COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, le 16.2.2016

COM(2016) 52 final

2016/0030(COD)

Proposition de

RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) n° 994/2010

(Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)

{SWD(2016) 25 final}
{SWD(2016) 26 final}

EXPOSÉ DES MOTIFS

1.CONTEXTE DE LA PROPOSITION

•Motivation et objectifs de la proposition

L’objectif du présent projet de règlement est de garantir que tous les États membres mettent en place les outils appropriés pour se préparer à une pénurie de gaz (suite à une rupture d’approvisionnement ou à un pic exceptionnel de demande) et en gérer les effets. Il existe trois niveaux de responsabilité pour la sécurité de l’approvisionnement en gaz. Les entreprises de gaz naturel, soumises aux mécanismes du marché, assument la responsabilité première de l’approvisionnement en gaz. En cas de défaillance des mécanismes du marché dans un État membre donné, les autorités compétentes de cet État membre et des États membres de la région concernée sont chargés de prendre des mesures appropriées pour assurer l’approvisionnement en gaz des clients protégés. À un autre niveau, la Commission européenne assure une coordination générale et veille à ce que les mesures prises soient cohérentes entre elles.

Pour réaliser cet objectif, le projet de règlement prévoit une coordination régionale accrue, certains principes et normes étant définis à l’échelon de l’UE. L’approche proposée est que les États membres coopèrent étroitement au sein de leurs régions respectives aux fins des évaluations régionales des risques. Afin de garantir la cohérence globale au sein de l’Union, les évaluations régionales des risques seront menées sur la base d’une simulation pour l’ensemble de l’UE selon des normes communes, et d’un scénario spécifique. Les risques recensés dans les évaluations régionales seront traités dans les plans d’action préventifs et les plans d’urgence régionaux, qui feront l’objet d’un examen par les pairs et seront approuvés par la Commission.

Afin de garantir que les évaluations des risques et les plans soient complets et cohérents entre eux, le règlement prévoit des modèles obligatoires indiquant les aspects qui doivent être pris en compte aux fins de l’évaluation des risques et de l’élaboration des plans. La coopération régionale doit être améliorée car une rupture de l’approvisionnement en gaz est très susceptible d’affecter plusieurs États membres à la fois. Des évaluations des risques et des plans de portée nationale ne conviennent pas pour faire face à de telles situations.

Le règlement améliore également l’application des normes d’approvisionnement aux clients protégés (principalement les ménages) et des normes relatives aux infrastructures (possibilité de fournir du gaz même si la plus grande infrastructure n’est pas disponible). Il permet la mise en place de capacités bidirectionnelles permanentes. Enfin, il propose l’introduction de mesures supplémentaires assurant la transparence des contrats d’approvisionnement en gaz, ceux-ci étant susceptibles d’affecter la sécurité de l’approvisionnement dans l’UE.

Cinq ans après l’adoption du règlement (CE) n° 994/2010, la question de la sécurité de l’approvisionnement gazier se pose toujours avec autant d’acuité, vu les tensions entre l’Ukraine et la Russie. Des efforts sont faits au niveau national et à l’échelon de l’UE pour renforcer la sécurité de l’approvisionnement en gaz pour l’hiver 2015/2016 et au-delà.

•Cohérence avec les dispositions en vigueur dans le domaine d’action

•Cohérence avec les autres politiques de l’Union européenne

2.BASE JURIDIQUE, SUBSIDIARITÉ ET PROPORTIONNALITÉ

•Base juridique

•Subsidiarité (en cas de compétence non exclusive)

•Proportionnalité

•Choix de l’instrument

3.RÉSULTATS DES ÉVALUATIONS EX POST, DES CONSULTATIONS DES PARTIES INTÉRESSÉES ET DES ANALYSES D’IMPACT

•Évaluations ex post/bilans de qualité de la législation existante

•Consultation des acteurs concernés

La consultation publique des parties prenantes a été organisée entre le 15 janvier et le 8 avril 2015 et a suscité 106 réponses. La portée de la consultation peut donc être considérée comme très large 6 . Si la majorité des réponses provenait du secteur privé et des associations (consommateurs, régulateurs et entreprises), un nombre relativement important d’autorités publiques a également participé.

La consultation a suivi la structure double du règlement existant, fondée sur la prévention et l’atténuation. Les questions liées à la prévention étaient conçues pour mettre en lumière l’éventuelle nécessité d’améliorer les dispositions législatives en vigueur. Elles permettaient toutefois également de tester de nouvelles idées, notamment en ce qui concerne l’application des mesures visant à se conformer aux normes relatives aux infrastructures. Les questions relatives à l’atténuation visaient à s’assurer que les États membres sont prêts à faire face à une situation d’urgence et envisagent pour ce faire des solutions coordonnées efficaces plutôt que l’adoption d’une approche purement nationale faisant appel à des mesures ayant des effets contreproductifs sur les pays voisins.

•Obtention et utilisation d’expertise

•Analyse d’impact

1. Coûts et impact sur les prix

L’impact global sur les coûts et les prix sera très restreint. Certaines propositions sont conçues pour éviter les coûts inutiles et tirer parti des synergies dans les mesures visant à améliorer la sécurité de l’approvisionnement. Cela devrait réduire les coûts globaux du cadre de la sécurité de l’approvisionnement pour tous les consommateurs. Les mesures telles que les évaluations régionales des risques ou les dispositions concernant les contrats n’augmenteront pas les coûts de manière significative. Un impact sur la charge administrative est toutefois possible.

Les outils susceptibles d’avoir des conséquences sur les coûts sont ceux permettant d’affiner les calculs de N-1 et les obligations en matière de flux inversé. En ce qui concerne la norme N-1 cependant, l’affinement de la formule est peu susceptible de rendre non conforme un État membre conforme, ce qui imposerait des investissements. Il reste la possibilité de prendre des mesures axées sur la demande afin de se conformer à la norme N-1. Le réglage fin de N-1 pourrait entraîner une hausse des investissements, mais ils seraient fondés sur une évaluation de l’État membre concerné et une image plus réaliste de la situation en matière de capacité. La mesure semble donc offrir un bon rapport coût-efficacité, vu les avantages associés à un meilleur diagnostic du secteur par des investissements minimes (par exemple, contribution réelle du stockage du fait d’une estimation plus réaliste des taux de soutirage en fonction du niveau de gaz stocké). Le calcul hydraulique 9 ne devrait pas impliquer non plus de coûts supplémentaires, les gestionnaires de réseau de transport (GRT) disposant des outils pour mener à bien de telles évaluations. Des simulations à l’échelle de l’UE peuvent être réalisées par l’ENTSOG dans le cadre des travaux en vue de l’adoption des perspectives annuelles estivales et hivernales concernant l’approvisionnement requises par le règlement (CE) no 715/2009. Elles peuvent aider à déterminer les mesures permettant de minimiser les effets négatifs avec un bon rapport coût-efficacité.

2. Impact sur les parties prenantes, en particulier les petites et moyennes entreprises

Globalement, l’option 3 devrait profiter aux acteurs du marché et aux consommateurs. Un meilleur contrôle des mesures concernant les normes d’approvisionnement garantira une conformité dans des conditions transparentes et selon un bon rapport coût-efficacité. De nombreuses entreprises qui ont répondu à la consultation publique ont indiqué qu’elles souhaitaient davantage de transparence et des mesures pleinement justifiées faisant l’objet d’un réexamen ou d’essais périodiques.

Les petites et moyennes entreprises continueront d’entrer dans la catégorie des «clients protégés» si un État membre en décide ainsi, donc cette option n’aura pas d’effet néfaste pour elles. Dans cette option, la principale différence tient au fait qu’elles ne bénéficieront pas nécessairement du principe de solidarité. Il convient de rappeler, cependant, que ce principe vise essentiellement à garantir une continuité d’approvisionnement pour les ménages et les services sociaux essentiels en situation d’urgence. Ce mécanisme constitue un dernier recours, destiné uniquement à être utilisé dans des situations de pénurie gazière extrême. Bien que l’objet du règlement révisé soit d’éviter ces situations, il importe néanmoins de s’y préparer.

3. Achèvement du marché intérieur

•Réglementation affûtée et simplification

•Droits fondamentaux

4.INCIDENCE BUDGÉTAIRE

5.AUTRES ÉLÉMENTS

•Plans de mise en œuvre et modalités de surveillance, d’évaluation et d’information

•Documents explicatifs (pour les directives)

•Explication détaillée des différentes dispositions de la proposition

2016/0030 (COD)

Proposition de

RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) n° 994/2010

(Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)

LE PARLEMENT EUROPÉEN ET LE CONSEIL DE L’UNION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et notamment son article 194,

vu la proposition de la Commission européenne,

après transmission du projet d’acte législatif aux parlements nationaux,

vu l’avis du Comité économique et social européen 11 ,

vu l’avis du Comité des régions 12 ,

statuant conformément à la procédure législative ordinaire,

considérant ce qui suit:

(1)Le gaz naturel (ci-après dénommé «gaz») reste un élément essentiel de l’approvisionnement énergétique de l’Union. Une proportion considérable de ce gaz est importée dans l’Union en provenance de pays tiers.

(2)Une rupture majeure de l’approvisionnement en gaz peut affecter tous les États membres, l’Union dans son ensemble et les parties contractantes au traité instituant la Communauté de l’énergie, signé à Athènes le 25 octobre 2005. Elle peut aussi nuire gravement à l’économie de l’Union et avoir des répercussions sociales majeures, notamment sur les catégories de clients vulnérables.

(3)Le présent règlement vise à faire en sorte que toutes les mesures nécessaires soient prises pour assurer la continuité de l’approvisionnement en gaz dans l’ensemble de l’Union, notamment pour les clients protégés, en cas de conditions climatiques difficiles ou de ruptures de l’approvisionnement en gaz. Ces objectifs devraient être atteints en recourant aux mesures présentant le meilleur rapport coût-efficacité, et d’une manière qui n’entraîne pas de distorsion des marchés de l’énergie.

(4)Le règlement (UE) no 994/2010 du Parlement européen et du Conseil du 20 octobre 2010 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz a déjà nettement amélioré la situation de l’Union, du point de vue tant de sa préparation à une éventuelle rupture d’approvisionnement que de sa capacité à en atténuer les effets. Les États membres sont mieux préparés à affronter une crise de l’approvisionnement, à présent qu’ils sont tenus d’établir des plans comportant des mesures préventives et des mesures d’urgence, et ils sont mieux protégés du fait qu’ils ont dû se plier à un certain nombre d’obligations en ce qui concerne la capacité des infrastructures et l’approvisionnement en gaz. Cependant, le rapport sur la mise en œuvre du règlement (UE) no 994/2010 d’octobre 2014 a mis en évidence des domaines dans lesquels des améliorations dudit règlement pourraient renforcer encore la sécurité d’approvisionnement de l’Union.

(5)La communication de la Commission sur la résilience à court terme du système gazier européen, publiée en octobre 2014 13 , a analysé les effets d’une rupture partielle ou totale des livraisons de gaz en provenance de la Russie, et a conclu que des approches purement nationales ne sont pas très efficaces en cas de perturbation grave, du fait de leur champ d’application, qui est par définition limité. Ce test de résistance a démontré à quel point une approche plus coopérative entre les États membres pourrait considérablement réduire les effets de scénarios de perturbation majeure dans les États membres les plus vulnérables.

(6)La communication de la Commission intitulée «Cadre stratégique pour une union de l’énergie résiliente, dotée d’une politique clairvoyante en matière de changement climatique» 14 de février 2015 souligne le fait que l’union de l’énergie repose sur la solidarité et la confiance, qui sont des éléments indispensables à la sécurité énergétique. Le présent règlement devrait viser à stimuler la solidarité et la confiance entre les États membres et devrait mettre en place les mesures requises pour y parvenir, facilitant ainsi la mise en œuvre de l’union de l’énergie.

(7)Un marché intérieur du gaz au fonctionnement efficace constitue la meilleure garantie pour assurer la sécurité de l’approvisionnement énergétique dans l’ensemble de l’Union et pour réduire les risques encourus par chaque État membre face aux effets néfastes des ruptures d’approvisionnement. Lorsque la sécurité d’approvisionnement d’un État membre est menacée, il existe un risque que les mesures élaborées unilatéralement par cet État membre compromettent le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz et nuisent à l’approvisionnement en gaz des clients dans d’autres États membres. Pour permettre au marché intérieur du gaz de fonctionner même en cas de déficit d’approvisionnement, la réaction aux crises d’approvisionnement doit être coordonnée et solidaire, tant au niveau de l’action préventive que de la réaction à des ruptures concrètes d’approvisionnement.

(8)Jusqu’ici, les possibilités que recèle la coopération régionale pour mettre en œuvre des mesures plus efficaces et moins coûteuses n’ont pas été pleinement exploitées. Il s’agit non seulement de mieux coordonner les actions nationales d’atténuation en situation d’urgence, mais également les actions préventives nationales, telles que le stockage national ou les politiques concernant le gaz naturel liquéfié (GNL), qui peuvent être d’une importance stratégique dans certaines régions.

(9)Dans un esprit de solidarité, la coopération régionale associant à la fois les autorités publiques et les entreprises de gaz naturel devrait être le principe directeur du présent règlement, afin d’inventorier les risques pertinents dans chaque région et d’optimiser les avantages de mesures coordonnées visant à les atténuer, et de mettre en œuvre les mesures présentant le meilleur rapport coût-efficacité pour les consommateurs de l’Union.

(10)Certains clients, notamment les ménages et les clients fournissant des services sociaux essentiels, sont particulièrement vulnérables et peuvent avoir besoin d’une protection sociale. Une définition de ces clients protégés ne devrait pas entrer en conflit avec les mécanismes de solidarité de l’Union.

(11)La responsabilité de la sécurité de l’approvisionnement en gaz devrait être partagée par les entreprises de gaz naturel, les États membres agissant par l’intermédiaire de leurs autorités compétentes, et la Commission, dans le cadre de leurs compétences respectives. Cette responsabilité partagée nécessite une coopération très étroite entre ces parties. Toutefois, les clients qui consomment du gaz pour la production d’électricité ou à des fins industrielles peuvent également avoir un rôle important à jouer en matière de sécurité de l’approvisionnement en gaz, étant donné qu’ils peuvent réagir à une crise au moyen de mesures axées sur la demande, telles que les contrats interruptibles et le changement de combustible, qui peuvent avoir une incidence immédiate sur l’équilibre offre/demande.

(12)Comme le prévoit la directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil 15 , les autorités compétentes devraient coopérer étroitement avec les autres autorités nationales concernées, en particulier les autorités de régulation nationales, dans l’exécution des tâches spécifiées dans le présent règlement.

(13)Les normes relatives aux infrastructures devraient obliger les États membres à maintenir un niveau minimal d’infrastructures, propre à assurer une certaine redondance dans le système en cas de défaillance de la plus grande infrastructure. Étant donné qu’une analyse par référence à l’indicateur N-1 constitue une approche fondée exclusivement sur les capacités, les résultats de cette analyse devraient être complétés par une analyse détaillée couvrant également les flux de gaz.

(14)Le règlement (UE) no 994/2010 impose aux gestionnaires de réseau de transport de mettre en place une capacité bidirectionnelle permanente sur toutes les interconnexions transfrontalières, sauf si une dérogation à cette obligation a été accordée. Il vise à faire en sorte que les avantages potentiels d’une capacité bidirectionnelle permanente soient toujours pris en compte lors de la planification d’une nouvelle interconnexion. Toutefois, une capacité bidirectionnelle peut être utilisée pour fournir du gaz aussi bien à l’État membre voisin qu’à d’autres États sur le parcours du corridor d’approvisionnement gazier. Il convient donc d’envisager les avantages qu’offre la mise en place d’une capacité bidirectionnelle permanente pour la sécurité d’approvisionnement dans une perspective plus large, dans un esprit de solidarité et de coopération renforcée. Lorsqu’on envisage la mise en place d’une capacité bidirectionnelle, il y a donc lieu de procéder à une analyse coûts-avantages tenant compte de la totalité du corridor de transport. Les autorités compétentes devraient par conséquent être tenues de réexaminer les dérogations accordées au titre du règlement (UE) no 994/2010 sur la base des résultats des évaluations régionales des risques.

(15)La directive 2008/114/CE du Conseil 16 énonce un processus dont le but est de renforcer la sécurité des infrastructures critiques européennes désignées, dont certaines infrastructures gazières, dans l’Union. Avec le présent règlement, la directive 2008/114/CE contribue à la réalisation d’une approche globale de la sécurité énergétique de l’Union.

(16)Le règlement établit des normes de sécurité d’approvisionnement suffisamment harmonisées et couvrant au moins une situation équivalente à celle de janvier 2009, où l’approvisionnement en gaz en provenance de Russie a été interrompu. Ces normes tiennent compte des différences entre États membres, des obligations de service public et des mesures de protection des consommateurs visées à l’article 3 de la directive 2009/73/CE. Les normes de sécurité d’approvisionnement devraient être stables, de manière à assurer la sécurité juridique nécessaire; elles devraient être clairement définies et éviter d’imposer des charges excessives et disproportionnées aux entreprises de gaz naturel. Elles devraient également garantir une égalité d’accès aux clients nationaux pour les entreprises de gaz naturel de l’Union.

