REGOLAMENTO (UE) 2017/1938 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 25 ottobre 2017 concernente misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010 (Testo rilevante ai fini del SEE)

Articolo 1 Oggetto

Articolo 1

Oggetto

Il presente regolamento detta disposizioni atte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nell'Unione assicurando il corretto e costante funzionamento del mercato interno del gas, permettendo l'adozione di misure eccezionali da attuare qualora il mercato non sia più in grado di fornire i necessari approvvigionamenti di gas, comprese misure di solidarietà di ultima istanza, e prevedendo la chiara definizione e attribuzione delle responsabilità fra le imprese di gas naturale, gli Stati membri e l'Unione per quanto riguarda l'azione preventiva e la reazione a reali interruzioni dell'approvvigionamento di gas. Il presente regolamento stabilisce anche meccanismi di trasparenza che riguardano, in uno spirito di solidarietà, il coordinamento della pianificazione e delle contromisure da attuare in caso di emergenze a livello nazionale, regionale e dell'Unione.

Articolo 2 Definizioni

Articolo 2

Definizioni

Ai fini del presente regolamento si applicano le seguenti definizioni:

▼M3 —————

▼B

2)

«cliente», il cliente quale definito all'articolo 2, punto 24, della direttiva 2009/73/CE;

3)

«cliente civile», il cliente quale definito all'articolo 2, punto 25, della direttiva 2009/73/CE;

4)

«servizio sociale essenziale», il servizio di assistenza sanitaria, di assistenza sociale essenziale, di emergenza, di sicurezza, di istruzione o di pubblica amministrazione;

5)

«cliente protetto», il cliente civile che è connesso a una rete di distribuzione del gas; qualora lo Stato membro interessato lo decida, può comprendere anche, purché le imprese o i servizi di cui alle lettere a) e b) rappresentino insieme al massimo il 20 % del consumo totale annuale finale di gas in tale Stato membro:

a)

la piccola o media impresa, purché connessa a una rete di distribuzione del gas;

b)

un servizio sociale essenziale, purché connesso a una rete di distribuzione o di trasporto del gas;

c)

l'impianto di teleriscaldamento, nella misura in cui serve i clienti civili, le piccole o medie imprese o i servizi sociali essenziali, se non può essere alimentato anche da combustibili diversi dal gas.

6)

«cliente protetto nel quadro della solidarietà», il cliente civile che è connesso ad una rete di distribuzione del gas, e può comprendere anche uno o entrambi i seguenti casi:

a)

l'impianto di teleriscaldamento se si tratta di un «cliente protetto» nello Stato membro interessato e solo nella misura in cui serve clienti civili o servizi sociali essenziali diversi dai servizi di istruzione e di pubblica amministrazione;

b)

un servizio sociale essenziale se si tratta di un «cliente protetto» nello Stato membro interessato, diverso dai servizi di istruzione e di pubblica amministrazione;

7)

«autorità competente», l'autorità governativa nazionale o un'autorità nazionale di regolamentazione designata da uno Stato membro per garantire l'attuazione delle misure previste nel presente regolamento;

8)

«autorità nazionale di regolamentazione», l'autorità nazionale di regolamentazione designata ai sensi dell'articolo 39, paragrafo 1, della direttiva 2009/73/CE;

9)

«impresa di gas naturale», l'impresa di gas quale definita all'articolo 2, punto 1, della direttiva 2009/73/CE;

10)

«contratto di fornitura di gas», il contratto di fornitura di gas quale definito all'articolo 2, punto 34, della direttiva 2009/73/CE;

11)

«trasporto», il trasporto quale definito all'articolo 2, punto 3, della direttiva 2009/73/CE;

12)

«gestore del sistema di trasporto», il gestore del sistema di trasporto quale definito all'articolo 2, punto 4, della direttiva 2009/73/CE;

13)

«distribuzione», la distribuzione quale definita all'articolo 2, punto 5, della direttiva 2009/73/CE;

14)

«gestore del sistema di distribuzione», il gestore del sistema di distribuzione quale definito all'articolo 2, punto 6, della direttiva 2009/73/CE;

15)

«interconnettore», l'interconnettore quale definito all'articolo 2, punto 17, della direttiva 2009/73/CE;

16)

«corridoi di approvvigionamento di emergenza», le rotte di approvvigionamento di gas dell'Unione che aiutano gli Stati membri a mitigare meglio gli effetti delle potenziali interruzioni dell'approvvigionamento o dell'operatività dell'infrastruttura;

17)

«capacità di stoccaggio», la capacità di stoccaggio quale definita all'articolo 2, punto 28, del regolamento (CE) n. 715/2009;

18)

«capacità tecnica», la capacità tecnica quale definita all'articolo 2, punto 18, del regolamento (CE) n. 715/2009;

19)

«capacità continua», la capacità continua quale definita all'articolo 2, punto 16, del regolamento (CE) n. 715/2009;

20)

«capacità interrompibile», la capacità interrompibile quale definita all'articolo 2, punto 13, del regolamento (CE) n. 715/2009;

21)

«capacità di un impianto GNL», la capacità di un impianto GNL quale definita all'articolo 2, punto 24, del regolamento (CE) n. 715/2009;

22)

«impianto GNL» l'impianto GNL quale definito all'articolo 2, punto 11, della direttiva 2009/73/CE;

23)

«impianto di stoccaggio», l'impianto di stoccaggio quale definito all'articolo 2, punto 9, della direttiva 2009/73/CE;

24)

«sistema», il sistema quale definito all'articolo 2, punto 13, della direttiva 2009/73/CE;

25)

«utente del sistema», l'utente del sistema quale definito all'articolo 2, punto 23, della direttiva 2009/73/CE;

26)

«servizi ausiliari», i servizi ausiliari quali definiti all'articolo 2, punto 14, della direttiva 2009/73/CE;

▼M4

27)

«traiettoria di riempimento», una serie di obiettivi intermedi indicativi per gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas di ciascuno Stato membro, che rappresentano il piano di riempimento di tale Stato membro, definiti a norma dell’articolo 6 bis, paragrafo 7;

▼M2

28)

«obiettivo di riempimento», l'obiettivo vincolante relativo al livello di riempimento della capacità aggregata degli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas;

29)

«impianto di stoccaggio strategico», impianto di stoccaggio sotterraneo del gas o parte di un impianto di stoccaggio sotterraneo del gas per il gas naturale non liquefatto acquistato, gestito e stoccato dal gestore del sistema di trasporto entità designata dagli Stati membri o da un'impresa, e che può essere svincolato solo a seguito di notifica preventiva o ad autorizzazione dell'autorità pubblica, e che in genere è svincolato in caso di:

a)

grave scarsità dell'approvvigionamento;

b)

interruzione dello stesso; o

c)

emergenza dichiarata di cui all'articolo 11, paragrafo 1, lettera c);

30)

«riserva di bilanciamento», gas naturale non liquefatto:

a)

acquistato, gestito e stoccato nel sottosuolo da gestori del sistema di trasporto o da un'entità designata dallo Stato membro con le uniche finalità di svolgere le funzioni di gestore del sistema di trasporto e garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas; e

b)

distribuito solo qualora ciò sia necessario per mantenere il sistema in funzione in condizioni di sicurezza e affidabilità in conformità dell'articolo 13 della direttiva 2009/73/CE e degli articoli 8 e 9 del regolamento (UE) n. 312/2014;

31)

«impianto di stoccaggio sotterraneo del gas», un impianto di stoccaggio, quale definito all'articolo 2, punto 9, della direttiva 2009/73/CE, utilizzato per lo stoccaggio di gas naturale, compresa la riserva di bilanciamento, e collegato a un sistema di trasporto o di distribuzione, ma che esclude gli impianti di stoccaggio fuori terra sferici o linepack;

▼M3

32)

«gas», il gas naturale ai sensi dell'articolo 2, punto 1, della direttiva (UE) 2024/1788 ( 1 );

▼M5

33)

«clausola take or pay», una disposizione contrattuale che obbliga l’acquirente a prendere in consegna o, in alternativa, a pagare per un dato quantitativo minimo di gas entro un determinato periodo di tempo, indipendentemente dal fatto che il gas sia effettivamente ricevuto;

34)

«clausola deliver or pay», una disposizione contrattuale che obbliga il venditore a pagare una sanzione pecuniaria contrattuale in caso di mancata consegna del gas.

▼B

Articolo 3 Responsabilità della sicurezza dell'approvvigionamento di gas

Articolo 4 Gruppo di coordinamento del gas

Articolo 5 Standard infrastrutturale

Articolo 6 Standard di approvvigionamento di gas

Articolo 6 bis Obiettivi di riempimento e traiettorie di riempimento

Articolo 6 ter Attuazione degli obiettivi di riempimento

Articolo 6 quater Accordi per lo stoccaggio e meccanismo di ripartizione degli oneri

Articolo 6 quinquies Monitoraggio e applicazione della normativa

Articolo 7 Valutazione del rischio

Articolo 8 Definizione dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza

Articolo 8 bis Misure relative alla cibersicurezza

Articolo 9 Contenuto dei piani d'azione preventivi

Articolo 10 Contenuto dei piani di emergenza

Articolo 11 Dichiarazione di uno stato di crisi

Articolo 12 Risposte all'emergenza a livello regionale e dell'Unione

Articolo 13 Solidarietà

Articolo 13 bis Cooperazione tra Stati membri connessi indirettamente che utilizzano misure di mercato («misure volontarie»)

Articolo 14 Scambio di informazioni

Articolo 15 Segreto professionale

Articolo 16 Collaborazione con le parti contraenti della Comunità dell'energia

Articolo 17 Monitoraggio della Commissione

Articolo 17

Monitoraggio della Commissione

La Commissione provvede continuamente al monitoraggio delle misure di sicurezza dell'approvvigionamento di gas e ne riferisce regolarmente al GCG.

