KOMISJA EUROPEJSKA
Bruksela, dnia 16.2.2016
COM(2016) 52 final
2016/0030(COD)
Wniosek
ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY
dotyczące środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (UE) nr 994/2010
(Tekst mający znaczenie dla EOG)
{SWD(2016) 25 final}
{SWD(2016) 26 final}
UZASADNIENIE
1.KONTEKST WNIOSKU
•Przyczyny i cele wniosku
Celem projektu rozporządzenia jest zagwarantowanie, by wszystkie państwa członkowskie dysponowały odpowiednimi narzędziami umożliwiającymi przygotowanie się do niedoboru gazu oraz zarządzanie skutkami takiego niedoboru wywołanego zakłóceniami w systemie dostaw lub nadzwyczajnie dużym popytem. Istnieją trzy poziomy odpowiedzialności za bezpieczeństwo dostaw gazu. Główną odpowiedzialność za dostawy gazu ponoszą przedsiębiorstwa gazowe zgodnie z zasadami mechanizmów rynkowych. W przypadku załamania rynku w jednym z państw członkowskich właściwe organy tego państwa członkowskiego oraz państw członkowskich w regionie są odpowiedzialne za podjęcie odpowiednich środków w celu zapewnienia dostaw gazu odbiorcom chronionym. Na kolejnym poziomie Komisja Europejska zapewnia ogólną koordynację i spójność podejmowanych działań.
W projekcie rozporządzenia proponuje się osiągnięcie tego celu poprzez zacieśnienie koordynacji regionalnej, przy czym niektóre zasady i standardy mają być ustalone na szczeblu UE. W proponowanym podejściu państwa członkowskie powinny ściśle współpracować ze sobą w ramach regionów przy przeprowadzaniu ocen ryzyka. W celu zapewnienia spójności na poziomie UE regionalne oceny ryzyka będą dokonywane na podstawie ogólnoeuropejskiej symulacji, z zachowaniem wspólnych standardów i według określonego scenariusza. Źródła ryzyka określone w regionalnych ocenach ryzyka zostaną uwzględnione w regionalnych planach działań zapobiegawczych i planach na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, które są poddawane wzajemnej ocenie przez ekspertów i zatwierdzane przez Komisję.
Aby ocena ryzyka i plany były kompletne i spójne ze sobą, w rozporządzeniu określa się obowiązkowe wzory z wykazem aspektów, które należy wziąć pod uwagę podczas przeprowadzania oceny ryzyka i sporządzania planów. Współpraca regionalna musi zostać zacieśniona, ponieważ zakłócenie w dostawach gazu może dotknąć kilka państw członkowskich jednocześnie. Krajowe oceny ryzyka oraz plany nie są zatem właściwym narzędziem w takich sytuacjach.
W rozporządzeniu wprowadza się również ulepszenia dotyczące stosowania standardu w zakresie dostaw dla odbiorców chronionych (głównie gospodarstw domowych) i standardu w zakresie infrastruktury (możliwość dostawy gazu, nawet jeśli największa infrastruktura nie jest dostępna). Wprowadza się stałą zdolność przepływu w obu kierunkach. Ponadto proponuje się wprowadzenie dodatkowych środków dotyczących przejrzystości w umowach na dostawy gazu, ponieważ umowy te mogą mieć wpływ na bezpieczeństwo dostaw w UE.
Pięć lat po przyjęciu rozporządzenia nr 994/2010 bezpieczeństwo dostaw gazu jest nadal kwestią niezwykle aktualną, biorąc pod uwagę napięcia między Ukrainą a Rosją. Prowadzi się działania na szczeblu krajowym i UE, aby poprawić bezpieczeństwo dostaw gazu zimą 2015/2016 oraz w kolejnych latach.
Zacieśnienie współpracy regionalnej między państwami członkowskimi nie oznacza tworzenia nowych struktur instytucjonalnych.
•Spójność z przepisami obowiązującymi w tej dziedzinie polityki
Główne dokumenty strategiczne dotyczące bezpieczeństwa dostaw to:
1. Europejska strategia bezpieczeństwa energetycznego 1
2. Strategia ramowa na rzecz stabilnej unii energetycznej opartej na przyszłościowej polityce w dziedzinie klimatu 2
Projekt rozporządzenia jest wdrożeniem planów strategicznych przedstawionych w strategii unii energetycznej i strategii bezpieczeństwa energetycznego.
•Spójność z innymi politykami Unii Europejskiej
Wniosek stanowi wkład w przepisy dotyczące wewnętrznego rynku energii poprzez nadanie priorytetów środkom rynkowym.
2.PODSTAWA PRAWNA, POMOCNICZOŚĆ I PROPORCJONALNOŚĆ
•Podstawa prawna
W projekcie rozporządzenia proponuje się środki zapewniające bezpieczeństwo dostaw gazu w Unii Europejskiej. Podstawą prawną rozporządzenia jest zatem art. 194 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE).
•Pomocniczość (w przypadku kompetencji niewyłącznych)
Działanie UE jest określone w art. 194 TFUE, zgodnie z którym niezbędny jest pewien poziom koordynacji, przejrzystości i współpracy w zakresie polityk państw członkowskich UE w dziedzinie bezpieczeństwa dostaw, tak aby rynek energii funkcjonował prawidłowo, zapewniając bezpieczeństwo dostaw gazu w Unii Europejskiej.
Coraz większa integracja rynków gazu w UE oraz „oparte na korytarzach” 3 podejście do odwrócenia przepływu w gazociągach międzysystemowych wymagają skoordynowanych działań. Bez takiej koordynacji krajowe środki bezpieczeństwa dostaw mogą stwarzać zagrożenie dla sytuacji w innych państwach członkowskich lub dla bezpieczeństwa dostaw na szczeblu UE. Ryzyko poważnego zakłócenia dostaw gazu do UE wychodzi poza granice poszczególnych krajów i może dotknąć szereg państw członkowskich, bezpośrednio lub pośrednio. Sytuacje takie jak niskie temperatury w 2012 r. oraz test warunków skrajnych w 2014 r. wykazały ogromne znaczenie skoordynowanych działań i solidarności. Potrzeba podjęcia działania przez UE jest oczywista; dowiedziono, że podejścia krajowe prowadzą do nieoptymalnych środków i nasilenia skutków kryzysu. Środki podejmowane w jednym kraju mogą spowodować niedobór gazu w krajach sąsiadujących. Przykładowo ograniczenia nałożone przez Bułgarię w lutym 2012 r. na eksport energii elektrycznej miały negatywny wpływ na sektor energii elektrycznej i gazu w Grecji.
Dotychczas nie podjęto wystarczających działań, aby wykorzystać potencjał bardziej skutecznych i mniej kosztownych środków w ramach współpracy regionalnej, co szkodzi odbiorcom w UE. Podczas testu warunków skrajnych wykazano wprawdzie, że dobrze funkcjonujące rynki są ważnym czynnikiem bezpieczeństwa dostaw, ustalono jednak również, że skoordynowane środki podejmowane przez państwa członkowskie, zwłaszcza w sytuacjach nadzwyczajnych, mogą znacznie poprawić bezpieczeństwo dostaw. Dotyczy to nie tylko lepszej koordynacji krajowych środków łagodzących w sytuacjach nadzwyczajnych, ale również krajowych środków zapobiegawczych, takich jak propozycje lepszej koordynacji krajowych polityk w zakresie magazynowania i LNG, które mogą mieć strategiczne znaczenie w niektórych regionach. Współpraca powinna również obejmować konkretne środki służące pogłębianiu solidarności państw członkowskich w zakresie bezpieczeństwa dostaw.
Działanie na szczeblu UE może być również potrzebne w pewnych sytuacjach (np. stany nadzwyczajne o zasięgu unijnym i regionalnym), w przypadku gdy bezpieczeństwo dostaw w UE nie może być w wystarczającym stopniu osiągnięte przez same państwa członkowskie, a ze względu na skalę lub nakład właściwsze jest osiągnięcie celu na szczeblu UE.
•Proporcjonalność
Celem rozporządzenia jest osiągnięcie wystarczająco wysokiego poziomu gotowości na wypadek kryzysu i złagodzenie wpływu nieprzewidywalnej sytuacji powodującej przerwanie dostaw gazu na odbiorców. Proponuje się osiągnięcie tego celu poprzez zacieśnienie koordynacji regionalnej, przy czym niektóre zasady i standardy należy ustalić na szczeblu UE. Proponowane podejście opiera się na ścisłej współpracy między państwami członkowskimi w danym regionie przy przeprowadzaniu oceny ryzyka na szczeblu regionalnym. W celu zapewnienia spójności na szczeblu UE regionalne oceny ryzyka należy przeprowadzać na podstawie ogólnoeuropejskiej symulacji, z zachowaniem wspólnych standardów i według określonego scenariusza. Źródła ryzyka określone w regionalnych ocenach ryzyka zostaną uwzględnione w regionalnych planach działań zapobiegawczych i planach na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, które są poddawane wzajemnej ocenie przez ekspertów i zatwierdzane przez Komisję.
Projekt rozporządzenia nie zakłada pełnej harmonizacji działań na szczeblu UE.
Ściślejsza współpraca regionalna oraz ustalenie określonych standardów na szczeblu UE są niezbędne, aby odpowiednio zaradzić niedoskonałościom obecnego systemu (krajowa ocena ryzyka i plany krajowe) i umożliwić rozwiązanie problemów na szczeblu regionalnym, unikając niepotrzebnych nakazów. Dlatego też podejście proponowane w projekcie rozporządzenia jest proporcjonalne (zob. również ocena skutków, s. 34–46 i s. 50).
•Wybór instrumentu
Obecnie instrumentem prawnym w tej dziedzinie jest rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 994/2010 z dnia 20 października 2010 r. w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylenia dyrektywy Rady 2004/67/WE. Celem proponowanego aktu prawnego jest usprawnienie i udoskonalenie środków i procedur przewidzianych w obowiązującym rozporządzeniu. Dlatego też zdecydowano, że odpowiednim instrumentem jest rozporządzenie.
3.WYNIKI OCEN EX POST, KONSULTACJI Z ZAINTERESOWANYMI STRONAMI I OCEN SKUTKÓW
•Oceny ex post/kontrole sprawności obowiązującego prawodawstwa
Zgodnie z zobowiązaniem do monitorowania określonym w art. 14 rozporządzenia nr 994/2010 Komisja sporządziła w 2014 r. sprawozdanie 4 oceniające wykonanie rozporządzenia i możliwe sposoby dalszej poprawy bezpieczeństwa. Sprawozdanie zawiera szczegółową ocenę wielu narzędzi, o których mowa w rozporządzeniu, ze szczególnym uwzględnieniem tego, w jaki sposób państwa członkowskie wdrożyły je i jak przyczyniły się one do poprawy bezpieczeństwa dostaw w UE i gotowości na sytuacje nadzwyczajne.
W sprawozdaniu tym wykazano, że rozporządzenie w dużej mierze poprawiło już bezpieczeństwo dostaw gazu w Europie, zarówno w zakresie przygotowania, jak i łagodzenia skutków. Państwa członkowskie są teraz lepiej przygotowane na wypadek kryzysu dostaw, ponieważ są zobowiązane do przeprowadzenia pełnej oceny ryzyka oraz do opracowania na podstawie jej wyników planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Państwa członkowskie zwiększyły również poziom ochrony w związku z tym, że muszą spełniać one ogólnounijne standardy w zakresie dostawy i infrastruktury.
Jednocześnie w sprawozdaniu wykazano, że nadal istnieją poważne powody do obaw w odniesieniu do współpracy między państwami członkowskimi (wprowadzane przez nie głównie środki krajowe nie są właściwe do radzenia sobie z problemami dostaw gazu) oraz do stosowania standardu dostaw do odbiorców chronionych (głównie gospodarstwa domowe) i standardu w zakresie infrastruktury. Ponadto umowy na dostawy gazu pomiędzy przedsiębiorstwami gazowymi a dostawcami spoza UE nie są wystarczająco przejrzyste. Niedociągnięcia te utrudniają skuteczną reakcję w sytuacjach kryzysowych.
Test warunków skrajnych przeprowadzony latem 2014 r. wykazał, że poważne zakłócenie w dostawach gazu ze Wschodu (Rosji) miałoby istotny wpływ na terytorium całej UE. Na niektórych obszarach, zwłaszcza w Europie Wschodniej, nadal odczuwane byłyby poważne skutki ekonomiczne i społeczne w razie wystąpienia niedoborów gazu. Ponadto podczas mrozów w 2012 r. hurtowe ceny gazu wzrosły o ponad 50 % w europejskich ośrodkach w porównaniu z poziomami zarejestrowanymi przed spadkiem temperatur. We Włoszech ceny wzrosły z 38 EUR/MWh do 65 EUR/MWh, natomiast w Zjednoczonym Królestwie, Niemczech i Austrii z 23 EUR/MWh do 38/MWh 5 .
Obecna sytuacja jest wynikiem szeregu różnorodnych problemów o różnym znaczeniu; należą do nich czynniki behawioralne (czysto krajowe podejście do bezpieczeństwa dostaw), czynniki zewnętrzne (zachowanie dostawców spoza UE) oraz kwestie techniczne (brak odpowiedniej infrastruktury lub niedostateczna ochrona infrastruktury).
W rozporządzeniu zaproponowano zaradzenie stwierdzonym niedoskonałościom.
•Konsultacje z zainteresowanymi stronami
Publiczne konsultacje z zainteresowanymi stronami przeprowadzono w dniach od 15 stycznia do 8 kwietnia 2015 r.; uzyskano 106 odpowiedzi. Można zatem uznać, że konsultacje miały szeroki zakres 6 . Większość respondentów pochodziło z sektora prywatnego oraz ze stowarzyszeń konsumenckich, regulacyjnych i branżowych, udział jednak wzięła również stosunkowo duża liczba organów sektora publicznego.
W konsultacjach uwzględniono dwoistą strukturę obecnego rozporządzenia, która opiera się na zapobieganiu i łagodzeniu skutków. Pytania dotyczące zapobiegania zostały przygotowane tak, aby dowiedzieć się, czy istnieje potrzeba poprawy obowiązujących przepisów prawnych. Było jednak również miejsce na przetestowanie nowych pomysłów, zwłaszcza w odniesieniu do stosowania środków w celu osiągnięcia standardu w zakresie dostaw. W pytaniach dotyczących łagodzenia skutków dążono do ustalenia, czy państwa członkowskie są przygotowane do zarządzania sytuacją nadzwyczajną oraz czy w takim przypadku biorą pod uwagę skutecznie skoordynowane rozwiązania, czy też tylko wyłącznie krajowe podejście i korzystanie z nieskutecznych środków mających negatywny wpływ na kraje sąsiadujące.
