynowania działań.

8.3. Solidarność wśród państw członkowskich

a)

opisać uzgodnienia między bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi służące zapewnieniu stosowania zasady solidarności, o której mowa w art. 13;

b)

w stosownym przypadku, opisać uzgodnienia między państwami członkowskimi, które są ze sobą połączone poprzez państwo trzecie, służące zapewnieniu stosowania zasady solidarności, o której mowa w art. 13.

ZAŁĄCZNIK VIII

Wykaz nierynkowych środków w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu

Przy opracowywaniu planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej właściwy organ uwzględnia udział środków wymienionych w poniższym orientacyjnym i niewyczerpującym wykazie wyłącznie w sytuacji nadzwyczajnej:

a)

środki po stronie podaży:

—

wykorzystywanie rezerw strategicznych gazu,

—

obowiązkowe wykorzystanie zapasów paliw alternatywnych (np. zgodnie z dyrektywą Rady 2009/119/WE ( 25 )),

—

obowiązkowe wykorzystanie energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł innych niż gaz,

—

obowiązkowe zwiększenie poziomu produkcji gazu,

—

obowiązkowy odbiór z instalacji magazynowych;

b)

środki po stronie popytu:

—

różne działania w ramach obowiązkowego zmniejszania popytu, w tym:

—

obowiązkowe przestawienie się na inne rodzaje paliwa,

—

obowiązkowe stosowanie umów na usługi przerywane, w przypadku gdy nie stosuje się ich w pełni w ramach środków rynkowych,

—

obowiązkowe zmniejszanie obciążenia.

ZAŁĄCZNIK IX

Tabela korelacji

Rozporządzenie (UE) nr 994/2010	Niniejsze rozporządzenie
art. 1	art. 1
art. 2	art. 2
art. 3	art. 3
art. 6	art. 5
art. 8	art. 6
art. 9	art. 7
art. 4	art. 8
art. 5	art. 9
art. 10	art. 10
art. 10	art. 11
art. 11	art. 12
—	art. 13
art. 13	art. 14
art. 12	art. 4
—	art. 15
—	art. 16
art. 14	art. 17
—	art. 18
—	art. 19
art. 16	art. 20
art. 15	art. 21
art. 17	art. 22
załącznik I	załącznik II
art. 7	załącznik III
załącznik IV	załącznik I
—	załącznik IV
—	załącznik V
—	załącznik VI
—	załącznik VII
załącznik II	—
załącznik III	załącznik VIII
—	załącznik IX

ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (UE) 2017/1938 z dnia 25 października 2017 r. dotyczące środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (UE) nr 994/2010 (Tekst mający znaczenie dla EOG)

1. Przegląd

1.1 Odwołania

1.2 Zidentyfikowane wymagania

1.3 Powiązane normy

2. Zidentyfikowane wymagania

3. Powiązane normy