▼M5

La Commissione monitora continuamente l’esposizione del sistema energetico dell’Unione alle forniture, anche tramite paesi terzi, di gas originario della Federazione russa o esportato direttamente o indirettamente dalla Federazione russa, in particolare sulla base delle informazioni notificate alla Commissione e alle autorità competenti conformemente all’articolo 14, paragrafo 6, lettera c).

La Commissione valuta l’attuazione dell’eliminazione progressiva del gas originario della Federazione russa o esportato direttamente o indirettamente dalla Federazione russa a norma del regolamento (UE) 2026/261 a livello nazionale, regionale e dell’Unione sulla base dei piani nazionali di diversificazione per il gas di cui all’articolo 9 di tale regolamento e comunica la sua valutazione al gruppo di coordinamento del gas.

Sulla base della valutazione di cui al terzo comma, la Commissione pubblica una relazione annuale in cui fornisce una panoramica completa dei progressi compiuti dagli Stati membri nell’attuazione dei rispettivi piani nazionali di diversificazione per il gas.

Se del caso, entro tre mesi dall’invio di un piano nazionale di diversificazione per il gas, la Commissione può formulare una raccomandazione che individua possibili azioni e misure per garantire una diversificazione sicura dell’approvvigionamento di gas e una tempestiva eliminazione del gas originario della Federazione russa o esportato direttamente o indirettamente dalla Federazione russa.

A seguito di tale raccomandazione, lo Stato membro interessato aggiorna il suo piano nazionale di diversificazione per il gas entro tre mesi, tenendo conto della raccomandazione della Commissione.

Articolo 17 bis Relazioni della Commissione

Articolo 18 Notifiche

Articolo 18

Notifiche

La valutazione del rischio, i piani d'azione preventivi, i piani d'emergenza e tutti gli altri documenti sono notificati alla Commissione via la piattaforma elettronica CIRCABC.

Tutta la corrispondenza connessa a una notifica è trasmessa per via elettronica.

Articolo 19 Esercizio della delega

Articolo 20 Deroga

Articolo 21 Abrogazione

Articolo 21

Abrogazione

Il regolamento (UE) n. 994/2010 è abrogato.

I riferimenti al regolamento abrogato si intendono fatti al presente regolamento e si leggono secondo la tavola di concordanza di cui all'allegato IX.

Articolo 22 Entrata in vigore

Articolo 22

Entrata in vigore

Il presente regolamento entra in vigore il quarto giorno successivo alla pubblicazione nella Gazzetta ufficiale dell'Unione europea.

Esso si applica a decorrere dal 1o novembre 2017.

Tuttavia, l'articolo 13, paragrafi da 1 a 6, l'articolo 13, paragrafo 8, primo e secondo comma e l'articolo 13, paragrafi 14 e 15, si applicano a decorrere dal 1o dicembre 2018.

▼M4

L’articolo 2, punti da 27 a 31, gli articoli da 6 bis a 6 quinquies, l’articolo 16, paragrafo 3, l’articolo 17 bis, l’articolo 20, paragrafo 4, e l’allegato I ter si applicano fino al 31 dicembre 2027.

▼B

ALLEGATO I Cooperazione regionale

ALLEGATO I

Cooperazione regionale

I gruppi di rischio degli Stati membri che fungono da base per la cooperazione in materia di rischi di cui all’articolo 3, paragrafo 7, sono i seguenti:

1.

gruppo di rischio per l’approvvigionamento di GNL:

a)

Belgio, Bulgaria, Cechia, Danimarca, Germania, Estonia, Irlanda, Grecia, Spagna, Francia, Croazia, Italia, Cipro, Lettonia, Lituania, Lussemburgo, Ungheria, Malta, Paesi Bassi, Austria, Polonia, Portogallo, Romania, Slovenia, Slovacchia, Finlandia, Svezia;

2.

gruppo di rischio per l’approvvigionamento di gas attraverso la rotta del Mare del Nord:

b)

Belgio, Cechia, Danimarca, Germania, Estonia, Irlanda, Francia, Lettonia, Lituania, Lussemburgo, Paesi Bassi, Austria, Polonia, Finlandia, Svezia;

3.

gruppo di rischio per l’approvvigionamento di gas attraverso la rotta nordafricana:

c)

Spagna, Francia, Italia, Malta, Austria, Portogallo, Slovenia;

4.

gruppo di rischio per l’approvvigionamento di gas attraverso la rotta sudorientale:

d)

Bulgaria, Cechia, Grecia, Croazia, Italia, Cipro, Ungheria, Austria, Romania, Slovenia, Slovacchia.

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.

ALLEGATO II

Calcolo della formula N – 1

1. Definizione della formula N – 1

La formula N – 1 descrive la capacità tecnica dell'infrastruttura del gas di soddisfare la domanda totale di gas nell'area calcolata nell'eventualità di un'interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale del gas durante un giorno di domanda eccezionalmente elevata di gas, che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni.

L'infrastruttura del gas copre la rete di trasporto del gas, ivi compresi le interconnessioni e gli impianti di produzione, GNL e di stoccaggio connessi all'area calcolata.

La capacità tecnica delle infrastrutture del gas rimanenti in caso di interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale deve essere almeno uguale alla somma della domanda totale giornaliera di gas dell'area calcolata durante un giorno di domanda eccezionalmente elevata di gas, che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni.

I risultati della formula N – 1 calcolata di seguito devono essere almeno pari a 100 %.

2. Metodo di calcolo della formula N – 1

, N – 1 ≥ 100 %

I parametri utilizzati per il calcolo sono descritti e giustificati in modo chiaro.

Per il calcolo del valore EPm, deve essere fornito un elenco dettagliato dei punti di entrata con la relativa capacità individuale.

3. Definizioni dei parametri della formula N – 1

«Area calcolata» : area geografica, definita dall'autorità competente, per la quale si calcola la formula N – 1.

Parametro relativo alla domanda

«Dmax» : domanda totale giornaliera di gas (in milioni di m3/giorno) dell'area calcolata durante un giorno di domanda eccezionalmente elevata di gas, che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni.

Parametri relativi all'offerta

«EPm» : capacità tecnica dei punti di entrata (in milioni di m3/giorno), diversa da quella degli impianti di produzione, GNL e di stoccaggio di cui alle definizioni di Pm, GNLm e Sm pari alla somma della capacità tecnica di tutti i punti di entrata frontalieri in grado di approvvigionare di gas l'area calcolata.

«Pm» : capacità tecnica massima di produzione (in milioni di m3/giorno), pari alla somma della capacità tecnica massima di produzione giornaliera di tutti gli impianti di produzione del gas che può essere erogata ai punti di entrata nell'area calcolata.

«Sm» : erogabilità massima tecnica di stoccaggio (in milioni di m3/giorno), pari alla somma della capacità tecnica massima di prelievo giornaliera di tutti gli impianti di stoccaggio che può essere erogata ai punti di entrata della zona calcolata, tenendo conto delle rispettive caratteristiche fisiche.

«LNGm» : capacità tecnica massima dell'impianto GNL (in milioni di m3/giorno), pari alla somma della capacità tecnica massima di send-out giornaliera in tutti gli impianti GNL nell'area calcolata, tenuto conto di elementi critici come lo scarico, i servizi ausiliari, lo stoccaggio temporaneo e la rigassificazione di GNL nonché la capacità tecnica di send-out al sistema.

«Im» : capacità tecnica dell'infrastruttura principale del gas (in milioni di m3/giorno) caratterizzata dalla capacità più elevata di approvvigionare l'area calcolata. Se più infrastrutture del gas sono connesse a un'infrastruttura comune a monte o a valle e non possono essere gestite separatamente, esse sono considerate un'infrastruttura unica.

4. Calcolo della formula N – 1 utilizzando le misure sul versante della domanda

, N – 1 ≥ 100 %

Parametro relativo alla domanda

«Deff» : la parte (in milioni di m3/giorno) di Dmax che, in caso di interruzione dell'approvvigionamento di gas, può essere coperta adeguatamente e in maniera tempestiva mediante le misure di mercato sul versante della domanda in conformità dell'articolo 9, paragrafo 1, lettera c), e dell'articolo 5, paragrafo 2.

