Regulamentul (UE) 2017/1938 al Parlamentului European și al Consiliului din 25 octombrie 2017 privind măsurile de garantare a siguranței furnizării de gaze și de abrogare a Regulamentului (UE) nr. 994/2010 (Text cu relevanță pentru SEE)

Prezentul regulament stabilește dispoziții care vizează garantarea siguranței furnizării de gaze în Uniune prin asigurarea funcționării corespunzătoare și continue a pieței interne a gazelor, permițând punerea în aplicare a unor măsuri excepționale atunci când piața nu mai este în măsură să furnizeze cantitățile de gaze necesare, inclusiv a unei măsuri de solidaritate de ultimă instanță, și stabilind o definiție și o atribuire clară a responsabilităților între întreprinderile din sectorul gazelor naturale, statele membre și Uniune, atât în ceea ce privește acțiunile preventive, cât și reacția la perturbările efective ale furnizării. Prezentul regulament stabilește, de asemenea, mecanisme transparente, în spiritul solidarității, privind coordonarea planificării de măsuri și de reacții în cazul unor situații de urgență la nivel național, regional și la nivelul Uniunii.

În sensul prezentului regulament se aplică următoarele definiții:

siguranță înseamnă siguranță astfel cum este definită la articolul 2 punctul 32 din Directiva 2009/73/CE;

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

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

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

client protejat înseamnă un client casnic care este racordat la o rețea de distribuție a gazelor; în plus, în cazul în care statul membru în cauză decide astfel, această definiție mai poate cuprinde una sau mai multe dintre entitățile următoare, cu condiția ca întreprinderile sau serviciile menționate la literele (a) și (b) să nu reprezinte, împreună, mai mult de 20 % din consumul final total anual de gaze din statul membru respectiv:

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

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

o instalație de termoficare, în măsura în care aceasta furnizează energie termică clienților casnici, întreprinderilor mici sau mijlocii sau serviciilor sociale esențiale, cu condiția ca o astfel de instalație să nu poată funcționa cu alți combustibili decât gazele.

client protejat în virtutea principiului solidarității înseamnă un client casnic care este racordat la o rețea de distribuție a gazelor și, în plus, poate include una sau ambele elemente următoare:

o instalație de termoficare, dacă are statutul de client protejat în statul membru relevant și numai în măsura în care furnizează energie termică gospodăriilor sau altor servicii sociale esențiale decât serviciile educaționale și de administrație publică;

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

autoritate competentă înseamnă o autoritate guvernamentală națională sau o autoritate națională de reglementare desemnată de un stat membru pentru a asigura punerea în aplicare a măsurilor prevăzute în prezentul regulament;

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

întreprindere din sectorul gazelor naturale înseamnă o întreprindere din sectorul gazelor naturale astfel cum este definită la articolul 2 punctul 1 din Directiva 2009/73/CE;

contract de furnizare de gaze înseamnă un contract de furnizare de gaze astfel cum este definit la articolul 2 punctul 34 din Directiva 2009/73/CE;

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

operator de transport și de sistem înseamnă un operator de transport și de sistem astfel cum este definit la articolul 2 punctul 4 din Directiva 2009/73/CE;

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

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

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

coridoare de furnizare de urgență înseamnă rute de furnizare cu gaze ale Uniunii care ajută statele membre să atenueze mai eficient efectele unei potențiale perturbări a furnizării sau a infrastructurii;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

înmagazinare strategică înseamnă înmagazinarea subterană sau o parte din înmagazinarea subterană a gazelor naturale nelichefiate care sunt achiziționate, gestionate și înmagazinate de operatorii de transport și de sistem, de o entitate desemnată de statele membre sau de o întreprindere, și care pot fi eliberate numai după o notificare prealabilă sau obținerea unei autorizații de eliberare din partea autorității publice și care sunt, în general, eliberate în cazul:

unui deficit major de furnizare;

unei perturbări a furnizării; sau

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

stoc de echilibrare înseamnă gaze naturale nelichefiate care sunt:

achiziționate, gestionate și înmagazinate în subteran de către operatorii de transport și de sistem sau de către o entitate desemnată de statul membru exclusiv pentru îndeplinirea funcțiilor de operatori de transport și de sistem și de asigurare a siguranței furnizării de gaze; și

expediate numai în cazul în care acest lucru este necesar pentru menținerea în funcțiune a sistemului în condiții de siguranță și fiabilitate, în conformitate cu articolul 13 din Directiva 2009/73/CE și cu articolele 8 și 9 din Regulamentul (UE) nr. 312/2014;

instalație de înmagazinare subterană a gazelor înseamnă o instalație de înmagazinare, astfel cum este definită la articolul 2 punctul 9 din Directiva 2009/73/CE, care este utilizată pentru înmagazinarea gazelor naturale, inclusiv pentru stocul de echilibrare, și care este conectată la un sistem de transport sau de distribuție, cu excepția rezervoarelor sferice supraterane sau a volumului de gaze existent în sistemul de transport și distribuție;

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

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

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

Siguranța furnizării de gaze este responsabilitatea partajată care le revine întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, statelor membre, îndeosebi prin intermediul autorităților lor competente, și Comisiei, corespunzător domeniilor fiecărora de activitate și de competență.

Fiecare stat membru desemnează o autoritate competentă. Autoritățile competente cooperează între ele în ceea ce privește punerea în aplicare a prezentului regulament. Statele membre pot autoriza autoritatea competentă să delege altor organisme sarcini specifice prevăzute în prezentul regulament. În cazul în care autoritățile competente deleagă sarcina declarării oricăruia dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1), pot delega această sarcină doar către o autoritate publică, un operator de transport și de sistem sau un operator de distribuție. Sarcinile delegate sunt îndeplinite sub supravegherea autorității competente și sunt specificate în planul de acțiuni preventive și în planul de urgență.

Fiecare stat membru notifică de îndată Comisiei și face publice denumirea autorității sale competente și orice modificare aferentă.

La punerea în aplicare a măsurilor prevăzute în prezentul regulament, fiecare autoritate competentă stabilește rolurile și responsabilitățile diferiților actori vizați, în așa fel încât să garanteze o abordare pe trei niveluri, care implică în primul rând industria și întreprinderile relevante din sectorul gazelor naturale, întreprinderile din domeniul energiei electrice, acolo unde este cazul, în al doilea rând statele membre la nivel național sau regional și, în al treilea rând, Uniunea.

Comisia coordonează acțiunile autorităților competente la nivel regional și la nivelul Uniunii, în temeiul prezentului regulament, între altele prin intermediul GCG sau, în special în cazul unei urgențe la nivel regional sau la nivelul Uniunii în temeiul articolului 12 alineatul (1), prin intermediul grupului de gestionare a crizei menționat la articolul 12 alineatul (4).

În eventualitatea unei situații de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii, operatorii de transport și de sistem cooperează și fac schimb de informații folosind Sistemul ReCo pentru Gaze instituit de ENTSOG. ENTSOG informează în acest sens Comisia și autoritățile competente ale statelor membre în cauză.

În conformitate cu articolul 7 alineatul (2), riscurile transnaționale majore pentru siguranța furnizării de gaze în Uniune trebuie identificate și trebuie stabilite, pe baza acestora, grupuri de risc. Respectivele grupuri de risc servesc drept fundament pentru consolidarea cooperării regionale în vederea sporirii siguranței furnizării de gaze și fac posibil ca toate statele membre în cauză care fac parte din grupurile de risc și din afara acestora să ajungă la un acord privind măsuri transfrontaliere adecvate și eficace de-a lungul coridoarelor de furnizare în caz de urgență.

Comisia este împuternicită să adopte acte delegate în conformitate cu articolul 19 pentru a actualiza componența grupurilor de risc prevăzute în anexa I prin modificarea anexei respective pentru ca să reflecte evoluția riscurilor transnaționale majore la adresa siguranței furnizării de gaze în Uniune și impactul acestei evoluții asupra statelor membre, ținând cont de rezultatele simulărilor la nivelul Uniunii ale scenariilor de perturbare a furnizării de gaze și a infrastructurii efectuate de ENTSOG, în conformitate cu articolul 7 alineatul (1). Înainte de a proceda la actualizare, Comisia consultă GCG în cadrul prevăzut la articolul 4 alineatul (4) cu privire la proiectul de actualizare.

Se instituie un Grup de coordonare pentru gaz (GCG) pentru a facilita coordonarea măsurilor privind siguranța furnizării de gaze. GCG este compus din reprezentanți ai statelor membre, în special reprezentanți ai autorităților competente ale acestora, precum și din reprezentanți ai Agenției pentru Cooperarea Autorităților de Reglementare din Domeniul Energiei (denumită în continuare agenția), ai ENTSOG, ai organelor reprezentative ale sectorului și ai clienților relevanți. Comisia, consultându-se cu statele membre, decide alcătuirea GCG, asigurând reprezentativitatea totală a acestuia. Comisia prezidează GCG. GCG își adoptă propriul regulamentul de procedură.

GCG este consultat și asistă Comisia, în special în ceea ce privește următoarele probleme:

siguranța furnizării de gaze, în orice moment și în special în situații de urgență;

toate informațiile relevante pentru siguranța furnizării de gaze la nivel național, regional și la nivelul Uniunii;

cele mai bune practici și eventuale orientări pentru toate părțile implicate;

nivelul de siguranță a furnizării de gaze, valorile de referință și metodologiile de evaluare;

scenariile la nivel național, regional și la nivelul Uniunii și testarea nivelurilor de pregătire;

evaluarea planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență, a coerenței diferitelor planuri, precum și a implementării măsurilor prevăzute de acestea;

coordonarea măsurilor de gestionare a unei situații de urgență în Uniune cu părțile contractante la Comunitatea Energiei și cu alte țări terțe;

asistența de care au nevoie statele membre cele mai afectate.

Comisia convoacă GCG în mod regulat și îi comunică acestuia informațiile primite de la autoritățile competente, păstrând confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial.

Comisia poate convoca GCG, într-un format restrâns la reprezentanții statelor membre și, în special, ai autorităților lor competente. Comisia convoacă GCG, în acest format restrâns la cererea unuia sau mai multor reprezentanți ai statelor membre și, în special, ai autorităților lor competente. În acest caz, articolul 16 alineatul (2) nu se aplică.

Fiecare stat membru sau, în cazul în care statul membru decide astfel, autoritatea sa competentă se asigură că se iau măsurile necesare pentru ca, în cazul perturbării infrastructurii principale unice de gaze, capacitatea tehnică a infrastructurii rămase, determinată în conformitate cu formula N – 1 prevăzută la punctul 2 din anexa II, să poată satisface, fără a aduce atingere alineatului (2) de la prezentul articol, cererea totală de gaze a zonei luate în calcul pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani. Aceasta se realizează ținând cont de tendințele consumului de gaze, de efectul pe termen lung al măsurilor în materie de eficiență energetică și de rata de utilizare a infrastructurii existente.

Obligația de a se asigura că infrastructura rămasă are capacitatea tehnică de a satisface cererea totală de gaze, menționată la alineatul (1) de la prezentul articol, este considerată ca fiind respectată și în cazul în care autoritatea competentă demonstrează, în planul de acțiuni preventive, că o perturbare a furnizării de gaze poate fi compensată în mod suficient și în timp util prin măsuri de piață adecvate axate pe cerere. În acest scop, formula N – 1 se calculează în conformitate cu punctul 4 din anexa II.

Dacă este cazul, în conformitate cu evaluările riscurilor menționate la articolul 7, autoritățile competente ale statelor membre învecinate pot conveni să îndeplinească în comun obligația prevăzută la alineatul (1) de la prezentul articol. În acest caz, autoritățile competente prezintă, în cadrul evaluării riscurilor, calculul formulei N – 1, împreună cu o explicație, în capitolele regionale ale planurilor de acțiuni preventive, a modului în care acordurile încheiate îndeplinesc obligația menționată. Se aplică punctul 5 din anexa II.

Operatorii de transport și de sistem asigură o capacitate fizică permanentă pentru transportul gazelor în ambele direcții (denumită în continuare capacitate bidirecțională) la toate interconexiunile dintre statele membre, cu următoarele excepții:

în cazul conductelor de legătură către instalațiile de producție, instalațiile GNL și către rețele de distribuție; sau

în cazul în care a fost acordată o derogare de la această obligație, după o evaluare detaliată și după consultarea altor state membre și a Comisiei în conformitate cu anexa III.

O propunere referitoare la asigurarea sau la dezvoltarea capacității bidirecționale sau o cerere de acordare sau de prelungire a unei derogări include o analiză cost-beneficiu realizată pe baza metodologiei stabilite în temeiul articolului 11 din Regulamentul (UE) nr. 347/2013 al Parlamentul European și al Consiliului și se bazează pe următoarele elemente:

o evaluare a cererii pieței;

previziunile privind cererea și oferta;

impactul economic posibil asupra infrastructurii existente;

un studiu de fezabilitate;

costurile capacității bidirecționale, incluzând consolidarea necesară a sistemului de transport; și

beneficiile pentru siguranța furnizării de gaze, luând în considerare posibila contribuție a capacității bidirecționale la îndeplinirea standardului privind infrastructura prevăzut la prezentul articol.

Autoritățile naționale de reglementare iau în considerare costurile angajate în mod eficient în vederea respectării obligației prevăzute la alineatul (1) de la prezentul articol și costurile asigurării unei capacități bidirecționale, astfel încât să fie acordate stimulentele adecvate la stabilirea sau aprobarea, în mod transparent și detaliat, a tarifelor sau a metodologiilor acestora în conformitate cu articolul 13 din Regulamentul (CE) nr. 715/2009 și cu articolul 41 alineatul (8) din Directiva 2009/73/CE.

În cazul în care o investiție pentru asigurarea sau consolidarea capacității bidirecționale nu este cerută de piață, dar este considerată necesară pentru siguranța furnizării de gaze, și în care investiția în cauză generează costuri în mai multe state membre sau într-un singur stat membru în beneficiul unui alt stat membru, autoritățile naționale de reglementare ale tuturor statelor membre implicate adoptă o decizie coordonată cu privire la modalitatea de alocare a costurilor înainte de a se lua orice decizie privind investițiile. La alocarea costurilor se ține cont de principiile descrise și de elementele prevăzute la articolul 12 alineatul (4) din Regulamentul (UE) nr. 347/2013, în special de proporția beneficiilor cu care investițiile în infrastructură contribuie la creșterea siguranței furnizării de gaze a statelor membre în cauză, precum și de investițiile deja efectuate în infrastructura în cauză. Alocarea costurilor nu denaturează în mod nejustificat concurența și funcționarea eficace a pieței interne și are ca scop evitarea oricărui efect de denaturare nejustificat asupra pieței.

Autoritatea competentă se asigură că orice infrastructură nouă de transport contribuie la siguranța furnizării de gaze prin dezvoltarea unei rețele bine conectate, inclusiv, dacă este cazul, prin intermediul unui număr suficient de puncte de intrare și de ieșire transfrontaliere, în funcție de cererea pieței și de riscurile identificate.

Prin derogare de la alineatul (1) de la prezentul articol și cu respectarea condițiilor prevăzute la prezentul alineat, Luxemburg, Slovenia și Suedia nu fac obiectul obligației de la alineatul menționat, dar depun eforturi pentru a o îndeplini, garantând totodată furnizarea de gaze pentru clienții protejați în conformitate cu articolul 6.

are cel puțin două conducte de interconexiune cu alte state membre;

are cel puțin două surse de furnizare de gaze diferite; și

nu are instalații de stocare a gazelor pe teritoriul său.

are cel puțin două conducte de interconexiune cu alte state membre;

are cel puțin două surse de furnizare de gaze diferite; și

nu are instalații de stocare a gazelor sau instalații GNL pe teritoriul său.

nu are tranzit de gaze către alte state membre pe teritoriul său;

are un consum intern brut anual de gaze mai mic de 2 Mtep; și

gazele reprezintă mai puțin de 5 % din consumul total de energie primară.

Autoritatea competentă solicită anumitor întreprinderi din sectorul gazelor naturale pe care le identifică să ia măsurile care vizează asigurarea furnizării de gaze către clienții protejați din statul membru în fiecare dintre următoarele cazuri:

temperaturi extreme pentru o perioadă de vârf de 7 zile, constatate statistic o dată la 20 de ani;

orice perioadă de 30 de zile în care cererea de gaze este excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani;

o perioadă de 30 de zile în cazul perturbării infrastructurii principale unice de gaze în condiții de iarnă normale.

Orice standard de furnizare suplimentară de gaze pe o durată mai mare de 30 de zile menționată la alineatul (1) literele (b) și (c) sau orice obligație suplimentară impusă din motive de siguranță a furnizării de gaze se bazează pe evaluarea riscurilor, se reflectă în planul de acțiuni preventive și:

respectă articolul 8 alineatul (1);

nu are un efect negativ asupra capacității altui stat membru de a asigura furnizarea către clienții protejați în conformitate cu prezentul articol într-o situație de urgență la nivel național, regional sau la nivelul Uniunii; și

respectă articolul 12 alineatul (5) într-o situație de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii.

După expirarea perioadelor stabilite de autoritatea competentă în conformitate cu alineatele (1) și (2) sau în condiții mai dificile decât cele prevăzute la alineatul (1), autoritatea competentă și întreprinderile din sectorul gazelor naturale depun eforturi pentru a menține, cât de mult posibil, furnizarea de gaze, în special pentru clienții protejați.

Obligațiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale pentru respectarea standardelor de furnizare de gaze prevăzute la prezentul articol sunt nediscriminatorii și nu impun sarcini nejustificate întreprinderilor în cauză.

Întreprinderile din sectorul gazelor naturale pot îndeplini obligațiile care le revin în temeiul prezentului articol la nivel regional sau la nivelul Uniunii, după caz. Autoritățile competente nu impun respectarea standardelor de furnizare de gaze prevăzute la prezentul articol pe baza unor infrastructuri localizate în exclusivitate pe teritoriul lor.

Autoritățile competente se asigură că stabilirea condițiilor de furnizare către clienții protejați nu aduce niciun prejudiciu bunei funcționări a pieței interne a energiei, la un preț care respectă valoarea de piață a gazelor furnizate.

Sub rezerva alineatelor (2)-(5f), statele membre îndeplinesc următoarele obiective de constituire de stocuri pentru capacitatea agregată a tuturor instalațiilor de înmagazinare subterană a gazelor care sunt situate pe teritoriul lor și care sunt direct interconectate la o zonă de piață de pe teritoriul lor și pentru instalațiile de înmagazinare menționate la anexa Ib în orice moment între 1 octombrie și 1 decembrie în fiecare an:

pentru 2022: 80 %;

începând cu 2023: 90 %.

În pofida alineatului (1) și fără a aduce atingere obligațiilor altor state membre în ceea ce privește constituirea de stocuri în instalațiile în cauză de înmagazinare subterană a gazelor, obiectivul de constituire de stocuri pentru fiecare stat membru în care sunt situate instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor este redus la un volum corespunzând unui nivel de 35 % din consumul mediu anual de gaze din perioada precedentă de cinci ani pentru statul membru respectiv.

