RÈGLEMENT (UE) 2017/1938 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 25 octobre 2017 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) n o 994/2010 (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

Article premier Objet

Article premier

Objet

Le présent règlement établit des dispositions visant à préserver la sécurité de l’approvisionnement en gaz dans l’Union en garantissant le fonctionnement correct et continu du marché intérieur du gaz, en permettant la mise en œuvre de mesures exceptionnelles lorsque le marché ne peut plus fournir les volumes de gaz requis, y compris une mesure de solidarité de dernier recours, et en instaurant une définition et une répartition claires des responsabilités entre les entreprises de gaz naturel, les États membres et l’Union tant du point de vue de l’action préventive que de la réaction à des ruptures concrètes de l’approvisionnement en gaz. Le présent règlement établit également des mécanismes transparents concernant, dans un esprit de solidarité, la coordination de la préparation et de la réaction à des urgences aux niveaux national, régional et de l’Union.

Article 2 Définitions

Article 2

Définitions

Aux fins du présent règlement, les définitions suivantes s'appliquent:

▼M3 —————

▼B

2)

«client», un client au sens de l'article 2, point 24, de la directive 2009/73/CE;

3)

«client résidentiel», un client résidentiel au sens de l'article 2, point 25, de la directive 2009/73/CE;

4)

«service social essentiel», un service de soins de santé, d'aide sociale essentielle, d'urgence, de sécurité, d'éducation ou d'administration publique;

5)

«client protégé», un client résidentiel qui est connecté à un réseau de distribution de gaz et, en outre, lorsque l'État membre concerné le décide, une ou plusieurs des entités suivantes, pour autant que les entreprises ou services visés aux points a) et b) ne représentent pas conjointement plus de 20 % de la consommation finale totale annuelle de gaz dans cet État membre:

a)

une petite ou moyenne entreprise, pour autant qu'elle soit connectée à un réseau de distribution de gaz;

b)

un service social essentiel, pour autant qu'il soit connecté à un réseau de distribution ou de transport de gaz;

c)

une installation de chauffage urbain, dans la mesure où elle fournit du chauffage à des clients résidentiels, à de petites ou moyennes entreprises ou à des services sociaux essentiels, pour autant que cette installation ne soit pas en mesure de passer à d'autres combustibles que le gaz;

6)

«client protégé au titre de la solidarité», un client résidentiel qui est connecté à un réseau de distribution de gaz et, en outre, peut comprendre une des entités suivantes ou les deux:

a)

une installation de chauffage urbain s'il s'agit d'un client protégé dans l'État membre concerné et uniquement dans la mesure où elle fournit du chauffage à des ménages ou à des services sociaux essentiels autres que des services d'éducation ou d'administration publique;

b)

un service social essentiel s'il s'agit d'un client protégé dans l'État membre concerné, autre qu'un service d'éducation ou d'administration publique;

7)

«autorité compétente», une autorité gouvernementale nationale ou une autorité de régulation nationale désignée par un État membre pour veiller à la mise en œuvre des mesures prévues dans le présent règlement;

8)

«autorité de régulation nationale», une autorité de régulation nationale désignée conformément à l'article 39, paragraphe 1, de la directive 2009/73/CE;

9)

«entreprise de gaz naturel», une entreprise de gaz naturel au sens de l'article 2, point 1, de la directive 2009/73/CE;

10)

«contrat de fourniture de gaz», un contrat de fourniture de gaz au sens de l'article 2, point 34, de la directive 2009/73/CE;

11)

«transport», le transport au sens de l'article 2, point 3, de la directive 2009/73/CE;

12)

«gestionnaire de réseau de transport», un gestionnaire de réseau de transport au sens de l'article 2, point 4, de la directive 2009/73/CE;

13)

«distribution», la distribution au sens de l'article 2, point 5, de la directive 2009/73/CE;

14)

«gestionnaire de réseau de distribution», un gestionnaire de réseau de distribution au sens de l'article 2, point 6, de la directive 2009/73/CE;

15)

«interconnecteur», une interconnexion au sens de l'article 2, point 17, de la directive 2009/73/CE;

16)

«corridors d'approvisionnement d'urgence», des voies d'approvisionnement en gaz de l'Union qui aident les États membres à mieux atténuer les effets d'éventuelles ruptures d'approvisionnement ou de défaillances d'infrastructures;

17)

«capacité de stockage», une capacité de stockage au sens de l'article 2, point 28, du règlement (CE) no 715/2009;

18)

«capacité technique», une capacité technique au sens de l'article 2, point 18, du règlement (CE) no 715/2009;

19)

«capacité ferme», une capacité ferme au sens de l'article 2, point 16, du règlement (CE) no 715/2009;

20)

«capacité interruptible», une capacité interruptible au sens de l'article 2, point 13, du règlement (CE) no 715/2009;

21)

«capacité d'installation de GNL», la capacité d'installation de GNL au sens de l'article 2, point 24, du règlement (CE) no 715/2009;

22)

«installation de GNL», une installation de GNL au sens de l'article 2, point 11, de la directive 2009/73/CE;

23)

«installation de stockage», une installation de stockage au sens de l'article 2, point 9, de la directive 2009/73/CE;

24)

«réseau», un réseau au sens de l'article 2, point 13, de la directive 2009/73/CE;

25)

«utilisateur du réseau», un utilisateur du réseau au sens de l'article 2, point 23, de la directive 2009/73/CE;

26)

«services auxiliaires», des services auxiliaires au sens de l'article 2, point 14, de la directive 2009/73/CE;

▼M4

27)

«trajectoire de remplissage», une série d’objectifs intermédiaires indicatifs pour les installations de stockage souterrain de gaz de chaque État membre, représentant le plan de remplissage de cet État membre, fixés conformément à l’article 6 bis, paragraphe 7;

▼M2

28)

«objectif de remplissage», un objectif contraignant pour le niveau de remplissage de la capacité agrégée des installations de stockage souterrain de gaz;

29)

«stockage stratégique», un stockage souterrain ou une partie de stockage souterrain de gaz naturel non liquéfié qui est acheté(e), géré(e) et stocké(e) par des gestionnaires de réseau de transport, une entité désignée par les États membres ou une entreprise, et qui ne peut être libéré(e) qu'après une notification préalable ou une autorisation de déblocage délivrée par les autorités publiques, et qui est généralement débloquée en cas de:

a)

grave pénurie de l'approvisionnement;

b)

rupture d'approvisionnement; ou

c)

déclaration d'urgence telle qu'elle est visée à l'article 11, paragraphe 1, point c);

30)

«stock d'équilibrage», du gaz naturel non liquéfié:

a)

qui est acheté, géré et stocké sous terre par des gestionnaires de réseau de transport ou par une entité désignée par l'État membre, aux seules fins de l'exercice des fonctions de gestionnaire de réseau de transport et de la sécurité de l'approvisionnement en gaz; et

b)

qui n'est acheminé que si cela est nécessaire pour maintenir le réseau en service dans des conditions sûres et fiables conformément à l'article 13 de la directive 2009/73/CE et aux articles 8 et 9 du règlement (UE) n° 312/2014;

31)

«installation de stockage souterrain de gaz», une installation de stockage au sens de l'article 2, point 9), de la directive 2009/73/CE, qui est utilisée pour le stockage de gaz naturel, y compris le stock d'équilibrage, et qui est raccordée à un réseau de transport ou de distribution, à l'exclusion des sphères de stockage ou du stockage en conduite en surface;

▼M3

32)

«gaz»: le gaz naturel tel qu’il est défini à l’article 2, point 1), de la directive (UE) 2024/1788 ( 1 );

▼M5

33)

«disposition de prise ferme»: une disposition contractuelle qui oblige l’acheteur à prendre livraison d’une quantité minimale déterminée de gaz au cours d’une période donnée, ou à payer cette quantité, que le gaz soit effectivement réceptionné ou non;

34)

«disposition de livraison ferme»: une disposition contractuelle qui oblige le vendeur à payer une amende contractuelle en cas de non-livraison de gaz.

▼B

Article 3 Responsabilité de la sécurité de l'approvisionnement en gaz

Article 4 Groupe de coordination pour le gaz

Article 5 Normes relatives aux infrastructures

Article 6 Normes d'approvisionnement en gaz

Article 6 bis Objectifs et trajectoires de remplissage

Article 6 ter Mise en œuvre des objectifs de remplissage

Article 6 quater Accords de stockage et mécanisme de partage de la charge

Article 6 quinquies Surveillance et contrôle de l'application

Article 7 Évaluation des risques

Article 8 Mise en place des plans d'action préventifs et des plans d'urgence

Article 8 bis Mesures relatives à la cybersécurité

Article 9 Contenu des plans d'action préventifs

Article 10 Contenu des plans d'urgence

Article 11 Déclaration de crise

Article 12 Mesures d'urgence aux niveaux régional et de l'Union

Article 13 Solidarité

Article 13 bis Coopération entre États membres indirectement connectés recourant à des mesures fondées sur le marché (mesures volontaires)

Article 14 Échange d'informations

Article 15 Secret professionnel

Article 16 Coopération avec les parties contractantes de la Communauté de l'énergie

Article 17 Suivi exercé par la Commission

Article 17

Suivi exercé par la Commission

La Commission suit en permanence les mesures visant la sécurité de l'approvisionnement en gaz et fait rapport régulièrement au groupe de coordination pour le gaz.