5. Calcolo della formula N – 1 a livello regionale

L'area calcolata di cui al punto 3, è estesa, ove applicabile, al livello regionale adeguato, come stabilito dalle autorità competenti degli Stati membri interessati. Il calcolo può estendersi altresì al livello regionale del gruppo di rischio, ove concordato con le autorità competenti del gruppo di rischio. Ai fini del calcolo della formula N – 1 a livello regionale si utilizza un'infrastruttura principale del gas d'interesse comune. L'infrastruttura principale del gas d'interesse comune per una regione corrisponde all'infrastruttura principale del gas della regione che, direttamente o indirettamente, contribuisce ad approvvigionare di gas gli Stati membri di quella regione; essa deve essere definita nella valutazione del rischio.

Il calcolo della formula N – 1 a livello regionale può sostituire il calcolo della formula N – 1 a livello nazionale solo se l'infrastruttura principale del gas d'interesse comune è di grande importanza ai fini dell'approvvigionamento di gas di tutti gli Stati membri interessati in conformità della valutazione comune del rischio.

A livello del gruppo di rischio, per i calcoli di cui all'articolo 7, paragrafo 4, si utilizza l'infrastruttura principale del gas d'interesse comune per i gruppi di rischio elencati nell'allegato I.

ALLEGATO III

Capacità bidirezionale permanente

1. Ai fini dell'esecuzione delle disposizioni di cui al presente allegato, l'autorità nazionale di regolamentazione può agire in qualità di autorità competente, se così deciso dallo Stato membro.

2. Per dotare un'interconnessione della capacità bidirezionale o potenziare quella di cui è già dotato, oppure per ottenere o prorogare un'esenzione da tale obbligo, i gestori del sistema di trasporto su entrambi i lati dell'interconnessione presentano alle rispettive autorità competenti («autorità competenti interessate») e alle rispettive autorità di regolamentazione («autorità di regolamentazione interessate»), previa consultazione di tutti i gestori del sistema di trasporto potenzialmente coinvolti:

a)

una proposta volta a realizzare una capacità fisica permanente di trasporto del gas in entrambe le direzioni per la capacità bidirezionale permanente relativa alla direzione invertita («capacità di flusso fisico inverso»); oppure

b)

la richiesta di esenzione dall'obbligo di predisporre la capacità bidirezionale.

I gestori del sistema di trasporto si adoperano per presentare una proposta congiunta o una richiesta di esenzione. Nel caso di una proposta volta a realizzare la capacità bidirezionale, i gestori dei sistemi di trasporto possono presentare una proposta motivata per la ripartizione transfrontaliera dei costi. La proposta o la richiesta è presentata entro il 1o dicembre 2018 per tutte le interconnessioni esistenti il 1o novembre 2017, dopo il completamento della fase di studio di fattibilità ma prima dell'inizio della fase di progettazione tecnica dettagliata di nuove interconnessioni.

3. Le autorità competenti interessate, dopo avere ricevuto la proposta o la richiesta di esenzione, consultano immediatamente le autorità competenti e, qualora queste non siano le autorità competenti, le autorità nazionali di regolamentazione dello Stato membro che, in conformità della valutazione del rischio, potrebbe beneficiare della capacità di flusso inverso, nonché l'Agenzia e la Commissione su richiesta o su richiesta di deroga. Le autorità consultate possono formulare un parere entro quattro mesi dal ricevimento della richiesta di consultazione.

4. Entro sei mesi dalla ricezione della proposta congiunta, le autorità di regolamentazione interessate, conformemente all'articolo 5, paragrafi 6 e 7, previa consultazione dei promotori del progetto interessati, adottano decisioni coordinate sulla ripartizione transfrontaliera dei costi d'investimento che ciascun gestore di sistema di trasporto del progetto è tenuto a sostenere. Qualora non raggiungano un accordo entro tale termine, le autorità di regolamentazione interessate ne informano senza indugio le autorità competenti interessate.

5. Le autorità competenti interessate, sulla base della valutazione del rischio, delle informazioni di cui all'articolo 5, paragrafo 5, del presente regolamento, dei pareri ricevuti a seguito della consultazione in conformità del punto 3 del presente allegato e tenuto conto della sicurezza dell'approvvigionamento di gas e del contributo al mercato interno del gas, assumono una decisione coordinata. Tale decisione coordinata è adottata entro due mesi. Il periodo di due mesi inizia al termine del periodo di quattro mesi previsto per la formulazione di pareri di cui al punto 3 del presente allegato, salvo ricezione di tutti i pareri prima di tale scadenza, o al termine del periodo di sei mesi di cui al punto 4 del presente allegato di cui le autorità di regolamentazione interessate dispongono per adottare una decisione coordinata. La decisione coordinata:

a)

accetta la proposta di capacità bidirezionale. La decisione contiene un'analisi costi/benefici, il calendario di attuazione e le modalità per un utilizzo successivo ed è accompagnata dalla decisione coordinata sulla ripartizione transfrontaliera dei costi di cui al punto 4 predisposta dalle autorità di regolamentazione interessate;

b)

concede o proroga l'esenzione temporanea per un periodo massimo di quattro anni, se l'analisi costi/benefici contenuta nella decisione dimostra che la capacità di flusso inverso non migliorerebbe la sicurezza dell'approvvigionamento di gas di nessuno Stato membro interessato oppure che i costi di investimento supererebbero in misura significativa i potenziali benefici per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas; oppure

c)

chiede ai gestori dei sistemi di trasporto di modificare e ripresentare la proposta o la richiesta di esenzione entro un periodo massimo di quattro mesi.

6. Le autorità competenti interessate trasmettono senza indugio la decisione coordinata alle autorità competenti e alle autorità nazionali di regolamentazione che hanno presentato un parere conformemente al punto 3, alle autorità di regolamentazione interessate, all'Agenzia e alla Commissione, allegando i pareri ricevuti in seguito alla consultazione di cui al punto 3.

7. Entro due mesi dalla ricezione della decisione coordinata, le autorità competenti di cui al punto 6 possono presentare obiezioni alle autorità competenti interessate che l'hanno adottata, all'Agenzia e alla Commissione. Le obiezioni devono riferirsi esclusivamente ai fatti e alla valutazione, in particolare alla ripartizione transfrontaliera dei costi che non sia stata oggetto della consultazione di cui al punto 3.

8. Entro tre mesi dalla ricezione della decisione coordinata di cui al punto 6, l'Agenzia formula un parere sugli elementi della decisione coordinata tenendo conto delle eventuali obiezioni e lo trasmette a tutte le autorità competenti interessate e alle autorità competenti di cui al punto 6 e alla Commissione.

9. Entro quattro mesi dalla ricezione del parere formulato dall'Agenzia ai sensi del punto 8, la Commissione può adottare una decisione con cui impone di modificare la decisione coordinata. Ogni decisione in tal senso della Commissione è adottata sulla base dei criteri di cui al punto 5, dei motivi della decisione delle autorità interessate e del parere dell'Agenzia. Le autorità competenti interessate soddisfano la richiesta della Commissione modificando la loro decisione entro un termine di quattro settimane.

Nel caso in cui la Commissione non reagisca entro il summenzionato termine di quattro mesi, si ritiene che non abbia sollevato obiezioni nei confronti della decisione delle autorità competenti interessate.

10. Se le autorità competenti interessate non sono state in grado di adottare una decisione coordinata entro il termine di cui al punto 5, o se le autorità di regolamentazione interessate non hanno potuto raggiungere un accordo sulla ripartizione dei costi entro il termine di cui al punto 4, le autorità competenti interessate ne informano l'Agenzia e la Commissione al più tardi il giorno della scadenza del termine. Entro quattro mesi dalla ricezione di tale informazione, la Commissione, previa eventuale consultazione con l'Agenzia, adotta una decisione che contempli tutti gli elementi della decisione coordinata di cui al punto 5 ad eccezione della ripartizione transfrontaliera dei costi e la trasmette alle autorità competenti interessate e all'Agenzia.

11. Se la decisione della Commissione a norma del punto 10 del presente allegato richiede una capacità bidirezionale, l'Agenzia, entro tre mesi dalla ricezione della decisione della Commissione, adotta una decisione che contempli la ripartizione transfrontaliera dei costi in linea con l'articolo 5, paragrafo 7, del presente regolamento. Prima di adottare tale decisione, l'Agenzia consulta le autorità di regolamentazione interessate e i gestori dei sistemi di trasporto. Il periodo di tre mesi può essere prorogato di un periodo supplementare di due mesi qualora l'Agenzia debba chiedere informazioni aggiuntive. Tale periodo supplementare inizia il giorno successivo alla ricezione delle informazioni complete.

12. La Commissione, l'Agenzia, le autorità competenti, le autorità nazionali di regolamentazione e i gestori del sistema di trasporto garantiscono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.

13. Le esenzioni dall'obbligo di realizzare la capacità bidirezionale accordata a norma del regolamento (UE) n. 994/2010 restano valide a meno che la Commissione o l'altro Stato membro interessato non ne chiedano un riesame o la loro validità giunga a scadenza.

ALLEGATO IV

Modello per la valutazione comune del rischio

Il seguente modello è redatto in una lingua concordata all'interno del gruppo di rischio.