În pofida alineatului (1) și fără a aduce atingere obligațiilor altor state membre în ceea ce privește constituirea de stocuri în instalațiile în cauză de înmagazinare subterană a gazelor, obiectivul de constituire de stocuri pentru fiecare stat membru în care sunt situate instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor se reduce cu volumul care a fost furnizat țărilor terțe în perioada de referință 2016-2021, în cazul în care volumul mediu furnizat a fost de peste 15 TWh pe an în perioada de extracție a gazelor din instalațiile de înmagazinare (octombrie-aprilie).

Pentru instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor enumerate în anexa Ib, se aplică obiectivele de constituire de stocuri prevăzute la alineatul (1) și traiectoriile de constituire de stocuri prevăzute la alineatul (7). Detaliile referitoare la obligațiile pentru fiecare stat membru vor fi stabilite într-un acord bilateral în conformitate cu anexa Ib.

Un stat membru poate îndeplinit parțial obiectivul de constituire de stocuri prin luarea în calcul a GNL stocat fizic și disponibil în instalațiile sale de GNL în cazul în care sunt îndeplinite ambele condiții următoare:

rețeaua de gaze include o capacitate semnificativă de stocare a GNL, reprezentând anual peste 4 % din consumul mediu național din perioada precedentă de cinci ani;

statul membru a impus furnizorilor de gaze obligația de a înmagazina volume minime de gaze în instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor și/sau instalațiile de GNL în conformitate cu articolul 6b alineatul (1) litera (a).

În pofida alineatului (1) și fără a aduce atingere obligației altor state membre de a constitui stocuri în instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor în cauză, în cazul unor condiții dificile care limitează capacitatea de a se asigura că instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor sunt constituite în conformitate cu prezentul regulament, fiecare stat membru poate decide să se abată de la obiectivul de constituire de stocuri prevăzut la alineatul (1) litera (b) cu până la 10 puncte procentuale.

În pofida alineatului (1), pe lângă o posibilă abatere în conformitate cu alineatul (5a) și fără a aduce atingere obligației altor state membre de a constitui stocuri în instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor în cauză, fiecare stat membru poate decide să se abată de la obiectivul de constituire de stocuri prevăzut la alineatul (1) litera (b) cu până la cinci puncte procentuale, dacă:

producția sa națională de gaze depășește consumul său mediu anual de gaze din ultimii doi ani; sau

caracteristicile tehnice specifice ale unei instalații individuale de înmagazinare subterană cu o capacitate tehnică de peste 40 TWh situată pe teritoriul său necesită un debit de injectare lent care determină o perioadă de injectare excepțional de lungă, de peste 115 zile.

În cazul unor condiții de piață nefavorabile persistente și cu condiția ca siguranța aprovizionării Uniunii și a statelor membre să nu fie subminată, Comisia este împuternicită să crească, pentru un sezon de constituire de stocuri, nivelul de abatere permis în temeiul alineatului (5a) de la prezentul articol, prin intermediul unui act delegat în conformitate cu articolul 19. O astfel de creștere nu trebuie să depășească încă cinci puncte procentuale. În cadrul evaluării unei posibile creșteri, Comisia ia în considerare în special nivelul de stocuri constituite, furnizarea de gaze la nivel global, perspectivele sezoniere ale ENTSOG privind furnizarea și indiciile de manipulare a pieței. Atunci când majorează, în conformitate cu prezentul alineat, nivelul de abatere permis în temeiul alineatului (5a) de la prezentul articol, Comisia adaptează volumele prevăzute la alineatul (2) de la prezentul articol și la articolul 6c alineatul (1) și alineatul (5) în aceeași măsură, pentru a asigura coerența deplină a obiectivelor de constituire de stocuri aplicabile statelor membre.

Statele membre pot decide, în aceleași condiții ca și acelea prevăzute la alineatul (5a), să se abată cu până la trei puncte procentuale și 88 de sutimi de la volumul stabilit la alineatul (2).

Statele membre pot decide, în aceleași condiții ca și acelea prevăzute la alineatul (5a) de la prezentul articol, să se abată cu până la un punct procentual și 66 de sutimi de la volumul mediu anual de consum de gaze stabilit la articolul 6c) alineatele (1) și (5).

Un stat membru care utilizează oricare dintre flexibilitățile prevăzute la alineatele (5a)-(5e) consultă Comisia și furnizează imediat o justificare. Comisia informează fără întârziere GCG și orice stat membru direct afectat cu privire la efectele cumulative ale tuturor mecanismelor de flexibilitate utilizate.

Pentru a îndeplini obiectivul de constituire de stocuri, statele membre depun eforturi pentru a respecta traiectoria definită în conformitate cu alineatul (7).

Pentru 2023 și pentru anii următori, fiecare stat membru cu instalații de înmagazinare subterană a gazelor prezintă Comisiei, până la data de 15 septembrie a anului precedent, o traiectorie de constituire de stocuri cu obiective intermediare pentru lunile februarie, mai, iulie și septembrie, inclusiv informații tehnice, pentru instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor de pe teritoriul său și direct interconectate la zona sa de piață, în formă agregată. Traiectoria de constituire de stocuri și obiectivele intermediare se bazează pe rata medie de constituire de stocuri din perioada precedentă de cinci ani.

Fiecare stat membru ia toate măsurile necesare în conformitate cu articolul 6b pentru a atinge obiectivul de constituire de stocuri. În cazul în care, într-un anumit an, un stat membru nu își îndeplinește obiectivul de constituire de stocuri, acesta ia măsuri eficiente pentru a asigura siguranța furnizării, ținând seama de impactul prețurilor asupra pieței gazelor. În cazul în care un stat membru nu îndeplinește obiectivul de constituire de stocuri, statul membru respectiv informează fără întârziere Comisia și GCG, indicând motivele pentru neîndeplinirea obiectivului de constituire de stocuri și măsurile luate.

Obiectivul de constituire de stocuri nu se aplică în cazul în care și atât timp cât Comisia a declarat o situație de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii în temeiul articolului 12, la cererea, după caz, a unuia sau mai multor state membre care au declarat o situație de urgență la nivel național.

Autoritatea competentă a fiecărui stat membru poate lua toate măsurile necesare în conformitate cu articolul 6b pentru a respecta traiectoria de constituire de stocuri, inclusiv introducerea unor obiective intermediare obligatorii la nivel național. Aceasta monitorizează în permanență alinierea la traiectoria de constituire de stocuri și informează periodic GCG cu privire la alinierea la traiectoria de constituire de stocuri. Comisia informează periodic GCG cu privire la măsura în care fiecare stat membru respectă traiectoria orientativă.

În cazul unei abateri substanțiale și susținute a unui stat membru de la traiectoria de constituire de stocuri, care compromite îndeplinirea obiectivului de constituire de stocuri sau în cazul unei abateri de la obiectivul de constituire de stocuri, care nu este permisă în temeiul alineatelor (5a)-(5e), Comisia, după caz, după consultarea GCG și a statelor membre în cauză, emite o recomandare către statul membru respectiv sau către celelalte state membre în cauză în ceea ce privește măsurile care trebuie să fie luate pentru a corecta respectiva abatere sau pentru a reduce la minimum impactul asupra siguranței furnizării, luând totodată în considerare, printre altele, eventualele condiții de piață dificile sau nefavorabile și particularitățile statelor membre, cum ar fi caracteristicile tehnice și dimensiunile instalațiilor de înmagazinare subterană a gazelor în raport cu consumul intern de gaze, importanța din ce în ce mai redusă a instalațiilor de înmagazinare subterană a gazelor cu putere calorică mică pentru siguranța furnizării de gaze și capacitatea de stocare a GNL existente.

Statele membre iau toate măsurile necesare, inclusiv asigurarea de stimulente financiare sau compensații pentru participanții la piață, pentru a îndeplini obiectivele de constituire de stocuri stabilite în conformitate cu articolul 6a. Atunci când se asigură că obiectivele de constituire de stocuri sunt îndeplinite, statele membre acordă prioritate, atunci când este posibil, măsurilor bazate pe piață.

obligația, pentru furnizorii de gaze, de a înmagazina volume minime de gaze în instalațiile de înmagazinare, inclusiv în instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor și/sau în instalațiile de stocare a GNL, volumele respective urmând a fi determinate pe baza cantității de gaze furnizate de furnizorii de gaze clienților protejați;

obligația, pentru operatorii de înmagazinare, de a-și oferi capacitățile prin licitații deschise participanților la piață;

obligația, pentru operatorii de transport și de sistem sau entitățile desemnate de statul membru, de a achiziționa și gestiona un stoc de echilibrare exclusiv pentru îndeplinirea funcțiilor lor de operatori de transport și de sistem și, dacă este necesar, impunerea unei obligații pentru alte entități desemnate în scopul garantării siguranței furnizării de gaze în cazul unei situații de urgență, astfel cum este menționată la articolul 11 alineatul (1) litera (c);

utilizarea unor instrumente coordonate, cum ar fi platformele de achiziționare de GNL, cu alte state membre pentru a maximiza utilizarea GNL și pentru a reduce barierele de infrastructură și de reglementare din calea utilizării în comun a GNL pentru constituirea de stocuri în instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor;

utilizarea de mecanisme voluntare de achiziție în comun de gaze naturale, pentru aplicarea cărora Comisia poate emite, dacă este necesar, orientări până la 1 august 2022;

oferirea de stimulente financiare pentru participanții la piață, inclusiv pentru operatorii de înmagazinare, cum ar fi contracte pentru diferență sau acordarea de compensații participanților la piață pentru deficitul de venituri sau pentru costurile suportate de aceștia ca urmare a obligațiilor impuse participanților la piață, inclusiv operatorilor de înmagazinare, care nu pot fi acoperite prin venituri;

obligația, pentru deținătorii de capacitate de înmagazinare, de a utiliza sau de a elibera capacitățile rezervate neutilizate, obligând în același timp deținătorul de capacitate de înmagazinare care nu utilizează capacitatea de înmagazinare să plătească prețul convenit pentru întreaga durată a contractului de înmagazinare;

adoptarea de către entități publice sau private a unor instrumente eficace pentru achiziționarea și gestionarea înmagazinării strategice, cu condiția ca astfel de instrumente să nu denatureze concurența sau buna funcționare a pieței interne;

numirea unei entități specializate însărcinate cu îndeplinirea obiectivului de constituire de stocuri în cazul în care obiectivul de constituire de stocuri nu ar fi îndeplinit altfel;

oferirea de reduceri ale tarifelor de înmagazinare;

colectarea veniturilor necesare pentru recuperarea cheltuielilor de capital și de exploatare legate de instalațiile de înmagazinare reglementate, sub forma unor tarife de înmagazinare și sub forma unei taxe specifice încorporate în tarifele de transport care este colectată numai de la punctele de ieșire către clienții finali situați în aceleași state membre, cu condiția ca veniturile colectate prin intermediul tarifelor să nu depășească veniturile permise.

Măsurile adoptate de statele membre în temeiul alineatului (1) de la prezentul articol se limitează la ceea ce este necesar pentru îndeplinirea traiectoriilor de constituire de stocuri, după caz, și a obiectivelor de constituire de stocuri. Toate măsurile luate în temeiul articolului 6a alineatele (8) și (10) sunt clar definite, transparente, proporționale, nediscriminatorii și verificabile. Măsurile nu denaturează în mod nejustificat concurența sau buna funcționare a pieței interne a gazelor și nu pun în pericol siguranța furnizării de gaze pentru alte state membre sau Uniune. Statele membre informează fără întârziere Comisia și GCG cu privire la măsurile respective.

Statele membre iau toate măsurile necesare pentru a asigura utilizarea în mod eficient a infrastructurii existente la nivel național și regional, în beneficiul siguranței furnizării de gaze. Măsurile respective nu blochează sau restricționează în niciun caz utilizarea transfrontalieră a instalațiilor de înmagazinare sau a instalațiilor de GNL și nu limitează capacitățile transfrontaliere de transport alocate în conformitate cu dispozițiile Regulamentului (UE) 2017/459 al Comisiei.

Atunci când iau măsuri în temeiul prezentului articol, statele membre aplică principiul eficiența energetică înainte de toate, îndeplinind totodată obiectivele măsurilor lor respective, în conformitate cu Regulamentul (UE) 2018/1999 al Parlamentului European și al Consiliului.

Un stat membru care nu dispune de instalații de înmagazinare subterană a gazelor se asigură că participanții la piață din statul membru respectiv au încheiat acorduri cu operatori de înmagazinare subterană sau cu alți participanți la piață din statele membre în care există instalații de înmagazinare subterană a gazelor. Respectivele acorduri prevăd utilizarea, până la 1 decembrie, a unor volume de stocuri care corespund unui nivel de cel puțin 15 % din consumul mediu anual de gaze din perioada precedentă de cinci ani al statului membru care nu dispune de instalații de înmagazinare subterană a gazelor. Cu toate acestea, în cazul în care capacitatea transfrontalieră de transport sau alte limitări tehnice nu permit statului membru care nu dispune de instalații de înmagazinare subterană a gazelor utilizarea integrală a 15 % din volumele de stocuri respective, acel stat membru stochează numai volumele posibile din punct de vedere tehnic.

Prin derogare de la alineatul (1), un stat membru care nu dispune de instalații de înmagazinare subterană poate să dezvolte un mecanism de împărțire a sarcinii cu unul sau mai multe state membre care dispun de instalații de înmagazinare subterană a gazelor (denumit în continuare mecanismul de împărțire a sarcinii).

costul sprijinului financiar pentru îndeplinirea obiectivului de constituire de stocuri, excluzând costurile legate de îndeplinirea oricăror obligații în materie de înmagazinare strategică;

volumele de gaze necesare pentru a satisface cererea clienților protejați în conformitate cu articolul 6 alineatul (1);

limitările tehnice, inclusiv capacitatea de înmagazinare subterană disponibilă, capacitatea tehnică transfrontalieră de transport și ratele de extracție.

Ca măsură tranzitorie, statele membre fără instalații de înmagazinare subterană a gazelor, care dispun însă de instalații de înmagazinare subterană a gazelor incluse pe cea mai recentă listă de proiecte de interes comun menționată în Regulamentul (UE) 2022/869 al Parlamentului European și al Consiliului, pot respecta parțial alineatul (1) luându-se în considerare stocurile de GNL din unitățile de stocare plutitoare existente, până la punerea în funcțiune a instalațiilor lor de înmagazinare subterană a gazelor.

Statele membre care nu dispun de instalații de înmagazinare subterană a gazelor pot oferi stimulente sau compensații financiare participanților la piață sau operatorilor de transport și de sistem, după caz, pentru deficitul de venituri sau pentru costurile suportate de aceștia ca urmare a respectării obligațiilor de înmagazinare în conformitate cu prezentul articol, în cazul în care deficitul respectiv sau costurile respective nu pot fi acoperite prin venituri, pentru a asigura respectarea obligației lor de înmagazinare a gazelor în alte state membre în temeiul alineatului (1) sau punerea în aplicare a mecanismului de împărțire a sarcinii. În cazul în care stimulentul sau compensația financiară este finanțată printr-o taxă, taxa respectivă nu se aplică punctelor de interconectare transfrontaliere.

În pofida alineatului (1), în cazul în care un stat membru deține instalații de înmagazinare subterană a gazelor situate pe teritoriul său a căror capacitate agregată este mai mare decât consumul anual de gaze al statului membru respectiv, statele membre fără instalații de înmagazinare subterană a gazelor care au acces la instalațiile respective fie:

se asigură că, în orice moment între 1 octombrie și 1 decembrie, volumele de stocuri corespund cel puțin utilizării medii a capacității de înmagazinare din perioada precedentă de cinci ani și sunt determinate luând în considerare, printre altele, fluxurile din cursul sezonului de extracție din perioada precedentă de cinci ani din statele membre în care se află instalațiile de înmagazinare; sau

demonstrează că a fost rezervată o capacitate de înmagazinare echivalentă cu volumul acoperit de obligația de la litera (a).

Cu excepția cazului în care se prevede altfel în anexa Ib, în cazul instalațiilor de înmagazinare subterană a gazelor situate într-un stat membru care nu intră sub incidența alineatului (5), dar care sunt direct conectate la zona de piață a unui alt stat membru, acest alt stat membru se asigură că până la 1 noiembrie volumele de stocuri corespund, cel puțin, mediei capacității de înmagazinare rezervate la punctul transfrontalier relevant în perioada precedentă de cinci ani.

Operatorii de înmagazinare raportează nivelul de constituire de stocuri, după cum se prevede la articolul 6a, autorității competente din fiecare stat membru în care se află instalațiile în cauză de înmagazinare subterană a gazelor și, dacă este cazul, unei entități desemnate de statul membru respectiv (denumită în continuare entitatea desemnată).

Autoritatea competentă și, dacă este cazul, entitatea desemnată de fiecare stat membru monitorizează nivelurile de stocuri constituite în instalațiile de înmagazinare subterană a gazelor de pe teritoriul lor la sfârșitul fiecărei luni și raportează Comisiei rezultatele, fără întârzieri nejustificate. Autoritatea competentă include informații privind ponderea gazelor care provin din Rusia și care sunt stocate în statul membru respectiv ca parte a capacității de funcționare a instalațiilor de înmagazinare, dacă aceste informații sunt disponibile.

Pe baza informațiilor furnizate de autoritatea competentă și, dacă este cazul, de entitatea desemnată de fiecare stat membru, Comisia raportează periodic GCG.

GCG acordă asistență Comisiei în ceea ce privește monitorizarea traiectoriilor de constituire de stocuri și a obiectivului de constituire de stocuri și elaborează orientări pentru Comisie cu privire la măsurile adecvate de asigurare a unei mai bune alinieri în cazul în care statele membre se abat de la traiectoriile de constituire de stocuri, ceea ce compromite atingerea obiectivului de constituire de stocuri sau de asigurare a respectării obiectivului de constituire de stocuri. După caz, Comisia poate adopta măsuri pentru a utiliza mai eficient oportunitățile oferite de mecanismele de agregare a cererii și de achiziționare în comun instituite în temeiul Regulamentului (UE) 2022/2576 al Consiliului.

Statele membre iau măsurile necesare pentru a respecta obiectivul de constituire de stocuri și pentru a asigura respectarea obligațiilor de înmagazinare impuse participanților la piață pentru a îndeplini obiectivul de constituire de stocuri, inclusiv prin impunerea unor sancțiuni și amenzi suficient de disuasive asupra participanților la piață respectivi. Acest lucru nu aduce atingere rolului Comisiei de a monitoriza și de a asigura punerea în aplicare corespunzătoare a prezentului regulament, inclusiv în ceea ce privește furnizarea de asistență sau orientări statelor membre în eforturile lor de punere în aplicare a prezentului alineat.

În cazul în care trebuie să se facă schimb de informații sensibile din punct de vedere comercial, Comisia poate convoca reuniuni ale GCG care să permită doar participarea Comisiei și a statelor membre.

Schimbul de informații se limitează la ceea ce este necesar pentru a monitoriza respectarea prezentului regulament.