Większość organów publicznych skupiło się w odpowiedziach na niedociągnięciach we współpracy między państwami członkowskimi, podczas gdy przedsiębiorstwa prywatne i stowarzyszenia podkreślały, że w rozwiązaniu problemów bezpieczeństwa dostaw należy w pierwszej kolejności korzystać ze środków rynkowych. Komisja uwzględniła te opinie, proponując ściślejszą współpracę regionalną i wyraźny priorytet dla środków rynkowych w reagowaniu na zagrożenia dla bezpieczeństwa dostaw. Różne opinie zainteresowanych stron zostały również uwzględnione przy ocenie skutków każdego z wariantów strategicznych zawartej w sekcjach 6 i 7 oceny skutków.
•Gromadzenie i wykorzystanie wiedzy eksperckiej
Przy opracowywaniu niniejszego wniosku skorzystano w różnych kwestiach z pomocy niezależnych ekspertów. Przeprowadzono badanie w sprawie ewentualnych środków podziemnego magazynowania gazu oraz ich wpływu 7 ; uzyskano również analizy z JRC na poparcie wyników oceny skutków. Kolejne badanie porównujące podejścia do poprawy siły przetargowej UE na rynkach gazu ziemnego 8 pomogło ukształtować niektóre warianty strategiczne dotyczące sposobu osiągnięcia standardu w zakresie dostaw (wspólne systemy zakupów).
•Ocena skutków
Wszystkie proponowane środki zostały poparte oceną skutków.
Rada ds. Ocen Skutków wydała pozytywną opinię w dniu 16 grudnia 2015 r.
W ocenie skutków przeanalizowano cztery warianty strategiczne:
1. Skuteczniejsze wdrażanie i niewiążące środki prawne
2. Lepsza koordynacja i dobrze dopasowane rozwiązania
3. Lepsza koordynacja oraz ustalenie pewnych zasad/standardów na szczeblu UE
4. Pełna harmonizacja
Warianty 1 i 2 nie zostały uwzględnione w związku z ich słabymi wynikami w zakresie skuteczności i efektywności. Nie mogą one znacząco poprawić niedociągnięć obecnego systemu wskazanych w ocenie ex post (sprawozdanie sporządzone w 2014 r.) i teście warunków skrajnych przeprowadzonym latem 2014 r.
Wariant 4 zawiera pewne rozwiązania, które są bardziej skuteczne niż warianty 1 i 2. Jednakże niektóre z nich są mniej skuteczne niż rozwiązania dostępne w ramach wariantu 3. Ponadto są one bardziej kosztowne, a niektóre mogą przynieść skutki odwrotne do zamierzonych. Z powyższych powodów wariant 4 nie został uwzględniony.
Ostatecznie przyjęty zostanie wariant 3, który jest najbardziej skutecznym zestawem środków. Jest to najlepszy wariant pod względem zarówno skuteczności, jak i efektywności. Rozważono następujące skutki:
1. Koszty i wpływ na ceny
Ogólny wpływ na koszty i ceny będzie nieznaczny. Niektóre propozycje umożliwiają uniknięcie zbędnych kosztów i wykorzystanie efektów synergii w działaniach mających poprawić bezpieczeństwo dostaw. Powinno to ograniczyć ogólne koszty ram bezpieczeństwa dostaw dla wszystkich odbiorców. Środki takie jak regionalne oceny ryzyka, regionalne plany i przepisy dotyczące umów nie zwiększą znacząco kosztów. Mogą one mieć wpływ na obciążenie administracyjne.
Instrumenty polityczne mogące bardziej wpływać na koszty to zmiany w obliczaniu wskaźnika N-1 oraz w obowiązkach dotyczących odwrócenia przepływu. Jeśli chodzi o standard N-1, jest mało prawdopodobne, aby poprawienie wzoru doprowadziło do tego, że państwo członkowskie spełniające dotychczas wymagania przestało je spełniać, co mogłoby skutkować niezbędnymi inwestycjami. Pozostaje również możliwość wprowadzenia środków po stronie popytu w celu spełnienia standardu N-1. Poprawiony wskaźnik N-1 może prowadzić do zwiększenia inwestycji, ale zależy to od oceny danego państwa członkowskiego oraz lepszego obrazu rzeczywistej sytuacji w zakresie zdolności. Jest to więc środek opłacalny, biorąc pod uwagę korzyści związane z możliwością lepszej oceny sytuacji w sektorze przy minimalnych nakładach (np. ustalenie rzeczywistego wkładu magazynowania dzięki bardziej realistycznemu szacowaniu wielkości odbioru w zależności od poziomu gazu w magazynach). Obliczenie modelu hydraulicznego 9 nie powinno również wiązać się z żadnymi dodatkowymi kosztami, ponieważ operatorzy systemów przesyłowych (OSP) dysponują narzędziami do przeprowadzania takich ocen. Ogólnounijne symulacje mogą być przeprowadzone przez europejską sieć operatorów systemów przesyłowych gazu (ENTSOG) w ramach corocznych letnich i zimowych prognoz wymaganych na mocy rozporządzenia (WE) nr 715/2009. Mogą one pomóc w identyfikacji opłacalnych środków ograniczających negatywne skutki.
2. Skutki dla zainteresowanych stron, w szczególności małych i średnich przedsiębiorstw
Ogólnie rzecz biorąc, wariant 3 powinien mieć pozytywny wpływ na uczestników rynku i odbiorców. Lepszy nadzór nad środkami standardu dostaw zapewni zgodność z wymogami w sposób przejrzysty i opłacalny. Wielu respondentów z sektora uczestniczących w konsultacjach stwierdziło, że życzą sobie większej przejrzystości oraz w pełni uzasadnionych środków poddawanych regularnej kontroli lub testowaniu.
Małe i średnie przedsiębiorstwa nadal będą „odbiorcami chronionymi”, jeśli zdecyduje o tym dane państwo członkowskie, tak więc wariant ten nie będzie miał na nie negatywnego wpływu. Główna różnica w tym wariancie polega na tym, że MŚP niekoniecznie będą objęte zasadą solidarności. Warto jednak przypomnieć, że celem tej zasady jest zapewnienie ciągłości dostaw do gospodarstw domowych i podstawowych usług społecznych w sytuacjach nadzwyczajnych. Mechanizm ten jest środkiem ostatecznym do zastosowania w sytuacjach skrajnego niedoboru gazu. Zmienione rozporządzenie ma wprawdzie zapobiec tego rodzaju sytuacjom, musimy być jednak na nie przygotowani.
3. Osiągnięcie celów rynku wewnętrznego
Wariant 3 może przyczynić się do sprawniejszego funkcjonowania jednolitego rynku energii. Proponowane środki przyczynią się do istotnego zmniejszenia ryzyka wystąpienia sytuacji, w której krajowe środki zapewnienia bezpieczeństwa dostaw zakłócają konkurencję lub prowadzą do dyskryminacji osób z innego kraju. Przede wszystkim obowiązkowe oceny skutków nowych środków nierynkowych, które mają być przyjęte przez państwa członkowskie, powinny zapobiegać wejściu w życie szkodliwych środków i uwzględnianiu ich w planach. Istniejące środki będą również podlegać kontroli pozostałych państw członkowskich w danym regionie. Powinno to pomóc uniknąć sytuacji, w której działania podjęte w jednym państwie mogą mieć negatywne skutki uboczne w krajach sąsiadujących. Ponadto proces wzajemnej oceny i nadzór ze strony Komisji powinny pomóc w identyfikacji i eliminacji problemów wynikających ze stosowania środków mających na celu zagwarantowanie bezpieczeństwa dostaw.
•Sprawność regulacyjna i uproszczenie
Wniosek doprowadzi do zwiększenia obciążeń administracyjnych w ograniczonym zakresie. Jednym z głównych źródeł obciążeń administracyjnych będzie konieczność opracowania regionalnych ocen ryzyka i regionalnych planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Wariant 3 opiera się jednak na istniejących obowiązkowych konsultacjach regionalnych w sprawie planów i określa bardziej przejrzyste zasady regionalnej współpracy i koordynacji nastawionej na wyniki, nie zwiększy zatem znacząco obciążeń administracyjnych. Rozwiązanie takie jest technicznie i prawnie wykonalne, czego dowodzą wspólne brytyjsko-irlandzkie plany działań zapobiegawczych oraz wspólne sprawozdanie sporządzone przez państwa bałtyckie i Finlandię dotyczące testu warunków skrajnych z 2014 r.
Obowiązki i terminy muszą być jasno określone, aby możliwe było terminowe wdrożenie planów. Można to osiągnąć na różne sposoby. W niektórych przypadkach istnieje sekretariat, a w innych niektóre państwa członkowskie zdecydowały się w przeszłości na rotacyjną odpowiedzialność za sporządzenie danego planu. Komisja jest gotowa udzielić wskazówek i usprawnić przebieg działań w zależności od potrzeb, podobnie jak miało to miejsce podczas testu warunków skrajnych w przypadku grup zadaniowych oraz grupy zajmującej się planem działań w zakresie połączeń międzysystemowych na rynku energii państw bałtyckich (BEMIP) we współpracy regionalnej między państwami bałtyckimi a Finlandią.
Obciążenie administracyjne z pewnością wzrośnie, nawet jeśli regionalne plany zastąpią plany krajowe, co umożliwia uniknięcie powielania zadań. Można również założyć, że uzgodnienie planów na szczeblu regionalnym może być bardziej czasochłonne i wymagać dodatkowych uzgodnień. Z tego względu oraz w celu ograniczenia dodatkowych obciążeń regionalne oceny ryzyka oraz plany mogłyby być aktualizowane co cztery lata, a nie co dwa lata, jak to ma miejsce na podstawie obecnego rozporządzenia.
Plany na mocy niniejszego rozporządzenia powinny być spójne z narzędziami planowania strategicznego i narzędziami sprawozdawczymi unii energetycznej. Jednakże plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej i plany działań zapobiegawczych, które mają być opracowane zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, nie są dokumentami programowymi zawierającymi strategiczne decyzje polityczne. Mają one charakter techniczny, a ich celem jest zapobieganie sytuacjom nadzwyczajnym i ich eskalacji oraz łagodzenie skutków tych sytuacji.
•Prawa podstawowe
Nie dotyczy.
4.WPŁYW NA BUDŻET
Wniosek nie ma wpływu finansowego na budżet UE.
5.ELEMENTY FAKULTATYWNE
•Plany wdrożenia i monitorowanie, ocena i sprawozdania
Komisja będzie monitorować sposób, w jaki państwa członkowskie wdrażają zmiany wprowadzone w rozporządzeniu w sprawie bezpieczeństwa dostaw gazu. Zwiększone zaangażowanie, obok uprawnień nadzorczych i kontrolnych, powinno zapewnić lepsze przestrzeganie przepisów w całej UE. W razie potrzeby Komisja może oferować pomoc państwom członkowskim we wdrożeniu koniecznych zmian w przepisach prawnych poprzez warsztaty dla wszystkich państw członkowskich lub spotkania dwustronne na wniosek państwa członkowskiego. W razie konieczności Komisja zastosuje procedurę określoną w art. 258 TFUE, jeżeli dane państwo członkowskie nie dopełni obowiązku wdrożenia i stosowania prawa Unii.
Komisja będzie także stale monitorować bezpieczeństwo dostaw w UE oraz regularnie informować Grupę Koordynacyjną ds. Gazu.
•Dokumenty wyjaśniające (w przypadku dyrektyw)
Nie dotyczy.
•Szczegółowe objaśnienia poszczególnych przepisów wniosku
Zmienione rozporządzenie zawiera następujące elementy:
1. Lepsza współpraca i koordynacja regionalna jako najbardziej opłacalne podejście do poprawy bezpieczeństwa dostaw w całej UE:
- Obowiązkowe regionalne plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej (zwane dalej „planami”) i regionalne oceny ryzyka, które mają być opracowywane wspólnie na podstawie obowiązkowych wzorów w załącznikach do rozporządzenia.
- Podstawą współpracy regionalnej ma być załącznik I do rozporządzenia, który zawiera propozycję podziału regionów według kryteriów określonych w art. 3 ust. 7 (tj. jak zaproponowano na mapie w wariancie 2 w ocenie skutków). Zdaniem Komisji propozycja taka jest najlepszym sposobem zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu w sytuacji nadzwyczajnej. Ponadto propozycja została w miarę możliwości oparta na istniejących strukturach współpracy regionalnej powołanych przez państwa członkowskie i Komisję, zwłaszcza na grupach regionalnych ustanowionych rozporządzeniem nr 347/2013 w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej 10 (rozporządzenie TEN-E). Jako że niniejsze rozporządzenie i rozporządzenie TEN-E mają różne cele, wielkość i skład grup regionalnych zostały jednak zmienione. Do celów niniejszego rozporządzenia przy określaniu grup regionalnych uwzględnione powinny być następujące kryteria zdefiniowane w art. 3 ust. 7: struktura dostaw; istniejące i planowane połączenia międzysystemowe i przepustowość połączeń międzysystemowych między państwami członkowskimi; rozwój i dojrzałość rynku; istniejące struktury współpracy regionalnej; oraz liczba państw członkowskich w regionie, która powinna być ograniczona, tak aby uzgodnienia były praktycznie możliwe.
Przykładowo region północno-zachodni (Zjednoczone Królestwo i Irlandia) opiera się na istniejącej współpracy pomiędzy tymi dwoma krajami. Uzasadnieniem proponowanej koncepcji większości regionów (południowy korytarz gazowy, region środkowo-wschodni, region południowo-wschodni, bałtycki rynek energii I i II) jest struktura dostaw w przypadku zakłóceń dostaw z Rosji. Skład regionu korytarza północ-południe w Europie Zachodniej (Belgia, Francja, Luksemburg, Hiszpania, Niderlandy i Portugalia) odzwierciedla fakt, że rynek gazu w tej części UE jest dojrzały i dobrze rozwinięty. Może to okazać się najlepszym sposobem uniknięcia sytuacji nadzwyczajnej lub – jeśli taka sytuacja powstanie – łagodzenia jej skutków.