(17)Une approche régionale de l’évaluation des risques ainsi que de la définition et de l’adoption des mesures de prévention et d’atténuation permet de coordonner les efforts, apportant ainsi des avantages considérables du point de vue de l’efficacité des mesures et de l’optimisation des ressources. Cela vaut notamment pour les mesures conçues pour garantir la continuité de l’approvisionnement, dans des conditions particulièrement difficiles, des clients protégés, et pour les mesures visant à atténuer l’impact d’une urgence. Une évaluation des risques corrélés au niveau régional, à la fois plus complète et plus précise, fera en sorte que les États membres soient mieux préparés à des crises éventuelles. En outre, en cas d’urgence, une approche coordonnée et convenue d’avance de la sécurité d’approvisionnement garantit une réponse cohérente et réduit le risque de retombées négatives que des mesures purement nationales pourraient avoir dans les États membres voisins.

(18)Il convient de définir les régions, dans la mesure du possible, sur la base des structures de coopération régionale existantes établies par les États membres et la Commission, notamment les groupes régionaux mis en place dans le cadre du règlement (UE) no 347/2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes 17 (règlement RTE-E). Toutefois, étant donné que le présent règlement et le règlement RTE-E ont des objectifs différents, la conception et la taille des groupes régionaux constitués dans leur cadre respectif peuvent être différentes.

(19)Aux fins du présent règlement, les critères suivants devraient donc être pris en compte pour la définition des groupes régionaux: les modèles d’approvisionnement, les interconnexions et la capacité d’interconnexion entre États membres existantes et prévues, le développement et la maturité du marché, les structures de coopération régionale existantes et le nombre d’États membres dans une région, qui devrait rester limité pour faire en sorte que le groupe reste d’une taille gérable.

(20)Afin de rendre possible la coopération régionale, les États membres devraient mettre en place un mécanisme de coopération au sein de chaque région. Un tel mécanisme devrait être élaboré suffisamment à temps pour permettre la réalisation de l’évaluation des risques et l’établissement de plans valables au niveau régional. Les États membres sont libres de se mettre d’accord sur un mécanisme de coopération qui corresponde le mieux aux besoins d’une région donnée. La Commission devrait jouer un rôle de facilitateur dans le processus global et partager les bonnes pratiques afin d’organiser la coopération régionale, telles que la rotation du rôle de coordination au sein de la région pour l’élaboration des différents documents, ou la création d’organes spécialisés. En l’absence d’accord sur le mécanisme de coopération, la Commission peut proposer un mécanisme de coopération approprié pour une région donnée.

(21)Lorsqu’elles procèdent à une évaluation globale des risques au niveau régional, les autorités compétentes devraient évaluer les risques naturels, technologiques, commerciaux, financiers, sociaux, politiques et liés au marché, ainsi que tout autre risque pertinent, y compris, le cas échéant, l’interruption des livraisons en provenance du plus gros fournisseur. Tous les risques devraient être traités par des mesures efficaces, proportionnées et non discriminatoires, à définir dans le plan d’action préventif et le plan d’urgence. Les résultats des évaluations des risques devraient aussi contribuer aux évaluations des risques complètes prévues à l’article 6 de la décision no 1313/2013/UE 18 .

(22)Pour contribuer aux évaluations des risques, le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport de gaz («ENTSO pour le gaz») devrait, en concertation avec le groupe de coordination pour le gaz et avec le réseau européen des gestionnaires de réseau de transport d’électricité (ENTSO-E), effectuer des simulations à l’échelle de l’Union, comparables aux tests de résistance réalisés en 2014.

(23)Afin de garantir un état de préparation maximale, d’éviter ainsi une rupture d’approvisionnement et d’en atténuer les effets pour le cas où elle se produirait malgré tout, les autorités compétentes d’une région donnée doivent établir des plans d’action préventifs et des plans d’urgence, après consultation des parties prenantes. Les plans régionaux devraient prendre en compte les particularités de chaque État membre. Ils devraient également définir clairement les rôles et les responsabilités des entreprises de gaz naturel et des autorités compétentes. Les mesures nationales à élaborer devraient pleinement tenir compte des mesures régionales prévues dans le plan d’action préventif et le plan d’urgence. Elles devraient également être conçues pour traiter les risques nationaux d’une façon qui tire pleinement parti des possibilités offertes par la coopération régionale. Les plans devraient être par nature techniques et opérationnels, leur fonction étant de contribuer à prévenir l’occurrence ou l’intensification d’une situation d’urgence et d’en atténuer les effets. Les plans devraient prendre en compte la sécurité des réseaux d’électricité et être cohérents avec les outils de planification stratégique et de production de rapports de l’union de l’énergie.

(24)Les rôles et les responsabilités de toutes les entreprises de gaz naturel et autorités compétentes devraient donc être définis de manière précise afin d’assurer le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz, en particulier en cas de rupture d’approvisionnement et de crise. Ces rôles et responsabilités devraient être définis de façon à garantir le respect d’une approche à trois niveaux qui impliquerait d’abord les entreprises de gaz naturel concernées et l’industrie, puis les États membres au plan soit national, soit régional, et enfin l’Union européenne. Le présent règlement devrait permettre aux entreprises de gaz naturel et aux clients de s’appuyer sur les mécanismes du marché aussi longtemps que possible lorsqu’ils sont confrontés à des ruptures d’approvisionnement. Toutefois, il devrait également prévoir des mécanismes à mettre en œuvre lorsque les marchés ne sont plus à eux seuls en mesure de faire face de manière appropriée à une rupture de l’approvisionnement en gaz.

(25)En cas de crise d’approvisionnement, les acteurs du marché devraient avoir une latitude suffisante pour réagir à la situation au moyen de mesures fondées sur le marché. Lorsque les mesures liées au marché ont été épuisées et qu’elles restent insuffisantes, les États membres et leurs autorités compétentes devraient prendre des mesures afin d’éliminer ou d’atténuer l’impact de la crise d’approvisionnement.

(26)Lorsque les États membres prévoient de prendre des mesures non fondées sur le marché, celles-ci devraient être accompagnées d’une description de leur impact économique. Les clients disposent ainsi des informations dont ils ont besoin concernant le coût de ces mesures, dont la transparence est ainsi garantie, en particulier en ce qui concerne leur part dans le prix du gaz.

(27)En mars 2015, le Conseil européen a appelé à évaluer les options envisageables pour un mécanisme d’agrégation volontaire de la demande, dans le plein respect des règles de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) et de celles de l’Union en matière de concurrence. Cela permettrait aux États membres et aux entreprises de gaz naturel d’explorer les avantages potentiels de l’achat collectif de gaz naturel pour pallier des situations de pénurie dans le respect de ces règles.

(28)Des mesures axées sur la demande, telles que le changement de combustible ou la réduction de l’approvisionnement en gaz des gros consommateurs industriels selon un ordre économiquement efficace peuvent jouer un rôle précieux dans la sécurité énergétique si elles peuvent être appliquées rapidement et réduire la demande de façon appréciable afin de répondre à une rupture d’approvisionnement. Il convient de faire davantage pour promouvoir l’utilisation efficace de l’énergie, en particulier lorsque des mesures axées sur la demande sont nécessaires. L’impact environnemental de toute mesure axée sur la demande ou l’offre doit être pris en compte, la préférence devant aller autant que possible aux mesures ayant le plus faible impact sur l’environnement. Parallèlement, la sécurité de l’approvisionnement et la compétitivité doivent être prises en considération.

(29)Lorsqu’elles établissent et mettent en œuvre le plan d’action préventif et le plan d’urgence, les autorités compétentes devraient tenir compte à tout moment de la sûreté de fonctionnement du réseau gazier aux niveaux régional et national. Elles doivent déterminer et énoncer dans ces plans les contraintes techniques affectant le fonctionnement du réseau, notamment les motifs techniques et de sécurité en faveur de la réduction des flux en cas d’urgence.

(30)Certaines régions de l’Union sont approvisionnées en gaz à faible valeur calorifique. Compte tenu de ses caractéristiques, le gaz à faible valeur calorifique ne peut être utilisé dans des équipements conçus pour du gaz à haute valeur calorifique. En revanche, il est possible d’utiliser du gaz à haute valeur calorifique dans des équipements conçus pour du gaz à faible valeur calorifique, pour autant qu’il ait été converti en gaz à faible valeur calorifique, par exemple par ajout d’azote. Les spécificités du gaz à faible valeur calorifique devraient être prises en considération aux niveaux national et régional et devraient être prises en compte dans l’évaluation des risques, dans les plans d’action préventifs et dans les plans d’urgence.

(31)Il est nécessaire de veiller à la prévisibilité de l’action à mettre en œuvre en situation d’urgence, permettant ainsi à tous les acteurs du marché de réagir et aussi de se préparer à ce type de situations. En règle générale, les autorités compétentes devraient se conformer à leur plan d’urgence. Dans des circonstances exceptionnelles, dûment justifiées, elles devraient être autorisées à prendre des mesures s’écartant de ces plans. Il importe également de rendre plus transparentes et prévisibles les modalités d’annonce des urgences. Les informations sur la position d’équilibrage du réseau (la situation globale sur le réseau de transport), dont le cadre est défini dans le règlement (UE) no 312/2014 de la Commission 19 , peuvent jouer un rôle important à cet égard. Ces informations devraient, en temps réel, être à la disposition des autorités compétentes et des autorités de régulation nationales, si ces dernières ne sont pas l’autorité compétente.

(32)Les plans d’action préventifs et les plans d’urgence devraient être régulièrement mis à jour et publiés. Ils devraient faire l’objet d’un examen par les pairs. Le processus d’examen par les pairs permet de repérer à un stade précoce les incohérences et les mesures qui pourraient menacer la sécurité de l’approvisionnement d’autres États membres, et de veiller de ce fait à la cohérence d’ensemble des plans élaborés dans les différentes régions. Il permet également aux États membres d’échanger leurs meilleures pratiques.

(33)Afin que les plans d’urgence soient toujours actualisés et effectifs, les États membres devraient effectuer des essais entre les mises à jour des plans, en simulant les scénarios à impact élevé et moyen et les réactions en temps réel. Les autorités compétentes devraient présenter les résultats des essais au groupe de coordination pour le gaz.

(34)Des modèles complets obligatoires comprenant tous les risques à prendre en considération dans l’évaluation des risques et toutes les composantes des plans d’action préventifs et des plans d’urgence sont nécessaires pour faciliter l’évaluation des risques et l’élaboration des plans, ainsi que leur examen par des pairs et leur évaluation par la Commission.

(35)Afin de faciliter la communication entre les États membres et la Commission, les évaluations des risques, les plans d’action préventifs, les plans d’urgence et tous les autres échanges de documents et d’informations prévus par le présent règlement doivent être notifiés à l’aide d’un système de notification électronique normalisé.

(36)Comme l’a démontré le test de résistance d’octobre 2014, la solidarité est nécessaire pour garantir la sécurité de l’approvisionnement dans toute l’Union et pour maintenir les coûts globaux aussi bas que possible. Lorsqu’une situation d’urgence est déclarée dans un État membre, une approche en deux étapes devrait être suivie afin de renforcer la solidarité. En premier lieu, tous les États membres qui ont instauré des normes d’approvisionnement d’un niveau plus élevé devraient les ramener aux valeurs par défaut afin d’améliorer la liquidité du marché gazier. En second lieu, en cas d’échec de la première étape pour assurer l’approvisionnement nécessaire, d’autres mesures de la part des États membres voisins, même s’ils ne se trouvent pas en situation d’urgence, devraient être déclenchées afin d’assurer l’approvisionnement des ménages, des services sociaux essentiels et des installations de chauffage urbain dans l’État membre qui connaît une urgence. Les États membres devraient déterminer et décrire en détail ces mesures de solidarité dans leurs plans d’urgence, et prévoir une indemnisation juste et équitable des entreprises de gaz naturel.

(37)La solidarité européenne devrait également consister, au besoin, en une assistance de protection civile fournie par l’Union et ses États membres. Cette assistance devrait être facilitée et coordonnée par le mécanisme de protection civile de l’Union établi par la décision no 1313/2013/UE du Parlement européen et du Conseil 20 qui vise à renforcer la coopération entre l’Union et les États membres et à faciliter la coordination dans le domaine de la protection civile en vue de rendre plus efficaces les systèmes de prévention, de préparation et de réaction en cas de catastrophes naturelles ou d’origine humaine.

(38)Pour évaluer la situation concernant la sécurité de l’approvisionnement dans un État membre, une région ou l’Union, l’accès aux informations pertinentes est essentiel. En particulier, les États membres et la Commission ont besoin d’avoir un accès régulier aux informations provenant des entreprises de gaz naturel en ce qui concerne les principaux paramètres de l’approvisionnement en gaz, qui constituent des données de base aux fins de la conception des politiques en matière de sécurité de l’approvisionnement. Dans des circonstances dûment justifiées, qu’une situation d’urgence ait été déclarée ou non, il devrait être possible d’accéder à des informations supplémentaires nécessaires pour évaluer la situation d’ensemble concernant l’approvisionnement en gaz. Ces informations complémentaires seraient typiquement des données relatives aux livraisons de gaz, sans lien avec les prix, par exemple les volumes minimaux et maximaux, les points de livraison ou les marges d’approvisionnement. Elles pourraient par exemple être demandées en cas de modification du modèle d’approvisionnement en gaz d’un ou de plusieurs acheteurs donnés dans un État membre qui ne serait pas attendue si les marchés fonctionnaient normalement, et qui pourrait affecter l’approvisionnement en gaz de tout ou partie de l’Union.

(39)En mars 2015, le Conseil européen a conclu que les contrats de fourniture gazière avec des fournisseurs de pays tiers devraient être rendus plus transparents et compatibles avec les dispositions de l’Union en matière de sécurité énergétique. Dans ce contexte, un mécanisme efficace et ciblé pour l’accès des États membres aux contrats de fourniture gazière devrait garantir une évaluation complète des risques pertinents pouvant entraîner une rupture d’approvisionnement ou interférer avec les mesures d’atténuation nécessaires pour le cas où une crise surviendrait malgré tout. Dans le cadre de ce mécanisme, certains contrats clés de fourniture de gaz devraient être automatiquement notifiés aux États membres immédiatement après leur conclusion. Il convient cependant que toute obligation de notifier automatiquement un contrat soit proportionnée. L’instauration de cette obligation pour les contrats entre un fournisseur et un acheteur couvrant 40 % du marché national constitue un bon équilibre en termes d’efficacité administrative et fixe des obligations claires pour les acteurs du marché. Cela ne signifie pas que les autres contrats de fourniture gazière ne jouent aucun rôle dans la sécurité de l’approvisionnement. De ce fait, les États membres devraient avoir le droit d’imposer cette obligation pour d’autres contrats susceptibles d’affecter la sécurité de l’approvisionnement d’un État membre, d’une région ou de l’ensemble de l’Union. La Commission devrait bénéficier des mêmes conditions d’accès aux contrats de fourniture que les États membres, étant donné son rôle dans l’évaluation de la cohérence et de l’efficacité des plans d’action préventifs et des plans d’urgence face aux risques pour la sécurité de l’approvisionnement aux niveaux régional, national et de l’UE. La Commission peut inviter les États membres à modifier les plans afin de tenir compte des informations tirées des contrats. La confidentialité des informations commercialement sensibles devrait être préservée. L’accès accru de la Commission aux informations relatives aux contrats commerciaux ne devrait pas affecter la surveillance permanente qu’elle exerce sur le marché du gaz, et elle devrait intervenir si des violations du droit de l’Union sont constatées. Les dispositions du présent règlement devraient être sans préjudice du droit, pour la Commission, d’engager des procédures d’infraction conformément à l’article 258 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne (TFUE) et de faire appliquer les règles relatives à la concurrence, notamment en matière d’aides d’État.

(40)Le groupe de coordination pour le gaz devrait faire office de conseiller de la Commission afin de l’aider à coordonner les mesures concernant la sécurité de l’approvisionnement en situation d’urgence dans l’Union. Il devrait également contrôler l’adéquation et le caractère approprié des mesures prises en application du présent règlement, notamment la cohérence des plans d’action préventifs et des plans d’urgence établis par les différentes régions et examinés par les pairs.

(41)L’un des objectifs de l’Union est de renforcer la Communauté de l’énergie, en vue d’assurer une mise en œuvre effective de l’acquis de l’Union dans le domaine de l’énergie, de provoquer des réformes des marchés de l’énergie, ainsi que d’encourager les investissements dans le secteur de l’énergie par une intégration plus étroite des marchés énergétiques de l’Union et de la Communauté de l’énergie. Cela passe aussi par la mise en place d’un socle commun de gestion des crises, en proposant des plans d’action préventifs et des plans d’urgence au niveau régional qui incluraient les parties contractantes de la Communauté de l’énergie. En outre, la communication de la Commission sur la résilience à court terme du système gazier européen d’octobre 2014 évoque la nécessité d’appliquer les règles du marché intérieur de l’énergie aux flux énergétiques entre les États membres de l’Union et les parties contractantes de la Communauté de l’énergie. À cet égard, pour assurer une gestion efficace des crises aux frontières entre les États membres de l’Union et les parties contractantes, les arrangements nécessaires devraient être pris à la suite de l’adoption d’un acte conjoint, de sorte qu’une coopération spécifique pourra être établie avec toute partie contractante de la Communauté de l’énergie une fois que les dispositions de réciprocité requises auront été mises en place.