Până la 1 noiembrie 2026, ENTSOG efectuează o simulare la nivelul Uniunii a scenariilor de perturbare a furnizării de gaze și a infrastructurii, incluzând scenarii de perturbare prelungită a unei singure surse de aprovizionare. Simularea include identificarea și evaluarea coridoarelor de furnizare a gazelor în caz de urgență și identifică, de asemenea, statele membre care pot aborda riscurile identificate, inclusiv în ceea ce privește înmagazinarea gazelor și GNL și include, în plus, scenarii care examinează impactul unei scăderi a cererii de gaze prin economii de energie și măsuri de eficiență energetică. Scenariile de perturbare a aprovizionării cu gaze și a infrastructurii aferente, precum și metodologia pentru simulare sunt definite de ENTSOG în cooperare cu Grupul de coordonare pentru gaz. ENTSOG asigură un nivel corespunzător de transparență și acces la ipotezele de modelare utilizate în scenariile sale. Simularea la nivelul Uniunii a scenariilor de perturbare a furnizării de gaze și a infrastructurii se repetă la fiecare patru ani, până când situația impune actualizări mai frecvente.

Autoritățile competente din fiecare grup de risc enumerat în anexa I, efectuează o evaluare comună, la nivelul grupului de risc (denumită în continuare evaluarea comună a riscurilor), a tuturor factorilor de risc relevanți, cum ar fi dezastrele naturale, riscurile tehnologice, comerciale, sociale, politice și de altă natură, care ar putea duce la materializarea riscurilor transnaționale majore asupra siguranței furnizării de gaze pentru care a fost creat grupul de risc. Autoritățile competente țin cont de rezultatele simulărilor menționate la alineatul (1) de la prezentul articol în vederea pregătirii evaluărilor riscurilor, a planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență.

Autoritatea competentă din fiecare stat membru efectuează o evaluare națională a riscurilor (denumită în continuare evaluarea națională a riscurilor) a tuturor riscurilor relevante care afectează siguranța furnizării de gaze. O astfel de evaluare este în deplină concordanță cu ipotezele și rezultatele evaluării (evaluărilor) comune a(le) riscurilor.

Evaluările riscurilor menționate la alineatele (2) și (3) de la prezentul articol se efectuează, după caz:

utilizând standardele menționate la articolele 5 și 6. Evaluarea riscurilor descrie calculul formulei N – 1 la nivel național și include, după caz, un calcul al formulei N – 1 la nivel regional. Evaluarea riscurilor include, de asemenea, ipotezele utilizate, inclusiv, dacă este cazul, cele utilizate pentru calculul formulei N – 1 la nivel regional, precum și datele necesare pentru acest calcul. Calculul formulei N – 1 la nivel național este însoțit de o simulare a perturbării infrastructurii principale unice de gaze utilizând modelarea hidraulică pentru teritoriul național, precum și de un calcul al formulei N – 1 luând în considerare un nivel de gaze în instalațiile de stocare de 30 % și de 100 % din volumul util maxim;

luând în considerare toate circumstanțele naționale și transnaționale relevante, îndeosebi mărimea pieței, configurația rețelei, fluxurile reale, inclusiv fluxurile de ieșire ale statelor membre în cauză, posibilitatea fluxurilor fizice în ambele direcții, inclusiv potențiala necesitate de consolidare ulterioară a sistemului de transport, prezența capacităților de producție și de stocare și rolul gazelor în cadrul mixului energetic, îndeosebi în ceea ce privește termoficarea, producerea de energie electrică și funcționarea consumatorilor industriali, precum și considerente legate de securitate și de calitatea gazelor;

elaborând mai multe scenarii de cerere de gaze excepțional de mare și de perturbare a furnizării de gaze, luând în considerare antecedentele, probabilitatea, anotimpul, frecvența și durata acestor evenimente și evaluându-le consecințele probabile, cum ar fi:

perturbarea infrastructurilor relevante pentru siguranța furnizării de gaze, în special a infrastructurilor de transport, a instalațiilor de stocare sau a terminalelor GNL, inclusiv a infrastructurii principale de gaze identificate pentru calculul formulei N – 1; și

perturbarea furnizării provenind de la furnizori din țări terțe, precum și, dacă este cazul, riscurile geopolitice;

identificând interacțiunea și corelarea riscurilor între statele membre din cadrul grupului de risc și cu alte state membre sau cu alte grupuri de risc, după caz, inclusiv în ceea ce privește interconexiunile, furnizarea transfrontalieră, accesul transfrontalier la instalațiile de stocare și capacitatea bidirecțională;

ținând seama de riscurile legate de controlul infrastructurii relevante pentru siguranța furnizării de gaze, ceea ce poate presupune, printre altele, riscul de investiții insuficiente, riscul subminării diversificării, riscul folosirii infrastructurii existente în scopuri improprii, inclusiv blocarea capacităților de înmagazinare, sau cel al nerespectării dreptului Uniunii;

luând în calcul capacitatea maximă de interconexiune a fiecărui punct de intrare și de ieșire de la frontieră, precum și diferitele niveluri de completare a stocurilor;

luând în considerare scenarii de perturbare prelungită a unei singure surse de furnizare.

perturbarea infrastructurilor relevante pentru siguranța furnizării de gaze, în special a infrastructurilor de transport, a instalațiilor de stocare sau a terminalelor GNL, inclusiv a infrastructurii principale de gaze identificate pentru calculul formulei N – 1; și

perturbarea furnizării provenind de la furnizori din țări terțe, precum și, dacă este cazul, riscurile geopolitice;

Evaluările comună și națională a riscurilor sunt pregătite în conformitate cu modelul relevant din anexa IV sau V. Dacă este necesar, statele membre pot include informații suplimentare. Comisia este împuternicită să adopte acte delegate în conformitate cu articolul 19 pentru a modifica modelele din anexele IV și V, după consultarea GCG, cu scopul de a reflecta experiența dobândită în aplicarea prezentului regulament și de a reduce în același timp sarcina administrativă pentru statele membre.

Întreprinderile din sectorul gazelor naturale, clienții industriali de gaze, organizațiile relevante reprezentând interesele clienților casnici și industriali de gaze, precum și statele membre și autoritatea națională de reglementare, în cazul în care aceasta este diferită de autoritatea competentă, cooperează cu autoritățile competente și le furnizează la cerere toate informațiile necesare pentru evaluările comună și națională a riscurilor.

Până la 1 octombrie 2018, statele membre notifică Comisiei prima evaluare comună a riscurilor, odată ce a fost acceptată de toate statele membre din grupul de risc, împreună cu evaluările naționale de risc. Evaluările riscurilor se actualizează la fiecare patru ani după aceea, exceptând cazul în care situația impune o frecvență mai mare de actualizare. Evaluările riscurilor țin cont de progresele înregistrate în derularea investițiilor necesare pentru a îndeplini standardul în materie de infrastructură definit la articolul 5 și de dificultățile specifice fiecărei țări, întâmpinate cu ocazia implementării de soluții alternative noi. Ele se bazează, de asemenea, pe experiența dobândită prin simularea planurilor de urgență, menționată la articolul 10 alineatul (3).

Măsurile de asigurare a siguranței furnizării de gaze conținute într-un plan de acțiuni preventive și într-un plan de urgență sunt clar definite, transparente, proporționate, nediscriminatorii și verificabile, nu denaturează în mod nejustificat concurența sau funcționarea eficace a pieței interne a gazelor și nu pun în pericol siguranța furnizării de gaze a celorlalte state membre sau a Uniunii.

Autoritatea competentă a fiecărui stat membru, în urma consultării întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, a organizațiilor relevante reprezentând interesele clienților casnici și industriali de gaze, inclusiv a producătorilor de energie electrică, a operatorilor de transport și de sistem de energie electrică și, în cazul în care aceasta este diferită de autoritatea competentă, a autorității naționale de reglementare stabilește:

un plan de acțiuni preventive conținând măsurile necesare pentru a elimina sau a atenua riscurile identificate, inclusiv efectele măsurilor în favoarea eficienței energetice și ale măsurilor axate pe cerere analizate în evaluările comună și națională ale riscurilor și în conformitate cu articolul 9;

un plan de urgență conținând măsurile care trebuie luate pentru a elimina sau a atenua impactul unei perturbări a furnizării de gaze, în conformitate cu articolul 10.

Planul de acțiuni preventive și planul de urgență conțin un capitol regional sau mai multe capitole regionale în cazul în care un stat membru aparține mai multor grupuri de risc, astfel cum sunt definite în anexa I.

Autoritățile competente informează în mod periodic GCG cu privire la progresele realizate în ceea ce privește pregătirea și adoptarea planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență, în special a capitolelor regionale. În special, autoritățile competente convin asupra unui mecanism de cooperare pentru pregătirea planului de acțiuni preventive și a planului de urgență, inclusiv pentru schimbul de proiecte de planuri. Acestea informează GCG cu privire la respectivul mecanism de cooperare convenit cu 16 luni înainte de termenul pentru ajungerea la un acord privind planurile respective și actualizările planurilor respective.

Planul de acțiuni preventive și planul de urgență sunt elaborate în conformitate cu modelele din anexele VI și VII. Comisia este împuternicită să adopte acte delegate în conformitate cu articolul 19 pentru a modifica modelele din anexele VI și VII, după consultarea GCG, pentru a ține seama de experiența dobândită în aplicarea prezentului regulament, reducând în același timp sarcina administrativă pentru statele membre.

Autoritățile competente ale statelor membre învecinate se consultă reciproc, în timp util, cu scopul de a asigura coerența dintre planurile lor de acțiuni preventive și planurile lor de urgență.

Planurile de acțiuni preventive și planurile de urgență sunt publicate și notificate Comisiei cel târziu la 1 martie 2019. Comisia informează GCG cu privire la notificarea planurilor și le publică pe site-ul web al Comisiei.

Comisia emite un aviz către autoritatea competentă cu recomandarea de a revizui un plan de acțiuni preventive sau un plan de urgență, dacă se aplică una dintre următoarele caracteristici:

acesta nu este eficace pentru a atenua riscurile identificate în evaluarea riscurilor;

acesta nu este consecvent cu scenariile de risc evaluate sau cu planurile unui alt stat membru sau ale unui grup de risc;

acesta nu respectă cerința prevăzută la alineatul (1) de a nu denatura în mod nejustificat concurența sau funcționarea eficace a pieței interne;

acesta nu respectă dispozițiile prezentului regulament sau alte dispoziții ale dreptului Uniunii.

În termen de trei luni de la notificarea avizului Comisiei menționat la alineatul (8), autoritatea competentă în cauză notifică planul de acțiuni preventive sau planul de urgență modificat Comisiei sau îi prezintă acesteia motivele pentru care nu este de acord cu recomandările.

Pentru măsurile nebazate pe piață adoptate la 1 noiembrie 2017 sau după această dată, se aplică procedura prevăzută la articolul 9 alineatele (4), (6), (8) și (9).

Se garantează confidențialitatea datelor sensibile din punct de vedere comercial.

Planurile de acțiuni preventive și planurile de urgență elaborate în temeiul Regulamentului (UE) nr. 994/2010, actualizate în conformitate cu regulamentul respectiv, rămân în vigoare până la data stabilirii inițiale a planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență menționate la alineatul (1) de la prezentul articol.

Atunci când stabilesc planurile de acțiune preventive și planurile de urgență, statele membre iau în considerare măsurile adecvate legate de securitatea cibernetică.

Comisia este împuternicită să adopte acte delegate în conformitate cu articolul 19 pentru a completa prezentul regulament stabilind norme specifice sectorului gazelor pentru aspectele de securitate cibernetică ale fluxurilor transfrontaliere de gaze, inclusiv norme privind cerințele minime comune, planificarea, monitorizarea, raportarea și gestionarea crizelor.

Pentru a elabora actele delegate menționate la alineatul (2) de la prezentul articol, Comisia colaborează îndeaproape cu Agenția, cu Agenția Uniunii Europene pentru Securitate Cibernetică (ENISA), cu ENTSOG și cu un număr limitat de părți interesate principale vizate, precum și cu entități care dețin deja competențe în domeniul securității cibernetice, în limitele mandatelor lor, precum centrele de operațiuni de securitate și echipele de intervenție în caz de incidente de securitate informatică (echipe CSIRT), astfel cum sunt menționate la articolul 10 din Directiva (UE) 2022/2555 a Parlamentului European și a Consiliului.

Planurile de acțiuni preventive conțin:

rezultatele evaluării riscurilor și un rezumat al scenariilor examinate, astfel cum sunt menționate la articolul 7 alineatul (4) litera (c);

definiția clienților protejați, precum și informațiile menționate la articolul 6 alineatul (1) al doilea paragraf;

măsurile, volumele și capacitățile necesare pentru respectarea standardelor în materie de infrastructură și de furnizare de gaze, astfel cum sunt prevăzute la articolele 5 și 6, inclusiv, după caz, contribuția potențială a măsurilor axate pe cerere pentru a compensa în mod suficient și în timp util o perturbare a furnizării de gaze în conformitate cu articolul 5 alineatul (2), identificarea infrastructurii principale unice de gaze de interes comun în cazul aplicării articolului 5 alineatul (3), volumele de gaze necesare pentru fiecare categorie de clienți protejați și pentru fiecare scenariu la care se face referire la articolul 6 alineatul (1), precum și orice standard de furnizare suplimentară de gaze, inclusiv orice justificare care demonstrează respectarea condițiilor stabilite la articolul 6 alineatul (2) și o descriere a unui mecanism de reducere temporară a oricărui standard de furnizare suplimentară de gaze sau a oricărei obligații suplimentare în conformitate cu articolul 11 alineatul (3);

obligațiile impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, întreprinderilor din domeniul energiei electrice, dacă este cazul, și altor organisme relevante care pot avea un impact asupra siguranței furnizării de gaze, cum ar fi obligațiile referitoare la funcționarea sigură a rețelei de gaze;

celelalte măsuri preventive concepute pentru a face față riscurilor identificate în evaluarea riscurilor, ca de exemplu cele referitoare la necesitatea de a dezvolta interconexiunile între statele membre învecinate, de a ameliora suplimentar eficiența energetică, de a împiedica blocarea capacității neutilizate, de a reduce cererea de gaze, precum și la posibilitatea de a diversifica rutele și sursele de furnizare de gaze și la utilizarea regională a capacităților GNL și de stocare existente, dacă este cazul, în vederea asigurării furnizării de gaze către toți clienții cât mai mult timp posibil;

informații privind impactul economic, eficacitatea și eficiența măsurilor prevăzute în plan, inclusiv a obligațiilor menționate la litera (k);

descrierea efectelor măsurilor cuprinse în plan asupra funcționării pieței interne a energiei, precum și asupra piețelor naționale, inclusiv ale obligațiilor menționate la litera (k);

descrierea impactului măsurilor asupra mediului și a clienților;

mecanismele care trebuie utilizate în cadrul cooperării cu alte state membre, inclusiv mecanismele pentru pregătirea și punerea în aplicare a planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență;

informații privind interconexiunile și infrastructurile existente și viitoare, inclusiv cele care oferă acces la piața internă, fluxurile transfrontaliere, accesul transfrontalier la instalațiile de stocare și la instalațiile GNL și capacitatea bidirecțională, îndeosebi într-o situație de urgență;

informații privind toate obligațiile de serviciu public legate de siguranța furnizării de gaze;

informații privind măsurile legate de securitatea cibernetică, astfel cum se menționează la articolul 8a.

Planul de acțiuni preventive, în special acțiunile care vizează respectarea standardului în materie de infrastructură prevăzut la articolul 5, ia în considerare TYNDP la nivelul Uniunii, care va fi elaborat de ENTSOG în temeiul articolului 8 alineatul (10) din Regulamentul (CE) nr. 715/2009.

Planul de acțiuni preventive se bazează în primul rând pe măsurile de piață, nu impune o sarcină excesivă întreprinderilor din sectorul gazelor naturale și nici nu afectează în mod negativ funcționarea pieței interne a gazelor.

Statele membre și, în special, autoritățile lor competente se asigură că toate măsurile preventive nebazate pe piață, precum cele menționate în anexa VIII, adoptate la 1 noiembrie 2017 sau după această dată, indiferent dacă acestea fac parte din planul de acțiuni preventive sau sunt adoptate ulterior, respectă criteriile stabilite la articolul 6 alineatul (2) primul paragraf.

Autoritatea competentă face publică orice măsură menționată la alineatul (4) care nu a fost încă inclusă în planul de acțiuni preventive și notifică Comisiei descrierea oricărei astfel de măsuri și a impactului acesteia asupra pieței naționale a gazelor și, în măsura în care este posibil, a impactului acesteia asupra piețelor gazelor din alte state membre.

În cazul în care Comisia nu are certitudinea că o măsură menționată la alineatul (4) de la prezentul articol îndeplinește criteriile stabilite la articolul 6 alineatul (2) primul paragraf, aceasta solicită statului membru în cauză notificarea unei evaluări a impactului.

O evaluare a impactului în temeiul alineatului (6) vizează cel puțin următoarele aspecte:

impactul potențial asupra dezvoltării pieței naționale a gazelor și a concurenței la nivel național;

impactul potențial asupra pieței interne a gazelor;

impactul potențial asupra siguranței furnizării de gaze a statelor membre învecinate, în special în cazul măsurilor care ar putea să reducă lichiditatea piețelor regionale sau să restrângă fluxurile către statele membre învecinate;

costurile și beneficiile evaluate în comparație cu măsuri de piață alternative;

o evaluare a necesității și a proporționalității în comparație cu alte măsuri de piață posibile;

o apreciere a faptului dacă măsura garantează oportunități egale pentru toți participanții la piață;

o strategie de eliminare treptată, durata prevăzută a măsurii preconizate și un calendar de revizuire adecvat.

În cazul în care Comisia consideră, pe baza evaluării impactului, că măsura poate pune în pericol siguranța furnizării de gaze a altor state membre sau a Uniunii, aceasta ia o decizie în termen de patru luni de la notificarea evaluării impactului prin care solicită, în măsura în care este necesar, modificarea sau retragerea măsurii.

În cazul în care Comisia consideră, pe baza evaluării impactului, că măsura nu îndeplinește celelalte criterii prevăzute la articolul 6 alineatul (2) primul paragraf, aceasta poate emite un aviz în termen de patru luni de la notificarea evaluării impactului. Se aplică procedura stabilită la articolul 8 alineatele (8) și (9).

Articolul 8 alineatul (9) se aplică oricărei măsuri care face obiectul alineatelor (6)-(9) de la prezentul articol.

Planul de acțiuni preventive se actualizează la fiecare patru ani începând cu 1 martie 2019 sau mai frecvent dacă situația o impune, sau la cererea Comisiei. Planul actualizat reflectă versiunea actualizată a evaluării riscurilor și rezultatele testelor efectuate în conformitate cu articolul 10 alineatul (3). Articolul 8 se aplică planului actualizat.