Informazioni generali

—

Stati membri nel gruppo di rischio

—

Nome delle autorità competenti responsabili della preparazione della valutazione del rischio ( 9 )

1. Descrizione del sistema

Descrivere brevemente il sistema del gas del gruppo di rischio, indicando i seguenti elementi:

a)

I principali dati relativi al consumo di gas ( 10 ), ossia consumo finale annuo di gas (in miliardi di m3), ripartizione per tipo di clienti ( 11 ) e picchi della domanda (totale e per categoria di consumatori in milioni di m3/giorno);

b)

il funzionamento del sistema del gas nel gruppo di rischio, ossia flussi principali (entrata/uscita/transito), capacità dei punti di entrata/uscita dell'infrastruttura da e verso la regione e per Stato membro, compreso il tasso di utilizzo, gli impianti GNL (capacità massima giornaliera, tasso di utilizzo e regime di accesso) ecc;

c)

una ripartizione, nella misura possibile, delle fonti di importazione del gas, per paese d'origine ( 12 );

d)

il ruolo degli impianti di stoccaggio pertinenti per il gruppo di rischio, compreso l'accesso transfrontaliero:

i)

la capacità di stoccaggio (volume di gas totale e volume di gas utile) rispetto alla domanda nella stagione di riscaldamento;

ii)

la capacità massima di prelievo giornaliera a diversi livelli di riempimento (possibilmente con stoccaggio pieno e a livelli di fine stagione);

e)

il ruolo della produzione nazionale nel gruppo di rischio:

i)

il volume della produzione per quanto riguarda il consumo finale annuo di gas;

ii)

la capacità massima di produzione giornaliera;

f)

il ruolo del gas nella produzione di energia elettrica (ad esempio, importanza, ruolo di riserva per le energie rinnovabili), comprese la capacità di generazione a gas (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale) e la cogenerazione (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale).

2. Standard infrastrutturale (articolo 5)

Descrivere i calcoli per la formula/le formule N – 1 a livello regionale per il gruppo di rischio, se così convenuto con le autorità competenti del gruppo di rischio, e le capacità bidirezionali esistenti, come indicato di seguito:

a)

Formula N – 1

i)

L'individuazione dell'infrastruttura principale del gas d'interesse comune per il gruppo di rischio;

ii)

il calcolo della formula N – 1 a livello regionale;

iii)

i valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per il calcolo (ad esempio, per il parametro EPm indicare la capacità di tutti i punti di entrata considerati);

iv)

un'indicazione delle eventuali metodologie e ipotesi utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato).

b)

Capacità bidirezionale

i)

Indicare i punti d'interconnessione dotati di capacità bidirezionale e la capacità massima dei flussi bidirezionali;

ii)

Indicare le modalità che regolano l'uso della capacità di flusso inverso (ad esempio capacità interrompibile);

iii)

Indicare i punti di interconnessione per i quali è stata accordata un'esenzione a norma dell'articolo 5, paragrafo 4, la durata dell'esenzione e i motivi per i quali è stata accordata.

3. Individuazione dei rischi

Descrivere i principali rischi transnazionali per cui à stato creato il gruppo di rischio, nonché i fattori di rischio, in varie occasioni, che potrebbero causare il verificarsi di tale rischio, la loro probabilità e le relative conseguenze.

Elenco non esaustivo dei fattori di rischio che, secondo la pertinente autorità competente, devono essere inclusi nella valutazione solo ove applicabile:

a)

politico

—

interruzione dell'approvvigionamento di gas proveniente da paesi terzi per diversi motivi,

—

disordini politici (nel paese d'origine o in un paese di transito),

—

guerra/guerra civile (nel paese d'origine o in un paese di transito),

—

terrorismo;

b)

tecnologico

—

esplosione/incendi,

—

incendi (all'interno di un determinato impianto),

—

perdite,

—

mancanza di adeguata manutenzione,

—

malfunzionamento delle apparecchiature (guasto all'avviamento, guasto durante l'esercizio ecc.),

—

mancanza di energia elettrica (o altra fonte di energia),

—

guasto informatico (guasto dell'hardware o del software, problemi legati a Internet o al sistema SCADA ecc.),

—

attacco informatico,

—

ripercussioni delle opere di scavo (sbancamento, palificazione) e di superficie;

c)

commerciale/di mercato/finanziario

—

accordi con fornitori di paesi terzi,

—

controversia commerciale,

—

controllo di infrastrutture importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas da parte di soggetti di paesi terzi, con, tra l'altro, conseguente possibile rischio di carenza di investimenti, freno alla diversificazione o mancato rispetto del diritto dell'Unione,

—

volatilità dei prezzi,

—

carenza di investimenti,

—

picco brusco e inatteso della domanda,

—

altri rischi che potrebbero compromettere le prestazioni strutturali;

d)

sociale

—

scioperi (nel settore del gas e in settori connessi quali i porti, i trasporti ecc.),

—

sabotaggi,

—

vandalismi,

—

furti;

e)

naturale

—

terremoti,

—

frane,

—

inondazioni (piogge abbondanti, fiumi),

—

tempeste (mare),

—

valanghe,

—

condizioni meteorologiche estreme,

—

incendi (all'esterno dell'impianto, ad esempio in foreste circostanti, prati ecc.).

Analisi

a)

descrivere i principali rischi transnazionali e altri pertinenti fattori di rischio per il gruppo di rischio, specificandone la probabilità e l'impatto, nonché l'eventuale interazione e correlazione dei rischi tra Stati membri;

b)

descrivere i criteri utilizzati per determinare se un sistema è esposto a rischi elevati/inaccettabili;

c)

elencare i pertinenti scenari di rischio in base alle fonti di rischio, spiegando come sono stati scelti;

d)

indicare in che misura sono stati presi in considerazione gli scenari elaborati dall'ENTSOG.

4. Analisi e valutazione del rischio

Analizzare la serie di scenari di rischio individuati al punto 3. Nella simulazione degli scenari di rischio includere le misure esistenti a tutela della sicurezza dell'approvvigionamento di gas, quali lo standard infrastrutturale calcolato usando la formula N – 1 di cui al punto 2 dell'allegato II, ove opportuno, e lo standard di approvvigionamento di gas. Per ogni scenario di rischio:

a)

descrivere dettagliatamente lo scenario di rischio, ivi comprese le ipotesi e le eventuali metodologie utilizzate per il loro calcolo;

b)

descrivere dettagliatamente l'esito della simulazione svolta, compresa la quantificazione dell'impatto (ad esempio, volumi di gas non forniti, l'impatto socioeconomico, sul teleriscaldamento e sulla produzione di energia elettrica).

5. Conclusioni

Descrivere i principali risultati della valutazione comune del rischio, compresa l'individuazione di scenari di rischio che richiedono ulteriori interventi.

ALLEGATO V

Modello per la valutazione nazionale del rischio

Informazioni generali

Nome dell'autorità competente responsabile della preparazione della presente valutazione del rischio ( 13 ).

1. Descrizione del sistema

1.1.

Fornire una descrizione breve e consolidata del sistema regionale del gas per ciascun gruppo di rischio ( 14 ) a cui lo Stato membro partecipa, indicando i seguenti elementi:

a)

i principali dati relativi al consumo di gas ( 15 ), ossia consumo finale annuo di gas (in miliardi di m3 e MWh), ripartizione per tipo di clienti ( 16 ) e picchi della domanda (totale e per categoria di consumatori in milioni di m3/giorno);

b)

il funzionamento del sistema o dei sistemi del gas nei pertinenti gruppi di rischio, ossia flussi principali (entrata/uscita/transito), capacità dei punti di entrata/uscita dell'infrastruttura da e verso la o le regioni del gruppo di rischio e per Stato membro, compreso il tasso di utilizzo, gli impianti GNL (capacità massima giornaliera, tasso di utilizzo e regime di accesso) ecc.;

c)

una ripartizione, nella misura del possibile, della percentuale delle fonti di importazione del gas, per paese d'origine ( 17 )

d)

il ruolo degli impianti di stoccaggio pertinenti per il gruppo di rischio, compreso l'accesso transfrontaliero:

i)

la capacità di stoccaggio (volume di gas totale e volume di gas utile) rispetto alla domanda nella stagione di riscaldamento;

ii)

la capacità massima di prelievo giornaliera a diversi livelli di riempimento (possibilmente con stoccaggio pieno e livelli di fine stagione);

e)

il ruolo della produzione nazionale nel gruppo o nei gruppi di rischio:

i)

il volume della produzione per quanto riguarda il consumo finale annuo di gas:

ii)

la capacità massima di produzione giornaliera e come questa può soddisfare il consumo massimo giornaliero;

f)

il ruolo del gas nella produzione di energia elettrica (ad esempio, importanza, ruolo di riserva per le energie rinnovabili), comprese la capacità di generazione a gas (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale) e la cogenerazione (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale).

1.2.