(42)Les approvisionnements gaziers en provenance de pays tiers étant essentiels pour la sécurité de l’approvisionnement en gaz de l’Union, il convient que la Commission coordonne l’action à l’égard des pays tiers, travaille avec les pays fournisseurs et de transit sur des arrangements permettant de faire face aux situations de crise et de garantir un flux de gaz stable à destination de l’Union. La Commission devrait donc être habilitée à mettre en place une task force pour surveiller, en situation de crise, les flux de gaz à destination de l’Union, en consultation avec les pays tiers concernés et, lorsqu’une crise résulte de difficultés avec un pays tiers, à faire office de médiateur et de conciliateur.

(43)Lorsqu’il existe des informations fiables faisant état d’une situation en dehors de l’Union qui menace la sécurité de l’approvisionnement d’un ou plusieurs États membres et qui peut déclencher un mécanisme d’alerte précoce impliquant l’Union et un pays tiers, la Commission devrait informer sans délai le groupe de coordination pour le gaz et l’Union devrait prendre des mesures appropriées pour tenter de remédier à cette situation.

(44)Les États membres agissant pour leur propre compte ne peuvent réaliser de manière satisfaisante l’objectif du présent règlement, à savoir garantir un approvisionnement gazier sûr dans l’ensemble de l’Union. Étant donné l’ampleur et les effets de l’action requise, elle sera mieux réalisée à l’échelon de l’Union. L’Union peut donc arrêter des mesures, conformément au principe de subsidiarité énoncé à l’article 5 du traité sur l’Union européenne. Conformément au principe de proportionnalité énoncé audit article, le présent règlement n’excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre cet objectif.

(45)Afin de permettre une réponse rapide de l’Union en fonction de l’évolution des circonstances concernant la sécurité de l’approvisionnement en gaz, il convient de déléguer à la Commission le pouvoir d’adopter des actes conformément à l’article 290 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne en ce qui concerne la modification des régions et des modèles pour l’évaluation des risques et les plans. Il importe en particulier que la Commission procède aux consultations appropriées au cours de ses travaux préparatoires, y compris à l’échelon des experts. Elle devrait également, aux fins de la préparation et de l’établissement des actes délégués, veiller à ce que les documents pertinents soient envoyés simultanément au Parlement européen et au Conseil, en temps utile et de manière appropriée.

(46)Il y a lieu d’abroger le règlement (UE) n° 994/2010. Afin d’assurer la continuité, les plans d’action préventifs et les plans d’urgence établis en application du règlement (CE) no 994/2010 devraient rester en vigueur jusqu’à l’adoption initiale des nouveaux plans d’action préventifs et plans d’urgence établis en application du présent règlement,

ONT ADOPTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

Article premier
Objet

Le présent règlement établit des dispositions visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz en assurant le fonctionnement correct et continu du marché intérieur du gaz naturel («gaz»), en autorisant la mise en œuvre de mesures exceptionnelles lorsque le marché ne peut plus assurer la livraison des volumes de gaz requis et en instaurant une définition et une répartition claires des responsabilités entre les entreprises de gaz naturel, les États membres et l’Union en ce qui concerne l’action préventive et la réaction à des situations concrètes de rupture de l’approvisionnement. Le présent règlement prévoit également des mécanismes transparents, dans un esprit de solidarité, pour la coordination de la préparation aux situations d’urgence et de la réaction face à ces situations à l’échelon des États membres, des régions et de l’Union.

Article 2
Définitions

Aux fins du présent règlement, les définitions figurant à l’article 2 de la directive 2009/73/CE 21 et à l’article 2 du règlement (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil 22 s’appliquent.

En outre, on entend par:

(1)«client protégé», un client résidentiel raccordé à un réseau de distribution de gaz et, en outre, lorsque l’État membre concerné le décide, une ou plusieurs des entités suivantes:

(a)une petite ou moyenne entreprise, pour autant qu’elle soit raccordée à un réseau de distribution de gaz, ou un service social essentiel, pour autant qu’il soit raccordé à un réseau de distribution ou de transport de gaz, et pour autant que ces entreprises ou services ne représentent pas conjointement plus de 20 % de la consommation finale totale de gaz dans cet État membre;

(b)une installation de chauffage urbain, dans la mesure où elle livre du chauffage à des clients résidentiels ou à des entreprises ou services visés au point a), pour autant que cette installation ne soit pas en mesure de passer à d’autres combustibles et soit raccordée à un réseau de distribution ou de transport de gaz;

(2)«service social essentiel», un service de soins de santé, d’urgence ou de sécurité;

(3)«autorité de régulation nationale», une autorité de régulation nationale désignée conformément à l’article 39, paragraphe 1, de la directive 2009/73/CE.

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

1.La sécurité de l’approvisionnement en gaz est une responsabilité partagée des entreprises de gaz naturel, des États membres, notamment par l’intermédiaire de leurs autorités compétentes, et de la Commission, dans leurs domaines d’activité et de compétence respectifs.

2.Chaque État membre désigne une autorité gouvernementale nationale ou une autorité de régulation nationale comme autorité compétente chargée de veiller à la mise en œuvre des mesures prévues dans le présent règlement. Les autorités compétentes coopèrent entre elles aux fins de la mise en œuvre du présent règlement. Les États membres peuvent autoriser l’autorité compétente à déléguer à d’autres organismes des tâches spécifiques énoncées dans le présent règlement. Les tâches déléguées sont exécutées sous le contrôle de l’autorité compétente et sont spécifiées dans les plans visés à l’article 7. La déclaration d’un des niveaux de crise visés à l’article 10, paragraphe 1 ne peut être déléguée qu’à une autorité publique.

3.Chaque État membre notifie sans délai à la Commission le nom de l’autorité compétente et tout changement y afférent. Chaque État membre rend public le nom de l’autorité compétente.

4.Aux fins de la mise en œuvre des mesures prévues dans le présent règlement, l’autorité compétente établit les rôles et responsabilités des différents acteurs de façon à garantir le respect d’une approche à trois niveaux impliquant d’abord les entreprises de gaz naturel concernées et l’industrie, puis les États membres, au plan soit national, soit régional, et enfin l’Union européenne.

5.La Commission, le cas échéant, coordonne l’action des autorités compétentes aux niveaux régional ou de l’Union, comme prévu dans le présent règlement, notamment dans le cadre du groupe de coordination pour le gaz visé à l’article 14 ou du groupe de gestion de crise visé à l’article 11, paragraphe 4, en particulier en cas d’urgence régionale ou à l’échelon de l’Union telle que définie à l’article 11, paragraphe 1.

6.Les mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement prévues dans les plans d’action préventifs et dans les plans d’urgence sont clairement définies, transparentes, proportionnées, non discriminatoires et vérifiables, ne faussent pas indûment la concurrence ni le fonctionnement du marché intérieur du gaz, ni ne menacent la sécurité de l’approvisionnement en gaz d’autres États membres ou de l’Union dans son ensemble.

7.La composition des régions aux fins de la coopération régionale telle que prévue dans le présent règlement se fonde sur les critères suivants:

(a)proximité géographique;

(b)interconnexions et capacité d’interconnexion existantes et prévues entre États membres, ainsi que les modèles d’approvisionnement;

(c)possibilité de regrouper les ressources et d’équilibrer les risques pour la sécurité de l’approvisionnement sur l’ensemble d’une région;

(d)développement et maturité du marché;

(e)nombre d’États membres gérable dans chaque région;

(f)dans la mesure du possible, structures de coopération régionale existantes.

La liste des régions et leur composition figurent à l’annexe I.

La Commission est habilitée à adopter des actes délégués, conformément à l’article 18, afin de modifier l’annexe I sur la base des critères énoncés au premier alinéa du présent paragraphe si les circonstances justifient la modification d’une région.

Article 4
Normes relatives aux infrastructures

1.Chaque État membre ou, lorsqu’un État membre le prévoit, l’autorité compétente, veille à ce que les mesures nécessaires soient prises de façon qu’en cas de défaillance de la plus grande infrastructure gazière, la capacité technique des infrastructures restantes, déterminée selon la formule N-1 indiquée à l’annexe II, point 2, soient capables, sans préjudice du paragraphe 2 du présent article, de satisfaire la demande totale de gaz de la zone couverte pendant une journée de demande exceptionnellement élevée se produisant avec une probabilité statistique d’une fois en vingt ans. Cette disposition est sans préjudice de la responsabilité des gestionnaires de réseau de procéder aux investissements correspondants et des obligations des gestionnaires de réseau de transport établies dans la directive 2009/73/CE et dans le règlement (CE) no 715/2009.

2.L’obligation de veiller à ce que les infrastructures restantes aient la capacité technique de satisfaire la demande totale de gaz telle que visée au paragraphe 1 est également réputée remplie lorsque l’autorité compétente démontre dans le plan d’action préventif qu’une rupture d’approvisionnement peut être compensée suffisamment et en temps utile par des mesures axées sur la demande appropriées et fondées sur le marché. À cet effet, la formule prévue au point 4 de l’annexe II est utilisée.

3.Le cas échéant, en fonction de l’évaluation des risques visée à l’article 6, les autorités compétentes des États membres voisins peuvent convenir de s’acquitter conjointement de l’obligation énoncée au paragraphe 1 du présent article. En pareil cas, les autorités compétentes prévoient, dans le plan d’action préventif, le calcul de la formule N-1 en l’accompagnant d’une explication des modalités d’exécution de cette obligation dans le cadre des arrangements convenus. Le point de 5 de l’annexe II s’applique.

4.Les gestionnaires de réseau de transport mettent en place une capacité physique permanente de transport du gaz dans les deux directions («capacité bidirectionnelle») sur toutes les interconnexions entre États membres, sauf:

(a)dans le cas des interconnexions vers des installations de production, des installations GNL et des réseaux de distribution; ou

(b)lorsqu’une dérogation à cette obligation a été accordée.

Aux fins de la procédure de mise en place ou de renforcement d’une capacité bidirectionnelle sur une interconnexion ou pour obtenir ou prolonger une dérogation à cette obligation, l’annexe III s’applique.

5.Les autorités de régulation nationales prennent en compte les coûts encourus pour respecter de manière efficiente l’obligation visée au paragraphe 1 et les coûts de la mise en place de la capacité bidirectionnelle permanente, de manière à accorder le bénéfice de mesures incitatives appropriées lors de la fixation ou de l’approbation, de manière transparente et détaillée, des tarifs ou des méthodes, conformément à l’article 41, paragraphe 8, de la directive 2009/73/CE et à l’article 13 du règlement (CE) no 715/2009.

6.Dans la mesure où un investissement destiné à mettre en place ou à renforcer une capacité bidirectionnelle ne répond pas à un besoin du marché, et lorsque cet investissement implique des coûts dans plusieurs États membres, ou dans un État membre au bénéfice d’un ou de plusieurs autres États membres, les autorités de régulation nationales de tous les États membres concernés décident ensemble de la répartition des coûts avant qu’une décision d’investissement ne soit prise. La répartition des coûts tient compte, en particulier, de la proportion des avantages que les investissements dans les infrastructures procurent à l’accroissement de la sécurité de l’approvisionnement des États membres concernés.

7.L’autorité compétente veille à ce que toute nouvelle infrastructure de transport contribue à la sécurité de l’approvisionnement grâce au développement d’un réseau bien connecté, y compris, le cas échéant, au moyen d’un nombre suffisant de points d’entrée et de sortie transfrontaliers, conformément à la demande du marché et aux risques identifiés. Les autorités compétentes déterminent, dans l’évaluation des risques, s’il existe des goulets d’étranglement internes et si les capacités d’entrée et les infrastructures nationales, en particulier les réseaux de transport, sont capables d’adapter les flux nationaux et transfrontaliers de gaz au scénario de défaillance de la plus grande infrastructure gazière d’intérêt commun de la région identifiée dans l’évaluation des risques.

8.Le Luxembourg, la Slovénie et la Suède, par dérogation, ne sont pas liés par l’obligation visée au paragraphe 1 du présent article mais s’efforcent de s’y conformer, tout en assurant l’approvisionnement en gaz des clients protégés conformément à l’article 5. Cette dérogation s’applique aussi longtemps que:

(a)dans le cas du Luxembourg: ce pays a au moins deux interconnexions avec d’autres États membres, au moins deux sources d’approvisionnement différentes et aucune installation de stockage du gaz sur son territoire;

(b)dans le cas de la Slovénie: ce pays a au moins deux interconnexions avec d’autres États membres, au moins deux sources d’approvisionnement différentes et aucune installation de stockage de gaz ou une installation GNL sur son territoire;

(c)dans le cas de la Suède: ce pays n’assure aucun transit de gaz vers d’autres États membres sur son territoire, sa consommation intérieure brute annuelle de gaz est inférieure à 2 Mtep et moins de 5 % de sa consommation totale d’énergie primaire provient du gaz.

Le Luxembourg, la Slovénie et la Suède procèdent, d’une manière transparente, détaillée et non discriminatoire, à une consultation régulière des acteurs du marché concernant les investissements dans les infrastructures et ils publient le résultat de ces consultations. Ils informent la Commission de toute évolution dans les conditions visées au premier alinéa. La dérogation établie au premier alinéa cesse de s’appliquer lorsqu’au moins une desdites conditions cesse d’être remplie.

Le 3 décembre 2018 au plus tard, le Luxembourg, la Slovénie et la Suède transmettent un rapport à la Commission décrivant la situation en ce qui concerne les conditions respectives visées au premier alinéa et les perspectives de respect de l’obligation visée au paragraphe 1, compte tenu de l’impact économique de la mise en conformité avec les normes relatives aux infrastructures, des résultats de la consultation du marché ainsi que de l’évolution du marché du gaz et des projets d’infrastructures gazières dans la région. Sur la base de ce rapport et si les conditions respectives visées au premier alinéa sont toujours réunies, la Commission peut décider que la dérogation peut continuer à s’appliquer pendant quatre années de plus. En cas de décision positive, la procédure établie au présent alinéa est répétée après quatre ans.

Article 5
Normes d’approvisionnement

1.L’autorité compétente exige que les entreprises de gaz naturel qu’elle identifie prennent les mesures visant à garantir l’approvisionnement en gaz des clients protégés de l’État membre dans les cas suivants:

(a)des températures extrêmes pendant une période de pointe de sept jours, se produisant avec une probabilité statistique d’une fois en vingt ans;

(b)une période d’au moins trente jours de demande en gaz exceptionnellement élevée, se produisant avec une probabilité statistique d’une fois en vingt ans;

(c)pendant au moins trente jours en cas de défaillance de la plus grande infrastructure gazière dans des conditions hivernales moyennes.

Au plus tard le 31 mars 2017, les États membres notifient à la Commission leur définition des clients protégés, les volumes de consommation annuelle des clients protégés et le pourcentage de la consommation finale totale annuelle de gaz qu’ils représentent dans l’État membre en cause. Lorsqu’un État membre inclut dans sa définition des clients protégés les catégories visées à l’article 2, paragraphe 1, point a) ou b), il spécifie dans la notification à la Commission les volumes de consommation de gaz correspondant aux consommateurs appartenant à ces catégories et le pourcentage que représente chacun de ces groupes de consommateurs en termes de consommation finale annuelle de gaz.

L’autorité compétente identifie les entreprises de gaz naturel visés au premier alinéa et les indique dans le plan d’action préventif. Toute nouvelle mesure envisagée pour garantir le respect des normes d’approvisionnement est conforme à la procédure établie à l’article 8, paragraphe 4.

Les États membres peuvent se conformer à l’obligation fixée au premier alinéa en substituant au gaz une autre source d’énergie dans la mesure où le même niveau de protection est assuré.

2.Toute norme d’approvisionnement renforcée d’une durée supérieure à la période de trente jours visée aux points b) et c) du paragraphe 1, ou toute obligation supplémentaire imposée pour des raisons de sécurité de l’approvisionnement en gaz, repose sur l’évaluation des risques visée à l’article 6, figure dans le plan d’action préventif et:

(a)est conforme à l’article 3, paragraphe 6;

(b)ne porte pas préjudice à la capacité de tout autre État membre d’assurer l’approvisionnement de ses clients protégés conformément au présent article en cas d’urgence au niveau national, régional ou de l’Union; et

(c)est conforme aux critères précisés à l’article 11, paragraphe 5, en cas d’urgence au niveau régional ou de l’Union.

Une justification de la conformité des mesures visées au premier alinéa avec les conditions énoncées audit alinéa est incluse dans le plan d’action préventif. En outre, toute nouvelle mesure visée au premier alinéa est conforme à la procédure établie à l’article 8, paragraphe 4.