- Regionalne plany są poddawane wzajemnej ocenie. Komisja zajmuje się organizacją tego procesu, wybierając członków zespołu ds. wzajemnej oceny (jeden zespół na region) spośród kandydatów zaproponowanych przez państwa członkowskie. Komisja uczestniczy we wzajemnych ocenach w charakterze obserwatora.
- Grupa Koordynacyjna ds. Gazu omawia plany w oparciu o wynik wzajemnej oceny, aby zapewnić spójność planów dla poszczególnych regionów.
Po zakończeniu tych czynności Komisja może w drodze decyzji Komisji zażądać zmian planów oraz ostatecznie zatwierdzić te plany.
2. Bardziej szczegółowe obowiązki w celu zapewnienia niezbędnej infrastruktury:
- Do obliczeń wskaźnika N-1 muszą być dołączone krajowe obliczenie modelu hydraulicznego oraz ogólnounijne symulacje wykonywane przez ENTSOG, podobne do symulacji wykonanych podczas testu warunków skrajnych latem 2014 r.
- Jeżeli chodzi o odwrócenie przepływu gazu, wszystkie połączenia międzysystemowe muszą mieć na stałe zdolność odwrócenia przepływu, chyba że przyznano w odniesieniu do nich odstępstwo.
(i) decyzje o przyznaniu odstępstwa lub o poziomie wymaganej zdolności podejmowane są wspólnie przez właściwe organy po obu stronach punktu połączenia międzysystemowego („decyzja wspólna”) po konsultacji z innymi państwami członkowskimi wzdłuż korytarza dostaw gazu, Komisją i Agencją ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER).
(ii) ACER musi wydać opinię na temat wspólnej decyzji właściwych organów.
(iii) Komisja może podjąć decyzję, uwzględniając opinię ACER, zobowiązującą do wprowadzenia poprawek we wspólnej decyzji właściwych organów. Uprawnienia Komisji do przyjęcia decyzji w tej sprawie nie będą już ograniczone do przypadków braku porozumienia między niektórymi państwami członkowskimi.
(iv) W razie braku wspólnej decyzji w określonym terminie ACER przygotowuje decyzję zawierającą propozycję odstępstwa lub określonej zdolności odwrócenia przepływu. Decyzja ACER jest podstawą dla decyzji Komisji określającej warunki odstępstwa lub zdolność odwrócenia przepływu.
(v) Przyznane dotychczas odstępstwa należy poddać przeglądowi zgodnie z nową procedurą.
3. Poprawa oceny ryzyka i zapobiegania ryzyku
- lepszy dostęp do informacji:
(i) ograniczone zwiększenie zakresu zawartych w umowach informacji, o których Komisja jest automatycznie informowana zgodnie z dotychczasowymi ustaleniami (co najmniej dzienne, miesięczne i roczne objętości gazu). Informacje takie nie będą już mogły być przekazywane w formie zagregowanej.
(ii) właściwe organy będą uprawnione do zwrócenia się do przedsiębiorstw gazowych, przed sytuacją nadzwyczajną, ale w należycie uzasadnionych przypadkach (np. w razie ewentualnego zagrożenia), o dodatkowe informacje, w tym informacje zawarte w umowach. Komisja może zażądać dostępu do tych informacji oraz może również wymagać uzyskania informacji przez właściwe organy. Przepis ten został wprowadzony w oparciu o doświadczenia Komisji zimą 2014–2015. Komisja stwierdziła zmniejszenie dostaw gazu z Rosji do niektórych przedsiębiorstw gazowych w UE. Otrzymała jednak tylko ograniczone informacje niezbędne do oceny sytuacji, ponieważ właściwe organy nie miały podstawy prawnej uprawniającej je do żądania takich informacji od przedsiębiorstw gazowych, ponieważ nie była to sytuacja nadzwyczajna.
(iii) przedsiębiorstwa gazowe będą musiały z założenia powiadamiać właściwy organ krajowy i Komisję o umowach istotnych z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw gazu, zaraz po ich podpisaniu lub po wprowadzeniu do nich zmian. Umowy mające znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw to umowy długoterminowe (czyli obowiązujące przez ponad jeden rok), które dotyczą dostawy ponad 40 % rocznego zużycia gazu ziemnego w danym państwie członkowskim jednemu przedsiębiorstwu gazowemu lub jego podmiotom zależnym – oddzielnie lub w powiązaniu z innymi umowami zawartymi z tym samym dostawcą lub z jego podmiotami zależnymi.
(iv) obowiązkowe powiadomienie ma miejsce w momencie zawarcia lub zmiany umowy spełniającej określone warunki progowe. Jednakże również umowy niespełniające tych warunków mogą mieć znaczenie dla oceny bezpieczeństwa dostaw gazu. Mimo że rynek rozwinął się w taki sposób, że umowy długoterminowe są obecnie rzadkością, istnieją one nadal. Jeżeli umowa długoterminowa zostanie zawarta tuż przed wejściem w życie niniejszego rozporządzenia, nie będzie ona objęta obowiązkiem powiadomienia właściwego organu krajowego i Komisji. Ponadto, jeżeli taka umowa zawiera klauzulę uzależniającą cenę od ceny w hubie gazowym, może ona nie podlegać zmianom przez szereg lat. Innymi słowy, obowiązek powiadomienia o zmianach nie będzie miał zastosowania również w tym przypadku.
W związku z tym Komisja i właściwe organy muszą mieć prawo do żądania powiadomienia o umowach, nawet jeśli te nie zostały zmienione lub nie spełniają warunków progowych. W należycie uzasadnionych przypadkach, jak te opisane powyżej, Komisja lub właściwe organy mogą zatem zażądać powiadomienia o umowach, jeżeli umowy takie są potrzebne do przeprowadzenia wszechstronnej oceny wpływu ram umownych na sytuację w zakresie bezpieczeństwa dostaw w danym państwie członkowskim, regionie lub w całej UE, w szczególności w odniesieniu do ocen ryzyka, planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.
Wniosek o informację złożony przez właściwe organy lub Komisję może dotyczyć całości umowy, właściwe organy mogą zatem również otrzymywać informacje o cenach. Komisja może następnie wykorzystywać informacje pochodzące z umów do oceny sytuacji w zakresie bezpieczeństwa dostaw w całej UE oraz, w szczególności, do oceny planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Jeżeli przedsiębiorstwo gazowe nie wywiąże się z obowiązku powiadomienia, Komisja może wszcząć postępowanie w sprawie uchybienia zobowiązaniom przeciwko państwu członkowskiemu, którego właściwe organy są uprawnione do otrzymania umowy lub zwrócenia się o umowę.
Fakt, że Komisja będzie odtąd mieć lepszy dostęp do informacji na temat umów handlowych, w żaden sposób nie wpływa na jej obowiązek ciągłego monitorowania rynku gazu. Będzie ona interweniować, jeżeli stwierdzone zostaną nadużycia na rynku.
- obowiązek dokonania oceny wszystkich istotnych źródeł ryzyka w ocenie ryzyka, takich jak klęski żywiołowe, ryzyka technologiczne, handlowe, finansowe, społeczne, polityczne i rynkowe. W planach należy uwzględnić skuteczne, proporcjonalne i niedyskryminacyjne środki przeciwdziałania wszystkim ryzykom. Celem tego obowiązku jest poprawa przejrzystości oraz stworzenie impulsu do wymiany najlepszych praktyk.
4. Zwiększony nadzór nad obowiązkami dotyczącymi dostaw gazu dla niektórych kategorii odbiorców, nawet w trudnych warunkach (standard w zakresie dostaw).
- bez zmian w stosunku do standardu w zakresie dostaw określonego w obowiązującym rozporządzeniu gwarantującym nieprzerwane dostawy gazu odbiorcom chronionym przez minimalny okres 7 lub 30 dni kalendarzowych, zależnie od zdefiniowanego scenariusza, nawet w przypadku niedoboru dostaw gazu lub nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania.
- poprawa nadzoru ze strony Komisji nad obowiązującymi środkami krajowymi, w celu zagwarantowania wypełniania obowiązku dostaw (poprzez decyzje Komisji dotyczące planów) i uniknięcia niewystarczającej ochrony lub nadmiernej ochrony, które mogłyby negatywnie wpłynąć na państwa członkowskie bardziej podatne na zagrożenia.
- nowe środki nierynkowe mające na celu spełnienie standardu w zakresie dostaw są przedmiotem udostępnianej publicznie oceny skutków i muszą być zgłoszone Komisji, która ocenia ich proporcjonalność oraz ich wpływ na rynek wewnętrzny i na bezpieczeństwo dostaw w innych państwach członkowskich. Komisja może przyjąć decyzję obligującą do wprowadzenia zmian w środkach, które nie będą mogły wejść w życie, jeśli nie będą one zgodne z decyzją Komisji.
5. Rozporządzenie wyraźnie uwzględnia nową zasadę solidarności.
- jeżeli państwo członkowskie zgodnie z rozporządzeniem stosuje podwyższony standard w zakresie dostaw, co może ograniczać przepływ gazu między krajami, pogarszając w ten sposób sytuację w zakresie bezpieczeństwa dostaw w sąsiadującym państwie członkowskim, w przypadku sytuacji nadzwyczajnej podwyższony standard w zakresie dostaw musi zostać przywrócony do standardowego poziomu obowiązującego w UE (który gwarantuje obsługę wszystkich odbiorców chronionych).
- stosowanie zasady solidarności w oparciu o uzgodnienia techniczne i administracyjne między państwami członkowskimi będzie obowiązkowe. Odbiorcy inni niż gospodarstwa domowe, podmioty świadczące podstawowe usługi społeczne oraz systemy ciepłownicze nie mogą być nadal zaopatrywane w gaz w danym państwie członkowskim – nawet jeśli nie ma sytuacji nadzwyczajnej – jeżeli gospodarstwa domowe, podstawowe usługi społeczne oraz systemy ciepłownicze nie są zaopatrywane w innym będącym w sytuacji nadzwyczajnej państwie członkowskim, do którego sieci przesyłowej podłączona jest sieć pierwszego państwa.
6. Definicja odbiorców chronionych zostanie utrzymana (tj. małe i średnie przedsiębiorstwa mogą być uznane za odbiorców chronionych, jeśli tak zdecyduje dane państwo członkowskie). Państwa członkowskie będą jednak miały obowiązek – w ramach swoich planów – wprowadzenia środków dotyczących kwestii technicznych i gwarantujących, że nieuprawnieni odbiorcy nie będą zaopatrywani w gaz przeznaczony dla odbiorców chronionych. Państwa członkowskie mogą zdecydować o charakterze tych środków.
7. Stosowanie rozporządzenia między umawiającymi się stronami Wspólnoty Energetycznej a państwami członkowskimi UE. Zmienione rozporządzenie będzie obejmować szczególne obowiązki państw członkowskich UE o charakterze transgranicznym wobec umawiających się stron; po przyjęciu rozporządzenia przyjęty zostanie wspólny akt w ramach Wspólnoty Energetycznej włączający rozporządzenie do dorobku prawnego Wspólnoty Energetycznej oraz wprowadzający wzajemne zobowiązania umawiających się stron Wspólnoty Energetycznej względem państw członkowskich. Zobowiązania te będą miały zastosowanie dopiero na podstawie decyzji Komisji, która potwierdzi możliwość stosowania wzajemnych zobowiązań między każdą z umawiających się stron a państwami członkowskimi. Zobowiązania te będą dotyczyć ram oceny ryzyka, środków zapobiegania ryzyku oraz środków na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.
8. Jeżeli chodzi o mechanizmy wspólnych zakupów, rozporządzenie precyzuje, że państwa członkowskie i przedsiębiorstwa gazowe mogą przeanalizować potencjalne korzyści ze zbiorowych zakupów gazu ziemnego w celu rozwiązania sytuacji niedoboru dostaw. Mechanizmy takie powinny być zgodne z zasadami WTO i przepisami UE dotyczącymi konkurencji, w szczególności z wytycznymi Komisji w sprawie horyzontalnych porozumień kooperacyjnych.
2016/0030 (COD)
Wniosek
ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY
dotyczące środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (UE) nr 994/2010
(Tekst mający znaczenie dla EOG)
PARLAMENT EUROPEJSKI I RADA UNII EUROPEJSKIEJ,
uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej, w szczególności jego art. 194,
uwzględniając wniosek Komisji Europejskiej,
po przekazaniu projektu aktu ustawodawczego parlamentom narodowym,
uwzględniając opinię Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego 11 ,
uwzględniając opinię Komitetu Regionów 12 ,
stanowiąc zgodnie ze zwykłą procedurą ustawodawczą,
a także mając na uwadze, co następuje:
(1)Gaz ziemny (zwany dalej „gazem”) jest ważnym elementem zaopatrzenia energetycznego Unii. Znaczna część gazu jest importowana do Unii z państw trzecich.
(2)Poważne zakłócenie w dostawach gazu może mieć negatywne skutki dla wszystkich państw członkowskich, Unii jako całości oraz umawiających się stron Traktatu ustanawiającego Wspólnotę Energetyczną, podpisanego w Atenach dnia 25 października 2005 r. Może również poważnie zaszkodzić gospodarce Unii oraz mieć poważne skutki społeczne, zwłaszcza dla grup odbiorców szczególnie narażonych na zagrożenia.
(3)Celem niniejszego rozporządzenia jest zapewnienie wprowadzenia niezbędnych środków gwarantujących nieprzerwane dostawy gazu w Unii, w szczególności odbiorcom chronionym w przypadku wystąpienia trudnych warunków klimatycznych lub zakłócenia w dostawach gazu. Cele te należy osiągnąć poprzez zastosowanie najbardziej opłacalnych środków i w taki sposób, aby uniknąć zakłóceń na rynku energii.
(4)Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 994/2010 z dnia 20 października 2010 r. w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego wywarło już znaczący pozytywny wpływ na sytuację w Unii w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu, zarówno w zakresie przygotowania, jak i łagodzenia skutków. Państwa członkowskie są lepiej przygotowane na kryzys dostaw dzięki obowiązkowi sporządzenia planów obejmujących działania zapobiegawcze i środki na wypadek sytuacji nadzwyczajnej oraz są lepiej chronione w związku z tym, że muszą one spełnić szereg wymogów dotyczących zdolności przepustowej infrastruktury i dostaw gazu. Jednakże w sprawozdaniu z października 2014 r., poświęconym wdrażaniu rozporządzenia (UE) nr 994/2010, wskazano obszary, w których udoskonalenie przepisów rozporządzenia może dodatkowo przyczynić się do poprawy bezpieczeństwa dostaw w Unii.