▼M5

La Commission assure une surveillance continue de l’exposition du système énergétique de l’Union à l’approvisionnement, y compris via des pays tiers, en gaz originaire de la Fédération de Russie ou exporté, directement ou indirectement, depuis celle-ci, en particulier sur la base des informations notifiées à la Commission et aux autorités compétentes, conformément à l’article 14, paragraphe 6, point c).

La Commission évalue la mise en œuvre de la suppression progressive du gaz originaire de la Fédération de Russie ou exporté, directement ou indirectement, depuis celle-ci au titre du règlement (UE) 2026/261 aux niveaux national, régional et de l’Union sur la base des plans nationaux de diversification pour le gaz visés à l’article 9 dudit règlement et communique son évaluation au groupe de coordination pour le gaz.

Sur la base de l’évaluation visée au troisième alinéa, la Commission publie un rapport annuel, qui fournit une vue d’ensemble complète des progrès accomplis par les États membres dans la mise en œuvre de leurs plans nationaux de diversification pour le gaz.

Le cas échéant, la Commission peut publier, dans un délai de trois mois à compter de la présentation d’un plan de diversification national pour le gaz, une recommandation qui répertorie les actions et mesures possibles pour assurer une diversification de l’approvisionnement en gaz et une suppression progressive en temps utile du gaz originaire de la Fédération de Russie ou exporté, directement ou indirectement, depuis celle-ci.

À la suite de cette recommandation, l’ État membre concerné met à jour son plan national de diversification pour le gaz dans un délai de trois mois, en tenant compte de la recommandation de la Commission.

Article 17 bis Rapports de la Commission

Article 18 Notifications

Article 18

Notifications

L'évaluation des risques, les plans d'action préventifs, les plans d'urgence et tous les autres documents sont notifiés à la Commission par voie électronique via la plateforme CIRCABC.

Toute la correspondance relative à une notification est transmise par voie électronique.

Article 19 Exercice de la délégation

Article 20 Dérogation

Article 21 Abrogation

Article 21

Abrogation

Le règlement (UE) no 994/2010 est abrogé.

Les références faites au règlement abrogé s'entendent comme faites au présent règlement et sont à lire selon le tableau de correspondance figurant à l'annexe IX.

Article 22 Entrée en vigueur

Article 22

Entrée en vigueur

Le présent règlement entre en vigueur le quatrième jour suivant celui de sa publication au Journal officiel de l'Union européenne.

Il est applicable à partir du 1er novembre 2017.

Toutefois, l'article 13, paragraphes 1 à 6, l'article 13, paragraphe 8, premier et deuxième alinéas, et l'article 13, paragraphes 14 et 15, s'appliquent à compter du 1er décembre 2018.

▼M4

L’article 2, points 27) à 31), les articles 6 bis à 6 quinquies, l’article 16, paragraphe 3, l’article 17 bis, l’article 20, paragraphe 4, et l’annexe I ter s’appliquent jusqu’au 31 décembre 2027.

▼B

ANNEXE I Coopération régionale

ANNEXE I

Coopération régionale

Les groupes de risque d’États membres qui servent de base à la coopération fondée sur les risques visée à l’article 3, paragraphe 7, sont les suivants:

1.

Groupe de risque approvisionné en gaz naturel liquéfié (GNL):

a)

Belgique, Bulgarie, Tchéquie, Danemark, Allemagne, Estonie, Irlande, Grèce, Espagne, France, Croatie, Italie, Chypre, Lettonie, Lituanie, Luxembourg, Hongrie, Malte, Pays-Bas, Autriche, Pologne, Portugal, Roumanie, Slovénie, Slovaquie, Finlande, Suède.

2.

Groupe de risque approvisionné en gaz via la route de la mer du Nord:

b)

Belgique, Tchéquie, Danemark, Allemagne, Estonie, Irlande, France, Lettonie, Lituanie, Luxembourg, Pays-Bas, Autriche, Pologne, Finlande, Suède.

3.

Groupe de risque approvisionné en gaz via la route de l’Afrique du Nord:

c)

Espagne, France, Italie, Malte, Autriche, Portugal, Slovénie.

4.

Groupe de risque approvisionné en gaz via la route du Sud-Est:

d)

Bulgarie, Tchéquie, Grèce, Croatie, Italie, Chypre, Hongrie, Autriche, Roumanie, Slovénie, Slovaquie.

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

ANNEX Ib

Shared responsibility for the filling target and the filling trajectory

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

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

ANNEXE II

Calcul de la formule N – 1

1. Définition de la formule N – 1

La formule N – 1 décrit l'aptitude de la capacité technique des infrastructures gazières à répondre à la demande totale de gaz de la zone couverte en cas de défaillance de la plus grande infrastructure gazière pendant une journée de demande exceptionnellement élevée en gaz se produisant avec une probabilité statistique d'une fois en vingt ans.

Les infrastructures gazières englobent le réseau de transport de gaz, y compris les interconnexions, ainsi que les installations de production, les installations de GNL et les installations de stockage connectées à la zone couverte.

La capacité technique de toutes les autres infrastructures gazières disponibles, en cas de défaillance de la plus grande infrastructure gazière, est au moins égale à la somme de la demande quotidienne totale de gaz de la zone couverte pendant une journée de demande exceptionnellement élevée se produisant avec une probabilité statistique d'une fois en vingt ans.

Les résultats de la formule N – 1, comme calculés ci-dessous, sont au moins égaux à 100 %.

2. Méthode de calcul de la formule N – 1

, N – 1 ≥ 100 %

Les paramètres utilisés pour le calcul sont clairement décrits et justifiés.

Pour le calcul de l'EPm, une liste détaillée des points d'entrée et de leur capacité individuelle est fournie.

3. Définitions des paramètres de la formule N – 1

On entend par «zone couverte» une zone géographique pour laquelle on calcule la formule N – 1; cette zone est déterminée par l'autorité compétente.

Définition relative à la demande

«Dmax » désigne la demande quotidienne totale de gaz (en Mio m3/j) de la zone couverte pendant une journée de demande exceptionnellement élevée se produisant avec une probabilité statistique d'une fois en vingt ans.

Définitions relatives à l'offre

«EPm »: on entend par «capacité technique des points d'entrée (en Mio m3/j), autres que les installations de production, les installations de GNL et les installations de stockage couvertes par les définitions Pm, LNGm et Sm », la somme des capacités techniques de tous les points d'entrée frontaliers capables d'approvisionner la zone couverte en gaz;

«Pm »: on entend par «capacité de production technique maximale (en Mio m3/j)» la somme des capacités de production techniques maximales quotidiennes de l'ensemble des installations de production de gaz pouvant être délivrées aux points d'entrée dans la zone couverte;

«Sm »: on entend par «capacité de soutirage technique maximale des installations de stockage (en Mio m3/j)» la somme des capacités techniques maximales quotidiennes de soutirage de l'ensemble des installations de stockage, compte tenu de leurs caractéristiques physiques respectives, pouvant être délivrées aux points d'entrée de la zone couverte;

«LNGm »: on entend par «capacité technique maximale des installations de GNL (en Mio m3/j)» la somme des capacités techniques quotidiennes maximales d'émission sur le réseau offertes par toutes les installations de GNL dans la zone couverte, compte tenu d'éléments essentiels comme le déchargement, les services auxiliaires, le stockage temporaire et la regazéification du GNL, ainsi que la capacité technique d'émission sur le réseau;

«Im » désigne la capacité technique de la plus grande infrastructure gazière (en Mio m3/j), caractérisée par la plus importante capacité à approvisionner la zone couverte. Lorsque plusieurs infrastructures gazières sont connectées à une infrastructure gazière commune en amont ou en aval, et ne peuvent être exploitées séparément, elles sont considérées comme une infrastructure gazière unique.

4. Calcul de la formule N – 1 avec utilisation de mesures axées sur la demande

, N – 1 ≥ 100 %

Définition relative à la demande

«Deff » désigne la partie (en Mio m3/j) de Dmax qui, en cas d'une rupture de l'approvisionnement en gaz, peut être couverte suffisamment et en temps utile au moyen de mesures fondées sur le marché et axées sur la demande, conformément à l'article 9, paragraphe 1, point c), et à l'article 5, paragraphe 2.

5. Calcul de la formule N – 1 au niveau régional

La zone couverte visée au point 3 est étendue au niveau régional approprié, le cas échéant, comme l'ont déterminé les autorités compétentes des États membres concernés. Le calcul peut également s'étendre au niveau régional du groupe de risque s'il en a été convenu ainsi avec les autorités compétentes du groupe de risque. Pour le calcul de la formule N – 1 au niveau régional, on utilise la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun. La plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun d'une région est l'infrastructure gazière la plus grande de cette région qui contribue directement ou indirectement à l'approvisionnement en gaz des États membres de cette région et qui est définie dans l'évaluation des risques.