3.Au terme des périodes définies par l’autorité compétente conformément aux paragraphes 1 et 2, ou dans des conditions plus difficiles que celles définies au paragraphe 1, les autorités compétentes et les entreprises de gaz naturel s’efforcent de maintenir l’approvisionnement en gaz, dans toute la mesure du possible, en particulier pour les clients protégés.

4.Les obligations imposées aux entreprises de gaz naturel pour le respect des normes d’approvisionnement prévues au présent article sont non discriminatoires et n’imposent pas de charge excessive à ces entreprises.

5.Les entreprises de gaz naturel sont autorisées à satisfaire à ces obligations au niveau régional ou au niveau de l’Union, le cas échéant. Les autorités compétentes n’exigent pas que les normes établies par le présent article soient respectées en tenant compte uniquement des infrastructures situées sur leur territoire.

6.Les autorités compétentes veillent à ce que les conditions d’approvisionnement des clients protégés soient établies sans nuire au fonctionnement correct du marché intérieur du gaz et à un prix respectant la valeur marchande des approvisionnements.

Article 6
Évaluation des risques

1.Les autorités compétentes de chaque région figurant sur la liste de l’annexe I effectuent conjointement une évaluation au niveau régional de tous les risques affectant la sécurité de l’approvisionnement en gaz. L’évaluation tient compte de tous les risques pertinents, tels que les risques de catastrophe naturelle, technologiques, commerciaux, financiers, sociaux, politiques et autres. L’évaluation des risques est effectuée:

(a)selon les normes spécifiées aux articles 4 et 5. L’évaluation des risques décrit le calcul de la formule N-1 au niveau national et comprend un calcul de la formule N-1 au niveau régional. L’évaluation des risques inclut également les hypothèses utilisées, notamment celles pour le calcul de la formule N-1 au niveau régional, et les données nécessaires à ce calcul. Le calcul de la formule N-1 au niveau national s’accompagne d’une simulation de la défaillance de la plus grande infrastructure selon un modèle hydraulique et selon un calcul de la formule N-1 prenant en considération un niveau de gaz dans les stockages de 30 % et de 100 % de la capacité totale;

(b)en tenant compte de toutes les circonstances nationales et régionales pertinentes, en particulier de la taille du marché, de la configuration du réseau, des flux réels, y compris les flux sortant de l’État membre concerné, de la possibilité de flux physiques de gaz dans les deux directions, y compris l’éventuelle nécessité d’un renforcement consécutif du réseau de transport, de la présence de capacités de production et de stockage et du rôle du gaz dans la palette énergétique, en particulier en ce qui concerne le chauffage urbain, la production d’électricité et les usages industriels, ainsi que de considérations de sûreté et de qualité du gaz;

(c)en élaborant plusieurs scénarios de demande exceptionnellement élevée en gaz et de rupture d’approvisionnement, compte tenu de l’historique, de la probabilité, de la saison, de la fréquence et de la durée de ces événements, et en évaluant leurs conséquences probables, par exemple:

i)la défaillance des infrastructures pertinentes pour la sécurité de l’approvisionnement, en particulier les infrastructures de transport, les stockages ou les terminaux GNL, y compris la plus grande infrastructure identifiée pour le calcul de la formule N-1, et

ii)la rupture des approvisionnements en provenance de fournisseurs de pays tiers et, le cas échéant, des risques géopolitiques;

(d)en analysant l’interaction et la corrélation des risques parmi les États membres de la région et avec d’autres États membres, selon le cas, y compris, entre autres, en ce qui concerne les interconnexions, les approvisionnements transfrontaliers, l’accès transfrontalier aux installations de stockage et la capacité bidirectionnelle;

(e)en tenant compte de la capacité maximale d’interconnexion de chaque point d’entrée et de sortie frontalier et de différents niveaux de remplissage des stockages.

2.Les autorités compétentes de chaque région s’accordent sur un mécanisme de coopération aux fins de la réalisation d’une évaluation des risques dans le délai prévu au paragraphe 5 du présent article. Les autorités compétentes font rapport au groupe de coordination pour le gaz en ce qui concerne le mécanisme de coopération convenu aux fins de l’évaluation des risques, 18 mois avant l’expiration du délai pour l’adoption de l’évaluation des risques et pour les mises à jour de l’évaluation des risques. La Commission peut jouer un rôle de facilitation globale dans la préparation de l’évaluation des risques, en particulier pour l’établissement du mécanisme de coopération. Si les autorités compétentes au sein d’une région ne parviennent pas à s’accorder sur un mécanisme de coopération, la Commission peut proposer un mécanisme de coopération pour cette région.

Dans le mécanisme de coopération convenu, chaque autorité compétente communique et met à jour, un an avant l’expiration du délai pour la notification de l’évaluation des risques, toutes les données nationales nécessaires pour la préparation de l’évaluation des risques, notamment pour l’élaboration des divers scénarios visés au paragraphe 1, point c).

3.L’évaluation des risques est préparée conformément au modèle de l’annexe IV. La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 18 afin de modifier ces modèles.

4.Les entreprises de gaz naturel, les clients industriels consommant du gaz, les organismes pertinents représentant les intérêts des ménages et des clients industriels consommant du gaz ainsi que les États membres et l’autorité de régulation nationale, lorsqu’elle n’est pas l’autorité compétente, coopèrent avec les autorités compétentes et leur fournissent sur demande toutes les informations nécessaires pour l’évaluation des risques.

5.L’évaluation des risques, une fois approuvée par tous les États membres de la région, est notifiée à la Commission pour la première fois au plus tard le 1er septembre 2018. L’évaluation des risques est mise à jour tous les quatre ans, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes. L’évaluation des risques tient compte des progrès réalisés dans les investissements nécessaires pour se conformer aux normes relatives aux infrastructures définies à l’article 4 ainsi que des difficultés spécifiques rencontrées par chaque pays lors de la mise en œuvre de nouvelles solutions substitutives. Elle s’appuie également sur l’expérience acquise par la simulation des plans d’urgence mentionnée à l’article 9, paragraphe 2.

6.Pour le 1er novembre 2017, l’ENTSO pour le gaz effectue une simulation à l’échelle de l’Union des scénarios de rupture d’approvisionnement et de défaillance d’infrastructures. Les scénarios sont définis par l’ENTSO pour le gaz en consultation avec le groupe de coordination pour le gaz. Les autorités compétentes communiquent à l’ENTSO pour le gaz les données nécessaires pour les simulations, telles que les valeurs des pics de demande, la capacité de production et les mesures axées sur la demande. Les autorités compétentes tiennent compte des résultats des simulations pour préparer les évaluations des risques, les plans d’action préventifs et les plans d’urgence. La simulation à l’échelle de l’Union des scénarios de rupture d’approvisionnement et de défaillance d’infrastructures est mise à jour tous les quatre ans, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes.

Article 7
Mise en place d’un plan d’action préventif et d’un plan d’urgence

1.Les autorités compétentes des États membres de chaque région figurant sur la liste de l’annexe I, après avoir consulté les entreprises de gaz naturel, les organisations représentant les intérêts des ménages et des clients industriels consommant du gaz et les autorités de régulation nationales, lorsqu’elles ne sont pas les autorités compétentes, mettent conjointement en place:

(a)un plan d’action préventif contenant les mesures nécessaires pour éliminer ou atténuer les risques identifiés dans la région, y compris les risques de dimension purement nationale, conformément à l’évaluation des risques effectuée en application de l’article 6 et conformément à l’article 8; et

(b)un plan d’urgence contenant les mesures à prendre pour éliminer ou atténuer l’impact d’une rupture d’approvisionnement en gaz dans la région, y compris les événements de dimension purement nationale, conformément à l’article 9.

2.Les autorités compétentes dans chaque région conviennent d’un mécanisme de coopération en temps utile pour mettre en place les plans et permettre leur notification ainsi que la notification des plans mis à jour.

Les mesures nécessaires pour éliminer et atténuer les risques de dimension purement nationale, ainsi que les mesures à prendre pour éliminer ou atténuer l’impact d’événements qui, du fait de leur ampleur restreinte, sont à traiter à un niveau purement national, sont définies par chaque autorité compétente de la région et incluses dans les plans élaborés au niveau régional. Ces mesures nationales ne nuisent en rien à l’efficacité des mesures au niveau régional. Chaque autorité compétente identifie également les domaines appelant une coopération régionale et d’éventuelles mesures conjointes. Les mesures nationales ainsi que les propositions de coopération régionale sont communiquées aux autres autorités compétentes de la région un an avant l’expiration du délai pour la notification des plans.

Les autorités compétentes font régulièrement rapport au groupe de coordination pour le gaz sur l’état d’avancement de la préparation et de l’adoption des plans d’action préventifs et des plans d’urgence. Les autorités compétentes font en particulier rapport au groupe de coordination pour le gaz sur le mécanisme de coopération convenu aux fins de l’évaluation des risques, 18 mois avant l’expiration du délai pour l’adoption de l’évaluation des risques et pour les mises à jour de l’évaluation des risques. La Commission peut jouer un rôle de facilitation globale dans la préparation de l’évaluation des risques, en particulier pour la mise en place du mécanisme de coopération. Si les autorités compétentes au sein d’une région ne parviennent pas à s’accorder sur un mécanisme de coopération, la Commission peut proposer un mécanisme de coopération pour cette région. Elles assurent le suivi régulier de la mise en œuvre de ces plans.

3.Le plan d’action préventif et le plan d’urgence sont élaborés conformément aux modèles de l’annexe V. La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l’article 18 afin de modifier ces modèles.

4.Les plans d’action préventifs et les plans d’urgence sont adoptés par tous les États membres de la région, rendus publics et notifiés à la Commission au plus tard le 1er mars 2019. Cette notification a lieu une fois que les plans ont été adoptés par tous les États membres de la région. La Commission informe le groupe de coordination pour le gaz de la notification des plans et les publie sur le site internet de la Commission.

5.Dans les quatre mois à compter de la notification par les autorités compétentes, la Commission évalue ces plans en tenant dûment compte de l’examen par les pairs et des vues exprimées au sein du groupe de coordination pour le gaz. L’annexe VI s’applique pour la procédure d’exécution des examens par les pairs.

La Commission émet un avis aux autorités compétentes de la région accompagné d’une recommandation de réviser le plan d’action préventif ou le plan d’urgence en cause si ce plan est jugé présenter une des caractéristiques suivantes:

(a)non efficace pour atténuer les risques indiqués dans l’évaluation des risques;

(b)incohérent par rapport aux scénarios de risques évalués ou par rapport aux plans d’une autre région;

(c)susceptible de fausser la concurrence ou de nuire au fonctionnement du marché intérieur de l’énergie;

(d)non conforme aux dispositions du présent règlement ou à d’autres dispositions législatives de l’Union;

(e)dangereux pour la sécurité de l’approvisionnement en gaz d’autres États membres ou de l’Union dans son ensemble.

6.Dans les trois mois à compter de la notification de l’avis de la Commission visé au paragraphe 4, les autorités compétentes concernées notifient le plan modifié à la Commission ou informent celle-ci des raisons pour lesquelles elles ne sont pas d’accord avec les recommandations.

En cas de désaccord, la Commission peut, dans un délai de trois mois à compter de la réponse des autorités compétentes, adopter une décision imposant la modification du plan en cause. Les autorités compétentes adoptent et publient le plan dans les trois mois à compter de la notification de la décision de la Commission.

7.La confidentialité des informations commercialement sensibles est préservée.

8.Les plans d’action préventifs et les plans d’urgence élaborés en application du règlement (UE) no 994/2010, mis à jour le cas échéant, demeurent en vigueur jusqu’à ce que les plans d’action préventifs et les plans d’urgence visés au paragraphe 1 soient mis en place pour la première fois.

Article 8
Contenu des plans d’action préventifs

1.Les plans d’action préventifs contiennent:

(a)les résultats de l’évaluation des risques et un résumé des scénarios prévus à l’article 6, paragraphe 1, point c);

(b)la définition des clients protégés dans chaque État membre de la région et les informations décrites à l’article 5, paragraphe 1, deuxième alinéa;

(c)les mesures, les volumes, les capacités et les délais nécessaires pour satisfaire aux normes relatives aux infrastructures et aux normes d’approvisionnement dans chaque État membre de la région, tels qu’énoncés aux articles 4 et 5, y compris, le cas échéant, la contribution potentielle des mesures axées sur la demande pour compenser suffisamment et en temps utile une rupture d’approvisionnement conformément à l’article 4, paragraphe 2, l’identification de la plus grande infrastructure gazière d’intérêt commun dans le cas de l’application de l’article 4, paragraphe 3, les volumes de gaz nécessaires par catégorie de clients protégés et par scénario visés à l’article 5, paragraphe 1 et toute norme d’approvisionnement renforcée au titre de l’article 5, paragraphe 2, y compris une justification de la conformité avec les conditions énoncées à l’article 5, paragraphe 2 et une description d’un mécanisme visant à réduire temporairement toute norme d’approvisionnement renforcée ou obligation supplémentaire conformément à l’article 12;

(d)les obligations imposées aux entreprises de gaz naturel et aux autres organismes pertinents susceptibles d’avoir un impact sur la sécurité de l’approvisionnement en gaz, telles que des obligations concernant la sûreté de fonctionnement du réseau de gaz;

(e)les autres mesures préventives conçues pour traiter les risques indiqués dans l’évaluation des risques, telles que celles liées à la nécessité de renforcer les interconnexions entre États membres voisins et à la possibilité de diversifier les voies et les sources d’approvisionnement en gaz, le cas échéant, pour faire face aux risques identifiés, de manière à maintenir l’approvisionnement en gaz de tous les clients dans toute la mesure du possible;

(f)les informations sur l’impact économique, l’efficacité et l’efficience des mesures contenues dans le plan, y compris les obligations visées au point k);

(g)la description des effets des mesures contenues dans le plan sur le fonctionnement du marché intérieur de l’énergie ainsi que des marchés nationaux, y compris les obligations visées au point k);

(h)la description de l’impact des mesures sur l’environnement et les consommateurs;

(i)les mécanismes utilisés pour la coopération avec les autres États membres, y compris les mécanismes pour la préparation et la mise en œuvre des plans d’action préventifs et des plans d’urgence;

(j)les informations sur les interconnexions existantes et futures, y compris celles donnant accès au réseau gazier de l’Union, sur les flux transfrontaliers, sur l’accès transfrontalier aux installations de stockage et GNL ainsi que sur la capacité bidirectionnelle, en particulier en cas d’urgence;

(k)les informations relatives à toutes les obligations de service public en rapport avec la sécurité de l’approvisionnement en gaz.

2.Le plan d’action préventif, notamment les actions visant à respecter les normes relatives aux infrastructures prévues à l’article 4, tient compte du plan décennal de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union à élaborer par l’ENTSO pour le gaz conformément à l’article 8, paragraphe 10, du règlement (CE) no 715/2009.

3.Le plan d’action préventif repose essentiellement sur des mesures liées au marché et n’impose pas une charge excessive aux entreprises de gaz naturel ni ne porte préjudice au fonctionnement du marché intérieur du gaz.

4.Les États membres effectuent une analyse d’impact sur toutes les mesures préventives non fondées sur le marché à adopter après l’entrée en vigueur du présent règlement, y compris les mesures visant la mise en conformité avec les normes relatives aux infrastructures énoncées à l’article 5, paragraphe 1 et les mesures concernant les normes d’approvisionnement renforcées énoncées à l’article 5, paragraphe 2. Cette analyse d’impact porte au moins sur les aspects suivants:

(a)l’impact de la mesure proposée sur le développement du marché national du gaz et de la concurrence au niveau national;

(b)l’impact des mesures proposées sur le marché intérieur du gaz;

(c)l’impact potentiel sur la sécurité d’approvisionnement en gaz des États membres voisins, notamment pour les mesures qui pourraient réduire la liquidité des marchés régionaux ou restreindre les flux vers les États membres voisins;

(d)les coûts et bénéfices des mesures, évalués par rapport à d’autres mesures envisageables fondées sur le marché;

(e)l’évaluation de la nécessité et de la proportionnalité de la mesure par rapport à d’autres mesures envisageables fondées sur le marché;

(f)le caractère ouvert de la mesure, afin de garantir des possibilités égales pour tous les acteurs du marché;

(g)la stratégie de retrait progressif, la durée attendue de la mesure envisagée et un calendrier de révision approprié.

L’analyse visée aux points a) et b) est effectuée par les autorités de régulation nationales.

5.L’analyse d’impact et les mesures adoptées sont publiées par l’autorité compétente et sont notifiées à la Commission. Dans les quatre mois à compter de la notification, la Commission adopte une décision et peut faire obligation aux États membres de modifier les mesures adoptées. Ce délai court à compter du jour suivant celui de la réception d’une notification complète. Il peut également être prolongé avec le consentement de la Commission et de l’État membre.

La Commission peut adopter une décision faisant obligation de modifier ou de retirer une mesure lorsque celle-ci est:

(a)susceptible de fausser le marché intérieur de l’Union;

(b)susceptible de fausser le développement du marché national du gaz;

(c)non nécessaire ou non proportionnée pour garantir la sécurité de l’approvisionnement; ou

(d)susceptible de menacer la sécurité de l’approvisionnement d’autres États membres.