Planul de urgență:

se elaborează ținând cont de nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1);

definește rolul și responsabilitățile întreprinderilor din sectorul gazelor naturale, ale operatorilor de transport și de sistem pentru electricitate, dacă este cazul, și ale clienților industriali de gaze, inclusiv ale producătorilor de energie electrică relevanți, ținând seama de diferențele în ceea ce privește măsura în care aceștia sunt afectați în cazul unor perturbări ale furnizării de gaze, precum și interacțiunea acestora cu autoritățile competente și, acolo unde este cazul, cu autoritățile naționale de reglementare pentru fiecare dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1);

definește rolul și responsabilitățile autorităților competente și ale celorlalte organisme cărora li s-au delegat sarcini în conformitate cu articolul 3 alineatul (2) pentru fiecare dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1);

asigură faptul că întreprinderile din sectorul gazelor naturale și clienții industriali de gaze, inclusiv producătorii de energie electrică relevanți, au suficient timp să reacționeze în situația fiecăruia dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1);

identifică, dacă este cazul, măsurile și acțiunile necesare pentru a atenua impactul potențial al unei perturbări în furnizarea de gaze asupra instalațiilor de termoficare și asupra furnizării de energie electrică produsă pe bază de gaze, inclusiv prin intermediul unei viziuni integrate asupra funcționării sistemelor energetice bazate pe energie electrică și gaz, dacă este relevantă;

stabilește procedurile și măsurile detaliate care trebuie urmate pentru fiecare dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1), inclusiv planurile corespunzătoare pentru fluxurile de informații;

desemnează un manager de criză și definește rolul acestuia;

determină contribuția măsurilor de piață pentru gestionarea situației în cazul nivelului de alertă și pentru atenuarea situației în cazul nivelului de urgență;

determină contribuția măsurilor nebazate pe piață, planificate sau care urmează a fi puse în aplicare în cazul nivelului de urgență, și evaluează necesitatea utilizării acestor măsuri nebazate pe piață pentru a face față unei crize. Se evaluează efectele măsurilor nebazate pe piață și se definesc procedurile necesare pentru punerea lor în aplicare. Măsurile nebazate pe piață trebuie utilizate numai în cazul în care mecanismele pieței nu mai pot asigura singure furnizarea, în special către clienții protejați, sau în vederea aplicării articolului 13;

descrie mecanismele utilizate pentru cooperarea cu alte state membre pentru fiecare dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1) și procedurile privind schimbul de informații între autoritățile competente;

detaliază obligațiile de raportare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale și, dacă este cazul, întreprinderilor din domeniul energiei electrice în cazul nivelurilor de alertă și de urgență;

descrie dispozițiile tehnice sau juridice aplicabile pentru a preveni consumul de gaze nejustificat al clienților care sunt racordați la o rețea de distribuție sau de transport de gaze dar nu sunt clienți protejați;

descrie dispozițiile tehnice, juridice și financiare în vigoare pentru a aplica obligațiile în materie de solidaritate prevăzute la articolul 13;

include o estimare a volumelor de gaze care ar putea fi utilizate de clienții protejați în virtutea principiului solidarității, care să acopere cel puțin cazurile descrise la articolul 6 alineatul (1);

întocmește o listă cu acțiuni predefinite pentru punerea la dispoziție a gazelor în cazul unei situații de urgență, inclusiv contractele comerciale dintre părțile implicate în aceste acțiuni și mecanismele de compensare pentru întreprinderile din sectorul gazelor naturale, dacă este cazul, luând în considerare în mod corespunzător confidențialitatea datelor sensibile. Astfel de acțiuni pot presupune, de exemplu, acorduri transfrontaliere între statele membre și/sau întreprinderile din sectorul gazelor naturale.

Planul de urgență se actualizează la fiecare patru ani începând cu 1 martie 2019 sau mai frecvent dacă situația o impune, sau la cererea Comisiei. Planul actualizat reflectă versiunea actualizată a evaluării riscurilor și a rezultatelor testelor efectuate în conformitate cu alineatul (3) de la prezentul articol. Articolul 8 alineatele (4)-(11) se aplică planului actualizat.

Măsurile, acțiunile și procedurile cuprinse în planul de urgență sunt testate cel puțin o dată între actualizările periodice ale acestuia efectuate la fiecare patru ani și menționate la alineatul (2). Pentru a testa planul de urgență, autoritatea competentă simulează scenarii cu impact mediu și ridicat și reacții în timp real în conformitate cu planul de urgență respectiv. Rezultatele testelor sunt prezentate GCG de către autoritatea competentă.

Planul de urgență garantează că, în cazul unei situații de urgență, accesul transfrontalier la infrastructură în conformitate cu Regulamentul (CE) nr. 715/2009 se menține, atât cât este posibil din punct de vedere tehnic și în condiții de siguranță, și nu introduce nicio măsură nejustificată de restricționare a fluxului de gaze între țări.

Există următoarele trei niveluri de criză:

nivelul de alertă timpurie (denumit în continuare alertă timpurie): în cazul în care există informații concrete, sigure și fiabile, conform cărora ar putea avea loc un eveniment care ar deteriora în mod semnificativ situația în materie de furnizare de gaze și care ar putea conduce la declanșarea nivelului de alertă sau de urgență; nivelul de alertă timpurie poate fi activat printr-un mecanism de alertă timpurie;

nivelul de alertă (denumit în continuare alertă): în cazul în care are loc o perturbare a furnizării de gaze sau o cerere de gaze excepțional de mare care afectează în mod semnificativ situația în materie de furnizare de gaze, dar piața este încă în măsură să gestioneze perturbarea sau cererea respectivă fără a fi nevoie să se recurgă la măsuri nebazate pe piață;

nivelul de urgență (denumit în continuare urgență): în cazul unei cereri excepțional de mari sau al unei perturbări semnificative a furnizării de gaze sau al unui alt tip de deteriorare semnificativă a situației în materie de furnizare de gaze și toate măsurile de piață relevante au fost implementate, dar oferta de gaze este insuficientă pentru a satisface cererea rămasă neacoperită, astfel încât este nevoie să se introducă în plus măsuri nebazate pe piață în special în scopul garantării furnizării de gaze către clienții protejați, în conformitate cu articolul 6.

În cazul în care autoritatea competentă declară vreunul dintre nivelurile de criză menționate la alineatul (1), aceasta informează imediat Comisia, precum și autoritățile competente ale statelor membre cu care este statul membru al respectivei autorități este direct conectat și pune la dispoziția acestora toate informațiile necesare, în special informațiile cu privire la acțiunile pe care aceasta intenționează să le întreprindă. În cazul unei situații de urgență care ar putea genera o cerere de asistență din partea Uniunii și a statelor sale membre, autoritatea competentă a statului membru în cauză informează fără întârziere Centrul de coordonare a răspunsului la situații de urgență al Comisiei (ERCC).

În cazul în care un stat membru a declarat o situație de urgență și a indicat faptul că sunt necesare acțiuni transfrontaliere, standardele de furnizare suplimentară de gaze sau obligațiile suplimentare impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale în alte state membre din cadrul aceluiași grup de risc în temeiul articolului 6 alineatul (2) sunt reduse temporar la nivelul stabilit la articolul 6 alineatul (1).

În cazul în care autoritatea competentă declară o situație de urgență, aceasta aplică acțiunile predefinite indicate în planul său de urgență și informează imediat Comisia și autoritățile competente din grupul de risc, precum și autoritățile competente ale statelor membre cu care statul membru al respectivei autorități este direct conectat, în special cu privire la acțiunile pe care intenționează să le întreprindă. În situații excepționale justificate în mod corespunzător, autoritatea competentă poate întreprinde acțiuni care se abat de la planul de urgență. Autoritatea competentă informează imediat Comisia și autoritățile competente din grupul de risc din care face parte, astfel cum se prevede în anexa I, precum și autoritățile competente ale statelor membre cu care statul membru al respectivei autorități este direct conectat în legătură cu orice astfel de acțiune și prezintă justificări pentru abaterea de la planul de urgență.

În cazul în care într-un stat membru învecinat este declarat un nivel de urgență, operatorul de transport și de sistem se asigură că se acordă prioritate capacității la punctele de interconexiune cu statul membru respectiv, indiferent dacă aceasta este fermă sau întreruptibilă și indiferent dacă aceasta a fost rezervată înainte sau în timpul urgenței, în detrimentul capacității concurente la punctele de ieșire către instalațiile de stocare. Utilizatorul de sistem al capacității căreia i se acordă prioritate plătește, în cel mai scurt timp posibil, o compensare echitabilă utilizatorului de sistem al capacității ferme pentru pierderile financiare ocazionate de această ordine a priorităților, inclusiv o rambursare proporțională pentru costurile legate de întreruperea capacității ferme. Procesul de determinare și de plată a compensării nu aduce atingere punerii în aplicare a regulii de acordare a priorității.

Statele membre și, în special, autoritățile competente garantează că:

nu se introduce niciodată vreo măsură de restricționare nejustificată a fluxului de gaze în cadrul pieței interne;

nu se introduce nicio măsură care ar putea pune în pericol în mod grav situația furnizării de gaze în alt stat membru; și

accesul transfrontalier la infrastructură în conformitate cu Regulamentul (CE) nr. 715/2009 este menținut atât cât este posibil din punct de vedere tehnic și în condiții de siguranță, în conformitate cu planul de urgență.

În timpul unei situații de urgență și din motive întemeiate, la cererea operatorului relevant de transport și de sistem de energie electrică sau de gaze, un stat membru poate decide să acorde prioritate furnizării de gaze către anumite centrale electrice alimentate cu gaze și cu rol critic în rețea, în detrimentul furnizării de gaze către anumite categorii de clienți protejați, dacă nefurnizarea de gaze către respectivele centrale electrice alimentate cu gaze și cu rol critic în rețea fie:

ar putea duce la o deteriorare gravă a funcționării sistemului de energie electrică; sau

ar împiedica producția și/sau transportul de gaze.

Prin derogare de la articolul 6 alineatele (1), (2) și (3), de la articolul 6b alineatul (1) al treilea paragraf litera (a), de la articolul 6c alineatul (2) al doilea paragraf litera (b) și de la articolul 10 alineatul (1) litera (l), statele membre pot decide, în mod excepțional, să ia măsuri temporare pentru a reduce consumul neesențial de gaze al clienților protejați, în special atunci când se declară unul dintre nivelurile de criză prevăzute la alineatul (1) de la prezentul articol sau o situație de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii în temeiul articolului 12. Astfel de măsuri temporare se limitează la consumul neesențial de gaze și iau în considerare următoarele elemente:

impactul unei perturbări asupra lanțurilor de aprovizionare care sunt esențiale pentru societate;

posibilele efecte negative resimțite în alte state membre, în special cele care afectează lanțurile de aprovizionare din sectoarele din aval care sunt esențiale pentru societate;

potențialele prejudicii de lungă durată aduse instalațiilor industriale;

posibilitățile de a reduce consumul și de a substitui produse în Uniune.

Comisia verifică, cât mai curând posibil, dar în orice caz în termen de cinci zile de la primirea informației menționate la alineatul (2) din partea autorității competente, dacă declararea situației de urgență este justificată în conformitate cu alineatul (1) litera (c) și dacă măsurile adoptate urmează cât se poate de strict acțiunile enumerate în planul de urgență, dacă aceste măsuri nu impun o povară excesivă pentru întreprinderile din sectorul gazelor naturale și dacă sunt în conformitate cu alineatul (6). Comisia poate, la cererea unei alte autorități competente, a întreprinderilor din sectorul gazelor naturale sau din proprie inițiativă, să solicite autorității competente modificarea măsurilor, în cazul în care acestea contravin condițiilor prevăzute la prima teză de la prezentul alineat. De asemenea, Comisia poate solicita autorității competente să declare încheierea situației de urgență, în cazul în care aceasta ajunge la concluzia că declararea unei situații de urgență nu se (mai) justifică în conformitate cu alineatul (1) litera (c).

În cazul în care autoritatea competentă declară încheierea unuia dintre nivelurile de criză menționate la alineatul (1), aceasta informează Comisia, precum și autoritățile competente ale statelor membre cu care statul membru al respectivei autorități este direct conectat.

Comisia poate declara o situație de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii la cererea unei autorități competente care a declarat o situație de urgență și după verificarea prevăzută la articolul 11 alineatul (8).

Comisia convoacă GCG imediat după declararea unei situații de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii.

Într-o situație de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii, Comisia coordonează acțiunile autorităților competente, ținând seama pe deplin de rezultatele consultării GCG și de informațiile relevante primite de la acest grup. În special, Comisia:

asigură schimbul de informații;

asigură consecvența și eficacitatea acțiunilor de la nivelul statelor membre și de la nivel regional față de cele de la nivelul Uniunii;

coordonează acțiunile referitoare la țările terțe.

Comisia poate convoca un grup de gestionare a crizei compus din manageri de criză, potrivit articolului 10 alineatul (1) litera (g), din statele membre vizate de situația de urgență. Comisia, în consens cu managerii de criză, poate invita alte părți interesate să participe. Comisia se asigură că GCG este informat cu regularitate cu privire la activitățile desfășurate de grupul de gestionare a crizei.

Statele membre și, în special, autoritățile competente garantează că:

nu se introduc niciodată măsuri de restricționare nejustificată a fluxului de gaze în cadrul pieței interne, în special a fluxului de gaze către piețele afectate;

nu se introduce nicio măsură care poate pune în pericol în mod grav situația furnizării de gaze în alt stat membru; și

accesul transfrontalier la infrastructură în conformitate cu Regulamentul (CE) nr. 715/2009 este menținut atât cât este posibil din punct de vedere tehnic și în condiții de siguranță, în conformitate cu planul de urgență.

În cazul în care, la cererea unei autorități competente sau a unei întreprinderi din sectorul gazelor naturale sau din proprie inițiativă, Comisia consideră că, într-o situație de urgență la nivel regional sau la nivelul Uniunii, o măsură luată de un stat membru sau de o autoritate competentă sau comportamentul unei întreprinderi din sectorul gazelor naturale contravine alineatului (5), Comisia solicită statului membru sau autorității competente să își modifice măsura sau să ia măsuri în sensul asigurării conformității cu alineatul (5), motivându-și solicitarea. Se are în vedere în permanență necesitatea funcționării în condiții de siguranță a rețelei de gaze.

Comisia, după consultarea GCG, întocmește o listă permanentă de rezervă pentru un grup operativ de monitorizare, compus din experți din sector și din reprezentanți ai Comisiei. Grupul operativ de monitorizare poate fi desfășurat în afara Uniunii, atunci când este necesar. Acesta monitorizează și raportează fluxurile de gaze care intră în Uniune, în cooperare cu țările terțe furnizoare și de tranzit.

Autoritatea competentă pune la dispoziția ERCC informațiile referitoare la orice nevoie de asistență. ERCC evaluează situația globală și emite recomandări cu privire la asistența care ar trebui acordată statelor membre celor mai afectate și, atunci când este cazul, țărilor terțe.

În cazul în care un stat membru a solicitat aplicarea măsurilor de solidaritate în temeiul prezentului articol, un stat membru conectat direct la statul membru solicitant sau, în cazul în care statul membru prevede acest lucru, autoritatea sa competentă sau operatorul de transport și de sistem sau operatorul sistemului de distribuție trebuie, în măsura în care este posibil fără a crea situații periculoase, să ia măsurile necesare pentru a se asigura că furnizarea de gaze către alți clienți decât clienții protejați în virtutea principiului solidarității este redusă sau este sistată în măsura în care este necesar și pentru atât timp cât nu este asigurată furnizarea de gaze către clienții protejați în virtutea principiului solidarității în statul membru solicitant. Statul membru solicitant se asigură că volumul de gaze relevant este livrat efectiv către clienții protejați în virtutea principiului solidarității de pe teritoriul său.

Un stat membru acordă ajutorul de solidaritate și unui alt stat membru cu care este conectat prin intermediul unei țări terțe, cu excepția cazului în care fluxurile sunt restricționate pe teritoriul țării terțe. O astfel de extindere a măsurilor face obiectul unui acord între statele membre relevante, care implică, după caz, țara terță prin care sunt conectate.

O măsură de solidaritate se ia în ultimă instanță și nu se aplică decât dacă statul membru solicitant:

a declarat o stare de urgență în temeiul articolului 11;

nu a fost în măsură să acopere deficitul de aprovizionare cu gaze a clienților săi protejați în virtutea principiului solidarității, deși a aplicat măsura prevăzută la articolul 11 alineatul (3) sau, dacă statul membru a luat măsuri temporare de reducere a consumului neesențial de gaze al clienților protejați în conformitate cu articolul 11 alineatul (7a), nu a fost în măsură să acopere volumele esențiale de consum de gaze pentru clienții săi protejați în virtutea principiului solidarității;

a epuizat toate măsurile bazate pe piață (denumite în continuare măsuri voluntare), toate măsurile care nu sunt bazate pe piață (denumite în continuare măsuri obligatorii) și alte măsuri cuprinse în planul său de urgență;

a notificat o cerere explicită adresată Comisiei și autorităților competente din toate statele membre cu care este conectat fie direct, fie, în temeiul alineatului (2), printr-o țară terță, însoțită de o descriere a măsurilor puse în aplicare menționate la litera (c) de la prezentul alineat.

Statele membre care sunt obligate să acorde ajutor de solidaritate în temeiul alineatului (1) au dreptul să deducă din oferta de solidaritate cantitățile furnizate clienților săi protejați în virtutea principiului solidarității sau, dacă statul membru a luat măsuri temporare de reducere a consumului neesențial de gaze al clienților protejați în conformitate cu articolul 11 alineatul (7a), să deducă volumele esențiale de consum de gaze pentru clienții săi protejați în virtutea principiului solidarității.

Statele membre care primesc o cerere de solidaritate propun oferte pe baza unor măsuri voluntare axate pe cerere în cea mai mare măsură posibilă și pentru o durată cât mai lungă posibil înainte de a recurge la măsuri care nu sunt bazate pe piață.

În cazul în care există mai mult de un stat membru care ar putea acorda ajutor de solidaritate unui stat membru solicitant, statul membru solicitant, după ce consultă toate statele membre cărora li s-a solicitat acordarea de ajutor de solidaritate, selectează oferta cea mai avantajoasă din punctul de vedere al costurilor, al vitezei de livrare, al fiabilității și al diversificării surselor de aprovizionare cu gaze. În cazul în care măsurile bazate pe piață se dovedesc a nu fi suficiente pentru ca statul membru care acordă ajutor de solidaritate să soluționeze deficitul de aprovizionare cu gaze a clienților protejați în virtutea principiului solidarității din statul membru solicitant sau, în cazul în care statul membru solicitant a luat măsuri temporare pentru a reduce consumul de gaze neesențial al clienților protejați în conformitate cu articolul 11 alineatul (7a), deficitul în aprovizionarea cu gaze a volumelor esențiale de consum de gaze pentru clienții săi protejați în virtutea principiului solidarității, statele membre cărora li s-a solicitat să acorde ajutor de solidaritate sunt obligate să activeze măsuri care nu sunt bazate pe piață.

Autoritatea competentă din statul membru solicitant informează imediat Comisia și autoritățile competente din statele membre care furnizează ajutorul de solidaritate atunci când furnizarea de gaze către clienții protejați în virtutea principiului solidarității de pe teritoriul său a fost asigurată sau în cazul în care obligațiile prevăzute la alineatele (1) și (2) sunt, ținând seama de nevoile sale, și la cererea sa, reduse sau în cazul în care sunt suspendate la cererea statului membru care beneficiază de ajutorul de solidaritate.

Obligațiile de la alineatele (1) și (2) se aplică sub rezerva funcționării sigure și fiabile din punct de vedere tehnic a sistemului de gaze al unui stat membru care acordă ajutor de solidaritate și a limitei capacității maxime de interconexiune destinate exportului a infrastructurii statului membru relevant către statul membru solicitant. Aceste circumstanțe, în special cele în care piața va asigura livrări până la capacitatea maximă de interconexiune, pot fi reflectate în cadrul unor acorduri tehnice, juridice și financiare.