Le calcul de la formule N – 1 au niveau régional ne peut remplacer le calcul de la formule N – 1 au niveau national que lorsque la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun présente une importance majeure pour l'approvisionnement en gaz de tous les États membres concernés, conformément à l'évaluation commune des risques.

Au niveau du groupe de risque, on utilise aux fins des calculs visés à l'article 7, paragraphe 4, la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun pour les groupes de risque, tels qu'ils sont énumérés à l'annexe I.

ANNEXE III

Capacité bidirectionnelle permanente

1. Aux fins de l'exécution des dispositions énoncées dans la présente annexe, l'autorité de régulation nationale peut agir en qualité d'autorité compétente si l'État membre en a décidé ainsi.

2. Afin de mettre en place une capacité bidirectionnelle ou de la renforcer sur une interconnexion, ou d'obtenir ou de prolonger une dérogation à cet égard, les gestionnaires de réseau de transport de part et d'autre de l'interconnexion soumettent à leurs autorités compétentes (ci-après dénommées «autorités compétentes concernées») et à leurs autorités de régulation (ci-après dénommées «autorités de régulation concernées»), après consultation de tous les gestionnaires de réseau de transport potentiellement concernés:

a)

une proposition visant à mettre en place une capacité physique permanente de transport du gaz dans les deux directions afin d'assurer une capacité bidirectionnelle permanente concernant le sens rebours (ci-après dénommée «capacité physique de flux inversé»); ou

b)

une demande de dérogation à l'obligation de mettre en place une capacité bidirectionnelle.

Les gestionnaires de réseau de transport s'efforcent de soumettre une proposition ou une demande de dérogation conjointe. Dans le cas d'une proposition visant à mettre en place une capacité bidirectionnelle, les gestionnaires de réseau de transport peuvent soumettre une proposition motivée de répartition transfrontalière des coûts. Cette soumission a lieu au plus tard le 1er décembre 2018 pour toutes les interconnexions existant au 1er novembre 2017 et, pour les nouvelles interconnexions, après l'achèvement de la phase d'étude de la faisabilité, mais avant le début de la phase de conception technique détaillée.

3. Dès réception de la proposition ou de la demande de dérogation, les autorités compétentes concernées consultent sans tarder les autorités compétentes et, lorsqu'elles ne sont pas les autorités compétentes, les autorités de régulation nationales de l'État membre qui pourrait, conformément à l'évaluation des risques, bénéficier de la capacité de flux inversé, l'Agence et la Commission sur la proposition ou la demande de dérogation. Les autorités consultées peuvent émettre un avis dans les quatre mois à compter de la réception de la demande de consultation.

4. Dans les six mois à compter de la réception de la proposition conjointe, les autorités de régulation concernées prennent, conformément à l'article 5, paragraphes 6 et 7, après avoir consulté les promoteurs de projet concernés, des décisions coordonnées concernant la répartition transfrontalière des coûts d'investissement à supporter par chaque gestionnaire de réseau de transport concerné par le projet. Lorsque les autorités de régulation concernées ne sont pas parvenues à un accord dans ce délai, elles en informent sans tarder les autorités compétentes concernées.

5. Les autorités compétentes concernées prennent une décision coordonnée sur la base de l'évaluation des risques, des informations énumérées à l'article 5, paragraphe 5, du présent règlement, des avis reçus à la suite de la consultation menée conformément au point 3 de la présente annexe, et compte tenu de la sécurité de l'approvisionnement en gaz et de la contribution au marché intérieur du gaz. Cette décision coordonnée est prise dans un délai de deux mois. Le délai de deux mois commence à courir à l'issue de la période de quatre mois allouée aux fins des avis visés au point 3 de la présente annexe, sauf si tous les avis ont été reçus auparavant, ou à l'issue de la période de six mois visée au point 4 de la présente annexe allouée aux autorités de régulation concernées aux fins de l'adoption d'une décision coordonnée. La décision coordonnée porte sur les points suivants:

a)

l'acceptation de la proposition de capacité bidirectionnelle. Cette décision contient une analyse des coûts et avantages, un calendrier de mise en œuvre et les arrangements régissant son utilisation ultérieure, est accompagnée de la décision coordonnée concernant la répartition transfrontalière des coûts visée au point 4 et est élaborée par les autorités de régulation concernées;

b)

l'octroi ou la prolongation d'une dérogation temporaire pour une durée maximale de quatre ans, si l'analyse des coûts et avantages incluse dans la décision démontre que la capacité de flux inversé ne renforcerait la sécurité de l'approvisionnement en gaz d'aucun État membre concerné, ou si les coûts d'investissement étaient sensiblement supérieurs aux avantages probables pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz; ou

c)

l'obligation, pour les gestionnaires du réseau de transport, de modifier et de soumettre à nouveau leur proposition ou demande de dérogation dans un délai maximal de quatre mois.

6. Les autorités compétentes concernées soumettent la décision coordonnée sans tarder aux autorités compétentes et aux autorités de régulation nationales qui ont émis un avis conformément au point 3, aux autorités de régulation concernées, à l'Agence et à la Commission, accompagnée des avis reçus à la suite de la consultation menée conformément au point 3.

7. Dans les deux mois à compter de la réception de la décision coordonnée, les autorités compétentes visées au point 6 peuvent faire part de leurs objections à l'encontre de ladite décision et les soumettre aux autorités compétentes concernées qui l'ont adoptée, à l'Agence et à la Commission. Les objections se limitent aux faits et à l'évaluation, en particulier la répartition transfrontalière des coûts qui n'a pas fait l'objet de la consultation menée conformément au point 3.

8. Dans les trois mois à compter de la réception de la décision coordonnée prise conformément au point 6, l'Agence émet, sur les éléments de la décision coordonnée, un avis qui tient compte de toutes les objections éventuellement formulées, et soumet cet avis à toutes les autorités compétentes concernées, aux autorités compétentes visées au point 6 et à la Commission.

9. Dans les quatre mois à compter de la réception de l'avis émis par l'Agence en application du point 8, la Commission peut prendre une décision demandant des modifications de la décision coordonnée. Toute décision de la Commission en ce sens est prise sur la base des critères énoncés au point 5, des raisons qui ont motivé la décision des autorités concernées et de l'avis de l'Agence. Les autorités compétentes concernées se conforment à la demande de la Commission en modifiant leur décision dans un délai de quatre semaines.

Si la Commission n'a pas pris de décision dans le délai de quatre mois susvisé, elle est réputée ne pas avoir soulevé d'objections à l'encontre de la décision des autorités compétentes concernées.

10. Si les autorités compétentes concernées ne sont pas parvenues à adopter une décision coordonnée dans le délai énoncé au point 5, ou si les autorités de régulation concernées ne sont pas parvenues à un accord sur la répartition des coûts dans le délai énoncé au point 4, les autorités compétentes concernées en informent l'Agence et la Commission au plus tard le jour de l'expiration dudit délai. Dans les quatre mois à compter de la réception de cette information, la Commission, après consultation éventuelle de l'Agence, adopte une décision portant sur tous les éléments d'une décision coordonnée énumérés au point 5, à l'exception de la répartition transfrontalière des coûts, et soumet cette décision aux autorités compétentes concernées et à l'Agence.

11. Si la décision de la Commission, prise en application du point 10 de la présente annexe, exige une capacité bidirectionnelle, l'Agence adopte une décision portant sur la répartition transfrontalière des coûts conformément à l'article 5, paragraphe 7, du présent règlement dans un délai de trois mois à compter de la réception de la décision de la Commission. Avant de prendre une telle décision, l'Agence consulte les autorités de régulation concernées et les gestionnaires de réseau de transport. Le délai de trois mois peut être prolongé d'une période de deux mois supplémentaires si l'Agence doit demander des informations complémentaires. Ce délai supplémentaire court à compter du jour suivant celui de la réception des informations complètes.

12. La Commission, l'Agence, les autorités compétentes, les autorités de régulation nationales et les gestionnaires de réseau de transport préservent la confidentialité des informations sensibles sur le plan commercial.

13. Les dérogations à l'obligation de mettre en place une capacité bidirectionnelle accordées en application du règlement (UE) no 994/2010 restent valables sauf si la Commission ou l'autre État membre concerné demande un réexamen ou si leur durée expire.

ANNEXE IV

Modèle pour l'évaluation commune des risques

Les documents établis à partir des modèles suivants sont rédigés dans une langue convenue au sein du groupe de risque.