(5)W komunikacie Komisji w sprawie odporności europejskiego systemu gazowego w krótkim okresie, opublikowanym w październiku 2014 r. 13 , przeanalizowano skutki częściowego lub całkowitego zakłócenia dostaw gazu z Rosji i potwierdzono, że wyłącznie krajowe podejścia nie są szczególnie skuteczne w przypadku poważnych zakłóceń, ze względu na ich zakres, który jest z założenia ograniczony. W teście warunków skrajnych wykazano, w jaki sposób podejście oparte na ściślejszej państw członkowskich może znacznie zmniejszyć wpływ scenariuszy poważnych zakłóceń na najbardziej narażone państwa członkowskie.
(6)W komunikacie Komisji „Strategia ramowa na rzecz stabilnej unii energetycznej opartej na przyszłościowej polityce w dziedzinie klimatu” 14 z lutego 2015 r. podkreślono, że unia energetyczna opiera się na solidarności i zaufaniu, które są koniecznymi elementami bezpieczeństwa energetycznego. Celem niniejszego rozporządzenia powinna być poprawa solidarności i zaufania między państwami członkowskimi, a także wprowadzenie środków niezbędnych do osiągnięcia tych celów w drodze do urzeczywistnienia unii energetycznej.
(7)Sprawnie działający wewnętrzny rynek jest najlepszą gwarancją bezpieczeństwa dostaw energii w całej Unii oraz ograniczenia narażenia poszczególnych państw członkowskich na negatywne skutki zakłóceń w dostawach gazu. W przypadku wystąpienia zagrożeń dla bezpieczeństwa dostaw w jednym z państw członkowskich istnieje ryzyko, że wprowadzone jednostronnie przez to państwo środki mogą zagrażać prawidłowemu funkcjonowaniu wewnętrznego rynku gazu oraz mieć negatywny wpływ na dostawy gazu do odbiorców w innych państwach członkowskich. Aby umożliwić funkcjonowanie wewnętrznego rynku gazu również w przypadku niedoborów w dostawach, niezbędna jest solidarność i koordynacja działań na wypadek sytuacji kryzysowych, zarówno w zakresie działań zapobiegawczych, jak i reakcji na konkretne zakłócenia w dostawach.
(8)Jak dotąd potencjał bardziej wydajnych i mniej kosztownych działań w ramach współpracy regionalnej nie został w pełni wykorzystany. Ma to związek nie tylko z lepszą koordynacją krajowych środków łagodzących w sytuacjach nadzwyczajnych, lecz również z krajowymi środkami zapobiegawczymi, takimi jak krajowe strategie magazynowania oraz strategie odnoszące się do skroplonego gazu ziemnego (LNG), które mogą mieć strategiczne znaczenie w niektórych regionach.
(9)Nadrzędną zasadą niniejszego rozporządzenia powinno być działanie w duchu solidarności i współpracy regionalnej, z udziałem organów publicznych i przedsiębiorstw gazowych, w celu określenia źródeł ryzyka w każdym z regionów, optymalizacji korzyści wynikających ze skoordynowanych środków łagodzenia skutków ryzyka i wdrażania środków najbardziej opłacalnych dla unijnych konsumentów.
(10)Niektórzy odbiorcy – w tym gospodarstwa domowe oraz odbiorcy świadczący podstawowe usługi społeczne – są szczególnie narażeni i mogą wymagać ochrony. Definicja takich odbiorców chronionych nie powinna kolidować z unijnymi mechanizmami solidarności.
(11)Odpowiedzialność za bezpieczeństwo dostaw gazu powinna być podzielona pomiędzy przedsiębiorstwa gazowe, państwa członkowskie, działające za pośrednictwem swoich właściwych organów, i Komisję, w zakresie ich odpowiednich kompetencji. Wspólna odpowiedzialność wymaga ścisłej współpracy pomiędzy nimi. Jednakże odbiorcy wykorzystujący gaz do wytwarzania energii elektrycznej lub w celach przemysłowych również mogą odegrać istotną rolę w bezpieczeństwie dostaw gazu, ponieważ mogą oni reagować na sytuacje kryzysowe poprzez środki po stronie popytu, np. umowy na usługi przerywane oraz możliwość przestawiania się na paliwa alternatywne, co ma bezpośredni wpływ na równowagę pomiędzy podażą a popytem.
(12)Zgodnie z dyrektywą Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE 15 właściwe organy, wykonując zadania określone w niniejszym rozporządzeniu, powinny ściśle współpracować z innymi odpowiednimi organami krajowymi, w szczególności z krajowymi organami regulacyjnymi.
(13)Standard w zakresie infrastruktury powinien zobowiązywać państwa członkowskie do utrzymania minimalnego poziomu infrastruktury, np. w celu zapewnienia pewnego stopnia nadmiarowości w systemie w przypadku zakłóceń w funkcjonowaniu największej pojedynczej infrastruktury. Jako że analiza oparta na wskaźniku N-1 odzwierciedla podejście oparte wyłącznie na zdolności, wyniki obliczania wskaźnika N-1 powinny być uzupełnione szczegółową analizą, która uwzględnia także przepływy gazu.
(14)W rozporządzeniu (UE) nr 994/2010 wymaga się, aby operatorzy systemu przesyłowego wprowadzali stałą zdolność przepływu w obu kierunkach na wszystkich transgranicznych połączeniach międzysystemowych, chyba że przyznano odstępstwo od tego obowiązku. Celem jest zapewnienie uwzględnienia potencjalnych korzyści związanych ze stałą zdolnością przepływu w obu kierunkach przy planowaniu nowych połączeń międzysystemowych. Jednakże zdolność przepływu w obu kierunkach może być wykorzystywana do dostaw gazu zarówno do sąsiadującego państwa członkowskiego, jak i do odbiorców wzdłuż korytarza dostaw gazu. Korzyści w zakresie bezpieczeństwa dostaw wynikające ze stałej zdolności przepływu w obu kierunkach muszą zatem być postrzegane w szerszej perspektywie, w duchu solidarności i ściślejszej współpracy. Podejmując decyzję o wprowadzeniu zdolności przepływu w obu kierunkach, należy zatem przeprowadzić analizę kosztów i korzyści uwzględniającą cały korytarz przesyłowy. Właściwe organy powinny zatem być odpowiednio zobowiązane do ponownego zbadania odstępstw przyznanych na podstawie rozporządzenia (UE) nr 994/2010 w oparciu o wyniki regionalnych ocen ryzyka.
(15)Dyrektywa Rady 2008/114/WE 16 określa procedurę prowadzącą do poprawy bezpieczeństwa wyznaczonej europejskiej infrastruktury krytycznej, w tym określonej infrastruktury gazowniczej w Unii. Wraz z niniejszym rozporządzeniem dyrektywa 2008/114/WE przyczynia się do wypracowania kompleksowego podejścia do bezpieczeństwa energetycznego Unii.
(16)Rozporządzenie określa standardy bezpieczeństwa dostaw, które są wystarczająco zharmonizowane i uwzględniają co najmniej sytuację ze stycznia 2009 r., kiedy to dostawy gazu z Rosji zostały zakłócone. W standardach tych wzięto pod uwagę różnice między państwami członkowskimi, obowiązek świadczenia usługi publicznej oraz środki ochrony odbiorcy, o których mowa w art. 3 dyrektywy 2009/73/WE. Standardy w zakresie bezpieczeństwa dostaw powinny być stabilne, tak aby zapewnić konieczną pewność prawną, powinny być jasno zdefiniowane i nie powinny powodować nieuzasadnionego i nadmiernego obciążenia przedsiębiorstw gazowych. Standardy takie powinny także gwarantować równy dostęp przedsiębiorstw gazowych w Unii do odbiorców krajowych.
(17)Regionalne podejście do oceny ryzyka oraz zdefiniowanie i przyjęcie środków zapobiegawczych i łagodzących umożliwia koordynację działań, co przynosi istotne korzyści w zakresie skuteczności środków i optymalizacji zasobów. Dotyczy to w szczególności środków mających zapewnić ciągłość dostaw, w szczególnie trudnych warunkach, odbiorcom chronionym, a także środków mających na celu łagodzenie skutków sytuacji nadzwyczajnych. Ocena powiązanych źródeł ryzyka na szczeblu regionalnym, która jest bardziej kompleksowa i szczegółowa, ma zapewnić lepsze przygotowanie państw członkowskich na ewentualny kryzys. Ponadto w sytuacji nadzwyczajnej uzgodnione i skoordynowane podejście do bezpieczeństwa dostaw zapewnia spójną reakcję i zmniejsza ryzyko negatywnych skutków ubocznych, jakie wyłącznie krajowe środki mogłyby mieć dla sąsiadujących państw członkowskich.
(18)Regiony muszą być w miarę możliwości zdefiniowane na podstawie istniejących struktur współpracy regionalnej powołanych przez państwa członkowskie i Komisję, zwłaszcza grup regionalnych ustanowionych rozporządzeniem (UE) nr 347/2013 w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej 17 (rozporządzenie TEN-E). Odpowiednie grupy regionalne mogą się jednak różnić wielkością i kształtem, ponieważ niniejsze rozporządzenie i rozporządzenie TEN-E mają odmienne cele.
(19)Do celów niniejszego rozporządzenia przy określaniu grup regionalnych uwzględnione powinny być zatem następujące kryteria: struktura dostaw, istniejące i planowane połączenia międzysystemowe i przepustowość połączeń międzysystemowych między państwami członkowskimi, rozwój i dojrzałość rynku, istniejące struktury współpracy regionalnej oraz liczba państw członkowskich w regionie, która powinna być ograniczona, tak aby grupa miała rozmiar ułatwiający sprawne zarządzanie.
(20)Aby współpraca regionalna była praktycznie możliwa, państwa członkowskie powinny stworzyć mechanizm współpracy w każdym regionie. Mechanizm taki lub mechanizmy powinny być opracowane na tyle wcześnie, by umożliwić przeprowadzenie ocen ryzyka i opracowanie konkretnych planów na szczeblu regionalnym. Państwa członkowskie mają swobodę w uzgodnieniu mechanizmu współpracy najlepiej dopasowanego do danego regionu. Komisja powinna udzielać wsparcia w całej procedurze i propagować najlepsze praktyki w zakresie organizacji współpracy regionalnej, takie jak rotacyjna rola koordynatora w przygotowywaniu różnych dokumentów i tworzeniu wyspecjalizowanych organów. W przypadku braku porozumienia co do mechanizmu współpracy Komisja może zaproponować odpowiedni mechanizm współpracy dla danego regionu.
(21)Przy przeprowadzaniu wszechstronnej oceny ryzyka sporządzanej na szczeblu regionalnym właściwe organy powinny ocenić ryzyka naturalne, technologiczne, handlowe, finansowe, społeczne, polityczne i rynkowe oraz wszelki inne mające zastosowanie, w tym, w stosownych przypadkach, zakłócenia w dostawach gazu od największego dostawcy. Wszystkim tym ryzykom należy zapobiegać poprzez skuteczne, proporcjonalne i niedyskryminacyjne środki opracowane w ramach planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Wyniki oceny ryzyka powinny również stanowić wkład we wszystkie oceny ryzyka przewidziane w art. 6 decyzji 1313/2013/UE 18 .
(22)W ramach wkładu do ocen ryzyka europejska sieć operatorów systemów przesyłowych gazu („ENTSO gazu”), w porozumieniu z Grupą Koordynacyjną ds. Gazu oraz z europejską siecią operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej (ENTSO-E), powinna przeprowadzić ogólnounijne symulacje podobne do tych przeprowadzonych podczas testu warunków skrajnych z 2014 r.
(23)Aby jak najlepiej poprawić stan gotowości, unikając zakłócenia dostaw i łagodząc jego ewentualne skutki, właściwe organy z danego regionu muszą opracować plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, po konsultacji z zainteresowanymi stronami. Plany regionalne powinny uwzględniać specyficzne uwarunkowania każdego państwa członkowskiego. Powinny one również jasno określać role i odpowiedzialność przedsiębiorstw gazowych i właściwych organów. W przygotowywanych środkach krajowych należy brać w pełni pod uwagę regionalne środki zawarte w planie działań zapobiegawczych i planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Powinny być one tak opracowane, aby odpowiadać krajowym źródłom ryzyka z pełnym wykorzystaniem możliwości, jakie daje współpraca regionalna. Plany powinny być techniczne i operacyjne, ich celem ma być uniknięcie wystąpienia lub eskalacji sytuacji nadzwyczajnej i łagodzenie jej ewentualnych skutków. W planach należy uwzględnić bezpieczeństwo systemów elektroenergetycznych, zachowując spójność z narzędziami planowania strategicznego i narzędziami sprawozdawczymi unii energetycznej.
(24)Należy więc jasno określić rolę i zakres odpowiedzialności wszystkich przedsiębiorstw gazowych i właściwych organów, tak aby wewnętrzny rynek gazu cały czas funkcjonował prawidłowo, zwłaszcza w przypadku zakłóceń w dostawach i w sytuacjach kryzysowych. Takie role i zakres odpowiedzialności należy określić w taki sposób, aby zapewnić przestrzeganie podejścia trójpoziomowego, co wiązałoby się z zaangażowaniem najpierw odnośnych przedsiębiorstw gazowych i sektora gazu ziemnego, następnie państw członkowskich na szczeblu krajowym i regionalnym, a dopiero potem Unii. Niniejsze rozporządzenie powinno umożliwić przedsiębiorstwom gazowym i odbiorcom gazu korzystanie jak najdłużej z mechanizmów rynkowych w przypadku wystąpienia zakłóceń. Powinno jednak także przewidywać mechanizmy, które można zastosować w przypadku gdy same mechanizmy rynkowe nie wystarczają do zaradzenia sytuacji zakłóceń w dostawach gazu.
(25)W przypadku kryzysu dostaw podmioty działające na rynku powinny mieć zapewnione wystarczające możliwości reakcji na sytuację za pośrednictwem środków rynkowych. Po wyczerpaniu środków rynkowych i jeżeli nie są one wystarczające, państwa członkowskie i ich właściwe organy powinny podjąć środki zmierzające do usunięcia bądź złagodzenia skutków kryzysu w zakresie dostaw.