Descrivere brevemente il sistema del gas dello Stato membro, indicando i seguenti elementi:

a)

i principali dati relativi al consumo di gas, ossia consumo finale annuo di gas (in miliardi di m3), ripartizione per tipo di clienti e picchi della domanda (in milioni di m3/giorno).

b)

il funzionamento del sistema del gas a livello nazionale, comprese le infrastrutture [se non considerate al punto 1.1., lettera b)]; Se pertinente, includere il sistema del gas L.

c)

l'identificazione delle infrastrutture più importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento.

d)

una ripartizione, nella misura possibile, a livello nazionale delle fonti di importazione del gas, per paese d'origine;

e)

il ruolo dello stoccaggio, specificando:

i)

la capacità di stoccaggio (volume di gas totale e volume di gas utile) rispetto alla domanda nella stagione di riscaldamento;

ii)

la capacità massima di prelievo giornaliera a diversi livelli di riempimento (possibilmente con stoccaggio pieno e a livelli di fine stagione);

f)

il ruolo della produzione nazionale, specificando:

i)

il volume della produzione per quanto riguarda il consumo finale annuo di gas;

ii)

la capacità massima di produzione giornaliera

g)

il ruolo del gas nella produzione di energia elettrica (ad esempio, importanza, ruolo di riserva per le energie rinnovabili), comprese la capacità di generazione a gas (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale) e la cogenerazione (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale).

2. Standard infrastrutturale (articolo 5)

Descrivere in che modo è ottenuta la conformità allo standard infrastrutturale, specificando i principali valori utilizzati per la formula N – 1, le alternative per ottenere tale conformità (con gli Stati membri direttamente connessi, con misure sul versante della domanda) e le capacità bidirezionali esistenti, come indicato di seguito.

a)

Formula N – 1

i)

l'individuazione dell'infrastruttura principale del gas;

ii)

il calcolo della formula N – 1 a livello nazionale;

iii)

i valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per calcolarli (ad esempio, per il parametro EPm indicare la capacità di tutti i punti di entrata considerati);

iv)

un'indicazione delle eventuali metodologie utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato);

v)

una spiegazione dei risultati del calcolo della formula N – 1 per lo stoccaggio al 30 % e al 100 % del volume massimo di lavoro;

vi)

una spiegazione dei risultati principali del calcolo della simulazione della formula N – 1 mediante l'uso di un modello idraulico;

vii)

se lo Stato membro lo ha deciso, un calcolo della formula N – 1 tenendo conto delle misure sul versante della domanda:

—

calcolo della formula N – 1 in conformità del punto 2 dell'allegato II,

—

descrizione dei valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per calcolarli [se diversi da quelli di cui al punto 2, lettera a), punto iii)],

—

indicazione delle eventuali metodologie utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato),

—

illustrazione delle misure di mercato sul versante della domanda adottate/da adottare per compensare un'interruzione dell'approvvigionamento di gas e il loro impatto previsto (Deff);

viii)

ove concordato con le autorità competenti del gruppo o dei gruppi di rischio interessati o con gli Stati membri direttamente connessi, il calcolo congiunto o i calcoli congiunti della formula N – 1:

—

calcolo della formula N – 1 in conformità del punto 5 dell'allegato II,

—

descrizione dei valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per calcolarli [se diversi da quelli di cui al punto 2, lettera a), punto iii)],

—

indicazione delle eventuali metodologie e ipotesi utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato),

—

illustrazione delle modalità concordate per garantire l'ottemperanza alla formula N – 1;

b)

capacità bidirezionale:

i)

indicare i punti d'interconnessione dotati di capacità bidirezionale e la capacità massima dei flussi bidirezionali;

ii)

indicare le modalità che regolano l'uso della capacità di flusso inverso (ad esempio capacità interrompibile);

iii)

indicare i punti di interconnessione per i quali è stata accordata un'esenzione a norma dell'articolo 5, paragrafo 4, la durata dell'esenzione e i motivi per i quali è stata accordata.

3. Individuazione dei rischi

Descrivere i fattori di rischio che potrebbero avere un impatto negativo sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas dello Stato membro, la loro probabilità e le relative conseguenze.

Elenco non esaustivo dei tipi di fattori di rischio che, secondo l'autorità competente, devono essere inclusi nella valutazione solo ove applicabile:

a)

politico

—

interruzione dell'approvvigionamento di gas proveniente da paesi terzi per diversi motivi,

—

disordini politici (nel paese d'origine o in un paese di transito),

—

guerra/guerra civile (nel paese d'origine o in un paese di transito),

—

terrorismo;

b)

tecnologico:

—

esplosione/incendi,

—

incendi (all'interno di un determinato impianto),

—

perdite,

—

mancanza di adeguata manutenzione,

—

malfunzionamento delle apparecchiature (guasto all'avviamento, guasto durante l'esercizio ecc.),

—

mancanza di energia elettrica (o altra fonte di energia),

—

guasto informatico (guasto dell'hardware o del software, problemi legati a Internet o al sistema SCADA ecc.),

—

attacco informatico,

—

ripercussioni delle opere di scavo (sbancamento, palificazione) e di superficie ecc.;

c)

commerciale/di mercato/finanziario:

—

accordi con fornitori di paesi terzi,

—

controversia commerciale,

—

controllo di infrastrutture importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas da parte di soggetti di paesi terzi, con conseguente possibile rischio di carenza di investimenti, freno alla diversificazione o mancato rispetto del diritto dell'Unione,

—

volatilità dei prezzi,

—

carenza di investimenti,

—

picco brusco e inatteso della domanda,

—

altri rischi che potrebbero compromettere le prestazioni strutturali;

d)

sociale

—

scioperi (nel settore del gas e in settori connessi quali i porti, i trasporti ecc.),

—

sabotaggi,

—

vandalismi,

—

furti;

e)

naturale:

—

terremoti,

—

frane,

—

inondazioni (piogge abbondanti, fiumi),

—

tempeste (mare),

—

valanghe,

—

condizioni meteorologiche estreme,

—

incendi (all'esterno dell'impianto, ad esempio in foreste circostanti, prati ecc.),

Analisi:

a)

indicare i pertinenti fattori di rischio per lo Stato membro, specificandone la probabilità e l'impatto;

b)

descrivere i criteri utilizzati per determinare se un sistema è esposto a rischi elevati/inaccettabili;

c)

elencare i pertinenti scenari di rischio in base ai fattori di rischio e alla loro probabilità, spiegando come sono stati scelti.

4. Analisi e valutazione del rischio:

Analizzare gli scenari di rischio individuati al punto 3. Nella simulazione degli scenari di rischio includere le misure esistenti a tutela della sicurezza dell'approvvigionamento di gas, quali lo standard infrastrutturale calcolato usando la formula N – 1 di cui all'allegato II, punto 2 e lo standard di approvvigionamento di gas. Per ogni scenario di rischio:

a)

descrivere dettagliatamente lo scenario di rischio, ivi comprese le ipotesi e le eventuali metodologie utilizzate per il loro calcolo;

b)

descrivere dettagliatamente l'esito della simulazione svolta, compresa la quantificazione dell'impatto (ad esempio, volumi di gas non forniti, l'impatto socioeconomico, l'impatto sul teleriscaldamento e sulla produzione di energia elettrica).

5. Conclusioni:

Descrivere i principali risultati della valutazione comune del rischio a cui gli Stati membri hanno partecipato, compresa l'individuazione di scenari di rischio che richiedono ulteriori interventi.

ALLEGATO VI

Modello di piano d'azione preventivo

Informazioni generali

—

Stati membri nel gruppo di rischio

—

Nome dell'autorità competente responsabile della preparazione del presente piano ( 18 )

1. Descrizione del sistema

1.1.

Fornire una descrizione breve e consolidata dei sistemi regionali del gas per ciascun gruppo di rischio ( 19 ) a cui lo Stato membro partecipa, indicando i seguenti elementi:

a)

i principali dati relativi al consumo di gas ( 20 ), ossia consumo finale annuo di gas (in miliardi di m3) e ripartizione per tipo di clienti ( 21 ) e picchi della domanda (totale e per categoria di consumatori in milioni di m3/giorno);

b)

il funzionamento del sistema del gas nei gruppi di rischio, ossia flussi principali (entrata/uscita/transito), capacità dei punti di entrata/uscita dell'infrastruttura da e verso la o le regioni de gruppo di rischio e per Stato membro, compreso il tasso di utilizzo, gli impianti GNL (capacità massima giornaliera, tasso di utilizzo e regime di accesso) ecc.

c)

una ripartizione, nella misura possibile, delle fonti di importazione del gas, per paese d'origine ( 22 );

d)

il ruolo degli impianti di stoccaggio pertinenti per la regione, incluso l'accesso transfrontaliero:

i)

la capacità di stoccaggio (volume di gas totale e volume di gas utile) rispetto alla domanda nella stagione di riscaldamento;

ii)

la capacità massima di prelievo giornaliera a diversi livelli di riempimento (possibilmente con stoccaggio pieno e a livelli di fine stagione);

e)

il ruolo della produzione nazionale nella regione:

i)

il volume della produzione per quanto riguarda il consumo finale annuo di gas;

ii)

la capacità massima di produzione giornaliera;

f)

il ruolo del gas nella produzione di energia elettrica (ad esempio, importanza, ruolo di riserva per le energie rinnovabili), comprese la capacità di generazione a gas (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale) e la cogenerazione (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale);

g)

il ruolo delle misure di efficienza energetica e il loro effetto sul consumo finale annuo di gas.