Ajutorul de solidaritate în temeiul prezentului regulament este furnizat pe bază de compensare. Statul membru care solicită ajutor de solidaritate plătește prompt sau asigură plata la timp a unei compensații echitabile statului care acordă ajutor de solidaritate.Dacă două state membre au convenit acordurile tehnice și juridice necesare în temeiul alineatului (10) (denumit în continuare acord de solidaritate), o astfel de compensație echitabilă acoperă cel puțin:

gazele livrate pe teritoriul statului membru solicitant;

toate celelalte costuri relevante și rezonabile generate de acordarea ajutorului de solidaritate, inclusiv, după caz, costurile unor măsuri care ar fi putut fi stabilite în prealabil;

rambursarea oricărei compensări plătite de statul membru care acordă ajutor de solidaritate unor entități implicate în acordarea ajutorului de solidaritate, ca urmare a unor proceduri judiciare, proceduri de arbitraj sau proceduri similare și ca urmare a soluționării litigiilor, precum și rambursarea costurilor aferente unor astfel de proceduri.

În cazul în care două state membre nu au convenit asupra acordurilor tehnice, juridice și financiare necesare în temeiul alineatului (10) printr-un acord de solidaritate, livrarea de gaze în temeiul obligației prevăzute la alineatul (1) în caz de urgență face obiectul condițiilor prevăzute la prezentul articol.

prețul gazelor din statul membru care acordă ajutor de solidaritate;

costurile de depozitare și transport;

cheltuielile de judecată pentru procedurile judiciare sau de arbitraj aferente care implică statul membru care acordă ajutor de solidaritate;

alte costuri indirecte care nu sunt acoperite de prețul gazelor, cum ar fi rambursarea daunelor financiare sau de altă natură care rezultă din reducerea obligatorie a consumului clienților legată de acordarea ajutorului de solidaritate.

nu dispune de cantități suficiente de gaze pentru a asigura volumele ce urmează a fi livrate clienților protejați în virtutea principiului solidarității; sau

nu dispune de suficientă capacitate de interconectare disponibilă, astfel cum se prevede la articolul 13 alineatul (7) sau fluxurile de gaze sunt restricționate printr-o țară terță.

În cazul în care două state membre nu au convenit asupra acordurilor tehnice, juridice și financiare necesare în temeiul alineatului (10) printr-un acord de solidaritate, statul membru care solicită aplicarea măsurilor de solidaritate emite o solicitare de ajutor de solidaritate către un alt stat membru, indicând cel puțin următoarele informații:

datele de contact ale autorității competente a statului membru;

dacă este cazul, datele de contact ale operatorilor de transport și de sistem relevanți din statul membru;

dacă este cazul, datele de contact ale terțului care acționează în numele statului membru;

perioada de livrare, inclusiv calendarul primei livrări posibile și durata anticipată a livrărilor;

punctele de livrare și de interconectare;

volumul de gaze în kWh pentru fiecare punct de interconectare;

calitatea gazelor.

În cazul în care a fost acordat un ajutor de solidaritate în conformitate cu alineatele (1) și (2), cuantumul final al compensației echitabile care a fost plătită de statul membru solicitant face obiectul unui control ex post efectuat de autoritățile naționale de reglementare ale statului membru care a acordat ajutorul de solidaritate și de statul membru solicitant, în termen de trei luni de la încetarea situației de urgență.

Statele membre se asigură că dispozițiile prezentului articol sunt puse în aplicare în conformitate cu tratatele, cu Carta drepturilor fundamentale a Uniunii Europene și cu obligațiile internaționale aplicabile. Statele membre iau măsurile necesare în acest sens.

Statele membre adoptă măsurile necesare pentru a asigura furnizarea gazelor către clienții protejați în virtutea principiului solidarității din statul membru solicitant în conformitate cu alineatele (1) și (2) și depun toate eforturile pentru a conveni asupra unor acorduri tehnice, juridice și financiare. Astfel de acorduri tehnice, juridice și financiare sunt convenite între statele membre care sunt conectate direct sau, în conformitate cu alineatul (2), prin intermediul unei țări terțe, și sunt descrise în planurile de urgență ale acestora. Astfel de acorduri pot include, printre altele, următoarele elemente:

securitatea operațională a rețelelor;

prețurile gazelor care urmează să fie aplicate și metodologia de stabilire a acestora, ținând seama de impactul asupra funcționării pieței;

utilizarea interconexiunilor, inclusiv a capacității bidirecționale și a depozitării subterane a gazelor;

volumele de gaze sau metodologia de stabilire a acestora;

categoriile de costuri care vor trebui să fie acoperite printr-o compensație echitabilă și promptă care poate include despăgubiri pentru restricțiile impuse la nivelul sectorului;

indicarea metodei cu care ar putea fi calculată compensația echitabilă.

Atât timp cât un stat membru poate acoperi din propria producție consumul de gaze al clienților săi protejați în virtutea principiului solidarității, se consideră că nu este necesar să încheie acorduri tehnice, juridice și financiare cu statele membre cu care este conectat direct sau, în conformitate cu alineatul (2), prin intermediul unei țări terțe, cu scopul de a beneficia de ajutor de solidaritate. Acest lucru nu afectează obligația statului membru în cauză de a acorda ajutor de solidaritate altor state membre în conformitate cu prezentul articol.

Până la 1 decembrie 2017 și după consultarea GCG, Comisia oferă orientări fără caracter obligatoriu din punct de vedere juridic pentru elementele esențiale ale acordurilor tehnice, juridice și financiare, în special cu privire la modalitatea de punere în practică a elementelor descrise la alineatele (8) și (10).

În cazul în care statele membre nu ajung la un acord cu privire la acordurile tehnice, juridice și financiare necesare până la 1 octombrie 2018, Comisia poate propune, după consultare cu autoritățile competente în cauză, un cadru pentru aceste măsuri care să stabilească principiile necesare pentru a le face operaționale și care se bazează pe orientările Comisiei stabilite la alineatul (12). Statele membre își finalizează acordurile până la 1 decembrie 2018, ținând seama în cea mai mare măsură de propunerea Comisiei.

Aplicabilitatea prezentului articol nu este afectată în cazul în care statele membre nu convin asupra acordurilor lor tehnice, juridice și financiare sau nu sunt în măsură să le finalizeze. Într-un astfel de caz, statele membre în cauză se pun de acord cu privire la măsurile ad-hoc necesare, iar statul membru care solicită ajutor de solidaritate își asumă un angajament în conformitate cu alineatul (3) litera (d).

Obligațiile prevăzute la alineatele (1) și (2) de la prezentul articol încetează să se aplice imediat după declararea încetării situației de urgență sau când Comisia concluzionează, în conformitate cu articolul 11 alineatul (8) primul paragraf, că declararea situației de urgență nu se justifică sau nu se mai justifică.

În cazul în care Uniunea suportă costuri ce decurg dintr-o responsabilitate, alta decât cea pentru acte sau comportamente ilegale în temeiul articolului 340 al doilea paragraf din TFUE, în legătură cu măsurile pe care statele membre sunt obligate să le adopte în conformitate cu prezentul articol, aceste costuri i se rambursează de către statul membru care beneficiază de ajutorul de solidaritate.

Fără a aduce atingere principiului solidarității energetice, prezentul articol se aplică atunci când statele membre care sunt conectate indirect printr-un alt stat membru și care au primit o cerere de contribuție voluntară în temeiul alineatului (2) de la prezentul articol contribuie la furnizarea volumelor de gaze solicitate în temeiul articolului 13 alineatul (1) sau (2), utilizând măsurile voluntare menționate la articolul 13 alineatul (3) litera (c).

Statul membru care solicită ajutor de solidaritate în temeiul articolului 13 poate trimite simultan o cerere de contribuție voluntară pe baza unor măsuri bazate pe piață unuia sau mai multor state membre conectate indirect pentru a căuta cea mai avantajoasă ofertă sau cea mai avantajoasă combinație de oferte, pe baza costului, a vitezei de livrare, a fiabilității și a diversificării aprovizionării cu gaze în temeiul articolului 13 alineatul (4).

Atunci când suma volumelor de gaze care rezultă din oferte în temeiul articolului 13 alineatele (1) și (2) și din ofertele în temeiul prezentului articol nu atinge volumele necesare, ofertele în temeiul prezentului articol sunt selectate automat.

În cazul în care un stat membru indirect conectat furnizează statului membru solicitant o contribuție voluntară pe baza măsurilor bazate pe piață în temeiul alineatelor (1) și (2) de la prezentul articol, compensația echitabilă nu depășește costurile rezonabile și poate include costurile menționate la articolul 13 alineatul (8a) al doilea paragraf. Valoarea finală a compensației echitabile face obiectul mecanismului de control ex post descris la articolul 13 alineatul (8c).

Operatorii de transport și de sistem din statele membre în cauză cooperează și fac schimb de informații utilizând sistemul ReCo pentru gaze instituit de ENTSOG în temeiul articolului 3 alineatul (6), pentru a identifica capacitățile de interconectare disponibile în termen de șase ore de la solicitarea unui stat membru sau a Comisiei. ENTSOG informează în acest sens Comisia și autoritățile competente ale statelor membre în cauză.

În cazul în care un stat membru a declarat unul dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1), întreprinderile în cauză din sectorul gazelor naturale pun zilnic la dispoziția autorității competente a statului membru respectiv în special informațiile următoare:

previziuni pentru următoarele trei zile ale cererii zilnice de gaze și ale furnizării zilnice de gaze în milioane de metri cubi pe zi (milioane de m3/zi);

fluxul de gaze zilnic la toate punctele de intrare și ieșire transfrontaliere, precum și la toate punctele care racordează o instalație de producție, o instalație de stocare sau un terminal GNL la rețea, în milioane de metri cubi pe zi (milioane de m3/zi);

perioada, exprimată în zile, pentru care se estimează că este posibilă asigurarea furnizării de gaze către clienții protejați.

În cazul unei urgențe la nivel regional sau la nivelul Uniunii, Comisia poate solicita autorității competente menționate la alineatul (1) să îi furnizeze fără întârziere cel puțin:

informațiile prevăzute la alineatul (1);

informațiile privind măsurile planificate care urmează a fi luate și acele măsurile deja implementate de autoritatea competentă pentru atenuarea situației de urgență, precum și informații privind eficacitatea acestora;

cererile referitoare la măsurile suplimentare care trebuie luate de alte autorități competente;

măsurile implementate la cererea altor autorități competente.

După o situație de urgență, autoritatea competentă menționată la alineatul (1) furnizează Comisiei, în cel mai scurt timp posibil și cel târziu în termen de șase săptămâni de la încetarea situației de urgență, o evaluare detaliată a situației de urgență și a eficacității măsurilor implementate, inclusiv o evaluare a impactului economic al situației de urgență, a impactului asupra sectorului energiei electrice și a asistenței furnizate Uniunii și statelor sale membre sau primite de la acestea. Atunci când este relevant, evaluarea respectivă include o descriere detaliată a circumstanțelor care au condus la activarea mecanismului menționat la articolul 13 și a condițiilor în care au fost primite cantitățile de gaze care lipseau, inclusiv prețul și compensația financiară plătită și, dacă este cazul, motivele pentru care ofertele de solidaritate nu au fost acceptate sau gazele nu au fost furnizate. Această evaluare este pusă la dispoziția GCG și se reflectă în actualizarea planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență.

În circumstanțe justificate în mod corespunzător, indiferent dacă se declară sau nu o situație de urgență, autoritatea competentă a statului membru cel mai afectat poate solicita întreprinderilor din sectorul gazelor naturale să furnizeze informațiile menționate la alineatul (1) sau informațiile suplimentare necesare pentru a evalua situația globală a furnizării de gaze în statul membru în cauză sau în alte state membre, inclusiv informațiile contractuale, altele decât informațiile referitoare la prețuri. Comisia poate solicita din partea autorităților competente informațiile furnizate de întreprinderile din sectorul gazelor naturale în temeiul prezentului alineat, cu condiția ca aceleași informații să nu fi fost transmise deja Comisiei.

În cazul în care Comisia consideră că furnizarea de gaze în Uniune sau într-o parte a Uniunii este sau ar putea fi periclitată într-o măsură care poate conduce la declararea unuia dintre nivelurile de criză menționate la articolul 11 alineatul (1), ea poate solicita autorităților competente în cauză să colecteze și să transmită Comisiei informațiile necesare pentru a evalua situația furnizării de gaze. Comisia comunică evaluarea sa GCG.

Pentru a permite autorităților competente și Comisiei să evalueze situația siguranței furnizării la nivel național, regional și la nivelul Uniunii, fiecare întreprindere din sectorul gazelor naturale notifică:

autorității competente în cauză următoarele detalii ale contractelor de furnizare a gazelor cu o dimensiune transfrontalieră și o durată mai mare de un an pe care le-a încheiat în vederea furnizării de gaze:

durata contractului;

volumele anuale contractate;

volumele zilnice maxime contractate în caz de alertă sau de urgență;

punctele de livrare contractate;

volumele de gaze minime zilnice și lunare;

condițiile de suspendare a livrărilor de gaze;

o indicație dacă contractul, în mod individual sau cumulativ cu contractele sale încheiate cu același furnizor sau cu filialele acestuia, este echivalent cu sau depășește pragul de 28 % menționat la alineatul (6) litera (b), în statul membru cel mai afectat.

autorității competente din statul membru cel mai afectat, imediat după încheierea sau modificarea lor, contractele sale de furnizare a gazelor cu o durată mai mare de un an, încheiate sau modificate la 1 noiembrie 2017 sau după această dată, care, în mod individual sau cumulativ cu contractele sale încheiate cu același furnizor sau cu filialele acestuia, sunt echivalente cu cel puțin 28 % din consumul anual de gaze în statul membru respectiv care este calculat pe baza celor mai recente date disponibile. În plus, până la data de 2 noiembrie 2018, întreprinderile din sectorul gazelor naturale notifică autoritatea competentă cu privire la toate contractele existente care îndeplinesc aceleași condiții. Obligația de notificare nu se referă la informațiile referitoare la prețuri și nu se aplică modificărilor care vizează numai prețul gazelor. Obligația de notificare se aplică, de asemenea, tuturor acordurilor comerciale relevante pentru executarea contractului de furnizare a gazelor, cu excepția informațiilor referitoare la prețuri.

comisiei și autorităților competente în cauză următoarele informații referitoare la contractele de furnizare de gaze pentru gazele care sunt originare sau sunt exportate, direct sau indirect, din Federația Rusă:

informațiile menționate la articolul 5 alineatul (1) din Regulamentul (UE) 2026/261 al Parlamentului European și al Consiliului;

informații privind cantitățile care urmează să fie furnizate și preluate, inclusiv posibilele flexibilități în temeiul clauzelor de tip take-or-pay sau deliver-or-pay;

calendarele de livrare (GNL) sau nominalizările (gaze transportate prin gazoducte);

posibilele flexibilități contractuale în ceea ce privește cantitățile contractate anual, inclusiv cantitățile complementare ulterioare;

condițiile de suspendare sau de încetare a livrărilor de gaze, inclusiv dispozițiile privind forța majoră;

informații cu privire la legea care reglementează contractul și la mecanismul de arbitraj ales;

elementele esențiale ale altor acorduri comerciale relevante pentru executarea contractului de furnizare a gazelor, cu excepția informațiilor referitoare la prețuri.

durata contractului;

volumele anuale contractate;

volumele zilnice maxime contractate în caz de alertă sau de urgență;

punctele de livrare contractate;

volumele de gaze minime zilnice și lunare;

condițiile de suspendare a livrărilor de gaze;

o indicație dacă contractul, în mod individual sau cumulativ cu contractele sale încheiate cu același furnizor sau cu filialele acestuia, este echivalent cu sau depășește pragul de 28 % menționat la alineatul (6) litera (b), în statul membru cel mai afectat.

informațiile menționate la articolul 5 alineatul (1) din Regulamentul (UE) 2026/261 al Parlamentului European și al Consiliului;

informații privind cantitățile care urmează să fie furnizate și preluate, inclusiv posibilele flexibilități în temeiul clauzelor de tip take-or-pay sau deliver-or-pay;

calendarele de livrare (GNL) sau nominalizările (gaze transportate prin gazoducte);

posibilele flexibilități contractuale în ceea ce privește cantitățile contractate anual, inclusiv cantitățile complementare ulterioare;

condițiile de suspendare sau de încetare a livrărilor de gaze, inclusiv dispozițiile privind forța majoră;

informații cu privire la legea care reglementează contractul și la mecanismul de arbitraj ales;

elementele esențiale ale altor acorduri comerciale relevante pentru executarea contractului de furnizare a gazelor, cu excepția informațiilor referitoare la prețuri.

În circumstanțe justificate în mod corespunzător de necesitatea garantării transparenței contractelor esențiale de furnizare a gazelor relevante pentru siguranța furnizării de gaze și în cazul în care autoritatea competentă a statului membru cel mai afectat sau Comisia consideră că un contract de furnizare a gazelor ar putea afecta siguranța furnizării de gaze a unui stat membru, a unei regiuni sau a Uniunii, autoritatea competentă a statului membru sau Comisia poate solicita întreprinderii din sectorul gazelor naturale să furnizeze detaliile contractului relevante pentru evaluarea impactului acestuia asupra siguranței furnizării de gaze, excluzând informațiile referitoare la prețuri. Cererea se motivează și poate acoperi, de asemenea, detaliile oricărui alt acord comercial relevant pentru executarea contractului de furnizare a gazelor, excluzând informațiile referitoare la prețuri. Justificarea include proporționalitatea sarcinii administrative implicate.

Autoritățile competente care primesc informații în temeiul alineatului (6) litera (b) sau al alineatului (7) de la prezentul articol evaluează informațiile primite în ceea ce privește siguranța furnizării de gaze în termen de trei luni și prezintă Comisiei rezultatele evaluării acestora.

Autoritatea competentă ține cont de informațiile primite în temeiul prezentului articol în momentul pregătirii evaluării riscurilor, a planului de acțiuni preventive și a planului de urgență sau a actualizărilor lor respective. Comisia poate adopta un aviz prin care să propună autorității competente să modifice evaluările riscurilor sau planurile, pe baza informațiilor primite în temeiul prezentului articol. Autoritatea competentă în cauză revizuiește evaluarea riscurilor și planurile vizate de cerere, în conformitate cu procedura prevăzută la articolul 8 alineatul (9).

Până la 2 mai 2019, statele membre stabilesc normele privind sancțiunile aplicabile în cazul încălcării de către întreprinderile din sectorul gazelor naturale a alineatului (6) sau (7) de la prezentul articol și iau toate măsurile necesare pentru a garanta punerea acestora în aplicare. Sancțiunile prevăzute sunt eficace, proporționale și cu efect de descurajare.

În sensul prezentului articol, statul membru cel mai afectat înseamnă un stat membru în care o parte contractantă la un anumit contract înregistrează cea mai mare parte a vânzărilor de gaze sau cei mai mulți clienți.

Toate contractele sau informațiile contractuale primite în temeiul alineatelor (6) și (7), precum și evaluările respective ale autorităților competente sau ale Comisiei trebuie să rămână confidențiale. Autoritățile competente și Comisia garantează confidențialitatea deplină.