(26)Jeżeli państwa członkowskie planują wprowadzenie środków nierynkowych, środkom takim powinien towarzyszyć opis ich skutków gospodarczych. Dzięki temu odbiorcy będą mieć niezbędne informacje o kosztach takich środków, a środki będą przejrzyste, zwłaszcza w odniesieniu do ich udziału w cenie gazu.
(27)W marcu 2015 r. Rada Europejska wezwała do oceny wariantów dobrowolnych mechanizmów agregowania zapotrzebowania z poszanowaniem prawa Światowej Organizacji Handlu („WTO”) oraz unijnych reguł konkurencji. Umożliwiłoby to państwom członkowskim i przedsiębiorstwom gazowym przeanalizowanie potencjalnych korzyści ze zbiorowych zakupów gazu jako sposobu przeciwdziałania sytuacjom niedoboru dostaw z równoczesnym zachowaniem powyższych zasad.
(28)Środki po stronie popytu, takie jak możliwość przestawienia się na paliwa alternatywne lub ograniczenie dostaw gazu do dużych odbiorców przemysłowych w sposób ekonomicznie efektywny, mogą odgrywać ważną rolę w zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego, o ile można je zastosować szybko, zmniejszając w ten sposób znacząco zapotrzebowanie w odpowiedzi na zakłócenia w dostawach. Należy podjąć więcej działań na rzecz propagowania efektywności energetycznej, zwłaszcza gdy potrzebne są środki po stronie popytu. Uwzględnione musi być oddziaływanie na środowisko każdego z proponowanych środków po stronie popytu i podaży, z pierwszeństwem w miarę możliwości dla środków o najmniejszym wpływie na środowisko. Jednocześnie należy uwzględnić aspekty bezpieczeństwa dostaw i konkurencyjności.
(29)Przy opracowywaniu i wdrażaniu planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej właściwe organy powinny zawsze uwzględniać bezpieczeństwo funkcjonowania systemu gazowniczego na szczeblu regionalnym i krajowym. W planach tych muszą one uwzględniać i określać ograniczenia techniczne mające wpływ na funkcjonowanie sieci, w tym techniczne i dotyczące bezpieczeństwa względy uzasadniające ograniczenia przepływu w razie sytuacji nadzwyczajnej.
(30)Do niektórych regionów Unii dostarczany jest gaz niskokaloryczny. Ze względu na swe właściwości gaz niskokaloryczny nie może być wykorzystywany w instalacjach wykorzystujących gaz wysokokaloryczny. W instalacjach stworzonych z myślą o gazie niskokalorycznym możliwe jest jednak stosowanie gazu wysokokalorycznego pod warunkiem przetworzenia go na gaz niskokaloryczny, na przykład poprzez dodanie azotu. Szczególne właściwości gazu niskokalorycznego należy rozpatrywać na szczeblu krajowym i regionalnym oraz uwzględniać je w ocenie ryzyka, a także w planach działań zapobiegawczych i planach na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.
(31)Konieczne jest zapewnienie przewidywalności działań podejmowanych w przypadku sytuacji nadzwyczajnej, zapewniając wszystkim uczestnikom rynku odpowiednie możliwości reagowania i przygotowania się na takie okoliczności. Co do zasady właściwe organy powinny zatem stosować się do swoich planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. W należycie uzasadnionych okolicznościach nadzwyczajnych należy im zezwolić na podjęcie działań odbiegających od tych planów. Ważne jest również określenie bardziej przejrzystego i przewidywalnego sposobu ogłaszania stanów nadzwyczajnych. Ważną rolę w tym zakresie mogą odegrać informacje na temat stanu zbilansowania systemu (ogólnego stanu sieci przesyłowej), którego ramy zostały określone w rozporządzeniu Komisji (UE) nr 312/2014 19 . Informacje te powinny być dostępne w czasie rzeczywistym właściwym organom oraz krajowym organom regulacyjnym, jeśli te drugie nie są właściwym organem.
(32)Plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej powinny być regularnie aktualizowane i publikowane. Powinny one być także przedmiotem wzajemnej oceny. Proces wzajemnej oceny pozwala na wczesne określenie niespójności i środków, które mogłyby stanowić zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw innych państw członkowskich, zapewniając w ten sposób spójność planów w różnych regionach. Umożliwia on również wymianę najlepszych praktyk między państwami członkowskimi.
(33)Aby zapewnić aktualność i skuteczność planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, państwa członkowskie powinny pomiędzy aktualizacjami przeprowadzać testy planów poprzez symulację scenariuszy sytuacji o znacznych skutkach i sytuacji o skutkach umiarkowanych oraz reakcji w czasie rzeczywistym. Właściwe organy powinny przedstawiać wyniki testów na forum Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu.
(34)Potrzebne są obowiązkowe kompletne wzory zawierające wszystkie źródła ryzyka ujmowane w ocenie ryzyka oraz wszystkie elementy planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, aby usprawnić ocenę ryzyka i opracowanie planów, ich ocenę wzajemną oraz ocenę przez Komisję.
(35)W celu usprawnienia komunikacji między państwami członkowskimi a Komisją oceny ryzyka, plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej oraz wszelkie inne dokumenty i wymieniane informacje objęte niniejszym rozporządzeniem muszą być przekazywane za pośrednictwem standardowego elektronicznego systemu powiadomień.
(36)Jak wykazano w teście warunków skrajnych w październiku 2014 r., niezbędna jest solidarność, aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw w całej Unii oraz utrzymać koszty ogólne na minimalnym poziomie. W przypadku ogłoszenia stanu nadzwyczajnego w jednym państwie członkowskim, w celu umocnienia solidarności należy zastosować podejście dwuetapowe. Po pierwsze, wszystkie państwa członkowskie, które wprowadziły podwyższony standard w zakresie dostaw, powinny ograniczyć go do wartości domyślnych, aby zwiększyć płynność rynku gazu. Po drugie, jeżeli pierwszy krok nie zapewni niezbędnych dostaw, konieczne są dalsze środki w sąsiadujących państwach członkowskich, nawet jeśli nie są one w sytuacji nadzwyczajnej, tak aby zapewnić dostawy dla gospodarstw domowych, podmiotów świadczących podstawowe usługi społeczne i instalacji systemów ciepłowniczych w państwie członkowskim dotkniętym sytuacją nadzwyczajną. Państwa członkowskie powinny wskazać i szczegółowo opisać środki solidarności w swoich planach na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, zapewniając sprawiedliwe i równe odszkodowanie dla przedsiębiorstw gazowych.
(37)W ramach solidarności europejskiej Unia i państwa członkowskie powinny również w miarę potrzeby udzielać pomocy w zakresie ochrony ludności. Pomoc taką powinno się ułatwiać i koordynować poprzez Unijny Mechanizm Ochrony Ludności ustanowiony decyzją Parlamentu Europejskiego i Rady 1313/2013/UE 20 , którego celem jest wzmocnienie współpracy między Unią a państwami członkowskimi i ułatwienie koordynacji w obszarze ochrony ludności w dążeniu do zwiększenia skuteczności systemów zapobiegania klęskom żywiołowym i katastrofom spowodowanym przez człowieka, zapewniania gotowości do nich i reagowania na nie.
(38)Aby ocenić sytuację w zakresie bezpieczeństwa dostaw w danym państwie członkowskim, w danym regionie lub w Unii, niezbędny jest dostęp do odpowiednich informacji. W szczególności państwa członkowskie i Komisja muszą mieć stały dostęp do informacji od przedsiębiorstw gazowych w odniesieniu do głównych parametrów dostaw gazu, które to informacje stanowią zasadniczy wkład w opracowywanie polityki bezpieczeństwa dostaw. W należycie uzasadnionych przypadkach, niezależnie od ogłoszenia stanu nadzwyczajnego, powinien być również możliwy dostęp do dodatkowych informacji potrzebnych do oceny ogólnej sytuacji w zakresie dostaw gazu. Te dodatkowe informacje to przykładowo informacje o dostawach gazu niezwiązane z cenami, takie jak minimalne i maksymalne objętości gazu, punkty dostawy lub rezerwy dostaw. Można by było żądać takich informacji na przykład w przypadku zmian w strukturze dostaw gazu do danego nabywcy lub nabywców w danym państwie członkowskim, które nie powinny wystąpić, gdyby rynki funkcjonowały normalnie, i które mogłyby mieć wpływ na dostawy gazu do Unii lub jej części.
(39)W marcu 2015 r. Rada Europejska stwierdziła, że umowy na dostawy gazu z dostawcami z państw trzecich powinny być bardziej przejrzyste i zgodne z przepisami bezpieczeństwa energetycznego Unii. W tym kontekście skuteczny i ukierunkowany mechanizm dostępu państw członkowskich do najważniejszych umów na dostawy gazu powinien zapewnić kompleksową ocenę odnośnego ryzyka, które może prowadzić do zakłócenia w dostawach lub mieć wpływ na niezbędne środki łagodzące w przypadku faktycznego wystąpienia kryzysu. W ramach tego mechanizmu niektóre najważniejsze umowy na dostawy powinny być automatycznie zgłaszane państwom członkowskim natychmiast po ich zawarciu. Jednakże obowiązek automatycznego powiadamiania o umowie musi być proporcjonalny. Zastosowanie tego obowiązku do umów między dostawcą a nabywcą obejmujących 40 % rynku krajowego jest odpowiednim kompromisem w zakresie efektywności administracyjnej oraz określa jasne zobowiązania dla uczestników rynku. Nie oznacza to, że inne umowy na dostawy gazu nie są istotne dla bezpieczeństwa dostaw. W związku z tym państwa członkowskie powinny mieć prawo wglądu w inne umowy mogące negatywnie wpłynąć na bezpieczeństwo dostaw w danym państwie członkowskim, w regionie lub w całej Unii. Komisja powinna mieć taki sam dostęp do umów na dostawy gazu jak państwa członkowskie ze względu na jej rolę w ocenie zgodności i skuteczności planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej pod względem analizy źródeł ryzyka dla bezpieczeństwa dostaw na szczeblu krajowym, regionalnym i unijnym. Komisja może wezwać państwa członkowskie do zmiany planów w celu uwzględnienia informacji uzyskanych z umów. Zapewniona przy tym musi być poufność szczególnie chronionych informacji handlowych. Lepszy dostęp Komisji do informacji na temat umów handlowych nie powinien wpływać na bieżące działania prowadzone przez nią w zakresie monitorowania rynku gazu, przy czym Komisja powinna interweniować w razie stwierdzenia naruszenia prawa Unii. Przepisy niniejszego rozporządzenia powinny pozostawać bez uszczerbku dla prawa Komisji do wszczęcia postępowania w sprawie uchybienia zobowiązaniom państwa członkowskiego zgodnie z art. 258 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE) oraz do egzekwowania reguł konkurencji, w tym pomocy państwa.
(40)Grupa Koordynacyjna ds. Gazu powinna pełnić rolę doradczą wobec Komisji, pomagając w koordynacji środków na rzecz zapewnienia bezpieczeństwa dostaw w stanie nadzwyczajnym w Unii. Grupa ta powinna także monitorować adekwatność i odpowiedniość środków wprowadzanych zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, w tym zgodność planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej opracowywanych przez różne regiony i poddawanych wzajemnej ocenie.
(41)Jednym z celów Unii jest wzmocnienie Wspólnoty Energetycznej, które zapewniłoby skuteczne wdrożenie dorobku prawnego UE w zakresie energii i reform rynku energii oraz pobudzenie inwestycji w sektorze energetycznym poprzez lepszą integrację rynków energii Unii i Wspólnoty Energetycznej. Oznacza to również wprowadzenie wspólnego zarządzania kryzysowego poprzez zaproponowanie planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej na szczeblu regionalnym wraz z umawiającymi się stronami Wspólnoty Energetycznej. Ponadto opublikowany w październiku 2014 r. komunikat Komisji w sprawie odporności europejskiego systemu gazowego w krótkim okresie wskazuje na konieczność stosowania reguł wewnętrznego rynku energii w odniesieniu do przepływu energii między państwami członkowskimi Unii a umawiającymi się stronami Wspólnoty Energetycznej. W związku z powyższym, w celu zapewnienia skutecznego zarządzania kryzysowego na granicach między państwami członkowskimi Unii a umawiającymi się stronami, po przyjęciu wspólnego aktu niezbędne są uzgodnienia umożliwiające konkretną współpracę z poszczególnymi umawiającymi się stronami Wspólnoty Energetycznej po wprowadzeniu odpowiednich wzajemnych postanowień.
(42)Ponieważ dostawy gazu z państw trzecich mają zasadnicze znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu w Unii, Komisja powinna koordynować działania dotyczące państw trzecich, pracując wspólnie z państwami trzecimi będącymi producentami oraz państwami tranzytu nad uzgodnieniami na wypadek sytuacji kryzysowych, zapewniającymi stabilny przepływ gazu do Unii. Komisja powinna być upoważniona do zwołania grupy zadaniowej ds. monitorowania przepływu gazu do Unii w sytuacjach kryzysowych, w porozumieniu z państwami trzecimi, których to dotyczy, oraz, jeżeli kryzys wynika z problemów w państwie trzecim, do podjęcia działań w roli pośrednika i mediatora.
(43)Jeżeli istnieją wiarygodne dane na temat sytuacji poza terytorium Unii, która zagraża bezpieczeństwu dostaw do jednego lub kilku państw członkowskich i która może uruchomić mechanizm wczesnego ostrzegania pomiędzy Unią a państwem trzecim, Komisja powinna niezwłocznie powiadomić o tym Grupę Koordynacyjną ds. Gazu, a Unia powinna podjąć odpowiednie działanie, aby spróbować załagodzić sytuację.
(44)Państwa członkowskie, działając samodzielnie, nie mogą w sposób zadowalający osiągnąć celu niniejszego rozporządzenia, to jest zapewnić bezpieczeństwa dostaw gazu w Unii. Ze względu na rozmiary lub skutki działania cel można osiągnąć lepiej na poziomie Unii. W związku z tym Unia może podjąć działania zgodnie z zasadą pomocniczości określoną w art. 5 Traktatu o Unii Europejskiej. Zgodnie z zasadą proporcjonalności, określoną w tym samym artykule, niniejsze rozporządzenie nie wykracza poza to, co jest konieczne do osiągnięcia tego celu.