1.2.

Descrivere brevemente il sistema del gas in ogni Stato membro, indicando i seguenti elementi:

a)

i principali dati relativi al consumo di gas, ossia consumo finale annuo di gas (in miliardi di m3) e ripartizione per tipo di clienti, e picchi della domanda (in milioni di m3/giorno);

b)

il funzionamento del sistema del gas a livello nazionale, compresa l'infrastruttura [se non considerata al punto 1.1, lettera b)];

c)

l'identificazione delle infrastrutture più importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento;

d)

una ripartizione, nella misura possibile, a livello nazionale delle fonti di importazione del gas, per paese d'origine;

e)

il ruolo dello stoccaggio nello Stato membro, specificando:

i)

la capacità di stoccaggio (volume di gas totale e volume di gas utile) rispetto alla domanda nella stagione di riscaldamento;

ii)

la capacità massima di prelievo giornaliera a diversi livelli di riempimento (possibilmente con stoccaggio pieno e a livelli di fine stagione);

f)

il ruolo della produzione nazionale, specificando:

i)

il volume della produzione per quanto riguarda il consumo finale annuo di gas;

ii)

la capacità massima di produzione giornaliera;

g)

il ruolo del gas nella produzione di energia elettrica (ad esempio, importanza, ruolo di riserva per le energie rinnovabili), comprese la capacità di generazione a gas (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale) e la cogenerazione (totale, in MWe, e in percentuale della capacità di generazione totale);

h)

il ruolo delle misure di efficienza energetica e il loro effetto sul consumo finale annuo di gas.

2. Sintesi della valutazione del rischio

Descrivere brevemente i risultati della pertinente valutazione comune e nazionale del rischio svolta conformemente all'articolo 7, includendo:

a)

un elenco degli scenari valutati e una sintesi delle principali ipotesi utilizzate per ciascuno di essi, nonché i rischi/le carenze individuati;

b)

le principali conclusioni della valutazione del rischio.

3. Standard infrastrutturale (articolo 5)

Descrivere in che modo è ottenuta la conformità allo standard infrastrutturale, specificando i principali valori utilizzati per la formula N – 1, le alternative per ottenere tale conformità (con gli Stati membri confinanti, con misure sul versante della domanda) e le capacità bidirezionali esistenti, come indicato di seguito:

3.1. Formula N – 1

i)

individuazione dell'infrastruttura principale del gas d'interesse comune per la regione;

ii)

calcolo della formula N – 1 a livello regionale;

iii)

descrizione dei valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per calcolarli (ad esempio, per il parametro EPm indicare la capacità di tutti i punti di entrata considerati);

iv)

indicare le eventuali metodologie e ipotesi utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato).

3.2. Livello nazionale

a)

Formula N – 1

i)

individuazione dell'infrastruttura principale del gas;

ii)

calcolo della formula N – 1 a livello nazionale;

iii)

descrizione dei valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per calcolarli (ad esempio, per il parametro EPm indicare la capacità di tutti i punti di entrata considerati);

iv)

eventuali metodologie utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato);

v)

se lo Stato membro prevede di ricorrere a misure sul versante della domanda, calcolo della formula N – 1 tenendo conto di dette misure:

—

calcolo della formula N – 1 in conformità del punto 2 dell'allegato II;

—

descrizione dei valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per calcolarli (se diversi da quelli di cui al punto 3, lettera a), punto iii), del presente allegato;

—

indicazione delle eventuali metodologie utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato);

—

illustrazione delle misure di mercato sul versante della domanda adottate/da adottare per compensare un'interruzione dell'approvvigionamento di gas e il loro impatto previsto (Deff);

vi)

ove concordato con le autorità competenti del gruppo o dei gruppi di rischio interessati o con gli Stati membri connessi direttamente, il calcolo congiunto o i calcoli congiunti della formula N – 1:

—

calcolo della formula N – 1 in conformità del punto 5 dell'allegato II;

—

descrizione dei valori utilizzati per tutti i parametri della formula, N – 1 compresi i valori intermedi utilizzati per calcolarli [se diversi da quelli di cui al punto 3, lettera a), punto iii)], del presente allegato;

—

indicazione delle eventuali metodologie e ipotesi utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato);

—

illustrazione delle modalità concordate per garantire l'ottemperanza alla formula N – 1;

b)

capacità bidirezionale

i)

Indicare i punti d'interconnessione dotati di capacità bidirezionale e la capacità massima dei flussi bidirezionali;

ii)

Indicare le modalità che regolano l'uso della capacità di flusso inverso (ad esempio capacità interrompibile);

iii)

Indicare i punti di interconnessione per i quali è stata accordata un'esenzione a norma dell'articolo 5, paragrafo 4, la durata dell'esenzione e i motivi per i quali è stata accordata.

4. Conformità allo standard di approvvigionamento (articolo 6)

Descrivere le misure adottate per conformarsi allo standard di approvvigionamento nonché a qualsiasi aumento dello standard o obbligo supplementare imposti per ragioni di sicurezza dell'approvvigionamento di gas, specificando:

a)

la definizione applicata di «clienti protetti», incluse le categorie di clienti che vi rientrano e il loro consumo annuo di gas (per categoria, valore netto e in percentuale del consumo finale nazionale annuo di gas).

b)

i volumi di gas necessari a soddisfare lo standard di approvvigionamento in conformità degli scenari descritti all'articolo 6, paragrafo 1, primo comma;

c)

la capacità necessaria a soddisfare lo standard di approvvigionamento in conformità degli scenari descritti all'articolo 6, paragrafo 1, primo comma;

d)

la o le misure in atto per soddisfare lo standard di approvvigionamento, indicando:

i)

la o le misure;

ii)

i destinatari;

iii)

laddove esista, la descrizione dell'eventuale sistema di monitoraggio ex ante della conformità allo standard di approvvigionamento;

iv)

il regime di sanzioni, se applicabile;

v)

la descrizione, per ciascuna misura:

—

dell'impatto economico, dell'efficacia e dell'efficienza,

—

dell'impatto sull'ambiente,

—

dell'impatto sui consumatori;

vi)

nel caso in cui siano applicate misure non di mercato (per ciascuna misura):

—

le ragioni per cui la misura è necessaria (ossia perché la sicurezza dell'approvvigionamento non possa essere ottenuta unicamente tramite misure di mercato),

—

le ragioni per cui la misura è proporzionata (ossia perché la misura non di mercato sia lo strumento meno restrittivo per conseguire l'effetto desiderato),

—

un'analisi dell'impatto di tale misura:

1)

sulla sicurezza dell'approvvigionamento di altri Stati membri;

2)

sul mercato nazionale;

3)

sul mercato interno;

vii)

nel caso di misure introdotte il 1o novembre 2017, o successivamente, fornire una breve sintesi della valutazione d'impatto o un link alla pagina web in cui è pubblicata la valutazione d'impatto della o delle misure effettuata a norma dell'articolo 9, paragrafo 4;

e)

ove applicabile, eventuali aumenti dello standard o obblighi supplementari imposti per ragioni di sicurezza dell'approvvigionamento di gas, fornendo:

i)

la descrizione della o delle misure;

ii)

il meccanismo per ripristinare i valori normali in uno spirito di solidarietà e conformemente all'articolo 13;

iii)

ove applicabile, eventuali nuovi aumenti dello standard o obblighi supplementari imposti per ragioni di sicurezza dell'approvvigionamento di gas adottati il 1o novembre 2017, o successivamente,

iv)

i destinatari;

v)

i volumi e le capacità di gas interessati;

vi)

in che modo tale misura soddisfa le condizioni di cui all'articolo 6, paragrafo 2.

5. Misure preventive

Descrivere le misure preventive adottate o da adottare:

a)

descrivere ciascuna misura preventiva adottata per ciascun rischio individuato in conformità della valutazione del rischio, indicando anche i seguenti elementi:

i)

la dimensione regionale o nazionale;

ii)

l'impatto economico, l'efficacia e l'efficienza;

iii)

l'impatto sui clienti.

Se del caso, includere:

—

le misure intese a rafforzare le interconnessioni tra Stati membri confinanti,

—

le misure intese a diversificare le rotte del gas e le fonti di approvvigionamento,

▼M3

—

le misure intese a evitare l'accumulo di capacità,

▼B

—

le misure intese a proteggere le infrastrutture principali importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento in rapporto al controllo di soggetti di paesi terzi (comprese, se del caso, le normative generali o settoriali di studi di preinvestimento, i diritti speciali per taluni azionisti ecc.).

b)

Descrivere le altre misure adottate a fini diversi dalla valutazione del rischio, ma con un impatto positivo sulla sicurezza dell'approvvigionamento del pertinente Stato membro del gruppo o dei gruppi di rischio.

c)

Qualora siano applicate misure non di mercato (per ciascuna misura):

i)

le ragioni per cui la misura è necessaria (ossia perché la sicurezza dell'approvvigionamento non possa essere ottenuta unicamente tramite misure di mercato);

ii)

le ragioni per cui la misura è proporzionata (ossia perché la misura non di mercato sia lo strumento meno restrittivo per conseguire l'effetto desiderato);

iii)

un'analisi dell'impatto di tale misura:

—

le ragioni per cui la misura è necessaria (ossia perché la sicurezza dell'approvvigionamento non possa essere ottenuta unicamente tramite misure di mercato),

—

le ragioni per cui la misura è proporzionata (ossia perché la misura non di mercato sia lo strumento meno restrittivo per conseguire l'effetto desiderato),

—

un'analisi dell'impatto di tale misura:

1)

sulla sicurezza dell'approvvigionamento di altri Stati membri;

2)

sul mercato nazionale;

3)

sul mercato interno;

4)

spiegare se e come sono state prese in considerazione misure intese a migliorare l'efficienza, anche sul versante della domanda, per aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento;

5)

spiegare se e come sono state prese in considerazione fonti rinnovabili di energia per aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento.