Orice informație sensibilă din punct de vedere comercial primită, schimbată sau transmisă în temeiul articolului 14 alineatele (4)-(8) și al articolului 18, cu excepția rezultatelor evaluărilor menționate la articolul 14 alineatele (3) și (5), este confidențială și face obiectul condițiilor de păstrare a secretului profesional prevăzute la prezentul articol.

Obligația de păstrare a secretului profesional se aplică următoarelor persoane care primesc informații confidențiale în conformitate cu prezentul regulament:

persoanelor care lucrează sau au lucrat pentru Comisie;

auditorilor și experților mandatați de Comisie;

persoanelor care lucrează sau au lucrat pentru autoritățile competente și autoritățile naționale de reglementare sau pentru alte autorități relevante;

auditorilor și experților mandatați de autoritățile competente și autoritățile naționale de reglementare sau de alte autorități relevante.

Fără a aduce atingere cazurilor reglementate în dreptul penal sau altor dispoziții ale prezentului regulament ori ale dreptului relevant al Uniunii, informațiile confidențiale primite de persoanele menționate la alineatul (2) în exercițiul funcțiunii nu pot fi divulgate niciunei alte persoane sau autorități decât într-o formă prescurtată sau agregată care să nu permită identificarea niciunui participant la piață sau a unei piețe.

Fără a aduce atingere cazurilor care fac obiectul dreptului penal, Comisia, autoritățile competente și autoritățile naționale de reglementare, organismele sau persoanele care primesc informații confidențiale în temeiul prezentului regulament pot utiliza informațiile confidențiale numai în executarea sarcinilor lor și pentru exercitarea funcțiilor lor. Alte autorități, organisme sau persoane pot utiliza aceste informații în scopul în care le-au fost furnizate sau în cadrul unor proceduri administrative sau judiciare specific legate de exercitarea funcțiilor lor.

În cazul în care statele membre și părțile contractante la Comunitatea Energiei cooperează în procesul de elaborare a evaluărilor riscurilor și a planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență, această cooperare poate include, în special, identificarea interacțiunii și a corelării riscurilor și consultări cu scopul de a asigura consecvența planurilor de acțiuni preventive și a planurilor de urgență la nivel transfrontalier.

În privința alineatului (1), părțile contractante la Comunitatea Energiei pot participa la GCG la invitația Comisiei cu privire la toate chestiunile de interes comun.

Statele membre asigură că obligațiile de înmagazinare în temeiul prezentului regulament sunt îndeplinite prin utilizarea de instalații de înmagazinare din Uniune. Cu toate acestea, cooperarea dintre statele membre și părțile contractante la Comunitatea Energiei poate include acorduri voluntare care să vizeze utilizarea capacității de înmagazinare furnizate de părțile contractante la Comunitatea Energiei pentru stocarea de volume suplimentare de gaze pentru statele membre.

Comisia exercită o monitorizare continuă a măsurilor menite să garanteze siguranța furnizării de gaze și informează în mod periodic GCG.

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

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

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

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

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

Până la 28 februarie 2023, și ulterior anual, Comisia prezintă rapoarte Parlamentului European și Consiliului, care conțin:

o prezentare generală a măsurilor luate de statele membre pentru îndeplinirea obligațiilor de înmagazinare;

o prezentare generală a timpului necesar pentru procedura de certificare prevăzută la articolul 3a din Regulamentul (CE) nr. 715/2009;

o prezentare a măsurilor solicitate de Comisie pentru a asigura respectarea traiectoriilor de constituire de stocuri și a obiectivelor de constituire de stocuri;

o analiză a efectelor potențiale ale prezentului regulament asupra prețurilor gazelor, precum și a economiilor potențiale de gaze în raport cu articolul 6b alineatul (4);

informațiile privind ponderea gazelor care provin din Rusia care sunt stocate în instalațiile de înmagazinare ale Uniunii, furnizate de statele membre, dacă sunt disponibile, în temeiul articolului 6d alineatul (2).

Raportul care trebuie prezentat de Comisie până la 28 februarie 2025 include, de asemenea, o evaluare generală a aplicării articolelor 6a-6d, a articolului 7 alineatul (1) și alineatul (4) litera (g), a articolului 13, a articolului 13a, a articolului 16 alineatul (3), a articolului 17a, a articolului 18a, a articolului 20 alineatul (4) și a anexelor Ia și Ib. Raportul este însoțit, dacă este cazul, de o propunere legislativă de modificare a prezentului regulament.

Evaluările riscurilor, planurile de acțiuni preventive și planurile de urgență, precum și toate celelalte documente sunt notificate Comisiei pe cale electronică, prin intermediul platformei CIRCABC.

Toată corespondența referitoare la o notificare se transmite pe cale electronică.

Comisia este asistată de un comitet. Respectivul comitet reprezintă un comitet în înțelesul Regulamentului (UE) nr. 182/2011 al Parlamentului European și al Consiliului.

În cazul în care se face trimitere la prezentul alineat, se aplică articolul 5 din Regulamentul (UE) nr. 182/2011.

Competența de a adopta acte delegate se conferă Comisiei în condițiile prevăzute la prezentul articol.

Competența de a adopta acte delegate menționată la articolul 3 alineatul (8), articolul 7 alineatul (5) și articolul 8 alineatul (5) este conferită Comisiei pentru o perioadă de cinci ani de la 1 noiembrie 2017. Competența de a adopta acte delegate menționată la articolul 8a alineatul (2) îi este conferită Comisiei pe o perioadă de cinci ani începând de la 4 august 2024.Comisia prezintă un raport privind delegarea de competențe cel târziu cu nouă luni înainte de încheierea perioadei de cinci ani. Delegarea de competențe se prelungește tacit cu perioade de timp identice, cu excepția cazului în care Parlamentul European sau Consiliul se opune prelungirii respective cel târziu cu trei luni înainte de încheierea fiecărei perioade.

Delegarea de competențe menționată la articolul 3 alineatul (8), la articolul 7 alineatul (5), la articolul 8 alineatul (5) și la articolul 8a alineatul (2) poate fi revocată în orice moment de Parlamentul European sau de Consiliu. O decizie de revocare pune capăt delegării de competențe specificate în decizia respectivă. Decizia produce efecte din ziua următoare datei publicării în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene sau de la o dată ulterioară menționată în decizie. Decizia nu aduce atingere valabilității actelor delegate aflate deja în vigoare.

Înainte de adoptarea unui act delegat, Comisia îi consultă pe experții desemnați de fiecare stat membru în conformitate cu principiile prevăzute în Acordul interinstituțional din 13 aprilie 2016 privind o mai bună legiferare.

De îndată ce adoptă un act delegat, Comisia îl notifică simultan Parlamentului European și Consiliului.

Un act delegat adoptat în temeiul articolului 3 alineatul (8), al articolului 7 alineatul (5), al articolului 8 alineatul (5) sau al articolului 8a alineatul (2) intră în vigoare numai în cazul în care nici Parlamentul European și nici Consiliul nu au formulat obiecții în termen de două luni de la notificarea acestuia către Parlamentul European și Consiliu sau în cazul în care, înaintea expirării termenului respectiv, Parlamentul European și Consiliul au informat Comisia că nu vor formula obiecții. Termenul în cauză se prelungește cu două luni la inițiativa Parlamentului European sau a Consiliului.

Prezentul regulament nu se aplică Maltei și Ciprului atât timp cât pe teritoriile acestora nu se furnizează gaze. În ceea ce privește Malta și Cipru, obligațiile prevăzute în dispozițiile următoare, precum și opțiunile pe care statele membre respective au dreptul să le aleagă în conformitate cu aceste dispoziții, sunt îndeplinite și efectuate în termenul stabilit, calculat de la data primei livrări de gaze pe teritoriile lor respective:

pentru articolul 2 punctul 5, articolul 3 alineatul (2), articolul 7 alineatul (5) și articolul 14 alineatul (6) litera (a): 12 luni;

pentru articolul 6 alineatul (1): 18 luni;

pentru articolul 8 alineatul (7): 24 de luni;

pentru articolul 5 alineatul (4): 36 de luni;

pentru articolul 5 alineatul (1): 48 de luni.

Obligațiile referitoare la activitatea grupurilor de risc prevăzute la articolele 7 și 8 în ceea ce privește coridorul sudic al gazelor și grupurile de risc din zona de est a Mării Mediterane încep să se aplice de la data la care proiectul major de infrastructură/conducta intră în testele de funcționare.

Atât timp cât Suedia are acces la gaze prin interconexiuni exclusiv din Danemarca ca singura sa sursă de gaze și singurul său posibil furnizor de ajutor de solidaritate, Danemarca și Suedia sunt scutite de obligația prevăzută la articolul 13 alineatul (10) de a încheia acorduri tehnice, juridice și financiare necesare pentru acordarea ajutorului de solidaritate de către Suedia pentru Danemarca. Aceasta nu aduce atingere obligației Danemarcei de a acorda ajutor de solidaritate și de a încheia acordurile tehnice, juridice și financiare necesare în acest sens în temeiul articolului 13.

Articolele 6a-6d nu se aplică Irlandei, Ciprului sau Maltei atât timp cât acestea nu sunt direct interconectate la rețeaua de gaze interconectată a oricărui alt stat membru.

Regulamentul (UE) nr. 994/2010 se abrogă.

Trimiterile la regulamentul abrogat se interpretează ca trimiteri la prezentul regulament și se citesc în conformitate cu tabelul de corespondență din anexa IX.

Prezentul regulament intră în vigoare în a patra zi de la data publicării în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene.

Se aplică de la 1 noiembrie 2017.

Cu toate acestea, articolul 13 alineatele (1)-(6), articolul 13 alineatul (8) primul și al doilea paragraf și articolul 13 alineatele (14) și (15) se aplică de la 1 decembrie 2018.

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

ANEXA ICooperarea regională

ANEXA I

Cooperarea regională

Grupurile de risc ale statelor membre care servesc drept bază pentru cooperarea asociată riscurilor menționată la articolul 3 alineatul (7) sunt următoarele:

Grupul de risc pentru furnizarea de GNL:

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

Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din Marea Nordului:

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

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

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

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

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

Grupul de risc pentru furnizarea de GNL:

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

Grupul de risc pentru furnizarea de gaze din Marea Nordului:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ANEXA IaTraiectoria de constituire de stocuri cu obiective intermediare și obiectivul de constituire de stocuri pentru 2022 pentru statele membre care dispun de instalații de înmagazinare subterană a gazelor

Prezenta anexă face obiectul obligațiilor pro rata ale fiecărui stat membru în temeiul prezentului regulament, în special al articolelor 6a, 6b și 6c.

Pentru statele membre care intră sub incidența articolului 6a alineatul (2), obiectivul intermediar pro rata se calculează înmulțind valoarea indicată în tabel cu limita de 35 % și împărțind rezultatul la 80 %.

Traiectoria de constituire de stocuri cu obiective intermediare și obiectivul de constituire de stocuri pentru 2022 pentru statele membre care dispun de instalații de înmagazinare subterană a gazelor

ANEXA IbResponsabilitate comună pentru obiectivul de constituire de stocuri și traiectoria de constituire de stocuri

ANEXA Ib

Responsabilitate comună pentru obiectivul de constituire de stocuri și traiectoria de constituire de stocuri

În ceea ce privește obiectivul de constituire de stocuri și traiectoria de constituire de stocuri în temeiul articolului 6a, Republica Slovacă și Cehia își împart responsabilitatea în ceea ce privește instalațiile de înmagazinare Dolní Bojanovice. Proporția și amploarea exacte ale acestei responsabilități partajate între Republica Slovacă și Cehia fac obiectul unui acord bilateral între aceste state membre.

Fără a aduce atingere articolului 13 și în conformitate cu articolul 11 alineatul (6) litera (b), Republica Slovacă și Cehia se asigură că, atunci când se declară o criză în temeiul prezentului regulament, nu se introduc măsuri care afectează instalația de înmagazinare Dolní Bojanovice și care sunt de natură să pună în pericol grav situația aprovizionării cu gaze sau să submineze capacitatea întreprinderilor din sectorul gazelor de a furniza gaze consumatorilor protejați în conformitate cu standardul național de aprovizionare cu gaze.

ANEXA II

ANEXA II

Calcularea formulei N – 1

Definiția formulei N – 1

Formula N – 1 descrie capacitatea tehnică a infrastructurilor de gaze de a satisface cererea totală de gaze a zonei luate în calcul în cazul perturbării infrastructurii unice principale de gaze pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.

Infrastructura de gaze include rețeaua de transport al gazelor, inclusiv interconexiunile, precum și instalațiile de producție, instalațiile GNL și de stocare conectate la zona luată în calcul.

Capacitatea tehnică a tuturor celorlalte infrastructuri de gaze disponibile în cazul perturbării infrastructurii unice principale de gaze trebuie să fie cel puțin egală cu suma cererii zilnice totale de gaze pentru zona luată în calcul, pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.

Rezultatul formulei N – 1, astfel cum este calculat mai jos, trebuie să fie cel puțin egal cu 100 %.

Metoda de calcul a formulei N – 1

N1% = EP_mP_mS_mLNG_mI_mD_(max)100 , N – 1 ≥ 100 %

Parametrii utilizați pentru calcul trebuie să fie descriși și justificați în mod clar.

Pentru calcularea EPm, trebuie furnizată o listă detaliată a punctelor de intrare și a capacităților individuale ale acestora.

Definiții ale parametrilor formulei N – 1

Zonă luată în calcul înseamnă regiunea geografică pentru care se calculează formula N – 1, astfel cum este stabilită de autoritatea competentă.

Definiție privind cererea

Dmax înseamnă cererea zilnică totală de gaze (în milioane de m3 pe zi) din zona luată în calcul pe parcursul unei zile cu cerere de gaze excepțional de mare, constatată statistic o dată la 20 de ani.

Definiții privind oferta

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

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

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

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

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

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

N1% = EP_mP_mS_mLNG_mI_mD_(max)D_(eff)100 , N – 1 ≥ 100 %

Definiție privind cererea

Deff înseamnă partea (în milioane de m3 pe zi) din Dmax care, în cazul unei perturbări a furnizării de gaze, poate fi acoperită într-o măsură suficientă și în timp util prin măsuri de piață axate pe cerere, în conformitate cu articolul 9 alineatul (1) litera (c) și cu articolul 5 alineatul (2).

Calcularea formulei N – 1 la nivel regional

Zona luată în calcul menționată la punctul 3 se extinde la nivelul regional corespunzător, dacă este cazul, astfel cum se stabilește de către autoritățile competente din statele membre în cauză. De asemenea, calculul se poate extinde la nivelul regional al grupului de risc, în cazul în care s-a convenit astfel cu autoritățile competente din grupul de risc. Atunci când se calculează formula N – 1 la nivel regional, se folosește infrastructura unică principală de gaze de interes comun. Infrastructura unică principală de gaze de interes comun pentru o regiune este infrastructura de gaze cu capacitatea cea mai mare din regiune care contribuie direct sau indirect la furnizarea de gaze către statele membre din regiunea respectivă și se definește în evaluarea riscurilor.

Calcularea formulei N – 1 la nivel regional poate înlocui calcularea formulei N – 1 la nivel național numai în cazul în care infrastructura unică principală de gaze de interes comun are o importanță majoră pentru furnizarea de gaze către toate statele membre în cauză în conformitate cu evaluarea comună a riscurilor.

La nivelul grupului de risc, pentru calculele vizate la articolul 7 alineatul (4), se utilizează infrastructura principală unică de gaze de interes comun pentru grupurile de risc, astfel cum sunt stabilite în anexa I.

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

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

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

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

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

ANEXA III

ANEXA III

Capacitatea bidirecțională permanentă

Pentru punerea în aplicare a dispozițiilor prevăzute în prezenta anexă, autoritatea națională de reglementare poate acționa în calitate de autoritate competentă dacă statul membru decide astfel.

Pentru a asigura sau a dezvolta capacitatea bidirecțională pe o interconexiune sau pentru a obține sau a prelungi o derogare de la obligația în acest sens, operatorii de transport și de sistem de ambele părți ale interconexiunii comunică autorităților lor competente (autoritățile competente în cauză) și autorităților lor de reglementare (autoritățile de reglementare în cauză), după consultarea tuturor operatorilor de transport și de sistem potențial vizați:

o propunere de activare a unei capacități fizice permanente pentru transportul gazelor în ambele direcții pentru o capacitate bidirecțională permanentă referitoare la direcția inversată (capacitate fizică de flux inversat); sau

o cerere de derogare de la obligația de a asigura capacitate bidirecțională.

Operatorii de transport și de sistem depun eforturi pentru a prezenta o propunere sau o cerere de scutire comună. În cazul unei propuneri de activare a unei capacități bidirecționale, operatorii de transport și de sistem pot face o propunere argumentată pentru o alocare transfrontalieră a costurilor. Această comunicare trebuie să aibă loc cel târziu la 1 decembrie 2018 pentru toate interconexiunile existente la 1 noiembrie 2017 și după încheierea fazei studiului de fezabilitate, însă înainte de începerea fazei de proiectare tehnică detaliată pentru interconexiunile noi.

La primirea propunerii sau a cererii de derogare, autoritățile competente în cauză consultă fără întârziere autoritățile competente și autoritățile naționale de reglementare în cazul în care acestea nu sunt autoritățile competente ale statului membru care ar putea, în conformitate cu evaluarea riscurilor, beneficia de pe urma capacității de flux inversat, agenția și Comisia cu privire la propunere sau la cererea de derogare. Autoritățile consultate pot emite un aviz în termen de patru luni de la primirea cererii de consultare.

Autoritățile de reglementare în cauză, în termen de șase luni de la primirea propunerii comune, în conformitate cu articolul 5 alineatele (6) și (7), după consultarea promotorilor proiectului în cauză, iau decizii coordonate cu privire la alocarea transfrontalieră a costurilor de investiții suportate de fiecare operator transport și de sistem din cadrul proiectului. În cazul în care autoritățile de reglementare în cauză nu au ajuns la un acord în termenul respectiv, acestea informează fără întârziere autoritățile competente în cauză.

Autoritățile competente în cauză iau o decizie coordonată pe baza evaluării riscurilor, a informațiilor enumerate la articolul 5 alineatul (5) din prezentul regulament, a avizelor primite în urma consultării în conformitate cu punctul 3 din prezenta anexă și luând în considerare siguranța furnizării de gaze și contribuția la piața internă a gazelor naturale. Decizia coordonată respectivă se adoptă în termen de două luni. Perioada de două luni începe să curgă după perioada de patru luni acordată pentru avizele menționate la punctul 3 din prezenta Anexă, cu excepția cazului în care au fost primite toate avizele înainte sau după perioada de șase luni menționată la punctul 4 din prezenta Anexă acordată pentru adoptarea unei decizii coordonate de către autoritățile de reglementare în cauză. Decizia coordonată:

acceptă propunerea privind capacitatea bidirecțională. O astfel de decizie cuprinde o analiză cost-beneficiu, un calendar de punere în aplicare, precum și modalitățile referitoare la utilizarea sa ulterioară și este însoțită de decizia coordonată cu privire la alocarea transfrontalieră a costurilor menționată la punctul 4 și pregătită de autoritățile de reglementare în cauză;

acordă sau prelungește o derogare temporară pentru o perioadă de maximum patru ani, dacă analiza cost-beneficiu inclusă în decizie arată că siguranța furnizării de gaze a niciunuia dintre statele membre relevante nu este sporită de capacitatea de flux inversat sau în cazul în care costurile investiției ar depăși cu mult beneficiile estimate pentru siguranța furnizării de gaze; sau

impune operatorilor de transport și de sistem să modifice și să prezinte din nou propunerea sau cererea lor de derogare în termen de maximum patru luni.