La mesure adoptée n’entre en vigueur que lorsqu’elle est approuvée par la Commission ou a été modifiée conformément à la décision de la Commission.

6.Le plan d’action préventif est mis à jour tous les quatre ans après le 1er mars 2019, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes ou à la demande de la Commission. Le plan mis à jour reflète l’évaluation des risques mis à jour et les résultats des essais effectués conformément à l’article 9, paragraphe 2. L’article 7, paragraphes 3 à 7, s’applique au plan mis à jour.

Article 9
Contenu du plan d’urgence

1.Le plan d’urgence:

(a)se fonde sur les niveaux de crise établis à l’article 10, paragraphe 1;

(b)définit le rôle et les responsabilités des entreprises de gaz naturel et des clients industriels consommant du gaz, y compris des producteurs d’électricité concernés, en tenant compte de la façon dont ils sont affectés en cas de rupture de l’approvisionnement en gaz, ainsi que leur interaction avec les autorités compétentes et, le cas échéant, avec les autorités de régulation nationales à chacun des niveaux de crise définis à l’article 10, paragraphe 1;

(c)précise le rôle et les responsabilités des autorités compétentes et des autres instances auxquelles des tâches ont été déléguées conformément à l’article 3, paragraphe 2, à chacun des niveaux de crise définis à l’article 10, paragraphe 1;

(d)veille à ce que les entreprises de gaz naturel et les clients industriels consommant du gaz, y compris les producteurs d’électricité concernés, aient une latitude suffisante pour réagir à chaque niveau de crise;

(e)définit, si c’est approprié, les mesures et actions à prendre pour atténuer l’impact potentiel d’une rupture de l’approvisionnement en gaz sur le chauffage urbain et sur l’approvisionnement en électricité produite à partir du gaz;

(f)établit des procédures et mesures détaillées à suivre pour chaque niveau de crise, notamment les mécanismes correspondants de flux d’information;

(g)désigne un gestionnaire ou une cellule de crise et déterminent son rôle;

(h)définit la contribution des mesures fondées sur le marché pour faire face à la situation en cas d’alerte et pour en atténuer les conséquences en cas d’urgence;

(i)définit la contribution des mesures non fondées sur le marché prévues ou à mettre en œuvre en cas d’urgence et évalue la nécessité de telles mesures non fondées sur le marché pour faire face à une crise. Les effets des mesures non fondées sur le marché sont évalués et des procédures pour leur mise en œuvre sont définies. Des mesures non fondées sur le marché ne doivent être utilisées que lorsque les mécanismes fondés sur le marché ne peuvent plus à eux seuls assurer les approvisionnements, en particulier au profit des clients protégés, ou pour l’application de l’article 12;

(j)décrit les mécanismes employés pour la coopération avec les autres États membres pour chaque niveau de crise;

(k)précise les obligations en matière de présentation de rapports imposées aux entreprises de gaz naturel en cas d’alerte et en cas d’urgence;

(l)décrit les arrangements techniques ou juridiques en place pour empêcher une consommation de gaz indue de la part de clients non protégés qui sont raccordés à un réseau de distribution ou de transport de gaz;

(m)décrit les arrangements techniques et financiers en place pour appliquer les obligations en matière de solidarité établies à l’article 12;

(n)établit une liste d’actions prédéfinies visant à rendre du gaz disponible en cas d’urgence, y compris les accords commerciaux entre les parties prenantes de ces actions et, le cas échéant, les mécanismes de compensation pour les entreprises de gaz naturel, en tenant dûment compte de la confidentialité des données sensibles. Ces actions peuvent supposer des accords transfrontaliers entre des États membres et/ou des entreprises de gaz naturel.

2.Les mesures, actions et procédures contenues dans le plan d’urgence font l’objet de tests au moins à deux reprises entre ses mises à jour périodiques tous les quatre ans visées au paragraphe 3. Pour tester le plan d’urgence, les États membres simulent des scénarios à impact élevé et moyen, et les réponses en temps réel conformément à leur plan d’urgence. Les résultats des tests sont présentés par les autorités compétentes au groupe de coordination pour le gaz.

3.Le plan d’urgence est mis à jour tous les quatre ans à compter du 1er mars 2019, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes, ou à la demande de la Commission. Le plan mis à jour reflète l’évaluation des risques actualisée et les conclusions des tests effectués conformément au paragraphe 2. L’article 7, paragraphes 3 à 7, s’applique au plan mis à jour.

4.Le plan d’urgence assure le maintien de l’accès transfrontalier aux infrastructures conformément au règlement (CE) no 715/2009 autant que possible au regard des contraintes techniques et de sûreté en cas d’urgence, et il n’introduit pas de mesure limitant indûment les flux de gaz transfrontaliers.

Article 10
Déclaration de crise

1.Les trois niveaux de crise sont les suivants:

(a)niveau d’alerte précoce (alerte précoce): lorsqu’il existe des informations concrètes, sérieuses et fiables, selon lesquelles un événement peut se produire qui est de nature à nuire considérablement à l’état de l’approvisionnement et susceptible d’entraîner le déclenchement du niveau d’alerte ou d’urgence; le niveau d’alerte précoce peut être activé au moyen d’un mécanisme d’alerte précoce;

(b)niveau d’alerte (alerte): lorsqu’il y a rupture d’approvisionnement ou que la demande en gaz est exceptionnellement élevée, ce qui nuit considérablement à l’état de l’approvisionnement, mais que le marché est encore en mesure de faire face à cette rupture ou à cette demande sans qu’il soit nécessaire de recourir à des mesures non fondées sur le marché;

(c)niveau d’urgence (urgence): en cas de demande en gaz exceptionnellement élevée ou d’interruption significative de l’approvisionnement ou d’autre détérioration importante de l’état de l’approvisionnement et au cas où toutes les mesures pertinentes fondées sur le marché ont été mises en œuvre sans que l’approvisionnement en gaz soit suffisant pour satisfaire la demande en gaz restante, de sorte que des mesures supplémentaires, non fondées sur le marché, doivent être mises en place, en vue, en particulier, de préserver les approvisionnements en gaz au profit des clients protégés conformément à l’article 5.

2.Lorsque l’autorité compétente déclare un des niveaux de crise visés au paragraphe 1, elle avertit immédiatement la Commission et lui fournit toutes les informations nécessaires, notamment au sujet des actions qu’elle compte entreprendre. En cas d’urgence susceptible de provoquer une demande d’aide adressée à l’Union et à ses États membres, l’autorité compétente de l’État membre concerné en informe sans délai le Centre de coordination de la réaction d’urgence de la Commission.

3.Lorsque l’autorité compétente déclare une urgence, elle lance les actions prédéfinies exposées dans son plan d’urgence et informe immédiatement la Commission et les autorités compétentes de la région, en lui communiquant notamment les actions qu’elle compte entreprendre. Dans des circonstances exceptionnelles dûment justifiées, l’autorité compétente peut prendre des mesures s’écartant du plan d’urgence. Elle informe immédiatement la Commission et les autorités compétentes de la région de ces mesures, justifications à l’appui.

4.Les États membres et, en particulier, les autorités compétentes, veillent à ce que:

(a)aucune mesure ne soit prise, à aucun moment, qui restreigne indûment le flux de gaz au sein du marché intérieur;

(b)aucune mesure ne soit prise qui risque de compromettre gravement l’état de l’approvisionnement en gaz dans un autre État membre; et

(c)l’accès transfrontalier aux infrastructures, conformément au règlement (CE) no 715/2009, soit maintenu autant que possible au regard des contraintes techniques et de sûreté, conformément au plan d’urgence.

5.La Commission vérifie, dans les meilleurs délais, mais en tout état de cause dans les cinq jours suivant la réception des informations de l’autorité compétente visée au paragraphe 2, si la déclaration d’urgence est justifiée aux termes du paragraphe 1, point c), et si les mesures prises suivent d’aussi près que possible les actions répertoriées dans le plan d’urgence, ne font pas peser une charge excessive sur les entreprises de gaz naturel et sont conformes au paragraphe 4. La Commission peut, à la demande d’une autorité compétente, d’entreprises de gaz naturel, ou de sa propre initiative, demander à l’autorité compétente de modifier les mesures lorsqu’elles sont contraires aux conditions visées dans la première phrase du présent paragraphe. La Commission peut également demander à l’autorité compétente de lever sa déclaration d’urgence lorsqu’elle estime que ladite déclaration n’est pas ou plus justifiée aux termes du paragraphe 1, point c).

Dans les trois jours suivant la notification de la demande de la Commission, l’autorité compétente modifie les mesures et en informe la Commission ou lui communique les raisons pour lesquelles elle n’est pas d’accord avec la demande. Dans ce cas, la Commission peut, dans un délai de trois jours, modifier ou retirer sa demande ou, en vue d’étudier la question, convoquer l’autorité compétente ou, le cas échéant, les autorités compétentes concernées et, si elle le juge nécessaire, le groupe de coordination pour le gaz. La Commission expose de manière détaillée le raisonnement qui l’amène à demander la modification de l’action. L’autorité compétente tient pleinement compte de la position de la Commission. Lorsque la décision finale de l’autorité compétente diverge de la position de la Commission, l’autorité compétente expose le raisonnement qui sous-tend cette décision.

Article 11
Mesures d’urgence aux niveaux régional et de l’Union

1.À la demande d’une autorité compétente qui a déclaré une urgence, et à la suite des vérifications prévues à l’article 10, paragraphe 5, la Commission peut déclarer une urgence au niveau régional ou au niveau de l’Union. À la demande d’au moins deux autorités compétentes qui ont déclaré une urgence et à la suite des vérifications prévues à l’article 10, paragraphe 5, et lorsque les motifs de ces urgences sont liés, la Commission déclare, selon le cas, une urgence au niveau régional ou au niveau de l’Union. Dans tous les cas, la Commission, utilisant les moyens de communication les plus appropriés à la situation, consulte les autres autorités compétentes et tient dûment compte de toutes leurs informations pertinentes. Lorsqu’elle estime qu’il n’y a plus de raison suffisante pour justifier l’urgence au niveau régional ou au niveau de l’Union, la Commission déclare la fin de l’urgence au niveau régional ou au niveau de l’Union. Dans tous les cas, la Commission motive sa décision et en informe le Conseil.

2.La Commission convoque le groupe de coordination pour le gaz dès qu’elle déclare une situation d’urgence au niveau régional ou au niveau de l’Union. Pendant une situation d’urgence au niveau régional ou au niveau de l’Union, la Commission peut, à la demande d’au moins trois États membres, limiter la participation au groupe de coordination pour le gaz, pour une réunion entière ou une partie de celle-ci, aux représentants des États membres et des autorités compétentes.

3.En cas d’urgence au niveau régional ou au niveau de l’Union, la Commission coordonne les actions des autorités compétentes en tenant pleinement compte des informations pertinentes découlant de la consultation du groupe de coordination pour le gaz et des résultats de cette consultation. La Commission veille notamment:

(a)aux échanges d’informations;

(b)à la cohérence et à l’efficacité des actions aux niveaux de l’État membre et de la région par rapport à l’échelon de l’Union;

(c)à la coordination des actions vis-à-vis des pays tiers.

4.La Commission peut convoquer un groupe de gestion de crise composé des gestionnaires de crise visés à l’article 9, paragraphe 1, point g), des États membres concernés par l’urgence. Elle peut, en accord avec les gestionnaires de crise, inviter d’autres parties prenantes concernées à participer. Elle veille à ce que le groupe de coordination pour le gaz soit régulièrement informé des travaux du groupe de gestion de crise.

5.Les États membres et, en particulier, les autorités compétentes, veillent à ce que:

(a)aucune mesure ne soit prise, à aucun moment, qui restreigne indûment le flux de gaz au sein du marché intérieur, notamment le flux de gaz à destination des marchés touchés;

(b)aucune mesure ne soit prise qui risque de compromettre gravement l’état de l’approvisionnement en gaz dans un autre État membre; et

(c)l’accès transfrontalier aux infrastructures, conformément au règlement (CE) no 715/2009, soit maintenu autant que possible au regard des contraintes techniques et de sûreté, conformément au plan d’urgence.

6.Lorsque, à la demande d’une autorité compétente ou d’une entreprise de gaz naturel, ou de sa propre initiative, la Commission estime que dans une situation d’urgence au niveau régional ou au niveau de l’Union, une action entreprise par un État membre ou une autorité compétente, ou le comportement d’une entreprise de gaz naturel, est contraire au paragraphe 5, la Commission demande à l’État membre ou à l’autorité compétente de modifier son action ou de prendre des mesures pour assurer le respect du paragraphe 5, en l’informant des raisons justifiant sa demande. Il est tenu dûment compte de la nécessité d’exploiter le réseau d’approvisionnement en gaz en toute sécurité à tout moment.

Dans les trois jours suivant la notification de la demande de la Commission, l’État membre ou l’autorité compétente modifie son action et en informe la Commission ou expose à la Commission les raisons pour lesquelles il n’est pas d’accord avec la demande. Dans ce cas, la Commission peut, dans un délai de trois jours, modifier ou retirer sa demande ou convoquer l’État membre ou l’autorité compétente et, lorsque la Commission le juge nécessaire, le groupe de coordination pour le gaz, de manière à étudier la question. La Commission expose de manière détaillée le raisonnement qui l’amène à demander la modification de l’action. L’État membre ou l’autorité compétente tient pleinement compte de la position de la Commission. Lorsque la décision finale de l’autorité compétente ou de l’État membre diverge de la position de la Commission, l’autorité compétente ou l’État membre expose le raisonnement qui sous-tend cette décision.

7.Après avoir consulté le groupe de coordination pour le gaz, la Commission dresse une liste de réserve permanente pour une équipe de travail de contrôle composée d’experts du secteur et de représentants de la Commission. Cette équipe de travail de contrôle peut être déployée hors de l’Union en cas de besoin. Elle surveille et fait rapport sur les flux de gaz qui entrent dans l’Union, en collaboration avec les pays tiers fournisseurs et de transit.

8.L’autorité compétente transmet les informations relatives à tout besoin d’assistance au Centre de coordination de la réaction d’urgence (ERCC) de la Commission. L’ERCC évalue la situation globale et donne des conseils sur l’assistance à fournir aux États membres les plus touchés et, le cas échéant, aux pays tiers.

Article 12
Solidarité

1.Dans le cas où un État membre a déclaré le niveau de crise d’urgence conformément à l’article 10, paragraphe 1, les normes d’approvisionnement renforcées ou obligations supplémentaires imposées aux entreprises de gaz naturel dans d’autres États membres en vertu de l’article 5, paragraphe 2, sont temporairement réduites au niveau établi à l’article 5, paragraphe 1.

2.Aussi longtemps que l’approvisionnement des ménages, des services sociaux essentiels et des installations de chauffage urbain dans l’État membre ayant déclaré l’urgence n’est pas assuré malgré l’application de la mesure prévue au paragraphe 1, l’approvisionnement en gaz de clients autres que des ménages, des services sociaux essentiels et des installations de chauffage urbain dans tout autre État membre directement raccordé à l’État membre qui a déclaré l’urgence est interrompu dans la mesure nécessaire pour permettre l’approvisionnement des ménages, des services sociaux essentiels et des installations de chauffage urbains dans les États membres ayant déclaré l’urgence.

Le premier alinéa s’applique aux services sociaux essentiels et aux installations de chauffage urbain dans la mesure où ils sont couverts par la définition des clients protégés dans leur État membre respectif.

3.Les autorités compétentes adoptent les mesures nécessaires pour que le gaz non livré à des clients autres que des ménages, des services sociaux essentiels et des installations de chauffage urbain sur leur territoire, dans la situation décrite au paragraphe 2, puisse être livré à l’État membre se trouvant dans la situation d’urgence décrite au même paragraphe, pour l’approvisionnement des ménages, des services sociaux essentiels et des installations de chauffage urbain dans ledit État membre.

4.Les arrangements techniques, juridiques et financiers en vue de l’application du paragraphe 3 sont convenus entre les États membres qui sont directement raccordés les uns aux autres, et décrits dans les plans d’urgence de leurs régions respectives. Ces arrangements peuvent porter, notamment, sur le prix du gaz à appliquer, l’utilisation d’interconnexions, y compris les capacités bidirectionnelles, les volumes de gaz et la couverture des coûts de compensation. Les mesures fondées sur le marché, telles que les enchères, sont privilégiées pour la mise en œuvre de l’obligation énoncée au paragraphe 3. En cas de modification des arrangements techniques, juridiques et financiers nécessaires à l’application du paragraphe 3, le plan d’urgence correspondant est mis à jour en conséquence.

5.Le paragraphe 2 s’applique à compter du 1er mars 2019.

6.    Si les États membres ne s’accordent pas sur les arrangements techniques, juridiques et financiers, la Commission peut proposer un cadre pour ces mesures dans son avis et sa décision concernant les plans.