Informations générales

—

États membres dans le groupe de risque

—

Dénomination des autorités compétentes responsable de l'élaboration de l'évaluation des risques ( 9 )

1. Description du réseau

Veuillez fournir une brève description du réseau gazier du groupe de risque, comprenant:

a)

les principaux chiffres de la consommation de gaz ( 10 ): consommation finale annuelle de gaz (en Mrd m3) et ventilation par catégorie de clients ( 11 ), pics de demande (total et ventilation par catégorie de consommateurs, en Mio m3/j);

b)

une description du fonctionnement du réseau gazier dans le groupe de risque: flux principaux (entrée/sortie/transit), capacité des points d'entrée/de sortie de l'infrastructure vers et depuis la région et par État membre, y compris le taux d'utilisation, installations de GNL (capacité journalière maximale, taux d'utilisation et conditions d'accès), etc.;

c)

la ventilation, dans la mesure du possible, des sources d'importation de gaz par pays d'origine ( 12 );

d)

une description du rôle des installations de stockage pertinentes pour le groupe de risque, y compris les accès transfrontaliers:

i)

la capacité de stockage (volume total et volume utile de gaz) par rapport à la demande en saison de chauffe;

ii)

la capacité maximale de soutirage journalier à différents niveaux de remplissage (idéalement, avec des stockages pleins et aux niveaux de fin de saison);

e)

une description du rôle de la production locale du groupe de risque:

i)

le volume de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz;

ii)

la capacité maximale de production journalière;

f)

une description du rôle du gaz dans la production d'électricité (par exemple importance et fonction d'appoint en relation avec les énergies renouvelables), y compris la capacité de production à partir du gaz (totale en MWe et en pourcentage de la capacité de production totale) et de cogénération (totale en MWe et en pourcentage de la capacité totale de production).

2. Normes relatives aux infrastructures (article 5)

Veuillez décrire le calcul de la (des) formule(s) N – 1 au niveau régional pour le groupe de risque, s'il en a été convenu ainsi avec les autorités compétentes du groupe de risque, ainsi que les capacités bidirectionnelles existantes, comme suit:

a)

Formule N – 1

i)

l'identification de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun dans le groupe de risque;

ii)

le calcul de la formule N – 1 au niveau régional;

iii)

une description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule N – 1, y compris les chiffres intermédiaires utilisés pour le calcul (par exemple EPm désigne la capacité de tous les points d'entrée considérés dans ce paramètre);

iv)

une indication des méthodologies et hypothèses utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule N – 1 (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées);

b)

Capacité bidirectionnelle

i)

indiquer les points d'interconnexion disposant d'une capacité bidirectionnelle et la capacité maximale des flux bidirectionnels;

ii)

indiquer les arrangements régissant l'utilisation de la capacité de flux inversé (par exemple capacité interruptible);

iii)

indiquer les points d'interconnexion où une dérogation a été accordée conformément à l'article 5, paragraphe 4, la durée de cette dérogation et les raisons qui ont motivé son octroi.

3. Identification des risques

Décrire le risque transnational majeur pour lequel le groupe a été créé ainsi que les facteurs de risques qui, dans différents cas de figure, pourraient conduire à la réalisation de ce risque, leur probabilité et leurs conséquences.

Liste non exhaustive des facteurs de risques devant faire partie de l'évaluation uniquement si l'autorité compétente les juge applicables:

a)

Politique

—

rupture de l'approvisionnement en gaz provenant de pays tiers pour différentes raisons,

—

troubles politiques (dans le pays d'origine ou dans un pays de transit),

—

guerre/guerre civile (dans le pays d'origine ou dans un pays de transit),

—

terrorisme;

b)

Technologique

—

explosion/incendies,

—

incendies (à l'intérieur d'une installation donnée),

—

fuites,

—

manque d'entretien approprié,

—

dysfonctionnement d'un équipement (défaillance au démarrage, défaillance pendant le fonctionnement, etc.),

—

absence d'électricité (ou d'une autre source d'énergie),

—

défaillance des TIC [panne matérielle ou logicielle, internet, problèmes liés aux systèmes de surveillance et de saisie des données (SCADA), etc.],

—

cyberattaque,

—

impact dû à des travaux d'excavation (creusement, battage), de terrassement, etc.;

c)

Commercial/lié au marché/financier

—

accords avec des fournisseurs de pays tiers,

—

litige commercial,

—

contrôle des infrastructures pertinentes pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz par des entités de pays tiers, ce qui peut notamment impliquer des risques de sous-investissement, la remise en cause de la diversification ou le non-respect du droit de l'Union;

—

volatilité des prix,

—

sous-investissement,

—

pic de demande brusque et inattendu,

—

autres risques qui pourraient aboutir à une sous-performance structurelle;

d)

Social

—

grèves (dans différents secteurs liés, tels que le secteur gazier, les ports, les transports, etc.),

—

sabotage,

—

vandalisme,

—

vol;

e)

Naturel

—

tremblements de terre,

—

glissements de terrain,

—

inondations (fortes pluies, crues),

—

tempêtes (maritimes),

—

avalanches,

—

conditions météorologiques extrêmes,

—

incendies (en dehors de l'installation, par exemple dans des forêts, prairies, etc., aux alentours).

Analyse

a)

décrire le risque transnational majeur et tous les facteurs de risque pertinents pour le groupe de risque, notamment leur probabilité et leur impact ainsi que l'interaction et la corrélation des risques parmi les États membres, le cas échéant;

b)

décrire les critères utilisés pour déterminer si un réseau est exposé à des risques élevés/inacceptables;

c)

établir une liste des scénarios de risque pertinents en fonction des facteurs de risque et décrire les modalités de sélection;

d)

indiquer dans quelle mesure les scénarios établis par le REGRT pour le gaz ont été pris en considération.

4. Analyse et évaluation des risques

Analyse de la série de scénarios de risque pertinents retenue au point 3. Dans la simulation des scénarios de risque, inclure les mesures existantes en matière de sécurité de l'approvisionnement en gaz, telles que les normes relatives aux infrastructures calculées en utilisant la formule N – 1 figurant à l'annexe II, point 2, le cas échéant, et les normes d'approvisionnement en gaz. Pour chaque scénario de risque:

a)

décrire en détail le scénario de risque, en indiquant toutes les hypothèses et, le cas échéant, les méthodologies sous-jacentes pour leur calcul;

b)

décrire en détail les résultats de la simulation effectuée, y compris la quantification des impacts (par exemple les volumes de gaz non livrés, l'impact socio-économique, l'impact sur le chauffage urbain et l'impact sur la production d'électricité).

5. Conclusions

Décrire les principaux résultats de l'évaluation commune des risques, en indiquant les scénarios de risque qui nécessitent des actions supplémentaires.

ANNEXE V

Modèle pour l'évaluation nationale des risques

Informations générales

Dénomination de l'autorité compétente responsable de l'élaboration de la présente évaluation des risques ( 13 ).

1. Description du réseau

1.1.

Fournir une brève description récapitulative du réseau gazier régional pour chaque groupe de risque ( 14 ) dont l'État membre fait partie, comprenant:

a)

les principaux chiffres de la consommation de gaz ( 15 ): consommation finale annuelle (en Mrd m3 et MWh) et ventilation par catégorie de clients ( 16 ), pics de demande (total et ventilation par catégorie de consommateurs, en Mio m3/j);

b)

une description du fonctionnement du ou des réseaux gaziers dans les groupes de risque concernés: flux principaux (entrée/sortie/transit), capacité des points d'entrée/de sortie de l'infrastructure vers et depuis la ou les régions des groupes de risque et par État membre, y compris le taux d'utilisation, installations de GNL (capacité journalière maximale, taux d'utilisation et conditions d'accès), etc.;

c)

la ventilation en pourcentage, dans la mesure du possible, des sources d'importation de gaz par pays d'origine ( 17 );

d)

une description du rôle des installations de stockage pertinentes pour le groupe de risque, y compris les accès transfrontaliers:

i)

la capacité de stockage (volume total et volume utile de gaz) par rapport à la demande en saison de chauffe;

ii)

la capacité maximale de soutirage journalier à différents niveaux de remplissage (idéalement, avec des stockages pleins et des niveaux de fin de saison);

e)

une description du rôle de la production locale du ou des groupes de risque:

i)

le volume de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz;

ii)

la capacité maximale de production journalière et une description de la manière dont elle peut couvrir la consommation maximale journalière;

f)

une description du rôle du gaz dans la production d'électricité (par exemple importance et fonction d'appoint en relation avec les énergies renouvelables), y compris la capacité de production à partir du gaz (totale en MWe et en pourcentage de la capacité de production totale) et de cogénération (totale en MWe et en pourcentage de la capacité totale de production).

1.2.

Fournir une brève description du réseau gazier de l'État membre, comprenant:

a)

les principaux chiffres de la consommation de gaz: consommation finale annuelle (en Mrd m3) et ventilation par catégorie de clients, pics de demande (en Mio m3/j);

b)

une description du fonctionnement du réseau gazier au niveau national, y compris les infrastructures (pour la partie non couverte par le point 1.1.b). Le cas échéant, inclure le réseau de gaz L;

c)

l'identification de l'infrastructure clé pertinente pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz;

d)

la ventilation, dans la mesure du possible, au niveau national, des sources d'importation de gaz par pays d'origine;

e)

une description du rôle du stockage et l'indication:

i)

de la capacité de stockage (volume total et volume utile) par rapport à la demande en saison de chauffe;

ii)

de la capacité maximale de soutirage journalier à différents niveaux de remplissage (idéalement, avec des stockages pleins et aux niveaux de fin de saison);

f)

une description du rôle de la production locale et l'indication:

i)

du volume de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz;

ii)

de la capacité maximale de production journalière;

g)

une description du rôle du gaz dans la production d'électricité (par exemple importance et fonction d'appoint en relation avec les énergies renouvelables), y compris la capacité de production à partir du gaz (totale en MWe et en pourcentage de la capacité de production totale) et de cogénération (totale en MWe et en pourcentage de la capacité totale de production).