Autoritățile competente în cauză prezintă fără întârziere decizia coordonată autorităților competente și autorităților naționale de reglementare care au depus un aviz în conformitate cu punctul 3, autorităților de reglementare în cauză, agenției și Comisiei, incluzând avizele primite în urma consultării în conformitate cu punctul 3.

În termen de două luni de la primirea deciziei coordonate, autoritățile competente menționate la punctul 6 pot formula obiecții împotriva deciziei coordonate și le pot transmite autorităților competente în cauză care au adoptat-o, agenției și Comisiei. Obiecțiile se limitează la fapte și la evaluare, în special în ceea ce privește alocarea transfrontalieră a costurilor care nu a făcut obiectul consultării în conformitate cu punctul 3.

În termen de trei luni de la primirea deciziei coordonate în conformitate cu punctul 6, agenția emite un aviz cu privire la elementele deciziei coordonate, luând în considerare toate eventualele obiecții, și transmite avizul tuturor autorităților competente în cauză și autorităților competente menționate la punctul 6 și Comisiei.

În termen de patru luni de la primirea avizului emis de agenție în temeiul punctului 8, Comisia poate adopta o decizie solicitând modificări ale deciziei coordonate. O astfel de decizie a Comisiei se adoptă pe baza criteriilor stabilite la punctul 5, a motivelor pentru decizia autorităților în cauză și a avizului agenției. Autoritățile competente în cauză se conformează solicitării Comisiei prin modificarea deciziei lor în termen de patru săptămâni.

În cazul în care Comisia nu acționează în termenul de patru luni menționat anterior, se consideră că aceasta nu a ridicat obiecții la decizia autorităților competente în cauză.

Dacă autoritățile competente în cauză nu au fost în măsură să adopte o decizie coordonată în cadrul termenului precizat la punctul 5 sau în cazul în care autoritățile de reglementare în cauză nu au putut ajunge la un acord privind alocarea costurilor în termenul precizat la punctul 4, autoritățile competente în cauză informează agenția și Comisia cel târziu în ziua expirării termenului. În termen de patru luni de la data primirii informațiilor respective, Comisia, după o eventuală consultare cu agenția, adoptă o decizie cuprinzând toate elementele unei decizii coordonate menționate la punctul 5, cu excepția unei alocări transfrontaliere a costurilor, și transmite decizia respectivă autorităților competente în cauză și agenției.

În cazul în care decizia Comisiei, în conformitate cu punctul 10 din prezenta anexă, necesită o capacitate bidirecțională, agenția adoptă o decizie care vizează alocarea transfrontalieră a costurilor, în conformitate cu articolul 5 alineatul (7) din prezentul regulament, în termen de trei luni de la primirea deciziei Comisiei. Înainte de a lua o astfel de decizie, agenția consultă autoritățile de reglementare în cauză și operatorii de transport și de sistem. Perioada de trei luni poate fi prelungită cu un termen suplimentar de două luni, în cazul în care agenția trebuie să solicite informații suplimentare. Perioada suplimentară începe în ziua următoare primirii informațiilor complete.

Comisia, agenția, autoritățile competente, autoritățile naționale de reglementare și operatorii de transport și de sistem păstrează confidențialitatea informațiilor sensibile din punct de vedere comercial.

Derogările de la obligația de a activa capacitatea bidirecțională acordate în conformitate cu Regulamentul (UE) nr. 994/2010 rămân valabile, cu excepția cazului în care Comisia sau celălalt stat membru în cauză solicită o revizuire sau a cazului în care valabilitatea acestora expiră.

o propunere de activare a unei capacități fizice permanente pentru transportul gazelor în ambele direcții pentru o capacitate bidirecțională permanentă referitoare la direcția inversată (capacitate fizică de flux inversat); sau

o cerere de derogare de la obligația de a asigura capacitate bidirecțională.

acceptă propunerea privind capacitatea bidirecțională. O astfel de decizie cuprinde o analiză cost-beneficiu, un calendar de punere în aplicare, precum și modalitățile referitoare la utilizarea sa ulterioară și este însoțită de decizia coordonată cu privire la alocarea transfrontalieră a costurilor menționată la punctul 4 și pregătită de autoritățile de reglementare în cauză;

acordă sau prelungește o derogare temporară pentru o perioadă de maximum patru ani, dacă analiza cost-beneficiu inclusă în decizie arată că siguranța furnizării de gaze a niciunuia dintre statele membre relevante nu este sporită de capacitatea de flux inversat sau în cazul în care costurile investiției ar depăși cu mult beneficiile estimate pentru siguranța furnizării de gaze; sau

impune operatorilor de transport și de sistem să modifice și să prezinte din nou propunerea sau cererea lor de derogare în termen de maximum patru luni.

ANEXA IV

ANEXA IV

Model pentru evaluarea comună a riscurilor

Următorul model se completează într-o limbă convenită în cadrul grupului de risc.

Informații generale

Statele membre din grupul de risc

În cazul în care această sarcină a fost delegată de către o autoritate competentă, precizați denumirea organismului/organismelor responsabile cu elaborarea acestei evaluări a riscurilor în numele autorității respective.

Descrierea rețelei

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

Pentru prima evaluare, a se include datele din ultimii doi ani. Pentru actualizări, a se include datele din ultimii patru ani.

Inclusiv clienții industriali, producerea de energie electrică, termoficarea, sectorul rezidențial, serviciile și altele (precizați tipul de client inclus aici). A se indica, de asemenea, volumul de consum al consumatorilor protejați.

o descriere a funcționării rețelei de gaze în cadrul grupului de risc: fluxurile principale (intrare/ieșire/tranzit), capacitatea infrastructurii punctelor de intrare/de ieșire spre și din regiune și pentru fiecare stat membru, incluzând rata de utilizare, instalațiile GNL (capacitatea zilnică maximă, rata de utilizare și regimul de acces), etc.;

A se descrie metodologia aplicată.

o descrierea rolului instalațiilor de stocare relevante pentru grupul de risc, incluzând accesul transfrontalier:

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

o descriere a rolului producției interne în grupul de risc:

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

o descriere a capacității de producție zilnică maximă;

o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare).

Standardul privind infrastructura (articolul 5)

A se descrie calculul formulei (formulelor) N – 1 la nivel regional pentru grupul de risc, în cazul în care s-a convenit astfel cu autoritățile competente din grupul de risc, și capacitățile bidirecționale existente, după cum urmează:

formula N – 1

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

calcularea formulei N – 1 la nivel regional;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calculul acesteia (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

capacitatea bidirecțională

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

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

a se indica punctele de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), durata derogării și motivele pentru care a fost acordată.

Identificarea riscurilor

A se descrie riscurile transnaționale majore pentru care a fost creat grupul, precum și factorii de risc, în mai multe situații, care ar putea duce la materializarea riscurilor respective, probabilitatea și consecințele acestora.

Lista neexhaustivă a factorilor de risc care trebuie să fie incluși în evaluare numai dacă este cazul, potrivit autorității competente relevante:

surse politice

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

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

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

terorism;

surse tehnologice

explozie/incendii;

incendii (în interiorul unei anumite instalații);

scurgeri;

lipsa unei întrețineri adecvate;

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

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

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

atac cibernetic;

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

surse comerciale/legate de piață/financiare

acorduri cu furnizori din țări terțe;

litigii comerciale;

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

volatilitatea prețurilor;

investiții insuficiente;

vârfuri de cerere bruște și neașteptate;

alte riscuri care ar putea duce la deficiențe structurale;

surse sociale

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

sabotaj;

vandalism;

furt;

surse legate de natură

cutremure;

alunecări de teren;

inundații (ploi abundente, revărsări ale râurilor);

furtuni (maritime);

avalanșe;

condiții meteorologice extreme;

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

Analiză

a se descrie riscurile transnaționale majore și orice alți factori de risc relevanți pentru grupul de risc, inclusiv probabilitatea și impactul acestora, precum și interacțiunea și corelarea riscurilor între statele membre, după caz;

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

a se elabora o listă a scenariilor de risc relevante în conformitate cu sursele de risc și a se descrie modul în care a avut loc selecția;

a se indica măsura în care scenariile elaborate de ENTSOG au fost luate în considerare.

Analiza și evaluarea riscurilor

A se analiza scenariile de risc relevante identificate la punctul 3. A se include, în cadrul simulării scenariilor de risc, măsurile existente de siguranță a furnizării de gaze, cum ar fi standardul privind infrastructura calculat folosind formula N – 1 astfel cum se prevede la punctul 2 din anexa II, dacă este cazul, și standardul de furnizare de gaze. Pentru fiecare scenariu de risc:

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

a se descrie în detaliu rezultatele simulării efectuate, incluzând o cuantificare a impactului (de exemplu, volumele de gaze nelivrate, consecințele socioeconomice, efectele asupra termoficării și cele asupra producerii de energie electrică).

Concluzii

A se descrie principalele rezultate ale evaluării comune a riscurilor, incluzând identificarea scenariilor de risc care necesită acțiuni suplimentare.

Statele membre din grupul de risc

Denumirea autorității competente responsabile cu elaborarea evaluării riscurilor

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

o descriere a funcționării rețelei de gaze în cadrul grupului de risc: fluxurile principale (intrare/ieșire/tranzit), capacitatea infrastructurii punctelor de intrare/de ieșire spre și din regiune și pentru fiecare stat membru, incluzând rata de utilizare, instalațiile GNL (capacitatea zilnică maximă, rata de utilizare și regimul de acces), etc.;

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

o descrierea rolului instalațiilor de stocare relevante pentru grupul de risc, incluzând accesul transfrontalier:

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

o descriere a rolului producției interne în grupul de risc:

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

o descriere a capacității de producție zilnică maximă;

o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare).

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

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

o descriere a capacității de producție zilnică maximă;

formula N – 1

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

calcularea formulei N – 1 la nivel regional;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calculul acesteia (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

capacitatea bidirecțională

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

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

a se indica punctele de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), durata derogării și motivele pentru care a fost acordată.

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

calcularea formulei N – 1 la nivel regional;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calculul acesteia (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

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

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

a se indica punctele de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), durata derogării și motivele pentru care a fost acordată.

surse politice

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

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

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

terorism;

surse tehnologice

explozie/incendii;

incendii (în interiorul unei anumite instalații);

scurgeri;

lipsa unei întrețineri adecvate;

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

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

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

atac cibernetic;

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

surse comerciale/legate de piață/financiare

acorduri cu furnizori din țări terțe;

litigii comerciale;

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

volatilitatea prețurilor;

investiții insuficiente;

vârfuri de cerere bruște și neașteptate;

alte riscuri care ar putea duce la deficiențe structurale;

surse sociale

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

sabotaj;

vandalism;

furt;

surse legate de natură

cutremure;

alunecări de teren;

inundații (ploi abundente, revărsări ale râurilor);

furtuni (maritime);

avalanșe;

condiții meteorologice extreme;

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

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

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

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

terorism;

explozie/incendii;

incendii (în interiorul unei anumite instalații);

scurgeri;

lipsa unei întrețineri adecvate;

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

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

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

atac cibernetic;

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

acorduri cu furnizori din țări terțe;

litigii comerciale;

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

volatilitatea prețurilor;

investiții insuficiente;

vârfuri de cerere bruște și neașteptate;

alte riscuri care ar putea duce la deficiențe structurale;

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

sabotaj;

vandalism;

furt;

cutremure;

alunecări de teren;

inundații (ploi abundente, revărsări ale râurilor);

furtuni (maritime);

avalanșe;

condiții meteorologice extreme;

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

a se descrie riscurile transnaționale majore și orice alți factori de risc relevanți pentru grupul de risc, inclusiv probabilitatea și impactul acestora, precum și interacțiunea și corelarea riscurilor între statele membre, după caz;

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

a se elabora o listă a scenariilor de risc relevante în conformitate cu sursele de risc și a se descrie modul în care a avut loc selecția;

a se indica măsura în care scenariile elaborate de ENTSOG au fost luate în considerare.

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

a se descrie în detaliu rezultatele simulării efectuate, incluzând o cuantificare a impactului (de exemplu, volumele de gaze nelivrate, consecințele socioeconomice, efectele asupra termoficării și cele asupra producerii de energie electrică).

ANEXA V

ANEXA V

Model pentru evaluarea riscurilor naționale

Informații generale

În cazul în care această sarcină a fost delegată de către autoritatea competentă, precizați denumirea organismului/organismelor responsabile cu elaborarea acestei evaluări a riscurilor în numele autorității respective.

Descrierea rețelei

Din motive de simplitate, a se prezenta informațiile la cel mai înalt nivel al grupurilor de risc, dacă este posibil, și a se combina detaliile, după caz.

Pentru prima evaluare, a se include datele din ultimii doi ani. Pentru actualizări, a se include datele din ultimii patru ani.

Inclusiv clienții industriali, producerea de energie electrică, termoficarea, sectorul rezidențial, serviciile și altele (precizați tipul de client inclus aici). A se indica, de asemenea, volumul de consum al consumatorilor protejați.

o descriere a funcționării rețelei (rețelelor) de gaze în cadrul grupurilor de risc relevante: fluxurile principale (intrare/ieșire/tranzit), capacitatea infrastructurii punctelor de intrare/de ieșire spre și din regiunea (regiunile) grupurilor de risc și pentru fiecare stat membru, incluzând rata de utilizare, instalațiile GNL (capacitatea zilnică maximă, rata de utilizare și regimul de acces) etc.;

A se descrie metodologia aplicată.

o descriere a rolului instalațiilor de stocare relevante pentru grupul de risc, incluzând accesul transfrontalier:

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, cu stocuri complete la nivelul sfârșitului de sezon);

o descriere a rolul producției interne în grupul (grupurile) de risc:

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

capacitatea de producție zilnică maximă și o descriere a modului în care aceasta poate acoperi consumul zilnic maxim;

o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare).

A se furniza o scurtă descriere a rețelei de gaze a statului membru, cuprinzând:

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

o descriere a funcționării rețelei de gaze la nivel național, incluzând infrastructura [în măsura în care aceste informații nu figurează la punctul 1.1litera (b)]. Dacă este cazul, a se include rețeaua de gaze L;

identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru siguranța furnizării de gaze;

o defalcare, în măsura posibilului la nivel național, a surselor de import al gazelor în funcție de țara de origine;

o descriere a rolului stocării care include:

capacitatea de stocare (volumul totală și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

o descriere a rolului producției interne care include:

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

capacitatea de producție zilnică maximă;

o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare).

Standardul privind infrastructura (articolul 5)

A se descrie modul de conformare cu standardul privind infrastructura, incluzând principalele valori utilizate pentru formula N – 1, opțiunile alternative de conformare cu acest standard (împreună cu state membre direct conectate, prin măsuri axate pe cerere) și capacitățile bidirecționale existente, după cum urmează:

formula N – 1

identificarea infrastructurii unice principale de gaze;

calcularea formulei N – 1 la nivel național;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând valorile intermediare folosite pentru calculul acestora (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

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

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

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

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

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

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

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

în cazul în care se convine astfel cu autoritățile competente din grupul (grupurile) de risc relevant(e) sau cu statele membre conectate direct, calcularea comună a formulei N – 1:

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

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

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

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

capacitatea bidirecțională

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

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

indicarea punctelor de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), a duratei derogării și a motivelor pentru care a fost acordată.

Identificarea riscurilor

A se descrie factorii de risc care ar putea avea un impact negativ asupra siguranței furnizării de gaze în statul membru, probabilitatea și consecințele acestora.

Lista neexhaustivă a tipurilor de factori de risc care trebuie să fie incluși în evaluare numai dacă este cazul, potrivit autorității competente:

surse politice

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

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

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

terorism;

surse tehnologice

explozie/incendii;

incendii (în interiorul unei anumite instalații);

scurgeri;

lipsa unei întrețineri adecvate;

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

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

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

atac cibernetic;

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

surse comerciale/legate de piață/financiare

acorduri cu furnizori din țări terțe;

litigii comerciale;

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

volatilitatea prețurilor;

investiții insuficiente;

vârfuri de cerere bruște și neașteptate;

alte riscuri care ar putea duce la deficiențe structurale;

surse sociale

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

sabotaj;

vandalism;

furt;

surse naturale

cutremure;

alunecări de teren;

inundații (ploi abundente, revărsări ale râurilor);

furtuni (maritime);

avalanșe;

condiții meteorologice extreme;

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

Analiză

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

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

a se elabora o listă a scenariilor de risc relevante în conformitate cu factorii de risc și probabilitatea acestora și a se descrie modul în care a avut loc selecția.

Analiza și evaluarea riscurilor

A se analiza scenariile de risc relevante identificate la punctul 3. A se include, în cadrul simulării scenariilor de risc, măsurile existente de siguranță a furnizării, cum ar fi, între altele, standardul de infrastructură calculat folosind formula N – 1 astfel cum se prevede la punctul 2 din anexa II și standardul de furnizare de gaze. Pentru fiecare scenariu de risc:

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

a se descrie în detaliu rezultatele simulărilor efectuate, incluzând o cuantificare a impactului (de exemplu, volumele de gaze nelivrate, consecințele socioeconomice, efectele asupra termoficării și cele asupra producerii de energie electrică).

Concluzii

A se descrie principalele rezultate ale evaluării comune a riscurilor în care au fost implicate statele membre, incluzând identificarea scenariilor de risc care necesită acțiuni suplimentare.

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

o descriere a funcționării rețelei (rețelelor) de gaze în cadrul grupurilor de risc relevante: fluxurile principale (intrare/ieșire/tranzit), capacitatea infrastructurii punctelor de intrare/de ieșire spre și din regiunea (regiunile) grupurilor de risc și pentru fiecare stat membru, incluzând rata de utilizare, instalațiile GNL (capacitatea zilnică maximă, rata de utilizare și regimul de acces) etc.;

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

o descriere a rolului instalațiilor de stocare relevante pentru grupul de risc, incluzând accesul transfrontalier:

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, cu stocuri complete la nivelul sfârșitului de sezon);

o descriere a rolul producției interne în grupul (grupurile) de risc:

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

capacitatea de producție zilnică maximă și o descriere a modului în care aceasta poate acoperi consumul zilnic maxim;

o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare).