Article 13
Échange d’informations

1.Pendant une urgence, les entreprises de gaz naturel concernées mettent notamment les informations suivantes à la disposition de l’autorité compétente, de façon quotidienne:

(a)prévisions pour les trois prochains jours de la demande et de l’approvisionnement quotidiens en gaz;

(b)flux quotidien de gaz à tous les points d’entrée et de sortie transfrontaliers, ainsi qu’à tous les points qui relient une installation de production, une installation de stockage ou un terminal GNL au réseau, en millions de mètres cubes par jour (Mio m3/j);

(c)période, exprimée en jours, pendant laquelle il est prévu que l’approvisionnement en gaz des clients protégés peut être assuré.

2.En cas d’urgence au niveau régional ou au niveau de l’Union, la Commission a le droit de demander à l’autorité compétente de lui fournir sans retard au moins les éléments suivants:

(a)les informations indiquées au paragraphe 1;

(b)les informations relatives aux mesures prévues et à celles déjà mises en œuvre par l’autorité compétente pour atténuer la situation d’urgence, ainsi que les informations sur leur efficacité;

(c)les demandes de mesures supplémentaires à prendre par d’autres autorités compétentes;

(d)les mesures mises en œuvre à la demande d’autres autorités compétentes.

3.Après une urgence, l’autorité compétente présente à la Commission, dans les meilleurs délais et au plus tard six semaines après la levée de l’urgence, une évaluation détaillée de l’urgence et de l’efficacité des mesures mises en œuvre, qui comprend une évaluation de l’impact de l’urgence sur l’économie et sur le secteur de l’électricité, ainsi que de l’assistance fournie à l’Union et à ses États membres ou reçue de l’Union et de ses États membres. Cette évaluation est mise à la disposition du groupe de coordination pour le gaz, et les mises à jour des plans d’action préventifs et des plans d’urgence en tiennent compte.

La Commission analyse les évaluations rendues par les autorités compétentes et communique aux États membres, au Parlement européen et au groupe de coordination pour le gaz les conclusions de son analyse sous une forme agrégée.

4.Dans des circonstances dûment justifiées, indépendamment d’une déclaration d’urgence, l’autorité compétente peut exiger des entreprises de gaz naturel qu’elles fournissent les informations visées au paragraphe 1 ou des informations supplémentaires nécessaires pour évaluer la situation globale de l’approvisionnement en gaz de l’État membre ou d’autres États membres, y compris des informations contractuelles. La Commission peut demander aux autorités compétentes les informations fournies par des entreprises de gaz naturel.

5.Si la Commission estime que l’approvisionnement en gaz d’une région ou de l’Union dans son ensemble est compromis ou susceptible de l’être, elle peut obliger les autorités compétentes à collecter et à communiquer à la Commission les informations nécessaires pour évaluer la situation de l’approvisionnement en gaz de l’Union. La Commission peut communiquer son évaluation au groupe de coordination pour le gaz.

6.Pour permettre aux autorités compétentes et à la Commission d’évaluer la situation en matière de sécurité d’approvisionnement aux niveaux national, régional et de l’Union, les entreprises de gaz naturel notifient:

(a)aux autorités compétentes concernées, les détails suivants relatifs aux contrats de fourniture de gaz d’une durée supérieure à un an:

i)durée du contrat;

ii)volumes totaux prévus par le contrat sur une base annuelle et volume moyen par mois;

iii)volumes quotidiens maximaux prévus par le contrat en cas d’alerte ou d’urgence;

iv)points de livraison convenus;

v)volumes de gaz minimaux journaliers, mensuels et annuels;

vi)conditions de suspension des livraisons de gaz.

(b)à l’autorité compétente et à la Commission, immédiatement après leur conclusion ou leur modification, les contrats de fourniture de gaz d’une durée supérieure à un an conclus ou modifiés après le [OP: Please insert the date of entry in force of this Regulation] et qui, individuellement ou collectivement avec d’autres contrats passés avec le même fournisseur ou ses filiales, fournissent plus de 40 % de la consommation de gaz naturel annuelle de l’État membre concerné. L’obligation de notification ne s’applique pas aux modifications portant uniquement sur le prix du gaz. L’obligation de notification s’applique aussi à tous les accords commerciaux pertinents pour l’exécution du contrat de fourniture de gaz.

L’autorité compétente notifie à la Commission les informations énumérées au premier alinéa, point a), au plus tard à la fin du mois de septembre de chaque année.

7.Dans des circonstances dûment justifiées, si l’autorité compétente ou la Commission considère qu’un contrat de fourniture de gaz non couvert par le paragraphe 6, point b), du présent article est susceptible d’avoir une incidence sur la sécurité d’approvisionnement d’un État membre, d’une région ou de l’Union dans son ensemble, l’autorité compétente de l’État membre où est active l’entreprise de gaz naturel qui a conclu ledit contrat, ou la Commission, peut demander à l’entreprise de gaz naturel de communiquer le contrat en vue de l’évaluation de son incidence sur la sécurité de l’approvisionnement. La demande peut également englober tout autre accord commercial pertinent pour l’exécution du contrat de fourniture de gaz.

8.L’autorité compétente tient compte des informations reçues en application du présent article pour préparer l’évaluation des risques, le plan d’action préventif et le plan d’urgence, ou leurs mises à jour respectives. La Commission peut adopter une décision demandant à l’autorité compétente de modifier les plans sur la base des informations reçues en application du présent article.

9.Les autorités compétentes et la Commission préservent la confidentialité des informations sensibles sur le plan commercial.

Article 14
Groupe de coordination pour le gaz

1.Un groupe de coordination pour le gaz est créé pour faciliter la coordination des mesures relatives à la sécurité de l’approvisionnement en gaz. Ce groupe est composé de représentants des États membres, en particulier de leurs autorités compétentes, ainsi que de l’agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER), de l’ENTSO pour le gaz et des instances représentatives du secteur et de celles des consommateurs concernés. La Commission, en concertation avec les États membres, statue sur la composition du groupe en veillant à ce que celui-ci soit pleinement représentatif. Elle exerce la présidence du groupe. Le groupe arrête son règlement intérieur.

2.Le groupe de coordination pour le gaz est consulté et assiste la Commission, notamment sur les questions suivantes:

(a)la sécurité de l’approvisionnement en gaz, à tout moment et plus particulièrement en cas d’urgence;

(b)toutes les informations pertinentes pour la sécurité de l’approvisionnement en gaz au niveau national, au niveau régional et au niveau de l’Union;

(c)les bonnes pratiques et éventuelles lignes directrices pour toutes les parties concernées;

(d)le niveau de sécurité de l’approvisionnement, les niveaux de référence et les méthodologies d’évaluation;

(e)les scénarios nationaux, régionaux et à l’échelle de l’Union et l’examen des niveaux de préparation;

(f)l’évaluation des plans d’action préventifs et des plans d’urgence et la mise en œuvre des mesures prévues dans ceux-ci;

(g)la coordination des mesures visant à gérer une urgence au sein de l’Union, avec les pays tiers qui sont des parties contractantes au traité instituant la Communauté de l’énergie et avec d’autres pays tiers;

(h)l’assistance dont ont besoin les États membres les plus touchés.

3.La Commission convoque le groupe de coordination pour le gaz de manière régulière et partage les informations reçues des autorités compétentes tout en préservant la confidentialité des informations sensibles sur le plan commercial.

Article 15
Coopération avec les parties contractantes de la Communauté de l’énergie

1.La deuxième phrase de l’article 3, paragraphe 2, l’article 3, paragraphe 6, l’article 4, paragraphes 3, 4 et 6, l’article 5, paragraphe 2, l’article 6, paragraphe 1, point d), l’article 7, paragraphe 5, points b) et e), l’article 8, paragraphe 1, points e), g) et i), l’article 8, paragraphe 4, points b) et c), l’article 9, paragraphe 1, points j) et m), l’article 9, paragraphe 4, l’article 10, paragraphe 4, l’article 11, paragraphe 5, et l’article 12 créent des obligations pour les États membres à l’égard d’une partie contractante de la Communauté de l’énergie, sous réserve de la procédure suivante:

(a)le Conseil ministériel de la Communauté de l’énergie adopte et intègre le présent règlement dans le cadre de la Communauté de l’énergie au moyen d’un acte conjoint relatif à la sécurité de l’approvisionnement, créant pour les parties contractantes de la Communauté de l’énergie des obligations réciproques à l’égard des États membres,

(b)la partie contractante de la Communauté de l’énergie met en œuvre l’acte conjoint et en informe dûment le secrétariat de la Communauté de l’énergie, en joignant à cette notification une demande d’application du présent paragraphe pour ce qui la concerne, et

(c)le secrétariat de la Communauté de l’énergie notifie la mise en œuvre à la Commission, accompagnée d’une demande que soit confirmée l’applicabilité des obligations réciproques entre la partie contractante de la Communauté de l’énergie qui en a fait la demande et les États membres.

À la suite de la notification faite par le secrétariat de la Communauté de l’énergie, la Commission prend une décision confirmant l’applicabilité des obligations réciproques entre les États membres et la partie contractante de la Communauté de l’énergie en application du présent paragraphe, en précisant la date d’entrée en application desdites obligations réciproques.

2.    Une fois que la Commission a pris la décision visée au paragraphe 1, les représentants de la partie contractante concernée de la Communauté de l’énergie sont invités à participer aux réunions du groupe de coordination pour le gaz lorsque des questions ayant une incidence directe sur ladite partie contractante et entrant dans le champ d’application du paragraphe 1 sont examinées.

Article 16
Surveillance exercée par la Commission

La Commission exerce une surveillance permanente des mesures visant la sécurité de l’approvisionnement en gaz et fait rapport régulièrement au groupe de coordination pour le gaz.

Sur la base des évaluations visées à l’article 7, paragraphe 5, la Commission tire des conclusions le cas échéant quant aux moyens envisageables pour renforcer la sécurité d’approvisionnement à l’échelon de l’Union et fait rapport au Parlement européen et au Conseil sur la mise en œuvre du présent règlement, y compris, s’il y a lieu, en formulant des recommandations pour améliorer le présent règlement.

Article 17
Notifications

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

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

Article 18
Exercice de la délégation

1.Le pouvoir d’adopter des actes délégués conféré à la Commission est soumis aux conditions fixées au présent article.

2.Le pouvoir d’adopter des actes délégués mentionné à l’article 6, paragraphe 3, et à l’article 7, paragraphe 3, est conféré à la Commission pour une durée indéterminée à compter du [OP: please insert the date of entry into force of the this Regulation].

3.La délégation de pouvoir visée à l’article 6, paragraphe 3, et à l’article 7, paragraphe 3, peut être révoquée à tout moment par le Parlement européen ou le Conseil. La décision de révocation met fin à la délégation de pouvoir qui y est précisée. La révocation prend effet le jour suivant celui de la publication de ladite décision au Journal officiel de l’Union européenne ou à une date ultérieure qui est précisée dans ladite décision. Elle ne porte pas atteinte à la validité des actes délégués déjà en vigueur.

4.Aussitôt qu’elle adopte un acte délégué, la Commission le notifie au Parlement européen et au Conseil simultanément.

5.Un acte délégué adopté en vertu de l’article 6, paragraphe 3, et de l’article 7, paragraphe 3, n’entre en vigueur que si le Parlement européen ou le Conseil n’a pas exprimé d’objections dans un délai de deux mois à compter de la notification de cet acte au Parlement européen et au Conseil ou si, avant l’expiration de ce délai, le Parlement européen et le Conseil ont tous deux informé la Commission de leur intention de ne pas exprimer d’objections. Ce délai est prolongé de deux mois à l’initiative du Parlement européen ou du Conseil.

Article 19
Dérogation

Le présent règlement n’est pas applicable à Malte et à Chypre tant qu’aucun approvisionnement en gaz n’a lieu sur leurs territoires respectifs. En ce qui concerne Malte et Chypre, les obligations établies dans les dispositions suivantes sont remplies, et les choix que lesdits États membres sont en droit de poser en application de celles-ci sont effectués, dans le délai imparti à compter de la date où leur territoire respectif commencera à être approvisionné en gaz:

(a)pour l’article 2, deuxième alinéa, point 1), l’article 3, paragraphe 2, l’article 6, paragraphe 6, et l’article 13, paragraphe 6, point a): douze mois;

(a)pour l’article 5, paragraphe 1: 18 mois;

(b)pour l’article 7, paragraphe 4: vingt-quatre mois;

(c)pour l’article 4, paragraphe 4: trente-six mois;

(d)pour l’article 4, paragraphe 1: 48 mois.

Article 20
Abrogation

Le règlement (UE) n° 994/2010 est abrogé.

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

Article 21
Entrée en vigueur

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

Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.

Fait à Bruxelles, le

(1) Communication de la Commission au Parlement européen et au Conseil, COM(2014) 330 final.

(2) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen, au Comité des régions et à la Banque européenne d’investissement, COM(2015) 80 final.

(3) L’approche par corridor implique que tous les États membres présents sur le parcours d’un gazoduc évaluent tous les avantages potentiels, au-delà de leurs frontières, d’une capacité de flux inversé permanent sur un gazoduc.

(4) https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/SWD%202014%20325%20Implementation%20of%20the%20Gas%20SoS%20Regulation%20en.pdf

(5) Source: Commission européenne

(6) Pour une liste des répondants, voir: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/List%20of%20stakeholders%20FOR%20PUBLICATION%20-%20updated%2018%2006.pdf  

(7) Étude sur le rôle du stockage de gaz sur le marché intérieur et dans la sécurité de l’approvisionnement, réalisée par REF4E, Mercados, E-Bridge pour le compte de la DG Énergie. https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/REPORT-Gas%20Storage-20150728.pdf

(8) Analyse économique des coûts et des avantages de différentes approches visant à renforcer le pouvoir de négociation des acheteurs de l’UE sur les marchés de gros du gaz naturel. La Commission publiera cette étude sur son site internet.

(9) Le calcul hydraulique est le résultat d’une simulation selon un modèle mathématique qui décrit le transport de gaz dans un réseau (national ou régional) en tenant compte de sa topologie et de ses caractéristiques physiques. Le modèle prend en considération les contraintes de pression au point de livraison et les profils de demande. La simulation du scénario N-1 selon un modèle hydraulique permet de savoir si le gaz disponible dans le réseau est capable d’atteindre tous les points de livraison en cas de défaillance de la plus grande infrastructure gazière.

(10) Règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, et abrogeant la décision no 1364/2006/CE et modifiant les règlements (CE) no 713/2009, (CE) no 714/2009 et (CE) no 715/2009, JO L 115 du 25.4.2013, p. 39.

(11) JO C du , p. .

(12) JO C du , p. .

(13) COM(2014) 654 final.

(14) Communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen, au Comité des régions et à la Banque européenne d’investissement, COM(2015) 80 final.

(15) Directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 2003/55/CE (JO L 211 du 14.8.2009, p. 94).

(16) Directive 2008/114/CE du 8 décembre 2008 concernant le recensement et la désignation des infrastructures critiques européennes ainsi que l’évaluation de la nécessité d’améliorer leur protection (JO L 345 du 23.12.2008, p. 75).

(17) Règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, et abrogeant la décision no 1364/2006/CE et modifiant les règlements (CE) no 713/2009, (CE) no 714/2009 et (CE) no 715/2009, JO L 115 du 25.4.2013, p. 39.

(18) Décision no 1313/2013/UE du Parlement européen et du Conseil du 17 décembre 2013 instituant un mécanisme communautaire de protection civile (JO L 347 du 20.12.2013, p. 24).

(19) Règlement (UE) no 312/2014 de la Commission du 26 mars 2014 relatif à l’établissement d’un code de réseau sur l’équilibrage des réseaux de transport de gaz (JO L 91 du 27.3.2014, p. 15).

(20) Décision no 1313/2013/UE du Parlement européen et du Conseil du 17 décembre 2013 instituant un mécanisme communautaire de protection civile (JO L 347 du 20.12.2013, p. 24).

(21) Directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 2003/55/CE (JO L 211 du 14.8.2009, p. 94).

(22) Règlement (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant les conditions d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel et abrogeant le règlement (CE) no 1775/2005 (JO L 211 du 14.8.2009, p. 36).

COMMISSION EUROPÉENNE

Bruxelles, le 16.2.2016

COM(2016) 52 final

ANNEXES

de la

PROPOSITION DE RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz et abrogeant le règlement (UE) no 994/2010

{SWD(2016) 25 final}
{SWD(2016) 26 final}

ANNEXES

de la

PROPOSITION DE RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l’approvisionnement en gaz et abrogeant le règlement (UE) no 994/2010

ANNEXE I

Coopération régionale

Les régions visées à l'article 3, paragraphe 7 sont les suivantes:

–Nord-ouest: Irlande et Royaume-Uni;

–Nord et Sud de l'Europe occidentale: Belgique, Espagne, France, Luxembourg, Pays-Bas et Portugal;

–Corridor gazier méridional: Bulgarie, Grèce et Roumanie;

–Centre-est: République tchèque, Allemagne, Pologne et Slovaquie;

–Sud-est: Croatie, Italie, Hongrie, Autriche et Slovénie;

–Marché de l'énergie de la Baltique I (BEMIP I): Estonie, Lettonie, Lituanie et Finlande,

–Marché de l'énergie de la Baltique II (BEMIP II): Danemark et Suède;

–Chypre;

–Malte, tant qu'elle n'est pas raccordée à un autre État membre. Si Malte est raccordée à un autre État membre, elle sera considérée comme faisant partie de la région de cet État membre.