2. Normes relatives aux infrastructures (article 5)

Décrire les modalités de mise en conformité avec les normes relatives aux infrastructures, notamment les principales valeurs utilisées pour la formule N – 1, les autres options possibles pour la mise en conformité (avec les États membres directement connectés, par des mesures axées sur la demande) et les capacités bidirectionnelles existantes, comme suit:

a)

Formule N – 1

i)

l'identification de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun;

ii)

le calcul de la formule N – 1 au niveau national;

iii)

une description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule N – 1, y compris les valeurs intermédiaires utilisées pour leur calcul (par exemple EPm désigne la capacité de tous les points d'entrée considérés dans ce paramètre);

iv)

une indication des méthodologies utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule N – 1 (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées);

v)

une explication des résultats du calcul de la formule N – 1 pour les stockages à 30 % et à 100 % du volume utile maximal;

vi)

une explication des principaux résultats de la simulation de la formule N – 1 avec un modèle hydraulique;

vii)

si l'État membre en a décidé ainsi, le calcul de la formule N – 1 avec des mesures axées sur la demande:

—

calcul de la formule N – 1 conformément à l'annexe II, point 2,

—

description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule N – 1, y compris les chiffres intermédiaires utilisés pour le calcul (s'ils sont différents des chiffres décrits au point 2 a) iii),

—

indication des méthodologies utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule N – 1 (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées),

—

explication des mesures fondées sur le marché et axées sur la demande adoptées ou devant être adoptées afin de compenser une rupture de l'approvisionnement en gaz et son impact attendu (Deff),

viii)

s'il en a été convenu ainsi avec les autorités compétentes du ou des groupes de risque concernés ou avec les États membres directement connectés, calcul(s) conjoint(s) de la formule N – 1:

—

calcul de la formule N – 1 conformément à l'annexe II, point 5,

—

description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule N – 1, y compris les valeurs intermédiaires utilisées pour le calcul (s'ils sont différents des chiffres décrits au point 2 a) iii)],

—

indication des méthodologies et hypothèses utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule N – 1 (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées),

—

explication des arrangements convenus pour garantir la conformité avec la formule N – 1;

b)

Capacité bidirectionnelle

i)

indiquer les points d'interconnexion disposant d'une capacité bidirectionnelle et la capacité maximale des flux bidirectionnels;

ii)

indiquer les arrangements régissant l'utilisation de la capacité de flux inversé (par exemple capacité interruptible);

iii)

indiquer les points d'interconnexion où une dérogation a été accordée conformément à l'article 5, paragraphe 4, la durée de cette dérogation et les raisons qui ont motivé son octroi.

3. Identification des risques

Décrire les facteurs de risque qui pourraient avoir un impact négatif sur la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans l'État membre, leur probabilité et leurs conséquences.

Liste non exhaustive des facteurs de risques devant faire partie de l'évaluation, uniquement si l'autorité compétente concernée les juge applicables:

a)

Politique

—

rupture de l'approvisionnement en gaz provenant de pays tiers pour différentes raisons,

—

troubles politiques (dans le pays d'origine ou dans un pays de transit),

—

guerre/guerre civile (dans le pays d'origine ou dans un pays de transit),

—

terrorisme;

b)

Technologique

—

explosion/incendies,

—

incendies (à l'intérieur d'une installation donnée),

—

fuites,

—

manque d'entretien approprié,

—

dysfonctionnement d'un équipement (défaillance au démarrage, défaillance pendant le fonctionnement, etc.),

—

absence d'électricité (ou d'une autre source d'énergie),

—

défaillance des TIC (panne matérielle ou logicielle, internet, problèmes liés aux systèmes de surveillance et de saisie des données (SCADA), etc.),

—

cyberattaque,

—

impact dû à des travaux d'excavation (creusement, battage), de terrassement, etc.;

c)

Commercial/lié au marché/financier

—

accords avec des fournisseurs de pays tiers,

—

litige commercial,

—

contrôle des infrastructures pertinentes pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz par des entités de pays tiers, ce qui peut notamment impliquer des risques de sous-investissement, la remise en cause de la diversification ou le non-respect du droit de l'Union,

—

volatilité des prix,

—

sous-investissement,

—

pic de demande brusque et inattendu,

—

autres risques qui pourraient aboutir à une sous-performance structurelle;

d)

Social

—

grèves (dans différents secteurs liés, tels que le secteur gazier, les ports, les transports, etc.),

—

sabotage,

—

vandalisme,

—

vol;

e)

Naturel

—

tremblements de terre,

—

glissements de terrain,

—

inondations (fortes pluies, crues),

—

tempêtes (maritimes),

—

avalanches,

—

conditions météorologiques extrêmes,

—

incendies (en dehors de l'installation, par exemple dans des forêts, prairies, etc., aux alentours).

Analyse

a)

indiquer les facteurs de risque pertinents pour l'État membre, notamment leur probabilité et leur impact;

b)

décrire les critères utilisés pour déterminer si un réseau est exposé à des risques élevés/inacceptables;

c)

établir une liste des scénarios de risque pertinents en fonction des facteurs de risque et de leur probabilité et décrire les modalités de sélection.

4. Analyse et évaluation des risques

Analyse de la série de scénarios de risque pertinents retenue au point 3. Dans la simulation des scénarios de risque, inclure les mesures existantes en matière de sécurité de l'approvisionnement en gaz, telles que les normes relatives aux infrastructures calculées en utilisant la formule N – 1 figurant à l'annexe II, point 2, et les normes d'approvisionnement en gaz. Pour chaque scénario de risque:

a)

décrire en détail le scénario de risque, en indiquant toutes les hypothèses et, le cas échéant, les méthodologies sous-jacentes pour leur calcul;

b)

décrire en détail les résultats de la simulation effectuée, y compris la quantification des impacts (par exemple les volumes de gaz non livrés, l'impact socio-économique, l'impact sur le chauffage urbain et l'impact sur la production d'électricité).

5. Conclusions

Décrire les principaux résultats de l'évaluation commune des risques à laquelle l'État membre a participé, en indiquant les scénarios de risque qui nécessitent des actions supplémentaires.

ANNEXE VI

Modèle de plan d'action préventif

Informations générales

—

États membres faisant partie du groupe de risque

—

Dénomination de l'autorité compétente responsable de l'élaboration du plan ( 18 )

1. Description du réseau

1.1.

Fournir une brève description récapitulative du réseau gazier régional pour chacun des groupes de risque ( 19 ) dont l'État membre fait partie, comprenant:

a)

les principaux chiffres de la consommation de gaz ( 20 ): consommation finale annuelle (en Mrd m3) et ventilation par catégorie de clients ( 21 ), pics de demande (total et ventilation par catégorie de consommateurs, en Mio m3/j);

b)

une description du fonctionnement du réseau gazier dans les groupes de risque: flux principaux (entrée/sortie/transit), capacité des points d'entrée/de sortie de l'infrastructure vers et depuis la ou les régions du groupe de risque et par État membre, y compris le taux d'utilisation, installations de GNL (capacité journalière maximale, taux d'utilisation et conditions d'accès), etc.;

c)

la ventilation, dans la mesure du possible, des sources d'importation de gaz par pays d'origine ( 22 );

d)

une description du rôle des installations de stockage pertinentes pour la région, y compris les accès transfrontaliers:

i)

la capacité de stockage (volume total et volume utile de gaz) par rapport à la demande en saison de chauffe;

ii)

la capacité maximale de soutirage journalier à différents niveaux de remplissage (idéalement, avec des stockages pleins et aux niveaux de fin de saison);

e)

une description du rôle de la production locale de la région:

i)

le volume de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz;

ii)

la capacité maximale de production journalière;

f)

une description du rôle du gaz dans la production d'électricité (par exemple importance et fonction d'appoint en relation avec les énergies renouvelables), y compris la capacité de production à partir du gaz (totale en MWe et en pourcentage de la capacité de production totale) et de cogénération (totale en MWe et en pourcentage de la capacité totale de production);

g)

une description du rôle des mesures d'efficacité énergétique et de leur incidence sur la consommation annuelle finale de gaz.

1.2.