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, cu stocuri complete la nivelul sfârșitului de sezon);

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

capacitatea de producție zilnică maximă și o descriere a modului în care aceasta poate acoperi consumul zilnic maxim;

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

o descriere a funcționării rețelei de gaze la nivel național, incluzând infrastructura [în măsura în care aceste informații nu figurează la punctul 1.1litera (b)]. Dacă este cazul, a se include rețeaua de gaze L;

identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru siguranța furnizării de gaze;

o defalcare, în măsura posibilului la nivel național, a surselor de import al gazelor în funcție de țara de origine;

o descriere a rolului stocării care include:

capacitatea de stocare (volumul totală și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

o descriere a rolului producției interne care include:

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

capacitatea de producție zilnică maximă;

o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare).

capacitatea de stocare (volumul totală și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

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

capacitatea de producție zilnică maximă;

formula N – 1

identificarea infrastructurii unice principale de gaze;

calcularea formulei N – 1 la nivel național;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând valorile intermediare folosite pentru calculul acestora (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

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

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

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

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

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

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

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

în cazul în care se convine astfel cu autoritățile competente din grupul (grupurile) de risc relevant(e) sau cu statele membre conectate direct, calcularea comună a formulei N – 1:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

capacitatea bidirecțională

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

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

indicarea punctelor de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), a duratei derogării și a motivelor pentru care a fost acordată.

identificarea infrastructurii unice principale de gaze;

calcularea formulei N – 1 la nivel național;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând valorile intermediare folosite pentru calculul acestora (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

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

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

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

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

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

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

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

în cazul în care se convine astfel cu autoritățile competente din grupul (grupurile) de risc relevant(e) sau cu statele membre conectate direct, calcularea comună a formulei N – 1:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

indicarea punctelor de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), a duratei derogării și a motivelor pentru care a fost acordată.

surse politice

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

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

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

terorism;

surse tehnologice

explozie/incendii;

incendii (în interiorul unei anumite instalații);

scurgeri;

lipsa unei întrețineri adecvate;

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

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

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

atac cibernetic;

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

surse comerciale/legate de piață/financiare

acorduri cu furnizori din țări terțe;

litigii comerciale;

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

volatilitatea prețurilor;

investiții insuficiente;

vârfuri de cerere bruște și neașteptate;

alte riscuri care ar putea duce la deficiențe structurale;

surse sociale

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

sabotaj;

vandalism;

furt;

surse naturale

cutremure;

alunecări de teren;

inundații (ploi abundente, revărsări ale râurilor);

furtuni (maritime);

avalanșe;

condiții meteorologice extreme;

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

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

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

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

terorism;

explozie/incendii;

incendii (în interiorul unei anumite instalații);

scurgeri;

lipsa unei întrețineri adecvate;

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

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

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

atac cibernetic;

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

acorduri cu furnizori din țări terțe;

litigii comerciale;

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

volatilitatea prețurilor;

investiții insuficiente;

vârfuri de cerere bruște și neașteptate;

alte riscuri care ar putea duce la deficiențe structurale;

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

sabotaj;

vandalism;

furt;

cutremure;

alunecări de teren;

inundații (ploi abundente, revărsări ale râurilor);

furtuni (maritime);

avalanșe;

condiții meteorologice extreme;

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

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

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

a se elabora o listă a scenariilor de risc relevante în conformitate cu factorii de risc și probabilitatea acestora și a se descrie modul în care a avut loc selecția.

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

a se descrie în detaliu rezultatele simulărilor efectuate, incluzând o cuantificare a impactului (de exemplu, volumele de gaze nelivrate, consecințele socioeconomice, efectele asupra termoficării și cele asupra producerii de energie electrică).

ANEXA VI

ANEXA VI

Model pentru planul de acțiuni preventive

Informații generale

Statele membre din grupul de risc

În cazul în care această sarcină a fost delegată de către o autoritate competentă, precizați denumirea organismului/organismelor responsabile cu elaborarea acestui plan în numele autorității respective.

Descrierea rețelei

Din motive de simplitate, a se prezenta informațiile la cel mai înalt nivel al grupurilor de risc, dacă este posibil, și a se combina detaliile, după caz.

Pentru primul plan, a se include datele din ultimii doi ani. Pentru actualizări, a se include datele din ultimii patru ani.

Inclusiv clienți industriali, producerea de energie electrică, termoficarea, sectorul rezidențial, serviciile și altele (precizați tipul de client inclus aici).

o descriere a funcționării rețelei de gaze în cadrul grupurilor de risc: fluxurile principale (intrare/ieșire/tranzit), capacitatea infrastructurii punctelor de intrare/de ieșire spre și din regiunea (regiunile) grupului de risc și pentru fiecare stat membru, incluzând rata de utilizare, instalațiile GNL (capacitatea zilnică maximă, rata de utilizare și regimul de acces) etc.;

A se descrie metodologia aplicată.

o descriere a rolului instalațiilor de stocare relevante pentru regiune, incluzând accesul transfrontalier:

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

o descriere a rolului producției interne în regiune:

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

capacitatea de producție zilnică maximă;

o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare);

o descriere a rolului măsurilor de eficiență energetică și efectul acestora asupra consumul final anual de gaze.

A se furniza o scurtă descriere a rețelei de gaze a fiecărui stat membru, cuprinzând:

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

o descriere a funcționării rețelei de gaze la nivel național, incluzând infrastructura (în măsura în care aceste informații nu figurează la punctul 1.1 litera (b)];

identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru siguranța furnizării;

o defalcare, în măsura posibilului, la nivel național, a surselor de import al gazelor în funcție de țara de origine;

o descriere a rolului stocării în statul membru și a se include:

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

o descriere a rolului producției interne și a se include:

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

capacitatea de producție zilnică maximă;

o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare);

o descriere a rolului măsurilor de eficiență energetică și efectul acestora asupra consumul final anual de gaze.

Rezumatul evaluării riscurilor

A se descrie pe scurt rezultatele evaluării comune a riscurilor și a evaluării naționale a riscurilor relevante efectuate în conformitate cu articolul 7, incluzând:

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

principalele concluzii ale evaluării riscurilor.

Standardul privind infrastructura (articolul 5)

A se descrie modul de conformare cu standardul privind infrastructura, incluzând principalele valori utilizate pentru formula N – 1, opțiunile alternative de conformare cu acest standard (împreună cu state membre învecinate, prin măsuri axate pe cerere) și capacitățile bidirecționale existente, după cum urmează:

Formula N – 1

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

calcularea formulei N – 1 la nivel regional;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calcul (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

Nivelul național

formula N – 1

identificarea infrastructurii unice principale de gaze;

calcularea formulei N – 1 la nivel național;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând valorile intermediare folosite pentru calcul (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

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

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

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

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

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

în cazul în care se convine astfel cu autoritățile competente din grupul (grupurile) de risc relevant(e) sau cu statele membre conectate direct, calcularea comună a formulei N – 1:

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

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

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

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

capacitatea bidirecțională

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

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

a se indica punctele de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), durata derogării și motivele pentru care a fost acordată.

Conformitatea cu standardul de furnizare (articolul 6)

A se descrie măsurile adoptate în scopul conformării cu standardul de furnizare, precum și cu orice standard de furnizare suplimentară de gaze sau cu orice obligație suplimentară impusă din motive de siguranță a furnizării de gaze:

definiția clienților protejați aplicată, incluzând categoriile de clienți vizate și consumul lor anual de gaze (per categorie, valoare netă și procentaj din consumul final anual național de gaze);

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

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

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

descrierea măsurii (măsurilor);

destinatarii;

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

regimul de sancțiuni, dacă există;

a se descrie, pentru fiecare măsură:

impactul economic, eficacitatea și eficiența măsurii;

impactul măsurii asupra mediului;

impactul măsurilor asupra consumatorului;

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

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

a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);

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

asupra siguranței furnizării altor state membre;

asupra pieței naționale;

asupra pieței interne;

în cazul măsurilor introduse la data sau după data de 1 noiembrie 2017, a se furniza un scurt rezumat al evaluării impactului sau un link către evaluarea publică a impactului măsurii (măsurilor), efectuată în conformitate cu articolul 9 alineatul (4);

dacă este cazul, a se descrie orice standard de furnizare suplimentară de gaze sau orice obligație suplimentară impusă din motive de siguranță a furnizării de gaze:

descrierea măsurii (măsurilor);

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

dacă este cazul, a se descrie orice nou standard de furnizare suplimentară de gaze sau orice obligație suplimentară impusă din motive de siguranță a furnizării de gaze, adoptate la data sau după data de 1 noiembrie 2017;

destinatarii;

volumele de gaze și capacitățile afectate;

a se indica modul în care măsura respectivă îndeplinește condițiile prevăzute la articolul 6 alineatul (2).

Măsuri preventive

A se descrie măsurile preventive existente sau care urmează a fi adoptate:

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

dimensiunii lor naționale sau regionale;

impactului lor economic, a eficacității și a eficienței lor;

impactului lor asupra clienților.

Dacă este cazul, a se include:

măsurile pentru a dezvolta interconexiunile între statele membre învecinate;

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

măsurile de prevenire a blocării capacității;

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

a se descrie alte măsuri adoptate din alte motive decât cele legate de evaluarea riscurilor, dar care au un impact pozitiv asupra siguranței furnizării statului membru din grupul (grupurile) de risc relevant(e);

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

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

a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);

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

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

a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);

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

asupra siguranței furnizării altor state membre;

asupra pieței naționale;

asupra pieței interne;

a se explica în ce măsură au fost luate în considerare măsuri de eficiență, inclusiv măsuri de eficiență axate pe cerere, pentru a spori siguranța furnizării;

a se explica în ce măsură au fost luate în considerare surse regenerabile de energie pentru a spori siguranța furnizării.

Alte măsuri și obligații (de exemplu, funcționarea în condiții de securitate a rețelei)

A se descrie alte măsuri și obligații care au fost impuse întreprinderilor din sectorul gazelor naturale și altor organisme relevante și care sunt susceptibile de a avea un impact asupra siguranței furnizării de gaze, cum ar fi obligații privind funcționarea în condiții de siguranță a rețelei, incluzând cine ar fi afectat de obligația respectivă, precum și volumele de gaze vizate. A se explica cu precizie când și cum s-ar aplica măsurile respective.

Proiecte de infrastructură

a se descrie proiectele viitoare de infrastructură, inclusiv proiectele de interes comun din grupurile de risc relevante, indicând un calendar estimativ pentru implementarea acestora, capacitățile și impactul estimat asupra siguranței furnizării de gaze din grupul de risc;

a se indica modul în care proiectele de infrastructură țin cont de TYNDP la nivelul Uniunii, elaborat de ENTSOG în temeiul articolului 8 alineatul (10) din Regulamentul (CE) nr. 715/2009.

Obligațiile de serviciu public legate de siguranța furnizării

Indicați obligațiile de serviciu public existente legate de siguranța furnizării și descrieți-le pe scurt (a se utiliza anexele pentru informații mai detaliate). A se explica clar cine trebuie să respecte aceste obligații și în ce mod. Dacă este cazul, a se descrie modul și momentul în care obligațiile respective de serviciu public ar fi declanșate.

Consultări cu părțile interesate

În conformitate cu articolul 8 alineatul (2) din prezentul regulament, a se descrie mecanismul utilizat pentru consultările efectuate pentru dezvoltarea planului și a planului de urgență, precum și rezultatele acestor consultări desfășurate cu:

întreprinderi din sectorul gazelor;

organizații relevante reprezentând interesele clienților casnici;

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

autoritatea națională de reglementare.

Dimensiunea regională

A se preciza orice circumstanță și măsură națională relevantă pentru siguranța furnizării care nu face obiectul secțiunilor anterioare ale planului.

A se indica modul în care eventualele observații primite ca urmare a consultării descrise la articolul 8 alineatul (2) au fost luate în considerare.

Calcularea N – 1 la nivelul grupului de risc, dacă acest lucru s-a convenit de către autoritățile competente din grupul de risc

Formula N – 1

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

calcularea formulei N – 1 la nivelul grupului de risc;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calcul (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

Mecanismele dezvoltate pentru cooperare

A se descrie mecanismele utilizate pentru cooperarea dintre statele membre în grupurile de risc relevante, inclusiv pentru elaborarea de măsuri transfrontaliere în planul de acțiuni preventive și planul de urgență.

A se descrie mecanismele utilizate pentru cooperarea cu alte state membre în vederea conceperii și a adoptării dispozițiilor necesare pentru aplicarea articolului 13.

Măsuri preventive

A se descrie măsurile preventive existente sau care urmează a fi adoptate în grupul de risc sau ca urmare a unor acorduri regionale:

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

impactului acestora asupra statelor membre ale grupului de risc;

impactului lor economic, a eficacității și a eficienței lor;

impactului lor asupra mediului;

impactului lor asupra clienților.

Dacă este cazul, a se include:

măsurile pentru a dezvolta interconexiunile între statele membre învecinate;

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

măsurile de prevenire a blocării capacității;

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

a se descrie alte măsuri adoptate din alte motive decât cele legate de evaluarea riscurilor, dar care au un impact pozitiv asupra siguranței furnizării grupului de risc.

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

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

a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);

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

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

a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);

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

asupra siguranței furnizării altor state membre;

asupra pieței naționale;

asupra pieței interne;

a se explica în ce măsură au fost luate în considerare măsuri de eficiență, inclusiv măsuri de eficiență axate pe cerere, pentru a spori siguranța furnizării;

a se explica în ce măsură au fost luate în considerare surse regenerabile de energie pentru a spori siguranța furnizării.

Statele membre din grupul de risc

Denumirea autorității competente responsabile cu elaborarea acestui plan.

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

o descriere a funcționării rețelei de gaze în cadrul grupurilor de risc: fluxurile principale (intrare/ieșire/tranzit), capacitatea infrastructurii punctelor de intrare/de ieșire spre și din regiunea (regiunile) grupului de risc și pentru fiecare stat membru, incluzând rata de utilizare, instalațiile GNL (capacitatea zilnică maximă, rata de utilizare și regimul de acces) etc.;

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

o descriere a rolului instalațiilor de stocare relevante pentru regiune, incluzând accesul transfrontalier:

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

o descriere a rolului producției interne în regiune:

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

capacitatea de producție zilnică maximă;

o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare);

o descriere a rolului măsurilor de eficiență energetică și efectul acestora asupra consumul final anual de gaze.

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

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

capacitatea de producție zilnică maximă;

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

o descriere a funcționării rețelei de gaze la nivel național, incluzând infrastructura (în măsura în care aceste informații nu figurează la punctul 1.1 litera (b)];

identificarea infrastructurilor-cheie relevante pentru siguranța furnizării;

o defalcare, în măsura posibilului, la nivel național, a surselor de import al gazelor în funcție de țara de origine;

o descriere a rolului stocării în statul membru și a se include:

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

o descriere a rolului producției interne și a se include:

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

capacitatea de producție zilnică maximă;

o descriere a rolului gazelor în producția de energie electrică (de exemplu, importanța și rolul în calitate de combustibil de rezervă, complementar față de sursele regenerabile de energie), inclusiv capacitatea de generare pe bază de gaz (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare) și cogenerarea (totalul în MWe și ca procentaj din capacitatea totală de generare);

o descriere a rolului măsurilor de eficiență energetică și efectul acestora asupra consumul final anual de gaze.

capacitatea de stocare (volumul total și volumul util de gaze) în comparație cu cererea în sezonul de încălzire;

capacitatea zilnică maximă de extracție la diferite niveluri de completare a stocurilor (în mod ideal, la nivel de stocuri complete și la nivelurile de la sfârșitul de sezon);

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

capacitatea de producție zilnică maximă;

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

principalele concluzii ale evaluării riscurilor.

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

calcularea formulei N – 1 la nivel regional;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând cifrele intermediare folosite pentru calcul (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

formula N – 1

identificarea infrastructurii unice principale de gaze;

calcularea formulei N – 1 la nivel național;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând valorile intermediare folosite pentru calcul (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

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

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

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

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

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

în cazul în care se convine astfel cu autoritățile competente din grupul (grupurile) de risc relevant(e) sau cu statele membre conectate direct, calcularea comună a formulei N – 1:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

capacitatea bidirecțională

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

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

a se indica punctele de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), durata derogării și motivele pentru care a fost acordată.

identificarea infrastructurii unice principale de gaze;

calcularea formulei N – 1 la nivel național;

o descriere a valorilor utilizate pentru toate elementele din formula N – 1, incluzând valorile intermediare folosite pentru calcul (de exemplu, pentru EPm, a se preciza capacitatea tuturor punctelor de intrare luate în considerare în cadrul acestui parametru);

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

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

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

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

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

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

în cazul în care se convine astfel cu autoritățile competente din grupul (grupurile) de risc relevant(e) sau cu statele membre conectate direct, calcularea comună a formulei N – 1:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

a se indica punctele de interconexiune în cazul cărora s-a acordat o derogare în conformitate cu articolul 5 alineatul (4), durata derogării și motivele pentru care a fost acordată.

definiția clienților protejați aplicată, incluzând categoriile de clienți vizate și consumul lor anual de gaze (per categorie, valoare netă și procentaj din consumul final anual național de gaze);

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

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

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

descrierea măsurii (măsurilor);

destinatarii;

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

regimul de sancțiuni, dacă există;

a se descrie, pentru fiecare măsură:

impactul economic, eficacitatea și eficiența măsurii;

impactul măsurii asupra mediului;

impactul măsurilor asupra consumatorului;

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

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

a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);

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

asupra siguranței furnizării altor state membre;

asupra pieței naționale;

asupra pieței interne;

asupra siguranței furnizării altor state membre;

asupra pieței naționale;

asupra pieței interne;

în cazul măsurilor introduse la data sau după data de 1 noiembrie 2017, a se furniza un scurt rezumat al evaluării impactului sau un link către evaluarea publică a impactului măsurii (măsurilor), efectuată în conformitate cu articolul 9 alineatul (4);

impactul economic, eficacitatea și eficiența măsurii;

impactul măsurii asupra mediului;

impactul măsurilor asupra consumatorului;

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

a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);

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

asupra siguranței furnizării altor state membre;

asupra pieței naționale;

asupra pieței interne;

asupra siguranței furnizării altor state membre;

asupra pieței naționale;

asupra pieței interne;

dacă este cazul, a se descrie orice standard de furnizare suplimentară de gaze sau orice obligație suplimentară impusă din motive de siguranță a furnizării de gaze:

descrierea măsurii (măsurilor);

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

dacă este cazul, a se descrie orice nou standard de furnizare suplimentară de gaze sau orice obligație suplimentară impusă din motive de siguranță a furnizării de gaze, adoptate la data sau după data de 1 noiembrie 2017;

destinatarii;

volumele de gaze și capacitățile afectate;

a se indica modul în care măsura respectivă îndeplinește condițiile prevăzute la articolul 6 alineatul (2).

descrierea măsurii (măsurilor);

destinatarii;

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

regimul de sancțiuni, dacă există;

a se descrie, pentru fiecare măsură:

impactul economic, eficacitatea și eficiența măsurii;

impactul măsurii asupra mediului;

impactul măsurilor asupra consumatorului;

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

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

a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);

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

asupra siguranței furnizării altor state membre;

asupra pieței naționale;

asupra pieței interne;

asupra siguranței furnizării altor state membre;

asupra pieței naționale;

asupra pieței interne;

în cazul măsurilor introduse la data sau după data de 1 noiembrie 2017, a se furniza un scurt rezumat al evaluării impactului sau un link către evaluarea publică a impactului măsurii (măsurilor), efectuată în conformitate cu articolul 9 alineatul (4);

impactul economic, eficacitatea și eficiența măsurii;

impactul măsurii asupra mediului;

impactul măsurilor asupra consumatorului;

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

a se justifica de ce măsura este proporționată (și anume, de ce măsura nebazată pe piață constituie mijlocul cel mai puțin restrictiv pentru obținerea efectului dorit);

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

asupra siguranței furnizării altor state membre;

asupra pieței naționale;