(45)W celu umożliwienia Unii szybkiego reagowania na zmianę okoliczności w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu Komisji należy powierzyć uprawnienia do przyjmowania aktów zgodnie z art. 290 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej dotyczących zmian w odniesieniu do regionów oraz wzorów oceny ryzyka i planów. Szczególnie ważne jest, aby w czasie prac przygotowawczych Komisja prowadziła stosowne konsultacje, w tym na poziomie ekspertów. Przygotowując i opracowując akty delegowane, Komisja powinna zapewnić, by stosowne dokumenty były jednocześnie przekazywane Parlamentowi Europejskiemu i Radzie, w odpowiednim czasie i we właściwy sposób.
(46)Należy uchylić rozporządzenie (UE) nr 994/2010. W celu zapewnienia ciągłości plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej opracowane na podstawie rozporządzenia (WE) nr 994/2010 powinny pozostać w mocy do czasu pierwszego przyjęcia nowych planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej sporządzonych na podstawie niniejszego rozporządzenia,
PRZYJMUJĄ NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:
Artykuł 1
Przedmiot
W niniejszym rozporządzeniu ustanawia się przepisy służące zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw gazu, dzięki zagwarantowaniu prawidłowego i ciągłego funkcjonowania rynku wewnętrznego gazu ziemnego („gaz”) poprzez umożliwienie wprowadzenia środków wyjątkowych, w przypadku gdy same mechanizmy rynkowe nie są już w stanie zapewnić wymaganych dostaw gazu, poprzez przejrzyste określenie i podział odpowiedzialności pomiędzy przedsiębiorstwa gazowe, państwa członkowskie i Unię w zakresie działań zapobiegawczych oraz reakcji na konkretne zakłócenia w dostawach. W niniejszym rozporządzeniu określa się również przejrzyste mechanizmy koordynacji planowania i reagowania – w duchu solidarności – na szczeblu państw członkowskich, a także regionalnym i unijnym, w przypadku stanu nadzwyczajnego.
Artykuł 2
Definicje
Do celów niniejszego rozporządzenia stosuje się definicje zawarte w art. 2 dyrektywy 2009/73/WE 21 i w art. 2 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 715/2009 22 .
Stosuje się również następujące definicje:
1)„odbiorca chroniony” oznacza odbiorcę będącego gospodarstwem domowym, który jest już podłączony do sieci dystrybucyjnej gazu, a oprócz tego – o ile tak postanowi dane państwo członkowskie – termin ten może obejmować:
a)małe lub średnie przedsiębiorstwo, pod warunkiem że jest ono podłączone do sieci dystrybucyjnej gazu, lub podmiot świadczący podstawowe usługi społeczne, pod warunkiem że jest on podłączony do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej gazu, a także pod warunkiem że na takie przedsiębiorstwa lub podmioty nie przypada więcej niż 20 % łącznego rocznego ostatecznego zużycia gazu w danym państwie członkowskim;
b)instalację systemów ciepłowniczych, o ile dostarcza ona energię cieplną odbiorcom będącym gospodarstwami domowymi oraz przedsiębiorstwom i podmiotom, o których mowa w lit. a), pod warunkiem że instalacja ta nie jest w stanie przełączyć się na inne paliwa i jest podłączona do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej gazu;
2)„podmiot świadczący podstawowe usługi społeczne” oznacza podmioty świadczące usługi opieki zdrowotnej oraz służby ratunkowe i bezpieczeństwa;
3)„krajowy organ regulacyjny” oznacza krajowy organ regulacyjny wyznaczony zgodnie z art. 39 ust. 1 dyrektywy 2009/73/WE.
Artykuł 3
Odpowiedzialność za bezpieczeństwo dostaw gazu
1.Współodpowiedzialność za bezpieczeństwo dostaw gazu spoczywa na przedsiębiorstwach gazowych, państwach członkowskich, w szczególności za pośrednictwem ich właściwych organów, oraz Komisji, w granicach działalności i kompetencji każdego z tych podmiotów.
2.Każde państwo członkowskie wyznacza krajowy organ administracji lub krajowy organ regulacyjny jako właściwy organ zapewniający wdrożenie środków przewidzianych w niniejszym rozporządzeniu. Właściwe organy współpracują ze sobą przy wdrażaniu niniejszego rozporządzenia. Państwa członkowskie mogą zezwolić właściwemu organowi na delegowanie szczegółowych zadań określonych w niniejszym rozporządzeniu innym podmiotom. Delegowane zadania muszą być wykonywane pod nadzorem właściwego organu i być określone w planach, o których mowa w art. 7. Ogłoszenie jednego ze stanów kryzysowych, o których mowa w art. 10 ust. 1, może zostać delegowane wyłącznie organowi sektora publicznego.
3.Każde państwo członkowskie niezwłocznie informuje Komisję o nazwie właściwego organu i o wszelkich zmianach w tym względzie. Każde państwo członkowskie podaje nazwę właściwego organu publicznego do wiadomości publicznej.
4.Wdrażając środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu, właściwy organ określa role i obowiązki poszczególnych zaangażowanych podmiotów w taki sposób, aby zapewnić przestrzeganie podejścia trójpoziomowego, co wiąże się z zaangażowaniem najpierw odnośnych przedsiębiorstw i sektora, następnie państw członkowskich na szczeblu krajowym i regionalnym, a dopiero potem Unii.
5.Komisja zapewnia, w razie konieczności, koordynację działań właściwych organów na szczeblu regionalnym i unijnym, zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, między innymi w ramach Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu, o której mowa w art. 14, lub grupy ds. zarządzania kryzysowego, o której mowa w art. 11 ust. 4, w szczególności w sytuacji stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii, zgodnie z art. 11 ust. 1.
6.Środki na rzecz zapewnienia bezpieczeństwa dostaw zawarte w planach działań zapobiegawczych i planach na wypadek sytuacji nadzwyczajnej muszą być jasno określone, przejrzyste, proporcjonalne, niedyskryminacyjne i weryfikowalne, nie mogą bezzasadnie zakłócać konkurencji ani skutecznego funkcjonowania rynku wewnętrznego gazu i nie mogą zagrażać bezpieczeństwu dostaw gazu do innych państw członkowskich lub Unii jako całości.
7.Skład regionów na potrzeby współpracy regionalnej przewidzianej w niniejszym rozporządzeniu opiera się na następujących kryteriach:
a)bliskość geograficzna;
b)istniejące i planowane połączenia międzysystemowe i przepustowość połączeń międzysystemowych między państwami członkowskimi oraz struktura dostaw;
c)możliwość łączenia zasobów i bilansowania ryzyk dla bezpieczeństwa dostaw gazu w regionie;
d)rozwój i dojrzałość rynku;
e)umożliwiająca sprawne zarządzanie liczba państw członkowskich w każdym regionie;
f)w miarę możliwości istniejące struktury współpracy regionalnej.
Wykaz regionów i ich skład określono w załączniku I.
Komisja posiada uprawnienia do przyjęcia aktów delegowanych zgodnie z art. 18 w celu zmiany załącznika I na podstawie kryteriów określonych w pierwszym akapicie niniejszego ustępu, jeżeli okoliczności uzasadniają potrzebę zmiany regionu.
Artykuł 4
Standard w zakresie infrastruktury
1.Każde państwo członkowskie lub – jeżeli tak zdecyduje państwo członkowskie – właściwy organ zapewniają wprowadzenie niezbędnych środków, tak aby w przypadku zakłóceń w funkcjonowaniu największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej pozostała infrastruktura, określona według wzoru na wskaźnik N-1 zgodnie z pkt 2 załącznika II, posiadała zdolność techniczną, bez uszczerbku dla ust. 2 niniejszego artykułu, dostarczania ilości gazu niezbędnej do zaspokojenia całkowitego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz występującym z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat. Pozostaje to bez uszczerbku dla odpowiedzialności operatorów systemu w zakresie realizacji odpowiednich inwestycji i dla obowiązków operatorów systemów przesyłowych, określonych w dyrektywie 2009/73/WE i rozporządzeniu (WE) nr 715/2009.
2.Obowiązek zapewnienia zdolności technicznej zaspokojenia przez pozostałą infrastrukturę zapotrzebowania na gaz, o którym mowa w ust. 1, uznaje się również za spełniony, jeżeli w planie działań zapobiegawczych właściwy organ wykaże, iż zakłócenie w dostawach może być w wystarczającym stopniu i w odpowiednim czasie skompensowane odpowiednimi rynkowymi środkami po stronie popytu. W tym celu wykorzystuje się wzór podany w pkt 4 załącznika II.
3.W odpowiednich przypadkach, zgodnie z oceną ryzyka, o której mowa w art. 6, właściwe organy sąsiadujących państw członkowskich mogą uzgodnić wspólne wypełnianie obowiązku określonego w ust. 1 niniejszego artykułu. W takim przypadku właściwe organy podają w planach działań zapobiegawczych obliczenie ze wzoru na wskaźnik N-1 wraz z wyjaśnieniem, w jaki sposób dokonane uzgodnienia zapewniają spełnienie tego obowiązku. Zastosowanie ma pkt 5 załącznika II.
4.Operatorzy systemów przesyłowych wprowadzają stałą fizyczną zdolność przepływu gazu w obu kierunkach („zdolność przepływu w obu kierunkach”) na wszystkich połączeniach międzysystemowych między państwami członkowskimi, z wyjątkiem:
a)przypadków podłączeń do instalacji produkcyjnych, instalacji LNG i sieci dystrybucyjnej; lub
b)jeżeli przyznano odstępstwo od tego obowiązku.
W odniesieniu do procedury wprowadzenia lub zwiększenia stałej zdolności przepływu w obu kierunkach na połączeniu międzysystemowym lub procedury uzyskania lub przedłużenia odstępstwa zastosowanie ma załącznik III.
5.W celu zapewnienia odpowiednich bodźców krajowe organy regulacyjne uwzględniają faktycznie poniesione koszty spełnienia wymogów określonych w ust. 1 oraz koszty wprowadzenia stałej zdolności przepływu w obu kierunkach przy ustalaniu lub zatwierdzaniu taryf lub metodologii, w przejrzysty i szczegółowy sposób, zgodnie z art. 41 ust. 8 dyrektywy 2009/73/WE oraz art. 13 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.
6.Jeżeli rynek nie wymaga inwestycji w celu wprowadzenia lub zwiększenia stałej zdolności przepływu w obu kierunkach, a inwestycja ta pociąga za sobą koszty w większej liczbie państw członkowskich lub w jednym państwie członkowskim na korzyść innego państwa członkowskiego, o podziale kosztów wspólnie decydują krajowe organy regulacyjne wszystkich państw członkowskich, których to dotyczy, przed podjęciem jakiejkolwiek decyzji inwestycyjnej. Przy podziale kosztów w szczególności uwzględnia się rozkład korzyści płynących z inwestycji w infrastrukturę na rzecz zwiększenia bezpieczeństwa dostaw do zainteresowanych państw członkowskich, jak również inwestycje już dokonane w daną infrastrukturę.
7.Właściwy organ zapewnia, aby każda nowa infrastruktura przesyłowa przyczyniała się do zwiększenia bezpieczeństwa dostaw poprzez stworzenie dobrze połączonej sieci, w tym w razie potrzeby poprzez zapewnienie wystarczającej liczby transgranicznych punktów wejścia i punktów wyjścia zgodnie z popytem na rynku i zidentyfikowanymi źródłami ryzyka. Właściwe organy oceniają w ocenie ryzyka istnienie wewnętrznych „wąskich gardeł” oraz zdolność krajowych punktów wejścia i infrastruktury, w szczególności sieci przesyłowych, do dostosowania krajowych i transgranicznych przepływów gazu do scenariusza zakłóceń największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej na szczeblu krajowym i największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej służącej wspólnym interesom w regionie, określonej w ocenie ryzyka.
8.W ramach wyjątku Luksemburg, Słowenia i Szwecja nie są związane wymogiem przewidzianym w ust. 1 niniejszego artykułu, ale dokładają starań, aby go spełnić, przy zapewnianiu dostaw gazu do odbiorców chronionych zgodnie z art. 5. Wyjątek ten ma zastosowanie, dopóki:
a)w przypadku Luksemburga: nie posiada on co najmniej dwóch połączeń międzysystemowych z innymi państwami członkowskimi, co najmniej dwóch różnych źródeł dostaw ani nie posiada urządzeń do magazynowania gazu na swoim terytorium;
b)w przypadku Słowenii: nie posiada ona co najmniej dwóch połączeń międzysystemowych z innymi państwami członkowskimi, co najmniej dwóch różnych źródeł dostaw i nie posiada urządzeń do magazynowania gazu ani instalacji LNG na swoim terytorium;
c)w przypadku Szwecji: nie posiada ona na swoim terytorium tranzytowej sieci przesyłowej do innego państwa członkowskiego, roczne wewnętrzne zużycie gazu brutto wynosi mniej niż 2 Mtoe i mniej niż 5 % całkowitego zużycia energii pierwotnej pochodzi z gazu.
Luksemburg, Słowenia i Szwecja zapewniają w sposób przejrzysty, szczegółowy i niedyskryminacyjny regularne badania rynku na potrzeby inwestycji w infrastrukturę i upubliczniają wyniki tych badań. Informują one Komisję o wszystkich zmianach dotyczących określonych w tym akapicie warunków. Wyjątek określony w akapicie pierwszym przestaje obowiązywać, jeżeli przynajmniej jeden z tych warunków nie jest już spełniony.
Do dnia 3 grudnia 2018 r. Luksemburg, Słowenia i Szwecja przekazują Komisji sprawozdanie opisujące sytuację w zakresie odpowiednich warunków określonych w tym akapicie oraz perspektywy dotyczące spełnienia wymogu określonego w ust. 1, biorąc pod uwagę gospodarczy wpływ spełnienia standardu w zakresie infrastruktury, wyniki badania rynku i rozwój rynku gazu oraz projekty infrastruktury gazowniczej w regionie. Na podstawie tego sprawozdania i jeżeli odpowiednie warunki określone w akapicie pierwszym są nadal spełnione, Komisja może zadecydować o dalszym stosowaniu wyjątku przez kolejne cztery lata. W przypadku pozytywnej decyzji procedurę określoną w niniejszym akapicie powtarza się po czterech latach.