Fournir une brève description du réseau gazier par État membre, comprenant:

a)

les principaux chiffres de la consommation de gaz: consommation finale annuelle (en Mrd m3) et ventilation par catégorie de clients (en Mio m3/j);

b)

une description du fonctionnement du réseau gazier au niveau national, y compris les infrastructures (pour la partie non couverte au point 1.1.b);

c)

l'identification de l'infrastructure clé pertinente pour la sécurité d'approvisionnement;

d)

la ventilation, dans la mesure du possible, au niveau national, des sources d'importation de gaz par pays d'origine;

e)

une description du rôle du stockage dans l'État membre et l'indication:

i)

de la capacité de stockage (volume total et volume utile) par rapport à la demande en saison de chauffe;

ii)

de la capacité maximale de soutirage journalier à différents niveaux de remplissage (idéalement, avec des stockages pleins et aux niveaux de fin de saison);

f)

une description du rôle de la production locale de la région et l'indication:

i)

du volume de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz;

ii)

de la capacité maximale de production journalière;

g)

une description du rôle du gaz dans la production d'électricité (par exemple importance et fonction d'appoint en relation avec les énergies renouvelables), y compris la capacité de production à partir du gaz (totale en MWe et en pourcentage de la capacité de production totale) et de cogénération (totale en MWe et en pourcentage de la capacité totale de production);

h)

une description du rôle des mesures d'efficacité énergétique et de leur incidence sur la consommation annuelle finale de gaz.

2. Résumé de l'évaluation des risques

Décrire succinctement les résultats de l'évaluation commune des risques et de l'évaluation nationale des risques pertinentes effectuées conformément à l'article 7, avec indication:

a)

de la liste des scénarios évalués et une description succincte des hypothèses utilisées pour chacun d'eux ainsi que des risques/inconvénients constatés;

b)

des principales conclusions de l'évaluation des risques.

3. Normes relatives aux infrastructures (article 5)

Décrire les modalités de mise en conformité avec les normes relatives aux infrastructures, notamment les principales valeurs utilisées pour la formule N – 1, les autres options possibles pour la mise en conformité (avec les États membres voisins, par des mesures axées sur la demande) et les capacités bidirectionnelles existantes, comme suit:

3.1. Formule N – 1

i)

l'identification de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun pour la région;

ii)

le calcul de la formule N – 1 au niveau régional;

iii)

une description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule N – 1, y compris les chiffres intermédiaires utilisés pour le calcul (par exemple EPm désigne la capacité de tous les points d'entrée considérés dans ce paramètre);

iv)

une indication des méthodologies et hypothèses utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule N – 1 (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées).

3.2. Niveau national

a)

Formule N – 1

i)

l'identification de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun;

ii)

le calcul de la formule N – 1 au niveau national;

iii)

une description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule N – 1, y compris les valeurs intermédiaires utilisées pour le calcul (par exemple EPm désigne la capacité de tous les points d'entrée considérés dans ce paramètre).

iv)

une indication des méthodologies utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule N – 1 (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées);

v)

si l'État membre l'a décidé, calcul de la formule N – 1 avec des mesures axées sur la demande:

—

le calcul de la formule N – 1 conformément à l'annexe II, point 2,

—

une description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule N – 1, y compris les chiffres intermédiaires utilisés pour le calcul (s'ils sont différents des chiffres décrits au point 3 a) iii) de la présente annexe),

—

une indication des méthodologies utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule N – 1 (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées),

—

une explication des mesures fondées sur le marché et axées sur la demande, adoptées ou devant être adoptées afin de compenser une rupture de l'approvisionnement en gaz et son impact attendu (Deff);

vi)

s'il en a été convenu ainsi avec les autorités compétentes du ou des groupes de risque concernés ou avec les États membres directement connectés, calcul(s) conjoint(s) de la formule N – 1:

—

le calcul de la formule N – 1 conformément à l'annexe II, point 5,

—

une description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule N – 1, y compris les chiffres intermédiaires utilisés pour le calcul (s'ils sont différents des chiffres décrits au point 3 a) iii) de la présente annexe),

—

une indication des méthodologies et hypothèses utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule N – 1 (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées),

—

une explication des arrangements convenus pour garantir la conformité avec la formule N – 1.

b)

Capacité bidirectionnelle

i)

Indiquer les points d'interconnexion disposant d'une capacité bidirectionnelle et la capacité maximale pour ces flux;

ii)

Indiquer les arrangements régissant l'utilisation de la capacité de flux inversé (par exemple capacité interruptible);

iii)

Indiquer les points d'interconnexion où une dérogation a été accordée conformément à l'article 5, paragraphe 4, la durée de cette dérogation et les raisons qui ont motivé son octroi.

4. Conformité avec les normes d'approvisionnement (article 6)

Décrire les mesures adoptées afin de respecter les normes d'approvisionnement ainsi que toute norme d'approvisionnement renforcée ou toute obligation supplémentaire imposée pour des raisons de sécurité de l'approvisionnement en gaz:

a)

Définition des clients protégés appliquée, y compris les catégories de clients englobés et leur consommation annuelle de gaz (par catégorie, valeur nette et pourcentage de la consommation finale nationale annuelle de gaz);

b)

Volumes de gaz nécessaires pour respecter les normes d'approvisionnement selon les scénarios décrits à l'article 6, paragraphe 1, premier alinéa;

c)

Capacité nécessaire pour respecter les normes d'approvisionnement selon les scénarios décrits à l'article 6, paragraphe 1, premier alinéa;

d)

Mesure(s) en place pour respecter les normes d'approvisionnement:

i)

une description de la ou des mesures;

ii)

destinataires;

iii)

une description, s'il existe, du système de contrôle ex ante de la conformité avec les normes d'approvisionnement;

iv)

régime de sanctions, le cas échéant;

v)

description, pour chaque mesure:

—

de l'impact économique, de l'efficacité et de l'efficience de la mesure,

—

de l'impact de la mesure sur l'environnement,

—

de l'impact des mesures sur le consommateur;

vi)

en cas d'application de mesures non fondées sur le marché (pour chaque mesure):

—

justifier la nécessité de la mesure (raison pour laquelle la sécurité d'approvisionnement ne peut être atteinte par la seule voie de mesures fondées sur le marché),

—

indiquer les raisons pour lesquelles la mesure est proportionnée (pourquoi des mesures non fondées sur le marché constituent les moyens les moins restrictifs d'obtenir l'effet souhaité),

—

fournir une analyse de l'impact de la mesure:

1.

sur la sécurité d'approvisionnement d'autres États membres;

2.

sur le marché national;

3.

sur le marché intérieur;

vii)

si des mesures sont prises le 1er novembre 2017 ou après cette date, veuillez fournir un bref résumé de l'analyse d'impact ou un lien vers l'analyse d'impact publique de la ou des mesures effectuées conformément à l'article 9, paragraphe 4;

e)

Le cas échéant, description de toute norme d'approvisionnement renforcée ou de toute obligation supplémentaire imposée pour des raisons de sécurité de l'approvisionnement en gaz:

i)

une description de la ou des mesures;

ii)

le mécanisme visant à revenir aux valeurs habituelles dans un esprit de solidarité et conformément à l'article 13;

iii)

le cas échéant, une description de toute nouvelle norme d'approvisionnement renforcée ou de toute obligation supplémentaire imposée pour des raisons de sécurité de l'approvisionnement en gaz adoptée le 1er novembre 2017 ou après cette date;

iv)

destinataires;

v)

volumes de gaz et capacités concernés;

vi)

une indication de la manière dont la mesure remplit les conditions fixées à l'article 6, paragraphe 2.

5. Mesures préventives

Décrire les mesures préventives en place ou dont l'adoption est prévue:

a)

Décrire chacune des mesures préventives adoptées pour chaque risque identifié selon l'évaluation des risques, en indiquant notamment:

i)

leur dimension nationale et régionale;

ii)

leur impact économique, leur efficacité et leur efficience;

iii)

leur impact sur les clients.

Le cas échéant, inclure:

—

les mesures visant à renforcer les interconnexions entre les États membres voisins;

—

les mesures visant à diversifier les voies d'acheminement du gaz et les sources d'approvisionnement;

▼M3

—

les mesures visant à prévenir la rétention de capacités;

▼B

—

les mesures visant à protéger les infrastructures clés pertinentes pour la sécurité d'approvisionnement en relation avec le contrôle exercé par des entités de pays tiers (y compris, le cas échéant, la législation générale ou spécifique du secteur concernant les études de préinvestissement, les droits spéciaux de certains actionnaires, etc.);

b)

Décrire les autres mesures adoptées pour des raisons autres que l'évaluation des risques mais qui ont un impact positif sur la sécurité d'approvisionnement de l'État membre faisant partie du ou des groupes de risque concernés;

c)

En cas d'application de mesures non fondées sur le marché (pour chaque mesure):

i)

justifier la nécessité de la mesure (pourquoi la sécurité d'approvisionnement ne peut être atteinte par la seule voie de mesures fondées sur le marché);

ii)

indiquer les raisons pour lesquelles la mesure est proportionnée (pourquoi des mesures non fondées sur le marché constituent les moyens les moins restrictifs d'obtenir l'effet souhaité);

iii)

fournir une analyse de l'impact de la mesure:

—

justifier la nécessité de la mesure (pourquoi la sécurité d'approvisionnement ne peut être atteinte par la seule voie de mesures fondées sur le marché);

—

indiquer les raisons pour lesquelles la mesure est proportionnée (pourquoi des mesures non fondées sur le marché constituent les moyens les moins restrictifs d'obtenir l'effet souhaité);

—

fournir une analyse de l'impact de la mesure:

1.

sur la sécurité d'approvisionnement d'autres États membres;

2.

sur le marché national;

3.

sur le marché intérieur;

4.

expliquer dans quelle mesure ont été envisagées des mesures en faveur de l'efficacité, y compris axées sur la demande, pour renforcer la sécurité d'approvisionnement;

5.

expliquer dans quelle mesure les sources d'énergie renouvelables ont été prises en considération pour renforcer la sécurité d'approvisionnement.