ANNEXE II

Calcul de la formule N-1

1.Définition de la formule N-1

La formule N-1 décrit l’aptitude de la capacité technique, telle que définie à l'article 2, paragraphe 1, point 18 du règlement (CE) no 715/2009, des infrastructures gazières à répondre à la demande totale de gaz de la zone couverte en cas de défaillance de la plus grande infrastructure gazière pendant une journée de demande exceptionnellement élevée en gaz se produisant avec une probabilité statistique d’une fois en vingt ans. 

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

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

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

2.Méthode de calcul de la formule N-1

, N-1 ≥ 100 %

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

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

3.Définitions des paramètres de la formule N-1

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

Définition relative à la demande 

«Dmax» désigne la demande quotidienne totale de gaz (en millions de mètres cubes par jour) de la zone couverte pendant une journée de demande exceptionnellement élevée se produisant avec une probabilité statistique d’une fois en vingt ans.

Définitions relatives à l’offre 

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

«Pm»: on entend par «capacité de production technique maximale (en millions de mètres cubes par jour)» la somme des capacités de production techniques maximales quotidiennes de l’ensemble des installations de production de gaz pouvant être délivrées aux points d’entrée dans la zone couverte;

«Sm»: on entend par «capacité de soutirage technique maximale des installations de stockage (en millions de mètres cubes par jour)» la somme des capacités techniques maximales quotidiennes de soutirage de l’ensemble des installations de stockage – compte tenu de leurs caractéristiques physiques respectives – pouvant être délivrées aux points d’entrée de la zone couverte;

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

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

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

, N-1 ≥ 100 %

Définition relative à la demande

«Deff» désigne la partie (en millions de mètres cubes par jour) de Dmax qui, en cas de rupture de l’approvisionnement, peut être couverte suffisamment et en temps utile au moyen de mesures fondées sur le marché et axées sur la demande, conformément à l’article 8, paragraphe 1, point c), et à l’article 4, paragraphe 2.

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

La zone couverte visée au point 3 est étendue au niveau régional approprié. Les régions définies à l'annexe I s'appliquent. Pour le calcul de la formule N-1 au niveau régional, on utilise la plus grande infrastructure gazière d’intérêt commun. La plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun d'une région est l'infrastructure gazière la plus grande de cette région qui contribue directement ou indirectement à l'approvisionnement en gaz des États membres de cette région et qui est définie dans l'évaluation des risques.

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

Aux fins des calculs visés à l'article 6, paragraphe 1, la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun pour les régions, telles qu'énumérées à l'annexe I, est utilisée.

ANNEXE III

Capacité bidirectionnelle permanente

1.Afin de mettre en place une capacité bidirectionnelle ou de la renforcer sur une interconnexion, ou d'obtenir ou de prolonger une dérogation à cet égard, les gestionnaires de réseau de transport de part et d'autre de l'interconnexion soumettent à leurs autorités compétentes (les autorités compétentes concernées), après consultation de tous les gestionnaires de réseau de transport sur le parcours du corridor d'approvisionnement gazier:

(a)une proposition de capacité bidirectionnelle permanente concernant le sens rebours (ci-après dénommée «capacité de flux inversé»); ou

(b)une demande de dérogation à l’obligation de mettre en place une capacité bidirectionnelle.

Cette soumission a lieu au plus tard le 1er décembre 2018 pour toutes les interconnexions existantes lors de l'entrée en vigueur du présent règlement et, pour les nouvelles interconnexions, après l'achèvement de l'étude de faisabilité, mais avant le début de la phase de conception technique détaillée.

2.La proposition de mise en place ou de renforcement de capacité de flux inversé ou la demande d'octroi ou de prorogation d'une dérogation s’appuie sur une évaluation de la demande du marché, sur des projections de la demande et de l’offre, sur une étude de faisabilité, sur l'évaluation des coûts de la capacité de flux inversé, y compris le renforcement nécessaire du réseau de transport, et des avantages en termes de sécurité de l’approvisionnement, compte tenu de l’éventuelle contribution de la capacité de flux inversé au respect des normes relatives aux infrastructures exposées à l’article 4. La proposition comprend une analyse des coûts et avantages effectuée sur la base de la méthodologie définie en application de l'article 11 du règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil 1 .

3.Après réception de la proposition ou de la demande de dérogation, les autorités compétentes concernées consultent sans délai les autorités compétentes sur le parcours du corridor d'approvisionnement gazier, l'Agence et la Commission européenne sur la proposition ou la demande de dérogation. Les autorités consultées peuvent émettre un avis dans les quatre mois à compter de la réception de la demande de consultation.

4.Dans les deux mois à compter de l'expiration du délai visé au point 3, les autorités compétentes concernées prennent, sur la base de l'évaluation des risques, des informations énumérées au point 2, des avis reçus en réponse à la consultation conformément au point 3, et compte tenu de la sécurité d'approvisionnement en gaz et de la contribution au marché intérieur du gaz, une décision conjointe portant:

(a)acceptation de la proposition de la capacité de flux inversé; cette décision contient une analyse des coûts et avantages, une répartition transfrontalière des coûts, un calendrier de mise en œuvre et les arrangements régissant son utilisation ultérieure;

(b)octroi ou prolongation d'une dérogation temporaire, pour une durée maximale de 4 ans, si l'analyse des coûts et avantages incluse dans la décision démontre que la capacité de flux inversé ne renforcerait la sécurité d'approvisionnement d'aucun État membre présent sur le parcours du corridor d'approvisionnement gazier, ou si les coûts d'investissement vont être sensiblement supérieurs aux avantages probables pour la sécurité d'approvisionnement;

(c)obligation, pour les gestionnaires du réseau de transport, de modifier et soumettre à nouveau leur proposition ou demande de dérogation.

5.Les autorités compétentes concernées soumettent une décision conjointe sans délai aux autorités compétentes sur le parcours du corridor d'approvisionnement gazier, à l'Agence et à la Commission européenne, accompagné des avis reçus lors de la consultation conformément au point 4.

6.Dans les deux mois à compter de la réception de la décision conjointe, les autorités compétentes des États membres présents sur le parcours du corridor d'approvisionnement gazier font part de leurs objections à la décision conjointe et les soumettent aux autorités compétentes qui l'ont adoptée, à l'Agence et à la Commission. Les objections se limitent aux faits et à l'évaluation, en particulier de la répartition transfrontalière des coûts qui n'a pas fait l'objet de la consultation prévue au point 4.

7.Dans les trois mois à compter de la réception de la décision conjointe conformément au point 5, l'Agence émet, sur tous les éléments de la décision conjointe, un avis qui tient compte de toutes les objections formulées, et soumet cet avis à toutes les autorités compétentes sur le parcours du corridor d'approvisionnement gazier et à la Commission européenne.

8.Dans les quatre mois à compter de la réception de l'avis émis par l'Agence en application du point 7, la Commission peut adopter une décision demandant des modifications de la décision conjointe.

9.Si les autorités compétentes concernées ne sont pas parvenues à adopter une décision conjointe dans le délai indiqué au point 4, elles en informent l'Agence et la Commission le jour de l'expiration dudit délai. Dans les deux mois à compter de la réception de cette information, l'Agence adopte un avis accompagné d'une proposition portant sur tous les éléments énumérés au point 4 et soumet cet avis à toutes les autorités compétentes concernées et à la Commission.

10.Dans les quatre mois à compter de la réception de l'avis émis par l'Agence en application du point 9, la Commission adopte une décision portant sur tous les éléments d'une décision conjointe énumérés au point 4 et tenant compte de cet avis. Si la Commission demande des informations complémentaires, le délai de quatre mois court à compter du jour de la réception de toutes les informations demandées. Ce délai peut être prolongé de deux mois supplémentaires en accord avec toutes les autorités compétentes concernées.

11.La Commission, les autorités compétentes et les gestionnaires de réseau de transport préservent la confidentialité des informations sensibles sur le plan commercial.

12.Les dérogations à l'obligation de mettre en place une capacité bidirectionnelle accordée en application du règlement (UE) no 994/2010 restent valables jusqu'au 1er décembre 2018 sauf si leur validité expire avant.

ANNEXE IV

Modèle pour l'évaluation des risques

Les documents établis à partir des modèles suivants seront en langue anglaise.

Informations générales

–États membres dans la région

–Dénomination des autorités compétentes associées à la préparation de la présente évaluation des risques 2

1.Description du réseau

1.1.Veuillez fournir une brève description du réseau gazier régional, comprenant:

(a)Les principaux chiffres de la consommation de gaz 3 : consommation finale annuelle (en milliards de mètres cubes) et ventilation par catégorie de consommateurs 4 , pics de demande (total et ventilation par catégorie de consommateurs, en millions de mètres cubes par jour).

(b)Décrire le fonctionnement du réseau gazier dans la région: flux principaux (entrée/sortie/transit), capacité des points d'entrée/de sortie de l'infrastructure vers et depuis la région et par État membre, y compris le taux d'utilisation, installations GNL (capacité journalière maximale, taux d'utilisation et conditions d'accès), etc. Inclure, dans la mesure pertinente pour les États membres dans la région, le réseau de gaz L;

(c)Ventilation des sources d'importation de gaz par pays d'origine 5 .

(d)Décrire le rôle des installations de stockage pertinentes pour la région, y compris les accès transfrontaliers:

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

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

(e)Décrire le rôle de la production locale de la région:

(1)valeur de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz;

(2)capacité maximale de production journalière.

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

1.2.Veuillez fournir une description succincte du réseau gazier par État membre, comprenant:

(a)Les principaux chiffres de la consommation de gaz: consommation finale annuelle (en milliards de mètres cubes) et ventilation par catégorie de consommateurs (en millions de mètres cubes par jour).

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

(c)Indiquer l'infrastructure clé pour la sécurité d'approvisionnement.

(d)Ventilation, au niveau national, des sources d'importation de gaz par pays d'origine.

(e)Décrire le rôle du stockage dans l'État membre et inclure:

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

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

(f)Décrire le rôle de la production locale de la région:

(1)valeur de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz;

(2)capacité maximale de production journalière.

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

2.Normes relatives aux infrastructures (article 4)

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

2.1.Niveau régional

Formule N-1

(a)Indication de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun dans la région.

(b)Calcul de la formule N-1 au niveau régional.

(c)Description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule, y compris les chiffres intermédiaires utilisés pour son calcul (par exemple EPm désigne la capacité de tous les points d'entrée considérés dans ce paramètre).

(d)Indiquer les méthodologies et hypothèses utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées).

2.2.Niveau national (à décrire pour chaque État membre de la région)

(a)Formule N-1

(1)Indication de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun.

(2)Calcul de la formule N-1 au niveau national.

(3)Description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule, y compris les valeurs intermédiaires utilisées pour leur calcul (par exemple EPm désigne la capacité de tous les points d'entrée considérés dans ce paramètre).

(4)Indiquer les méthodologies utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées).

(5)Expliquer les résultats du calcul de la formule N-1 pour les stockages à 30% et à 100% de leur capacité totale.

(6)Expliquer les principaux résultats de la simulation du scénario de N-1 avec un modèle hydraulique.

(7)Si l'État membre l'a décidé, calcul de la formule N-1 avec des mesures axées sur la demande:

–calcul de la formule N-1 selon le point 5 de l'annexe II;

–description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule, y compris les chiffres intermédiaires utilisés pour son calcul (s'ils sont différents des chiffres décrits au point 2.2.a.3);

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

–expliquer les mesures fondées sur le marché et axées sur la demande, adoptées ou devant être adoptées afin de compenser une rupture d'approvisionnement et son impact attendu (Deff).

(8)Si les autorités compétentes des États membres voisins ont donné leur accord, calcul conjoint de la norme N-1:

–calcul de la formule N-1 selon le point 5 de l'annexe II;

–description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule, y compris les valeurs intermédiaires utilisées pour son calcul (s'ils sont différents des chiffres décrits au point 2.2.a.3);

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

–expliquer les arrangements convenus pour garantir la conformité avec l'obligation N-1.

(b)Capacité bidirectionnelle

(1)Indiquer les points d'interconnexion disposant d'une capacité bidirectionnelle et la capacité maximale pour ces flux.

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

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

3.Identification des risques

Décrire les sources de risque qui pourraient avoir un impact négatif sur la sécurité de l'approvisionnement gazier dans l'État membre et/ou la région, leur probabilité et les conséquences.

Liste non exhaustive des types de sources de risque:

Politique

–rupture de l'approvisionnement gazier en provenance de pays tiers liée à différentes raisons

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

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

–terrorisme

Technologique

–explosion/incendies

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

–fuites

–manque d'entretien approprié

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

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

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

–cyberattaque

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

Commercial/lié au marché/financier

–accords avec des fournisseurs de pays tiers

–litige commercial

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

–volatilité des prix

–sous-investissement

–pic de demande brusque et inattendu

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

Social

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

–sabotage

–vandalisme

–vol

Naturel

–tremblements de terre

–glissements de terrain

–inondations (fortes pluies, crues)

–tempêtes (maritimes)

–avalanches

–conditions météorologiques extrêmes

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

3.1.Niveau régional

(a)Indiquer les sources pertinentes de risque pour la région, avec leur probabilité et leur impact ainsi que l'interaction et la corrélation des risques parmi les États membres, le cas échéant.

(b)Décrire les critères utilisés pour déterminer si un réseau est exposé à des risques élevés/inacceptables.

(c)Établir une liste des scénarios de risque pertinents en fonction des sources de risque et décrire les modalités de sélection.

(d)Indiquer dans quelle mesure les scénarios établis par l'ENTSO pour le gaz ont été pris en considération.

3.2.Niveau national (dans la mesure pertinente)

(a)Indiquer les sources pertinentes de risque pour la région, avec leur probabilité et leur impact.

(b)Décrire les critères utilisés pour déterminer si un réseau est exposé à des risques élevés/inacceptables.

(c)Établir une liste des scénarios de risque en fonction des sources de risque et de leur probabilité et décrire les modalités de sélection.

4.Analyse et évaluation des risques

Analyse de la série de scénarios de risque pertinents retenue au point 3. Dans les scénarios de risque, inclure les mesures existantes en matière de sécurité d'approvisionnement, telles que, notamment, la norme N-1 et la norme d'approvisionnement. Par scénario de risque:

(a)Décrire en détail le scénario de risque, en indiquant toutes les hypothèses et, le cas échéant, les méthodologies pour leur calcul.

(b)Décrire en détail les résultats des simulations effectuées, y compris la quantification des impacts (par exemple les volumes de gaz non livrés, les conséquences socio-économiques, les effets sur le chauffage urbain et sur la production d'électricité).

5.Conclusions

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

ANNEXE V

Modèles pour les plans

Les documents établis à partir des modèles suivants seront en langue anglaise.

Modèle de plan d'action préventif

Informations générales

–États membres dans la région

–Dénomination des autorités compétentes associées à la préparation du plan 6

1.Description du réseau

1.1.Veuillez fournir une brève description du réseau gazier régional, comprenant:

(a)Les principaux chiffres de la consommation de gaz 7 : consommation finale annuelle (en milliards de mètres cubes) et ventilation par catégorie de consommateurs 8 , pics de demande (total et ventilation par catégorie de consommateurs, en millions de mètres cubes par jour).

(b)Décrire le fonctionnement du réseau gazier dans la région: flux principaux (entrée/sortie/transit), capacité des points d'entrée/de sortie de l'infrastructure vers et depuis la région et par État membre, y compris le taux d'utilisation, installations GNL (capacité journalière maximale, taux d'utilisation et conditions d'accès), etc. Inclure, dans la mesure pertinente pour les États membres dans la région, le réseau de gaz L.

(c)Ventilation des sources d'importation de gaz par pays d'origine 9 .

(d)Décrire le rôle des installations de stockage pertinentes pour la région, y compris les accès transfrontaliers:

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

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

(e)Décrire le rôle de la production locale de la région:

(1)valeur de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz;

(2)capacité maximale de production journalière.

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

1.2.Veuillez fournir une description succincte du réseau gazier par État membre, comprenant:

(a)Les principaux chiffres de la consommation de gaz: consommation finale annuelle (en milliards de mètres cubes) et ventilation par catégorie de consommateurs (en millions de mètres cubes par jour).

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

(c)Indiquer l'infrastructure clé pour la sécurité d'approvisionnement.

(d)Ventilation, au niveau national, des sources d'importation de gaz par pays d'origine.

(e)Décrire le rôle du stockage dans l'État membre et inclure:

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

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

(f)Le rôle de la production locale de la région:

(1)la valeur de la production au regard de la consommation annuelle finale de gaz;

(2)la capacité maximale de production journalière;

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

2.Résumé de l'évaluation des risques

Veuillez décrire succinctement les résultats de l'évaluation des risques effectuée conformément à l'article 6, avec indication:

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

(b)des principales conclusions de l'évaluation des risques.