Artykuł 5
Standard w zakresie dostaw
1.Właściwy organ zobowiązuje określone przez siebie przedsiębiorstwa gazowe do wprowadzenia środków w celu zapewnienia dostaw gazu odbiorcom chronionym z danego państwa członkowskiego w każdym z następujących przypadków:
a)ekstremalne temperatury w siedmiodniowym okresie szczytowego zapotrzebowania, występującym z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat;
b)każdy przynajmniej trzydziestodniowy okres nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występujący z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat;
c)przynajmniej trzydziestodniowy okres w przypadku wystąpienia zakłóceń w największej pojedynczej infrastrukturze gazowniczej w przeciętnych warunkach w okresie zimowym.
Nie później niż dnia 31 marca 2017 r. państwa członkowskie powiadamiają Komisję o swojej definicji odbiorców chronionych, rocznej wielkości zużycia gazu przez odbiorców chronionych oraz odsetku, jaki ci odbiorcy stanowią w łącznym rocznym ostatecznym zużyciu gazu w tym państwie członkowskim. Jeżeli państwo członkowskie uwzględnia w swojej definicji odbiorców chronionych kategorie, o których mowa w art. 2 ust. 1 lit. a) lub b), określa w powiadomieniu przekazywanym Komisji wielkości zużycia gazu odpowiadające odbiorcom należącym do tych kategorii oraz odsetek każdej z tych grup odbiorców w rocznym ostatecznym zużyciu gazu.
Właściwy organ określa przedsiębiorstwa gazowe, o których mowa w akapicie pierwszym, i wskazuje je w planie działań zapobiegawczych. Wszystkie nowe środki przewidziane w celu zapewnienia standardu w zakresie dostaw muszą być zgodne z procedurą określoną w art. 8 ust. 4.
Państwa członkowskie mogą wypełnić obowiązek określony w akapicie pierwszym przez zastąpienie gazu innym źródłem energii w zakresie, w jakim możliwe jest osiągnięcie takiego samego poziomu ochrony.
2.Każdy podwyższony standard w zakresie dostaw przekraczający okres 30 dni, o którym mowa w ust. 1 lit. b) i c), lub każdy dodatkowy wymóg nałożony ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu muszą opierać się na ocenie ryzyka, o której mowa w art. 6, znajdować odzwierciedlenie w planie działań zapobiegawczych oraz:
a)muszą być zgodne z art. 3 ust. 6;
b)nie mogą wpływać niekorzystnie na zdolność każdego innego państwa członkowskiego do zaopatrywania odbiorców chronionych zgodnie z niniejszym artykułem w przypadku stanu nadzwyczajnego w skali kraju, regionu lub Unii; oraz
c)muszą być zgodne z kryteriami określonymi w art. 11 ust. 5 w przypadku stanu nadzwyczajnego w Unii lub w regionie.
Uzasadnienie zgodności środków, o których mowa w akapicie pierwszym, z warunkami określonymi w tym akapicie należy zawrzeć w planie działań zapobiegawczych. Ponadto każdy nowy środek, o którym mowa w akapicie pierwszym, musi być zgodny z procedurą określoną w art. 8 ust. 4.
3.Po upływie okresów określonych przez właściwy organ zgodnie z ust. 1 i 2 lub na bardziej rygorystycznych warunkach niż określone w ust. 1 właściwy organ i przedsiębiorstwa gazowe starają się zapewnić w miarę możliwości ciągłość dostaw, w szczególności do odbiorców chronionych.
4.Nałożone na przedsiębiorstwa gazowe obowiązki związane ze spełnieniem określonych w niniejszym artykule standardów w zakresie dostaw muszą być niedyskryminacyjne i nie mogą stanowić nadmiernego obciążenia dla tych przedsiębiorstw.
5.W stosownych przypadkach przedsiębiorstwa gazowe mogą spełnić dotyczące ich wymogi określone w niniejszym artykule na szczeblu regionalnym lub unijnym. Właściwe organy nie wymagają, aby standardy określone w niniejszym artykule były spełnione na bazie infrastruktury znajdującej się wyłącznie na terytorium jego właściwości.
6.Właściwe organy zapewniają, by warunki dostaw do odbiorców chronionych nie naruszały prawidłowego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii, a cena odpowiadała wartości rynkowej dostaw.
Artykuł 6
Ocena ryzyka
1.Właściwe organy każdego regionu wymienionego w załączniku I dokonują wspólnie oceny na szczeblu regionalnym wszystkich źródeł ryzyka dla bezpieczeństwa dostaw gazu. W ocenie uwzględnia się wszystkie istotne źródła ryzyka, takie jak klęski żywiołowe, ryzyka technologiczne, handlowe, społeczne, polityczne i inne. Ocenę ryzyka przeprowadza się przez:
a)korzystanie ze standardów określonych w art. 4 i 5. W ocenie ryzyka opisuje się obliczenie ze wzoru na wskaźnik N-1 na szczeblu krajowym oraz zawiera się obliczenie ze wzoru na wskaźnik N-1 na szczeblu regionalnym. W ocenie ryzyka uwzględnia się również przyjęte założenia, w tym założenia dla obliczenia ze wzoru na wskaźnik N-1 na szczeblu regionalnym, oraz dane niezbędne do tego obliczenia. Do obliczenia ze wzoru na wskaźnik N-1 dołącza się symulację zakłóceń w największej pojedynczej infrastrukturze przy użyciu modelu hydraulicznego, jak również obliczenie ze wzoru na wskaźnik N-1 z uwzględnieniem poziomu gazu w magazynach wynoszącego 30 % i 100 % całkowitej pojemności;
b)uwzględnienie wszystkich stosownych okoliczności krajowych i regionalnych, w szczególności wielkości rynku, układu sieci, rzeczywistych przepływów, w tym przepływów wyjściowych z danych państw członkowskich, możliwości fizycznego przepływu gazu w obu kierunkach, w tym wynikającej stąd ewentualnej potrzeby wzmocnienia systemu przesyłowego, możliwości produkcyjnych i magazynowych oraz roli gazu w koszyku energetycznym, w szczególności w odniesieniu do systemów ciepłowniczych i produkcji energii elektrycznej oraz funkcjonowania przemysłu, a także aspektów bezpieczeństwa i jakości gazu;
c)przeprowadzenie różnych scenariuszy nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz i zakłóceń w dostawach, biorąc pod uwagę historię, prawdopodobieństwo, porę roku, częstotliwość i długość występowania oraz oceniając potencjalne skutki, takie jak:
(i)zakłócenia w infrastrukturze mającej znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw, zwłaszcza w infrastrukturze przesyłowej, magazynach lub terminalach LNG, w tym w największej infrastrukturze określonej do celów obliczania ze wzoru na wskaźnik N-1, oraz
(ii)zakłócenia w dostawach od dostawców z państw trzecich, a także w stosownych przypadkach ryzyka geopolityczne;
d)analizę wzajemnych oddziaływań i korelacji źródeł ryzyka pomiędzy państwami członkowskimi w regionie oraz z innymi państwami członkowskimi, stosownie do przypadku, w tym między innymi w odniesieniu do połączeń międzysystemowych, dostaw transgranicznych, transgranicznego dostępu do instalacji magazynowych oraz zdolności przepływu w obu kierunkach;
e)uwzględnienie maksymalnej przepustowości połączeń międzysystemowych w każdym granicznym punkcie wejścia i punkcie wyjścia oraz różnych poziomów napełnienia magazynów.
2.Właściwe organy w każdym regionie uzgadniają mechanizm współpracy do celów przeprowadzenia oceny ryzyka w terminie przewidzianym w ust. 5 niniejszego artykułu. Właściwe organy informują Grupę Koordynacyjną ds. Gazu o uzgodnionym mechanizmie współpracy do celów przeprowadzania oceny ryzyka 18 miesięcy przed terminem przyjęcia oceny ryzyka i aktualizacji oceny ryzyka. Komisja może udzielać wsparcia w całym procesie przygotowania oceny ryzyka, w szczególności podczas tworzenia mechanizmu współpracy. Jeżeli właściwe organy w danym regionie nie uzgodnią mechanizmu współpracy, Komisja może zaproponować mechanizm współpracy dla tego regionu.
Rok przed upływem terminu powiadomienia o ocenie ryzyka każdy właściwy organ, w ramach uzgodnionego mechanizmu współpracy, udostępnia i aktualizuje wszystkie dane krajowe niezbędne do sporządzenia oceny ryzyka, w szczególności do przeprowadzenia różnych scenariuszy, o których mowa w ust. 1 lit. c).
3.Ocenę ryzyka przygotowuje się zgodnie ze wzorem w załączniku IV. Komisja posiada uprawnienia do przyjęcia aktów delegowanych zgodnie z art. 18 w celu zmiany tych wzorów.
4.Przedsiębiorstwa gazowe, odbiorcy przemysłowi gazu, odpowiednie organizacje reprezentujące interesy gospodarstw domowych i odbiorców przemysłowych gazu, a także państwa członkowskie oraz krajowy organ regulacyjny, jeżeli nie jest nim właściwy organ, współpracują z właściwymi organami i na żądanie przekazują im wszystkie niezbędne informacje na potrzeby oceny ryzyka.
5.Po uzgodnieniu oceny ryzyka przez wszystkie państwa w regionie powiadamia się o niej Komisję po raz pierwszy nie później niż dnia 1 września 2018 r. Ocenę ryzyka aktualizuje się co cztery lata, chyba że okoliczności wymagają częstszej oceny. W ocenie ryzyka uwzględnia się postępy inwestycji niezbędnych do sprostania standardowi w zakresie infrastruktury określonemu w art. 4 oraz specyficzne dla danego państwa problemy, jakie wystąpiły w trakcie wdrażania nowych alternatywnych rozwiązań. Korzysta się również z doświadczeń nabytych poprzez symulację planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej określoną w art. 9 ust. 2.
6.Do dnia 1 listopada 2017 r. ENTSO gazu przeprowadza ogólnounijną symulację scenariuszy zakłóceń dostaw i infrastruktury. Scenariusze te ENTSO gazu definiuje po konsultacji z Grupą Koordynacyjną ds. Gazu. Właściwe organy przekazują ENTSO gazu dane niezbędne do symulacji, takie jak wartości zapotrzebowania szczytowego, zdolności produkcyjne i środki po stronie popytu. Właściwe organy uwzględniają wyniki symulacji w przygotowaniu ocen ryzyka oraz planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Aktualizację ogólnounijnych symulacji scenariuszy zakłóceń dostaw i infrastruktury przeprowadza się co cztery lata, chyba że okoliczności wymagają częstszej aktualizacji.
Artykuł 7
Opracowanie planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej
1.Właściwe organy państw członkowskich każdego regionu wymienionego w załączniku I, po skonsultowaniu się z przedsiębiorstwami gazowymi, odpowiednimi organizacjami reprezentującymi interesy gospodarstw domowych i odbiorców przemysłowych gazu, w tym z producentami energii elektrycznej, oraz z krajowymi organami regulacyjnymi, jeżeli nie są one właściwymi organami, opracowują wspólnie:
a)plan działań zapobiegawczych, obejmujący środki, które należy wprowadzić w celu wyeliminowania lub ograniczenia zidentyfikowanych źródeł ryzyka w regionie, w tym źródeł ryzyka o wyłącznie krajowym charakterze, zgodnie z oceną ryzyka przeprowadzoną na podstawie art. 6 oraz zgodnie z art. 8; oraz
b)plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, obejmujący środki, które należy wprowadzić w celu wyeliminowania lub złagodzenia skutków zakłóceń w dostawach gazu w regionie, w tym zdarzeń o wyłącznie krajowym charakterze, zgodnie z art. 9.
2.Właściwe organy w każdym regionie uzgadniają mechanizm współpracy na tyle wcześnie, by opracować plany i umożliwić ich zgłoszenie oraz zgłoszenie aktualizacji planów.
Środki niezbędne do wyeliminowania lub ograniczenia źródeł ryzyka o wyłącznie krajowym charakterze, jak również środki wprowadzane w celu wyeliminowania lub złagodzenia skutków zdarzeń, na które – ze względu na ich niedużą skalę – należy zareagować tylko na szczeblu krajowym, są opracowywane przez każdy właściwy organ w regionie i włączane do planów opracowywanych na szczeblu regionalnym. Takie środki krajowe nie mogą w żaden sposób obniżać skuteczności środków na szczeblu regionalnym. Każdy właściwy organ określa również obszary współpracy regionalnej oraz potencjalne środki wspólne. Środki krajowe wraz z propozycjami dotyczącymi współpracy regionalnej udostępnia się innym właściwym organom w regionie rok przed terminem powiadomienia o planach.
Właściwe organy regularnie informują Grupę Koordynacyjną ds. Gazu o postępach w przygotowaniu i przyjęciu planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. W szczególności właściwe organy informują Grupę Koordynacyjną ds. Gazu o uzgodnionym mechanizmie współpracy 18 miesięcy przed terminem przyjęcia planów i aktualizacji planów. Komisja może udzielać wsparcia w całym procesie przygotowania planów, w szczególności podczas tworzenia mechanizmu współpracy. Jeżeli właściwe organy w danym regionie nie uzgodnią mechanizmu współpracy, Komisja może zaproponować mechanizm współpracy dla tego regionu. Właściwe organy zapewniają regularne monitorowanie wdrażania takich planów.
3.Plan działań zapobiegawczych i plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej przygotowuje się zgodnie ze wzorami w załączniku V. Komisja posiada uprawnienia do przyjęcia aktów delegowanych zgodnie z art. 18 w celu zmiany tych wzorów.
4.Wszystkie państwa członkowskie w regionie przyjmują plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, udostępniają je publicznie i powiadamiają o nich Komisję najpóźniej do dnia 1 marca 2019 r. Takie powiadomienie następuje po przyjęciu planów przez wszystkie państwa członkowskie w regionie. Komisja informuje Grupę Koordynacyjną ds. Gazu o powiadomieniu o planach i publikuje je na stronie internetowej Komisji.
5.W terminie czterech miesięcy od powiadomienia przez właściwe organy Komisja ocenia te plany przy należytym uwzględnieniu wzajemnej oceny i opinii wyrażonych w ramach Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu. Załącznik VI ma zastosowanie do procedury przeprowadzania wzajemnych ocen.
Komisja przekazuje właściwym organom w regionie opinię zawierającą zalecenie wprowadzenia zmiany w danym planie działań zapobiegawczych lub planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, jeżeli stwierdzi, że plan zawiera jeden z następujących elementów:
a)jest nieskuteczny w ograniczaniu źródeł ryzyka określonych w ocenie ryzyka;
b)jest niespójny z ocenionymi scenariuszami ryzyka lub planami w innym regionie;
c)może zakłócać konkurencję lub utrudniać funkcjonowanie rynku wewnętrznego energii;
d)jest niezgodny z przepisami niniejszego rozporządzenia lub z innymi przepisami prawa Unii;
e)zagraża bezpieczeństwu dostaw gazu do innych państw członkowskich lub Unii jako całości.