6. Autres mesures et obligations (par exemple concernant la sûreté de fonctionnement du réseau)

Décrire les autres mesures et obligations qui ont été imposées aux entreprises de gaz naturel et aux autres organismes pertinents susceptibles d'avoir un impact sur la sécurité de l'approvisionnement en gaz, telles que des obligations liées à la sûreté de fonctionnement du réseau, en indiquant qui serait visé par cette obligation ainsi que les volumes de gaz concernés. Expliquer précisément les conditions et les modalités d'application de ces mesures.

7. Projets d'infrastructures

a)

Décrire les projets d'infrastructures, y compris les projets d'intérêt commun, dans les groupes de risque concernés, en indiquant le calendrier estimatif de leur mise en œuvre, la capacité en jeu et l'impact estimatif sur la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans le groupe de risque.

b)

Indiquer comment les projets d'infrastructures tiennent compte du TYNDP dans l'ensemble de l'Union élaboré par le REGRT pour le gaz en application de l'article 8, paragraphe 10, du règlement (CE) no 715/2009.

8. Obligations de service public liées à la sécurité d'approvisionnement

Indiquer les obligations de service public liées à la sécurité d'approvisionnement et les décrire succinctement (joindre des annexes pour des informations plus détaillées). Expliquer clairement qui doit s'acquitter de ces obligations et comment. Le cas échéant, indiquer les conditions et les modalités du déclenchement de ces obligations de service public.

9. Consultation des acteurs concernés

Conformément à l'article 8, paragraphe 2, du présent règlement, décrire le mécanisme utilisé pour les consultations et les résultats de ces dernières aux fins de l'élaboration du plan et du plan d'urgence, avec:

a)

les entreprises gazières;

b)

les organismes concernés représentant les intérêts des ménages;

c)

les organismes concernés représentant les intérêts des clients industriels consommant du gaz, y compris les producteurs d'électricité;

d)

l'autorité de régulation nationale.

10. Dimension régionale

Indiquer les éventuelles particularités et mesures nationales pertinentes pour la sécurité d'approvisionnement et non couvertes par les sections précédentes du plan.

Indiquer comment les éventuelles observations reçues à la suite de la consultation décrite à l'article 8, paragraphe 2, ont été prises en compte.

11.1. Calcul de la formule N – 1 au niveau du groupe de risque s'il en a été convenu ainsi par les autorités compétentes du groupe de risque.

Formule N – 1

a)

l'identification de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun dans le groupe de risque;

b)

le calcul de la formule N – 1 au niveau du groupe de risque;

c)

une description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule N – 1, y compris les chiffres intermédiaires utilisés pour le calcul (par exemple EPm désigne la capacité de tous les points d'entrée considérés dans ce paramètre);

d)

une indication des méthodologies et hypothèses utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule N – 1 (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées).

11.2. Mécanismes de coopération

Décrire les mécanismes de coopération utilisés parmi les États membres faisant partie des groupes de risque concernés, notamment aux fins de l'élaboration de mesures transfrontalières dans le cadre du plan d'action préventif et du plan d'urgence.

Décrire les mécanismes utilisés pour la coopération avec les autres États membres aux fins de la définition et de l'adoption des dispositions nécessaires pour l'application de l'article 13.

11.3. Mesures préventives

Décrire les mesures préventives en place ou dont l'adoption est prévue dans le groupe de risque ou à la suite d'accords régionaux:

a)

Décrire chacune des mesures préventives adoptées pour chaque risque identifié dans l'évaluation des risques, en indiquant notamment:

i)

leur impact dans les États membres faisant partie du groupe de risque;

ii)

leur impact économique, leur efficacité et leur efficience;

iii)

leur impact sur l'environnement;

iv)

leur impact sur les clients.

Le cas échéant, inclure:

—

les mesures visant à renforcer les interconnexions entre les États membres voisins;

—

les mesures visant à diversifier les voies d'acheminement du gaz et les sources d'approvisionnement;

▼M3

—

les mesures visant à prévenir la rétention de capacités;

▼B

—

les mesures visant à protéger les infrastructures clés pertinentes pour la sécurité d'approvisionnement en liaison avec le contrôle exercé par des entités de pays tiers (y compris, le cas échéant, la législation générale ou spécifique du secteur concernant les études de préinvestissement, les droits spéciaux de certains actionnaires, etc.);

b)

Décrire les autres mesures adoptées pour des raisons autres que l'évaluation des risques mais qui ont un impact positif sur la sécurité d'approvisionnement du groupe de risque;

c)

En cas d'application de mesures non fondées sur le marché (pour chaque mesure):

i)

justifier la nécessité de la mesure (pourquoi la sécurité de l'approvisionnement ne peut être atteinte par la seule voie de mesures fondées sur le marché);

ii)

indiquer les raisons pour lesquelles la mesure est proportionnée (pourquoi des mesures non fondées sur le marché constituent les moyens les moins restrictifs d'obtenir l'effet souhaité);

iii)

fournir une analyse de l'impact de la mesure:

—

justifier la nécessité de la mesure (pourquoi la sécurité d'approvisionnement ne peut être atteinte par la seule voie de mesures fondées sur le marché);

—

indiquer les raisons pour lesquelles la mesure est proportionnée (pourquoi des mesures non fondées sur le marché constituent les moyens les moins restrictifs d'obtenir l'effet souhaité);

—

fournir une analyse de l'impact de la mesure:

1.

sur la sécurité d'approvisionnement d'autres États membres;

2.

sur le marché national;

3.

sur le marché intérieur;

d)

Expliquer dans quelle mesure ont été envisagées des mesures en faveur de l'efficacité, y compris axées sur la demande, pour renforcer la sécurité d'approvisionnement;

e)

Expliquer dans quelle mesure les sources d'énergie renouvelables ont été prises en considération pour renforcer la sécurité d'approvisionnement.

ANNEXE VII

Modèle de plan d'urgence

Informations générales

Dénomination de l'autorité compétente responsable de l'élaboration du présent plan ( 23 )

1. Définition des niveaux de crise

a)

indiquer l'organisme responsable de la déclaration de chaque niveau de crise et les procédures à suivre dans chaque cas pour ces déclarations;

b)

s'il en existe, mentionner également les indicateurs ou les paramètres utilisés pour déterminer si un événement peut aboutir à une détérioration significative de l'état d'approvisionnement et décider de la déclaration d'un niveau de crise donné.

2. Mesures à adopter par niveau de crise ( 24 )

2.1. Alerte précoce

Décrire les mesures à mettre en œuvre à ce stade, et notamment, pour chaque mesure:

i)

décrire succinctement la mesure et les principaux acteurs impliqués;

ii)

décrire la procédure à suivre, le cas échéant;

iii)

indiquer la contribution attendue de la mesure pour faire face à l'impact de l'événement ou se préparer à sa survenance;

iv)

décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués.

2.2. Alerte

a)

décrire les mesures à mettre en œuvre à ce stade, et notamment, pour chaque mesure:

i)

décrire succinctement la mesure et les principaux acteurs impliqués;

ii)

décrire la procédure à suivre, le cas échéant;

iii)

indiquer la contribution attendue de la mesure pour faire face à la situation d'alerte;

iv)

décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués;

b)

indiquer les obligations en matière de présentation de rapports imposées aux entreprises de gaz naturel en situation d'alerte.

2.3. Urgence

a)

établir une liste d'actions prédéfinies concernant l'offre et la demande afin de mettre du gaz à disposition en cas d'urgence, y compris les accords commerciaux entre les parties prenantes de ces actions et, le cas échéant, les mécanismes d'indemnisation pour les entreprises de gaz naturel;

b)

décrire les mesures fondées sur le marché à mettre en œuvre à ce stade, et notamment, pour chaque mesure:

i)

décrire succinctement la mesure et les principaux acteurs impliqués;

ii)

décrire la procédure à suivre;

iii)

indiquer la contribution attendue de la mesure pour atténuer les conséquences en cas d'urgence;

iv)

décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués;

c)

décrire les mesures non fondées sur le marché prévues ou à mettre en œuvre en cas d'urgence, et notamment, pour chaque mesure:

i)

décrire succinctement la mesure et les principaux acteurs impliqués;

ii)

évaluer la nécessité de la mesure afin de faire face à une crise, y compris son degré d'utilisation;

iii)

décrire en détail la procédure de mise en œuvre de la mesure (quelles sont les conditions qui déclencheraient la mise en œuvre de cette mesure, et qui en déciderait);

iv)

indiquer la contribution attendue de la mesure pour atténuer les conséquences en cas d'urgence, en complément des mesures fondées sur le marché;

v)

évaluer les autres effets de la mesure;

vi)

justifier la conformité de la mesure avec les conditions fixées à l'article 11, paragraphe 6;

vii)

décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués;

d)

décrire les obligations en matière de présentation de rapports imposées aux entreprises de gaz naturel.