3.Normes relatives aux infrastructures (article 4)

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

3.1.Niveau régional

Formule N-1

(a)Indication de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun dans la région.

(b)Calcul de la formule N-1 au niveau régional.

(c)Description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule, y compris les chiffres intermédiaires utilisées pour son calcul (par exemple EPm désigne la capacité de tous les points d'entrée considérés dans ce paramètre).

(d)Indiquer les méthodologies et hypothèses utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées).

3.2.Niveau national

(a)Formule N-1

(1)Indication de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun.

(2)Calcul de la formule N-1 au niveau régional.

(3)Description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule, y compris les valeurs intermédiaires utilisées pour leur calcul (par exemple EPm désigne la capacité de tous les points d'entrée considérés dans ce paramètre).

(4)Indiquer les méthodologies utilisées, le cas échéant, pour le calcul des paramètres dans la formule (par exemple Dmax) (joindre des annexes pour des explications détaillées).

(5)Si l'État membre l'a décidé, réaliser le calcul de la formule N-1 avec des mesures axées sur la demande:

–calcul de la formule N-1 selon le point 5 de l'annexe II;

–description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule, y compris les chiffres intermédiaires utilisées pour son calcul (s'ils sont différents des chiffres décrits au point 3.2.a.3);

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

–expliquer les mesures fondées sur le marché et axées sur la demande, adoptées ou devant être adoptées afin de compenser une rupture d'approvisionnement et son impact attendu (Deff).

(6)Si les autorités compétentes des États membres voisins ont donné leur accord, calcul conjoint de la norme N-1:

–calcul de la formule N-1 selon le point 5 de l'annexe II;

–description des valeurs utilisées pour tous les éléments dans la formule, y compris les valeurs intermédiaires utilisées pour son calcul (s'ils sont différents des chiffres décrits au point 3.2.a.3);

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

–expliquer les arrangements convenus pour garantir la conformité avec l'obligation N-1.

(b)Capacité bidirectionnelle

(1)Indiquer les points d'interconnexion disposant d'une capacité bidirectionnelle et la capacité maximale pour ces flux.

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

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

4.Conformité avec les normes d'approvisionnement (article 5)

Veuillez décrire ici, par État membre, les mesures adoptées afin de se conformer aux normes d'approvisionnement ainsi que tout renforcement des normes d'approvisionnement ou toute obligation supplémentaire imposé(e) pour des raisons de sécurité d'approvisionnement:

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

(b)Volumes de gaz nécessaires pour se conformer aux normes d'approvisionnement selon les scénarios décrits à l'article 5, paragraphe 1, premier alinéa.

(c)Capacité nécessaire pour se conformer aux normes d'approvisionnement selon les scénarios décrits à l'article 5, paragraphe 1, premier alinéa.

(d)Mesure(s) en place pour se conformer aux normes d'approvisionnement:

(1)description de la ou des mesures;

(2)destinataires;

(3)s'il en existe un, décrire le système de contrôle ex ante de la conformité avec la norme environnementale;

(4)régime des sanctions, s'il en existe un;

(5)décrire, pour chaque mesure:

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

–l'impact de la mesure sur l'environnement;

–l'impact des mesures sur le consommateur;

(6)en cas de mesures non fondées sur le marché (pour chaque mesure):

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

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

–fournir une analyse des impacts de la mesure:

(a)sur la sécurité d'approvisionnement d'autres États membres;

(b)sur le marché national;

(c)sur le marché intérieur.

(7)Si des mesures sont prises après [OP: Please insert the date of the entry into force of this Regulation], veuillez fournir un lien vers l'analyse d'impact publique de la ou des mesures effectuée conformément à l'article 8, paragraphe 4.

(e)Le cas échéant, décrire le renforcement de la norme d'approvisionnement ou l'obligation supplémentaire imposée pour des raisons de sécurité d'approvisionnement en gaz:

(1)description de la ou des mesures;

(2)indiquer les raisons qui justifient la mesure (pourquoi les normes d'approvisionnement doivent être renforcées et, si des mesures non fondées sur le marché sont mises en œuvre, pourquoi la sécurité d'approvisionnement ne peut être atteinte au moyen de seules mesures fondées sur le marché);

(3)indiquer les raisons pour lesquelles la mesure est proportionnée (pourquoi le renforcement de la norme d'approvisionnement ou une obligation supplémentaire constitue le moyen le moins restrictif d'obtenir l'effet souhaité et, si des mesures non fondées sur le marché sont mises en œuvre, pourquoi la mesure non fondée sur le marché constitue le moyen le moins restrictif d'obtenir l'effet recherché);

(4)destinataires;

(5)volumes de gaz et capacités concernés;

(6)mécanisme en vue de revenir aux valeurs habituelles dans un esprit de solidarité et conformément à l'article 12;

(7)indiquer comment la mesure remplit les conditions énoncées à l'article 5, paragraphe 2.

5.Mesures préventives

Veuillez décrire les mesures préventives en place ou dont l'adoption est prévue, y compris en ce qui concerne le gaz L:

(a)Décrire chacune des mesures préventives adoptées pour chaque risque indiqué dans l'évaluation des risques, en indiquant notamment:

(1)leur dimension nationale et régionale;

(2)leur impact économique, leur efficacité et leur efficience;

(3)leur impact sur l’environnement ;

(4)leur impact sur les consommateurs.

Le cas échéant, inclure:

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

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

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

(b)Décrire les autres mesures adoptées pour des raisons autres que l'évaluation des risques mais qui ont un impact positif sur la sécurité d'approvisionnement de la région ou de l'État membre.

(c)En cas de mesures non fondées sur le marché (pour chaque mesure):

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

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

(3)fournir une analyse des impacts de la mesure:

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

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

–fournir une analyse des impacts de la mesure:

(a)sur la sécurité d'approvisionnement des autres États membres;

(b)sur le marché national;

(c)sur le marché intérieur.

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

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

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

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

7.Projets d’infrastructure

(a)Décrire les projets d'infrastructures, y compris les projets d'intérêt communs, dans la région, en indiquant le calendrier estimatif de leur mise en œuvre, la capacité en jeu et l'impact estimatif sur la sécurité d'approvisionnement gazier dans la région.

(b)Indiquer comment les projets d'infrastructures tiennent compte du plan décennal de développement du réseau à l'échelle de l'Union élaboré par l'ENTSO pour le gaz en application de l'article 8, paragraphe 10 du règlement (CE) no 715/2009.

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

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

9.Mécanismes de coopération

(a)Décrire les mécanismes de coopération utilisés parmi les États membres de la région, notamment aux fins de l'élaboration et de la mise en œuvre du présent plan d'action préventif et de l'article 12.

(b)Décrire les mécanismes utilisés pour la coopération avec les autres États membres de la région aux fins de la définition et de l'adoption des dispositions nécessaires pour l'application de l'article 12.

10.Consultation des acteurs concernés

Conformément à l'article 7, paragraphe 1, veuillez décrire le mécanisme utilisé pour les consultations et les résultats de ces dernières aux fins du présent plan et du plan d'urgence; les acteurs consultés sont les suivants:

(a)entreprises gazières;

(b)organismes représentant les intérêts des ménages;

(c)organismes représentant les intérêts des consommateurs industriels de gaz, y compris les producteurs d'électricité;

(d)autorité de régulation nationale.

11.Spécificités nationales

Indiquer les éventuelles particularités et mesures nationales en lien avec la sécurité d'approvisionnement et non couvertes par les sections précédentes du présent plan, notamment l'approvisionnement en gaz L lorsque celui-ci n'est pas pertinent au niveau régional.

Modèle de plan d'urgence

Informations générales

–États membres dans la région

–Dénomination des autorités compétentes associées à la préparation de la présente évaluation des risques 10

1.Définition des niveaux de crise

(a)Indiquer pour chaque État membre l'organisme responsable de la déclaration de chaque niveau de crise et les procédures à suivre dans chaque cas pour ces déclarations.

(b)S'il en existe, mentionner également les indicateurs ou les paramètres utilisés pour déterminer si un événement peut aboutir à une dégradation sensible de la situation d'approvisionnement et décider de la déclaration d'un niveau de crise donné.

2.Mesures à adopter par niveau de crise 11

2.1.Alerte précoce

(a)Décrire les mesures à mettre en œuvre à ce stade, en indiquant, pour chaque mesure:

(1)une description succincte des mesures et des principaux acteurs impliqués;

(2)une description de la procédure à suivre, le cas échéant:

(3)indiquer la contribution attendue de la mesure pour faire face aux impacts de l'événement ou se préparer à son occurrence;

(4)décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués.

2.2.Alerte

(a)Décrire les mesures à mettre en œuvre à ce stade, en indiquant, pour chaque mesure:

(1)une description succincte des mesures et des principaux acteurs impliqués;

(2)une description de la procédure à suivre, le cas échéant;

(3)la contribution attendue de la mesure pour faire face à la situation d'alerte.

(4)Décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués.

(b)Indiquer les obligations en matière de présentation de rapports imposées aux entreprises de gaz naturel en situation d’alerte.

2.3.Urgence

(a)Établir une liste d’actions prédéfinies concernant l'offre et la demande afin de rendre du gaz disponible en cas d’urgence, y compris les accords commerciaux entre les parties prenantes de ces actions et, le cas échéant, les mécanismes de compensation pour les entreprises de gaz naturel.

(b)Décrire les mesures fondées sur le marché à mettre en œuvre à ce stade, en indiquant, pour chaque mesure:

(1)une description succincte de la mesure et des principaux acteurs impliqués;

(2)une description de la procédure à suivre;

(3)la contribution attendue de la mesure pour faire face à la situation d'alerte;

(4)décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués.

(c)Décrire les mesures non fondées sur le marché prévues ou à mettre en œuvre en cas d'urgence, en indiquant pour chaque mesure:

(1)une description succincte de la mesure et des principaux acteurs impliqués;

(2)une évaluation de la nécessité de la mesure afin de faire face à une crise, y compris son degré d'utilisation.

(3)Décrire en détail la procédure de mise en œuvre de la mesure (quelles sont les conditions qui appellent la mise en œuvre de cette mesure, et qui en décide);

(4)indiquer la contribution attendue de la mesure afin d'atténuer les conséquences de la situation d'urgence, en complément des mesures fondées sur le marché;

(5)évaluer les autres effets de la mesure;

(6)justifier la conformité de la mesure avec les conditions fixées à l'article 10, paragraphe 4 du règlement;

(7)décrire les flux d'information entre les acteurs impliqués.

(d)Décrire les obligations en matière de présentation de rapports imposées aux entreprises de gaz naturel.

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

(a)Chauffage urbain

(1)Indiquer succinctement l'impact probable d'une rupture d'approvisionnement dans le secteur du chauffage urbain.

(2)Indiquer les mesures et actions à mettre en œuvre afin d'atténuer l'impact potentiel d'une rupture d'approvisionnement gazier sur le chauffage urbain; ou bien indiquer la raison pour laquelle l'adoption de mesures spécifiques n'est pas appropriée.

(b)Approvisionnement en électricité produite à partir du gaz

(1)Indiquer succinctement l'impact probable d'une rupture d'approvisionnement dans le secteur de l'électricité.

(2)Indiquer les mesures et actions à mettre en œuvre afin d'atténuer l'impact potentiel d'une rupture d'approvisionnement gazier sur le chauffage urbain, ou bien indiquer la raison pour laquelle l'adoption de mesures spécifiques n'est pas appropriée.

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

4.Gestionnaire ou cellule de crise

Indiquer le gestionnaire ou la cellule de crise et définir son rôle.

5.Rôles et responsabilités des différents acteurs

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

(1)des entreprises de gaz naturel;

(2)des consommateurs industriels;

(3)des producteurs d'électricité concernés.

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

6.Mécanismes de coopération

(a)Décrire, pour chaque niveau de crise, les mécanismes en place en vue de permettre la coopération dans la région et de garantir une coordination appropriée. Décrire, dans la mesure où il en existe et où elles ne sont pas mentionnées au point 2, les procédures décisionnelles permettant une réaction appropriée au niveau régional pour chaque niveau de crise.

(b)Décrire les mécanismes en place en vue de permettre la coopération avec les autres États membres en dehors de la région et de coordonner des actions pour chaque niveau de crise.

7.Solidarité entre États membres

(a)Décrire les arrangements convenus entre les États membres d'une même région afin de garantir l'application du principe de solidarité visé à l'article 12 du règlement.

(b)Décrire les arrangements convenus entre les États membres d'une même région et les États membres d'autres régions afin de garantir l'application du principe de solidarité visé à l'article 12 du règlement.

8.Mesures concernant la consommation excessive des clients non protégés

Décrire les mesures en place pour empêcher la consommation, par des clients non protégés, de gaz destiné aux clients protégés, pendant une urgence. Indiquer la nature de la mesure (administrative, technique, etc.), les principaux acteurs et les procédures à suivre.

9.Exercices de préparation aux situations d'urgence

(a)Indiquer le calendrier des simulations de réaction en temps réel en situation d'urgence.

(b)Indiquer les acteurs concernés, les procédures et les scénarios d'impact concret élevé et moyen suivis lors des simulations.

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

ANNEXE VI

Examen par les pairs des plans d’action préventifs et des plans d’urgence

1.Chaque plan d'action préventif notifié et le plan d'urgence font l'objet d'un examen par les pairs effectué par une équipe de pairs examinateurs.

2.Une équipe de pairs examinateurs est mise en place par région. Chaque équipe de pairs examinateurs se compose d'un maximum de cinq autorités compétentes et de l'ENTSO pour le gaz, chacun représenté par une personne, avec la Commission en qualité d'observateur. La Commission sélectionne les représentants des autorités compétentes et de l'ENTSO pour le gaz au sein des équipes de pairs examinateurs, en tenant compte de l'équilibre géographique et en incluant au moins une autorité compétente d'un État membre voisin. Les membres de l'équipe de pairs examinateurs n'appartiennent à aucune autorité compétente ni à aucun autre organisme ou association ayant participé à l'élaboration des plans faisant l'objet de l'examen par des pairs.

3.La Commission informe l'équipe de pairs examinateurs de la notification des plans. Dans les deux mois à compter de la date d'une telle notification, l'équipe de pairs examinateurs en cause établit un rapport et le remet à la Commission. Avant la soumission du rapport, l'équipe de pairs examinateurs discute du plan d'action préventif et du plan d'urgence, à au moins une occasion, avec les autorités compétentes qui ont élaboré ces plans. La Commission publie ces rapports.

4.En tenant compte tenu du rapport d'examen par les pairs, le groupe de coordination pour le gaz examine les plans d'action préventifs et les plans d'urgence en vue de garantir la cohérence entre les différentes régions et l'Union dans son ensemble.

ANNEXE VII

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

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

mesures axées sur l’offre:

–recours au stockage stratégique de gaz;

–obligation d’utiliser les stocks de combustibles de remplacement (par exemple, conformément à la directive 2009/119/CE 12 ;

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

–obligation d’augmenter les niveaux de production de gaz,

–obligation de prélever du gaz dans les stocks.

Mesures axées sur la demande:

–Plusieurs mesures de réduction obligatoire de la demande, y compris:

–obligation de changer de combustible,

–obligation de recours à des contrats interruptibles, lorsque cette possibilité n’est pas pleinement exploitée dans le cadre des mesures liées au marché,

–obligation de délestage.

ANNEXE VIII

Tableau de correspondance

(1) Règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil du 17 avril 2013 concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes, et abrogeant la décision no 1364/2006/CE et modifiant les règlements (CE) no 713/2009, (CE) no 714/2009 et (CE) no 715/2009, JO L 115 du 25.4.2013, p. 39.

(2) Si cette tâche a été déléguée par une autorité compétente, veuillez indiquer le nom du ou des organismes participant pour le compte de cette autorité à la préparation de la présente évaluation des risques.

(3) Pour la première évaluation, inclure les données des deux dernières années. Pour les mises à jour, inclure les données des quatre dernières années.

(4) Consommateurs industriels, production d'électricité, chauffage urbain, secteur résidentiel, services et autres (veuillez préciser le type de consommateurs inclus ici). Indiquer également le volume de consommation des clients protégés.

(5) Décrire la méthodologie mise en œuvre.

(6) Si cette tâche a été déléguée par une autorité compétente, veuillez indiquer le nom du ou des organismes participant pour le compte de cette autorité à la préparation du plan.

(7) Pour le premier plan, inclure les données des deux dernières années. Pour les mises à jour, inclure les données des quatre dernières années.

(8) Consommateurs industriels, production d'électricité, chauffage urbain, secteur résidentiel, services et autres (veuillez préciser le type de consommateurs inclus ici). 

(9) Décrire la méthodologie mise en œuvre.

(10) Si cette tâche a été déléguée par une autorité compétente, veuillez indiquer le nom du ou des organismes participant pour le compte de cette autorité à la préparation du plan.

(11) Inclure les mesures régionales et nationales

(12) Directive 2009/119/CE du Conseil du 14 septembre 2009 faisant obligation aux États membres de maintenir un niveau minimal de stocks de pétrole brut et/ou de produits pétroliers.