+ZAŁĄCZNIK VI

ZAŁĄCZNIK VI



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.

1. Przegląd

,

1.1 Odwołania

1.2 Zidentyfikowane wymagania

1.3 Powiązane normy

2. Zidentyfikowane wymagania

Wymagania

3. Powiązane normy

Normy
  • Builddate: 22.06.2026 00:00:00 -Doknr: CELEX:32017R1938
  • EULAW -

    EN: Legal acts of the European Union from EUR-Lex, https://eur-lex.europa.eu/. © European Union. Re-use is authorised by Decision 2011/833/EU, provided the source is acknowledged; the consolidated texts are licensed under CC BY 4.0 (EUR-Lex legal notice). Divided into sections and converted into the GRCA format, the wording unchanged. Only the legislation published in the Official Journal of the European Union is deemed authentic.

    DE: Rechtsakte der Europäischen Union aus EUR-Lex, https://eur-lex.europa.eu/. © Europäische Union. Weiterverwendung nach Beschluss 2011/833/EU mit Quellenangabe gestattet; die konsolidierten Fassungen stehen unter CC BY 4.0 (Rechtlicher Hinweis von EUR-Lex). In Abschnitte aufgeteilt und in das GRCA-Format umgewandelt, der Wortlaut unverändert. Verbindlich sind allein die im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlichten Rechtsakte.