3. Mesures spécifiques pour l'électricité et le chauffage urbain

a)

Chauffage urbain

i)

indiquer succinctement l'impact probable d'une rupture de l'approvisionnement en gaz dans le secteur du chauffage urbain;

ii)

indiquer les mesures et actions à mettre en œuvre afin d'atténuer l'impact potentiel d'une rupture de l'approvisionnement en gaz sur le chauffage urbain. À défaut, indiquer la raison pour laquelle l'adoption de mesures spécifiques n'est pas appropriée.

b)

Approvisionnement en électricité produite à partir du gaz

i)

indiquer succinctement l'impact probable d'une rupture de l'approvisionnement en gaz dans le secteur de l'électricité;

ii)

indiquer les mesures et actions à mettre en œuvre afin d'atténuer l'impact potentiel d'une rupture de l'approvisionnement en gaz dans le secteur de l'électricité. À défaut, indiquer la raison pour laquelle l'adoption de mesures spécifiques n'est pas appropriée;

iii)

indiquer les mécanismes/dispositions existantes visant à garantir une coordination appropriée, y compris l'échange d'informations, entre les principaux acteurs des secteurs du gaz et de l'électricité, notamment les gestionnaires de réseau de transport, à différents niveaux de crise.

4. Gestionnaire ou cellule de crise

Indiquer qui est le gestionnaire de crise et définir son rôle.

5. Rôles et responsabilités des différents acteurs

a)

définir, pour chaque niveau de crise, les rôles et les responsabilités, y compris les interactions avec les autorités compétentes et, le cas échéant, avec l'autorité de régulation nationale:

i)

des entreprises de gaz naturel;

ii)

des clients industriels;

iii)

des producteurs d'électricité concernés;

b)

définir, pour chaque niveau de crise, les rôles et les responsabilités des autorités compétentes et des organismes auxquels des tâches ont été déléguées.

6. Mesures concernant la consommation indue des clients qui ne sont pas des clients protégés

Décrire les mesures en place visant à empêcher, dans la mesure du possible et sans compromettre la sûreté et la fiabilité du fonctionnement du réseau de gaz ni générer de situation dangereuse, la consommation, par des clients qui ne sont pas des clients protégés, de gaz destiné aux clients protégés, pendant une urgence. Indiquer la nature de la mesure (administrative, technique, etc.), les principaux acteurs et les procédures à suivre.

7. Exercices de préparation aux situations d'urgence

a)

indiquer le calendrier des simulations de réaction en temps réel en cas d'urgence;

b)

indiquer les acteurs concernés, les procédures et les scénarios d'impact concret élevé et moyen suivis lors des simulations.

Pour les mises à jour du plan d'urgence: décrire succinctement les essais effectués depuis la présentation du dernier plan d'urgence et leurs principaux résultats. Indiquer les mesures adoptées à l'issue de ces essais.

8. Dimension régionale

8.1. Mesures à adopter par niveau de crise:

8.1.1. Alerte précoce

Décrire les mesures à mettre en œuvre à ce stade, et notamment, pour chaque mesure:

i)

décrire succinctement la mesure et les principaux acteurs impliqués;

ii)

décrire la procédure à suivre, le cas échéant;

iii)

indiquer la contribution attendue de la mesure pour faire face à l'impact de l'événement ou se préparer à sa survenance;

iv)

décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués.

8.1.2. Alerte

a)

décrire les mesures à mettre en œuvre à ce stade, et notamment, pour chaque mesure:

i)

décrire succinctement la mesure et les principaux acteurs impliqués;

ii)

décrire la procédure à suivre, le cas échéant;

iii)

indiquer la contribution attendue de la mesure pour faire face à l'impact de l'événement ou se préparer à sa survenance;

iv)

décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués;

b)

décrire les obligations en matière de présentation de rapports imposées aux entreprises de gaz naturel en situation d'alerte.

8.1.3. Urgence

a)

établir une liste d'actions prédéfinies concernant l'offre et la demande afin de mettre du gaz à disposition en cas d'urgence, y compris les accords commerciaux entre les parties prenantes de ces actions et, le cas échéant, les mécanismes d'indemnisation pour les entreprises de gaz naturel;

b)

décrire les mesures fondées sur le marché à mettre en œuvre à ce stade, et notamment, pour chaque mesure:

i)

décrire succinctement la mesure et les principaux acteurs impliqués;

ii)

décrire la procédure à suivre;

iii)

indiquer la contribution attendue de la mesure pour atténuer les conséquences en cas d'urgence;

iv)

décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués;

c)

décrire les mesures non fondées sur le marché prévues ou à mettre en œuvre en cas d'urgence, et notamment, pour chaque mesure:

i)

décrire succinctement la mesure et les principaux acteurs impliqués;

ii)

évaluer la nécessité de la mesure afin de faire face à une crise, y compris son degré d'utilisation;

iii)

décrire en détail la procédure de mise en œuvre de la mesure (quelles sont les conditions qui déclencheraient la mise en œuvre de la mesure, et qui en déciderait);

iv)

indiquer la contribution attendue de la mesure afin d'atténuer l'urgence, en complément des mesures fondées sur le marché;

v)

évaluer les autres effets de la mesure;

vi)

justifier la conformité de la mesure avec les conditions fixées à l'article 11, paragraphe 6;

vii)

décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués;

d)

décrire les obligations en matière de présentation de rapports imposées aux entreprises de gaz naturel.

8.2. Mécanismes de coopération

a)

décrire, pour chaque niveau de crise, les mécanismes en place en vue de permettre la coopération au sein de chacun des groupes de risque concernés et de garantir une coordination appropriée. Décrire, dans la mesure où il en existe et où elles ne sont pas mentionnées au point 2, les procédures décisionnelles permettant une réaction appropriée au niveau régional pour chaque niveau de crise;

b)

décrire les mécanismes en place en vue de permettre la coopération avec les autres États membres en dehors des groupes de risque et de coordonner les actions pour chaque niveau de crise.

8.3. Solidarité entre États membres

a)

décrire les arrangements convenus entre les États membres directement connectés afin de garantir l'application du principe de solidarité visé à l'article 13;

b)

décrire, le cas échéant, les arrangements convenus entre les États membres qui sont connectés via un pays tiers afin de garantir l'application du principe de solidarité visé à l'article 13.

ANNEXE VIII

Liste des mesures non fondées sur le marché visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz

Lors de l'élaboration du plan d'action préventif et du plan d'urgence, l'autorité compétente tient compte de la contribution de la liste de mesures suivante, indicative et non exhaustive, uniquement en cas d'urgence:

a)

mesures axées sur l'offre:

—

recours au stockage stratégique de gaz,

—

obligation d'utiliser les stocks de combustibles de remplacement (par exemple, conformément à la directive 2009/119/CE du Conseil ( 25 )),

—

obligation d'utiliser l'électricité produite à partir d'autres sources que le gaz,

—

obligation d'augmenter les niveaux de production de gaz,

—

obligation de prélever du gaz dans les stocks;

b)

mesures axées sur la demande:

—

diverses mesures de réduction obligatoire de la demande, y compris:

—

obligation de changer de combustible,

—

obligation de recourir à des contrats interruptibles, lorsque cette possibilité n'est pas pleinement exploitée dans le cadre des mesures fondées sur le marché,

—

obligation de délestage.

ANNEXE IX

Tableau de correspondance

Règlement (UE) no 994/2010	Présent règlement
Article 1er	Article 1er
Article 2	Article 2
Article 3	Article 3
Article 6	Article 5
Article 8	Article 6
Article 9	Article 7
Article 4	Article 8
Article 5	Article 9
Article 10	Article 10
Article 10	Article 11
Article 11	Article 12
—	Article 13
Article 13	Article 14
Article 12	Article 4
—	Article 15
—	Article 16
Article 14	Article 17
—	Article 18
—	Article 19
Article 16	Article 20
Article 15	Article 21
Article 17	Article 22
Annexe I	Annexe II
Article 7	Annexe III
Annexe IV	Annexe I
—	Annexe IV
—	Annexe V
—	Annexe VI
—	Annexe VII
Annexe II	—
Annexe III	Annexe VIII
—	Annexe IX

RÈGLEMENT (UE) 2017/1938 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 25 octobre 2017 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) n o 994/2010 (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE)

1. Vue d’ensemble

1.1 Références

1.2 Exigences identifiées

1.3 Normes associées

2. Exigences identifiées

3. Normes associées