6. Altri obblighi e misure (ad esempio, sicurezza del funzionamento del sistema)

Descrivere le misure e gli obblighi imposti alle imprese di gas naturale e ad altri organismi pertinenti che possono avere un impatto sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas: ad esempio obblighi volti a garantire il funzionamento del sistema, specificando i soggetti su cui si ripercuotono tali obblighi, nonché i volumi di gas interessati. Spiegare con precisione quando e in che modo si applicano tali misure.

7. Progetti di infrastrutture

a)

descrivere i progetti infrastrutturali futuri, tra cui i progetti di interesse comune nei pertinenti gruppi di rischio, indicando anche il calendario previsto per la loro realizzazione, la capacità e l'impatto previsto sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas nel gruppo di rischio;

b)

indicare in che modo i progetti infrastrutturali tengono conto del piano decennale di sviluppo della rete elaborato a livello di Unione dall'ENTSOG in applicazione dell'articolo 8, paragrafo 10, del regolamento (CE) n. 715/2009.

8. Obblighi di servizio pubblico inerenti alla sicurezza dell'approvvigionamento

Indicare gli attuali obblighi di servizio pubblico inerenti alla sicurezza dell'approvvigionamento e descriverli brevemente (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato). Spiegare chiaramente chi deve adempiere a tale obbligo e in che modo. Se del caso, descrivere come e quando scatterebbero tali obblighi di servizio pubblico.

9. Consultazione delle parti interessate

Ai sensi dell'articolo 8, paragrafo 2, del presente regolamento descrivere il meccanismo e i risultati delle consultazioni effettuate ai fini dell'elaborazione del piano e del piano di emergenza, presso:

a)

le imprese del gas;

b)

le organizzazioni che rappresentano gli interessi delle famiglie;

c)

le organizzazioni che rappresentano gli interessi dei clienti industriali del gas, ivi compresi i produttori di energia elettrica;

d)

l'autorità nazionale di regolamentazione.

10. Dimensione regionale

Indicare le eventuali circostanze e misure nazionali inerenti alla sicurezza dell'approvvigionamento non contemplate nelle sezioni precedenti del piano.

Indicare in che modo le eventuali osservazioni ricevute a seguito della consultazione di cui all'articolo 8, paragrafo 2, sono state prese in considerazione.

11.1. Calcolo della formula N – 1 a livello del gruppo di rischio ove concordato dalle autorità competenti del gruppo di rischio

Formula N – 1

a)

individuazione dell'infrastruttura principale del gas d'interesse comune per il gruppo di rischio;

b)

calcolo della formula N – 1 a livello del gruppo di rischio;

c)

descrizione dei valori utilizzati per tutti i parametri della formula N – 1, compresi i valori intermedi utilizzati per il calcolo (ad esempio, per il parametro EPm indicare la capacità di tutti i punti di entrata considerati);

d)

indicazione delle eventuali metodologie e ipotesi utilizzate per calcolare i parametri della formula N – 1 (ad esempio Dmax) (per spiegazioni più dettagliate utilizzare un allegato).

11.2. Meccanismi di cooperazione

Descrivere i meccanismi utilizzati per la cooperazione tra gli Stati membri nei pertinenti gruppi di rischio, segnatamente a fini di elaborazione delle misure transfrontaliere nel piano d'azione preventivo e nel piano di emergenza.

Descrivere i meccanismi utilizzati per la cooperazione con altri Stati membri a fini di concezione e adozione delle disposizioni necessarie per l'applicazione dell'articolo 13.

11.3. Misure preventive

Descrivere le misure preventive già predisposte o da adottare nel gruppo di rischio o a seguito di accordi regionali:

a)

descrivere ciascuna misura preventiva adottata per ciascun rischio individuato in conformità della valutazione del rischio, indicando anche i seguenti elementi:

i)

l'impatto per gli Stati membri del gruppo di rischio;

ii)

l'impatto economico, l'efficacia e l'efficienza;

iii)

l'impatto sull'ambiente;

iv)

l'impatto sui clienti.

Se del caso, includere:

—

le misure intese a rafforzare le interconnessioni tra Stati membri confinanti,

—

le misure intese a diversificare le rotte del gas e le fonti di approvvigionamento,

▼M3

—

le misure intese a evitare l'accumulo di capacità,

▼B

—

le misure intese a proteggere le infrastrutture principali importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento in rapporto al controllo di soggetti di paesi terzi (comprese, se del caso, le normative generali o settoriali di studi di preinvestimento, i diritti speciali per taluni azionisti ecc.);

b)

descrivere le altre misure adottate a fini diversi dalla valutazione del rischio, ma con un impatto positivo sulla sicurezza dell'approvvigionamento del gruppo di rischio;

c)

qualora siano applicate misure non di mercato (per ciascuna misura):

i)

le ragioni per cui la misura è necessaria (ossia perché la sicurezza dell'approvvigionamento non possa essere ottenuta unicamente tramite misure di mercato);

ii)

le ragioni per cui la misura è proporzionata (ossia perché la misura non di mercato sia lo strumento meno restrittivo per conseguire l'effetto desiderato);

iii)

un'analisi dell'impatto di tale misura:

—

le ragioni per cui la misura è necessaria (ossia perché la sicurezza dell'approvvigionamento non possa essere ottenuta unicamente tramite misure di mercato),

—

le ragioni per cui la misura è proporzionata (ossia perché la misura non di mercato sia lo strumento meno restrittivo per conseguire l'effetto desiderato),

—

un'analisi dell'impatto di tale misura:

1)

sulla sicurezza dell'approvvigionamento di altri Stati membri;

2)

sul mercato nazionale;

3)

sul mercato interno;

d)

spiegare se e come sono state prese in considerazione misure intese a migliorare l'efficienza, anche sul versante della domanda, per aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento;

e)

spiegare se e come sono state prese in considerazione fonti rinnovabili di energia per aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento.

ALLEGATO VII

Modello di piano di emergenza

Informazioni generali

Nome dell'autorità competente responsabile della preparazione del piano ( 23 )

1. Definizione dei livelli di crisi

a)

Indicare l'organismo responsabile della dichiarazione di ciascun livello di crisi e, per ciascun livello, le procedure che vigono per tale dichiarazione;

b)

laddove esistano, specificare gli eventuali indicatori o parametri utilizzati per valutare se un evento può causare un deterioramento significativo dell'approvvigionamento e per decidere in merito alla dichiarazione di un certo livello di crisi.

2. Misure da adottare per livello di crisi ( 24 )

2.1. Preallarme

Descrivere le misure da applicare in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:

i)

una breve descrizione della misura e dei principali soggetti coinvolti;

ii)

la descrizione della procedura da seguire, se del caso;

iii)

il contributo previsto della misura a fronte dell'impatto causato dall'evento o in preparazione ad esso;

iv)

i flussi di informazioni tra i soggetti coinvolti.

2.2. Allarme

a)

descrivere le misure da applicare in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:

i)

una breve descrizione della misura e dei principali soggetti coinvolti;

ii)

la descrizione della procedura da seguire, se del caso;

iii)

il contributo previsto della misura nella situazione corrispondente al livello di allarme;

iv)

i flussi di informazioni tra i soggetti coinvolti;

b)

illustrare gli obblighi di comunicazione imposti alle imprese di gas naturale al livello di allarme.

2.3. Emergenza

a)

elencare le azioni predefinite sul versante dell'offerta e della domanda che permettono di rendere disponibile il gas in caso di emergenza, compresi gli accordi commerciali tra le parti coinvolte nelle azioni e, se del caso, i meccanismi di compensazione per le imprese di gas naturale;

b)

descrivere le misure di mercato applicabili in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:

i)

una breve descrizione della misura e dei principali soggetti coinvolti;

ii)

la procedura da seguire;

iii)

il contributo previsto della misura a mitigare la situazione corrispondente al livello di emergenza;

iv)

i flussi di informazioni tra i soggetti coinvolti;

c)

descrivere le misure non di mercato in programma o da attuare al livello di emergenza, fornendo, per ciascuna misura:

i)

una breve descrizione della misura e dei principali soggetti interessati;

ii)

la valutazione della necessità della misura per far fronte alle crisi, specificando fino a che punto è necessaria;

iii)

una descrizione dettagliata della procedura di attuazione della misura (ad esempio, cosa fa scattare la misura, chi prende la decisione);

iv)

il contributo previsto della misura ad attenuare la situazione corrispondente al livello di emergenza a complemento delle misure di mercato;

v)

la valutazione di altri effetti della misura;

vi)

le ragioni per cui la misura è conforme alle condizioni di cui all'articolo 11, paragrafo 6;

vii)

i flussi di informazioni tra i soggetti interessati;

d)

descrivere gli obblighi di comunicazione imposti alle imprese di gas naturale.

3. Misure specifiche per l'energia elettrica e il teleriscaldamento

a)

teleriscaldamento

i)

descrivere brevemente l'impatto che potrebbe causare un'interruzione dell'approvvigionamento di gas nel settore del teleriscaldamento;

ii)

indicare le misure e le azioni cui ricorrere per attenuare il potenziale impatto di un'interruzione dell'approvvigionamento di gas sul teleriscaldamento. Oppure indicare i motivi per cui non è opportuno adottare misure specifiche;

b)

approvvigionamento di energia elettrica prodotta dal gas

i)

indicare brevemente l'impatto che potrebbe causare un'interruzione dell'approvvigionamento di gas nel settore dell'energia elettrica;

ii)

indicare le misure e le azioni predisposte per limitare il potenziale impatto di un'interruzione dell'approvvigionamento di gas nel settore dell'energia elettrica. Oppure indicare i motivi per cui non è opportuno adottare misure specifiche;

iii)

indicare i meccanismi o le disposizioni vigenti per garantire l'opportuno coordinamento, compreso lo scambio di informazioni, tra i soggetti principali dei settori del gas e dell'energia elettrica, in particolare i gestori dei sistemi di trasporto nei diversi livelli di crisi.

4. Responsabile o squadra di gestione della crisi

Indicare il responsabile incaricato di gestire la crisi e definirne il ruolo.

5. Ruoli e responsabilità dei vari soggetti

a)

per livello di crisi definire i ruoli e le responsabilità, incluse le interazioni con le autorità competenti e, se del caso, con l'autorità nazionale di regolamentazione, di:

i)

imprese di gas naturale;

ii)

clienti industriali;

iii)

produttori di energia elettrica pertinenti;

b)

per livello di crisi definire i ruoli e le responsabilità delle autorità competenti e degli organi cui sono state delegate competenze.

6. Misure in caso di indebito consumo dei clienti che non sono clienti protetti

Descrivere le misure predisposte per evitare, per quanto possibile e senza mettere a rischio il funzionamento sicuro e affidabile del sistema del gas o creare situazioni non sicure, il consumo, da parte di clienti che non sono clienti protetti, dell'approvvigionamento di gas destinato ai clienti protetti nel corso di un'emergenza. Indicare la natura della misura (amministrativa, tecnica ecc.), i soggetti principali e le procedure da seguire.

7. Prove di emergenza

a)

indicare il calendario per le simulazioni delle risposte in tempo reale a situazioni di emergenza;

b)

indicare i soggetti coinvolti, le procedure e gli scenari concreti simulati di forte e medio impatto.

Per gli aggiornamenti del piano di emergenza: descrivere brevemente le prove effettuate da quando è stato presentato l'ultimo piano di emergenza e i risultati principali. Indicare quali misure sono state adottate a seguito di tali prove.

8. Dimensione regionale

8.1. Misure da adottare per livello di crisi

8.1.1. Preallarme

Descrivere le misure da applicare in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:

i)

una breve descrizione della misura e dei principali soggetti coinvolti;

ii)

la descrizione della procedura da seguire, se del caso;

iii)

il contributo previsto della misura a fronte dell'impatto causato dall'evento o in preparazione ad esso;

iv)

i flussi di informazioni tra i soggetti coinvolti.

8.1.2. Allarme:

a)

descrivere le misure da applicare in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:

i)

una breve descrizione della misura e dei principali soggetti coinvolti;,

ii)

la descrizione della procedura da seguire, se del caso;

iii)

il contributo previsto della misura a fronte dell'impatto causato dall'evento o in preparazione ad esso;

iv)

i flussi di informazioni tra i soggetti coinvolti;

b)

illustrare gli obblighi di comunicazione imposti alle imprese di gas naturale a livello di allarme.

8.1.3. Livello di emergenza:

a)

elencare le azioni predefinite sul versante dell'offerta e della domanda che permettono di rendere disponibile il gas in caso di emergenza, compresi gli accordi commerciali tra le parti coinvolte nelle azioni e, se del caso, i meccanismi di compensazione per le imprese di gas naturale;

b)

descrivere le misure di mercato applicabili in questo livello, fornendo, per ciascuna misura:

i)

una breve descrizione della misura e dei principali soggetti interessati,

ii)

la procedura da seguire;

iii)

il contributo previsto della misura a mitigare la situazione corrispondente al livello di emergenza;

iv)

i flussi di informazioni tra i soggetti interessati;

c)

descrivere le misure non di mercato in programma o da attuare al livello di emergenza, fornendo, per ciascuna misura:

i)

una breve descrizione della misura e dei principali soggetti interessati,

ii)

la valutazione della necessità della misura per far fronte alle crisi, specificando fino a che punto è necessaria;

iii)

una descrizione dettagliata della procedura di attuazione della misura (ad esempio, cosa fa scattare la misura, chi prende la decisione);

iv)

il contributo previsto della misura ad attenuare la situazione corrispondente al livello di emergenza a complemento delle misure di mercato;

v)

la valutazione di altri effetti della misura;

vi)

le ragioni per cui la misura è conforme alle condizioni di cui all'articolo 11, paragrafo 6;

vii)

una descrizione dei flussi di informazioni tra i soggetti interessati;

d)

descrivere gli obblighi di comunicazione imposti alle imprese di gas naturale.

8.2. Meccanismi di cooperazione:

a)

descrivere, per ciascun livello di crisi: i meccanismi predisposti per cooperare all'interno di ciascuno dei gruppi di rischio interessati e garantire un coordinamento appropriato. Descrivere le procedure decisionali che innescano la reazione adeguata a livello regionale, se esistono e non sono state contemplate nel punto 2;

b)

descrivere per ciascun livello di crisi i meccanismi predisposti per cooperare con gli altri Stati membri non appartenenti ai gruppi di rischio e coordinare le azioni.

8.3. Solidarietà tra gli Stati membri:

a)

descrivere le modalità concordate tra gli Stati membri direttamente connessi per garantire l'applicazione del principio di solidarietà di cui all'articolo 13;

b)

ove applicabile, descrivere le modalità concordate tra gli Stati membri connessi l'un l'altro attraverso un paese terzo per garantire l'applicazione del principio di solidarietà di cui all'articolo 13.

ALLEGATO VIII

Elenco delle misure non di mercato per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas

Quando elabora il piano d'azione preventivo e il piano di emergenza, l'autorità competente prende in considerazione il contributo del seguente elenco indicativo e non esaustivo di misure solo nel caso di un'emergenza:

a)

misure sul versante dell'offerta:

—

ricorso allo stoccaggio strategico del gas,

—

ricorso obbligatorio alle scorte di combustibili alternativi (ad esempio, in conformità della direttiva 2009/119/CE del Consiglio ( 25 )),

—

ricorso obbligatorio all'energia elettrica prodotta da fonti diverse dal gas,

—

aumento obbligatorio dei livelli di produzione di gas,

—

prelievo obbligatorio dallo stoccaggio;

b)

misure a livello della domanda:

—

riduzione obbligatoria della domanda sotto varie forme, tra cui:

—

cambiamento obbligatorio del combustibile,

—

ricorso obbligatorio a contratti interrompibili, ove questa misura non sia utilizzata appieno nell'ambito delle misure di mercato,

—

riduzione obbligatoria del carico fisso.

ALLEGATO IX

Tavola di concordanza

Regolamento (UE) n. 994/2010	Presente regolamento
Articolo 1	Articolo 1
Articolo 2	Articolo 2
Articolo 3	Articolo 3
Articolo 6	Articolo 5
Articolo 8	Articolo 6
Articolo 9	Articolo 7
Articolo 4	Articolo 8
Articolo 5	Articolo 9
Articolo 10	Articolo 10
Articolo 10	Articolo 11
Articolo 11	Articolo 12
—	Articolo 13
Articolo 13	Articolo 14
Articolo 12	Articolo 4
—	Articolo 15
—	Articolo 16
Articolo 14	Articolo 17
—	Articolo 18
—	Articolo 19
Articolo 16	Articolo 20
Articolo 15	Articolo 21
Articolo 17	Articolo 22
Allegato I	Allegato II
Articolo 7	Allegato III
Allegato IV	Allegato I
—	Allegato IV
—	Allegato V
—	Allegato VI
—	Allegato VII
Allegato II	—
Allegato III	Allegato VIII
—	Allegato IX

REGOLAMENTO (UE) 2017/1938 DEL PARLAMENTO EUROPEO E DEL CONSIGLIO del 25 ottobre 2017 concernente misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010 (Testo rilevante ai fini del SEE)

1. Panoramica

1.1 Riferimenti

1.2 Requisiti identificati

1.3 Standard correlati

2. Requisiti identificati

3. Standard correlati