6.W terminie trzech miesięcy od powiadomienia o opinii Komisji, o której mowa w ust. 4, właściwe organy, których to dotyczy, powiadamiają Komisję o zmienionym planie lub informują Komisję, dlaczego nie zgadzają się z jej zaleceniami.
W przypadku rozbieżności zdań Komisja, w terminie trzech miesięcy od odpowiedzi właściwych organów, może przyjąć decyzję o żądaniu zmiany danego planu. Właściwe organy przyjmują i publikują plan w terminie trzech miesięcy od daty powiadomienia o decyzji Komisji.
7.Zachowana musi być poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.
8.Plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej opracowane na podstawie rozporządzenia (UE) nr 994/2010, odpowiednio zmienione, pozostają w mocy do czasu pierwszego sporządzenia nowych planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, o których mowa w ust. 1.
Artykuł 8
Zawartość planów działań zapobiegawczych
1.Plan działań zapobiegawczych zawiera:
a)wyniki oceny ryzyka oraz streszczenie uwzględnionych scenariuszy określonych w art. 6 ust. 1 lit. c);
b)definicję odbiorców chronionych w każdym państwie członkowskim regionu oraz informacje określone w art. 5 ust. 1 akapit drugi;
c)informacje o środkach, ilościach gazu i zdolnościach niezbędnych do spełnienia standardu w zakresie infrastruktury i standardu w zakresie dostaw, określonych w art. 4 i 5, w każdym państwie członkowskim regionu, w tym, w stosownych przypadkach, stopień, w jakim środki po stronie popytu mogą wystarczająco i w odpowiednim czasie skompensować zakłócenie w dostawach, o czym mowa w art. 4 ust. 2, wskazanie – w przypadku stosowania art. 4 ust. 3 – największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej służącej wspólnym interesom, określenie niezbędnych ilości gazu w odniesieniu do każdej kategorii odbiorców chronionych i każdego scenariusza, o czym mowa w art. 5 ust. 1, oraz każdy podwyższony standard w zakresie dostaw, o którym mowa w art. 5 ust. 2, włącznie z uzasadnieniem zgodności z warunkami określonymi w art. 5 ust. 2 i opisem mechanizmu do celów tymczasowego ograniczenia każdego podwyższonego standardu w zakresie dostaw lub dodatkowego wymogu zgodnie z art. 12;
d)obowiązki nałożone na przedsiębiorstwa gazowe i inne odpowiednie podmioty mogące mieć wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu, na przykład obowiązki w zakresie bezpiecznego funkcjonowania systemu gazowniczego;
e)informacje o innych środkach mających zapobiegać ryzykom zidentyfikowanym w ocenie ryzyka, jak na przykład środkach związanych z potrzebą poprawy połączeń między systemami sąsiadujących państw członkowskich, oraz – w stosownych przypadkach – o możliwości dywersyfikacji źródeł i dróg dostaw gazu w reakcji na zidentyfikowane ryzyka, tak aby utrzymać w miarę możliwości dostawy gazu do wszystkich odbiorców;
f)informacje na temat wpływu na gospodarkę, skuteczności i efektywności środków przewidzianych w planie, w tym obowiązki, o których mowa w lit. k);
g)opis skutków wywieranych przez środki przewidziane w planie na funkcjonowanie wewnętrznego rynku energii, jak również rynków krajowych, w tym obowiązki, o których mowa w lit. k);
h)opis wpływu środków na środowisko i na odbiorców;
i)mechanizmy do celów współpracy z innymi państwami członkowskimi, w tym mechanizmy na potrzeby opracowywania i realizacji planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej;
j)informacje na temat istniejących i przyszłych połączeń międzysystemowych, w tym połączeń zapewniających dostęp do sieci gazowniczej Unii, przepływów transgranicznych, transgranicznego dostępu do instalacji magazynowych i instalacji LNG oraz zdolności przesyłu w obu kierunkach, w szczególności w przypadku sytuacji nadzwyczajnej;
k)informacje o wszystkich obowiązkach świadczenia usługi publicznej, które mają związek z bezpieczeństwem dostaw gazu.
2.W planie działań zapobiegawczych, a w szczególności w opisie działań służących zapewnieniu standardu w zakresie infrastruktury określonego w art. 4, należy uwzględnić dziesięcioletni plan rozwoju sieci o zasięgu unijnym, opracowywany przez ENTSO gazu zgodnie z art. 8 ust. 10 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.
3.Plan działań zapobiegawczych należy oprzeć przede wszystkim na środkach rynkowych, nie może on pociągać za sobą nadmiernych obciążeń dla przedsiębiorstw gazowych ani negatywnie wpływać na funkcjonowanie wewnętrznego rynku gazu.
4.Państwa członkowskie przeprowadzają ocenę skutków wszelkich zapobiegawczych środków nierynkowych przyjmowanych po wejściu w życie niniejszego rozporządzenia, w tym środków służących zapewnieniu standardu w zakresie dostaw określonego w art. 5 ust. 1 oraz środków służących osiągnięciu podwyższonego standardu w zakresie dostaw określonego w art. 5 ust. 2. Taka ocena skutków obejmuje przynajmniej następujące elementy:
a)wpływ proponowanego środka na rozwój krajowego rynku gazu i na konkurencję na szczeblu krajowym;
b)wpływ proponowanego środka na rynek wewnętrzny gazu;
c)potencjalny wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu w sąsiadujących państwach członkowskich, zwłaszcza w przypadku środków, które mogą prowadzić do zmniejszenia płynności na rynkach regionalnych lub ograniczenia przepływów do sąsiadujących państw członkowskich;
d)ocena kosztów i korzyści środków w porównaniu z alternatywnymi środkami rynkowymi;
e)ocena konieczności i proporcjonalności środka w porównaniu z możliwymi środkami rynkowymi;
f)otwartość środka umożliwiająca zapewnienie równych szans wszystkim uczestnikom rynku;
g)strategia stopniowego wycofywania planowanego środka, przewidywany okres jego obowiązywania oraz odpowiedni harmonogram przeglądu.
Analizę wpływów, o których mowa w lit. a) i b), przeprowadzają krajowe organy regulacyjne.
5.Ocena skutków i przyjęte środki są publikowane przez właściwy organ, a Komisja jest o nich powiadamiana. W terminie czterech miesięcy od powiadomienia Komisja podejmuje decyzję i może zażądać od państw członkowskich zmiany przyjętych środków. Bieg wspomnianego terminu rozpoczyna się w dniu następującym po otrzymaniu kompletnego powiadomienia. Termin ten może zostać przedłużony za zgodą zarówno Komisji, jak i państwa członkowskiego.
Komisja może w drodze decyzji zażądać zmiany lub wycofania środka, jeżeli:
a)prawdopodobne jest, że środek ten spowoduje zakłócenia na unijnym rynku wewnętrznym;
b)prawdopodobne jest, że środek ten zakłóci rozwój krajowego rynku gazu;
c)środek ten nie jest konieczny do zapewnienia bezpieczeństwa dostaw ani proporcjonalny do tego celu; lub
d)prawdopodobne jest, że środek ten stanowił będzie zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim.
Przyjęty środek wchodzi w życie dopiero po jego zatwierdzeniu przez Komisję lub zmianie zgodnie z decyzją Komisji.
6.Plan działań zapobiegawczych aktualizowany jest po dniu 1 marca 2019 r. co cztery lata, chyba że ze względu na okoliczności wymagana jest częstsza aktualizacja lub Komisja wniesie o aktualizację. W zaktualizowanym planie uwzględnia się uaktualnioną ocenę ryzyka i wyniki testów przeprowadzonych zgodnie z art. 9 ust. 2. Do zaktualizowanego planu stosuje się przepisy art. 7 ust. 3–7.
Artykuł 9
Zawartość planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej
1.Plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej:
a)oparty jest na stanach kryzysowych zdefiniowanych w art. 10 ust. 1;
b)zawiera określenie roli i obowiązków przedsiębiorstw gazowych i odbiorców przemysłowych gazu, w tym odpowiednich producentów energii elektrycznej, z uwzględnieniem różnego stopnia, w jakim zakłócenia w dostawach gazu dotykają te podmioty, oraz ich współpracy z właściwymi organami i – w stosownych przypadkach – z krajowymi organami regulacyjnymi na wypadek każdego ze stanów kryzysowych zdefiniowanych w art. 10 ust. 1;
c)zawiera określenie roli i obowiązków właściwych organów oraz pozostałych podmiotów, którym powierzono zadania zgodnie z art. 3 ust. 2, w przypadku każdego ze stanów kryzysowych zdefiniowanych w art. 10 ust. 1;
d)zapewnia przedsiębiorstwom gazowym i odbiorcom przemysłowym gazu, w tym odpowiednim producentom energii elektrycznej, wystarczające możliwości reagowania w każdym ze stanów kryzysowych;
e)w stosownych przypadkach zawiera opis środków i działań przewidzianych w celu ograniczenia możliwego negatywnego wpływu zakłócenia w dostawach gazu na działanie systemów ciepłowniczych oraz na dostawy energii elektrycznej wytwarzanej przy użyciu gazu;
f)zawiera określenie szczegółowych procedur i środków jakie mają być stosowane w przypadku poszczególnych stanów kryzysowych, w tym odpowiednie schematy obiegu informacji;
g)zawiera wskazanie podmiotu lub zespołu zarządzającego w sytuacji kryzysowej i określenie jego roli;
h)zawiera określenie wkładu środków rynkowych w rozwiązywanie sytuacji w stanie alarmowym i w ograniczanie negatywnych skutków w stanie nadzwyczajnym;
i)zawiera określenie wkładu środków nierynkowych, planowanych lub przewidzianych do wdrożenia w przypadku stanu nadzwyczajnego, oraz ocenę stopnia, w jakim wprowadzenie takich środków nierynkowych jest konieczne w celu rozwiązania sytuacji kryzysowej. Dokonuje się oceny skutków środków nierynkowych i określa procedury wdrażania takich środków. Środki nierynkowe stosuje się wyłącznie w przypadku, gdy same mechanizmy rynkowe nie są już w stanie zapewnić dostaw gazu, w szczególności dostaw do odbiorców chronionych, lub na potrzeby stosowania art. 12;
j)zawiera opis mechanizmów współpracy z innymi państwami członkowskimi w przypadku każdego ze stanów kryzysowych;
k)zawiera szczegółowy opis nałożonych na przedsiębiorstwa gazowe obowiązków w zakresie sprawozdawczości w przypadku stanu alarmowego i stanu nadzwyczajnego;
l)zawiera opis rozwiązań technicznych lub prawnych w celu uniknięcia zużycia nieprzysługującego im gazu przez odbiorców innych niż chronieni, podłączonych do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej gazu;
m)zawiera ustalenia techniczne i finansowe na potrzeby wypełniania obowiązków dotyczących solidarności określonych w art. 12;
n)zawiera wykaz ustalonych działań służących zapewnieniu dostępności gazu w przypadku sytuacji nadzwyczajnej, w tym wykaz umów handlowych między podmiotami zaangażowanymi w takie działania oraz, w stosownych przypadkach, mechanizmów odszkodowań dla przedsiębiorstw gazowych, z należytym uwzględnieniem poufności danych szczególnie chronionych. Działania takie mogą obejmować umowy transgraniczne między państwami członkowskimi lub przedsiębiorstwami gazowymi.
2.Środki, działania i procedury przewidziane w planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej należy poddać testom co najmniej dwukrotnie w standardowym czteroletnim okresie między aktualizacjami, o którym mowa w ust. 3. W celu przetestowania planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej państwa członkowskie przeprowadzają symulację scenariuszy sytuacji o znacznych skutkach i sytuacji o skutkach umiarkowanych oraz reagowania w czasie rzeczywistym zgodnie z planem na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Właściwe organy przedstawiają wyniki tych testów na forum Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu.
3.Plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej aktualizowany jest po dniu 1 marca 2019 r. co cztery lata, chyba że ze względu na okoliczności wymagana jest częstsza aktualizacja lub Komisja wniesie o aktualizację. W zaktualizowanym planie uwzględnia się uaktualnioną ocenę ryzyka i wnioski z testów przeprowadzonych zgodnie z ust. 2. Do zaktualizowanego planu stosuje się przepisy art. 7 ust. 3–7.
4.W planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej zapewnia się utrzymanie transgranicznego dostępu do infrastruktury zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 715/2009, w zakresie możliwym pod względem technicznym i z zachowaniem bezpieczeństwa w przypadku sytuacji nadzwyczajnej, oraz nie wprowadza się w nim żadnego środka bezzasadnie ograniczającego przepływ gazu przez granice.
Artykuł 10
Ogłoszenie stanu kryzysowego
1.Określa się następujące trzy stany kryzysowe:
a)stan wczesnego ostrzeżenia: gdy istnieją konkretne, poważne i wiarygodne informacje, że może dojść do zdarzenia, które prawdopodobnie spowoduje znaczne pogorszenie się sytuacji w zakresie dostaw i prawdopodobnie doprowadzi do stanu alarmowego lub stanu nadzwyczajnego; stan wczesnego ostrzeżenia może zostać aktywowany poprzez mechanizm wczesnego ostrzegania;
b)stan alarmowy: gdy wystąpi zakłócenie w dostawach lub nadzwyczajnie wysokie zapotrzebowanie na gaz, które powoduje znaczne pogorszenie się sytuacji w zakresie dostaw, ale rynek nadal jest w stanie zniwelować to zakłócenie lub zaspokoić zapotrzebowanie bez potrzeby stosowania środków nierynkowych;
c)stan nadzwyczajny: w przypadku nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, znacznego zakłócenia w dostawach lub innego znacznego pogorszenia sytuacji w zakresie dostaw oraz w przypadku gdy wdrożono wszystkie stosowne środki rynkowe, ale dostawy gazu są niewystarczające do zaspokojenia pozostałego zapotrzebowania na gaz, tak że konieczne jest wprowadzenie dodatkowo środków nierynkowych, aby zabezpieczyć dostawy gazu, w szczególności do odbiorców chronionych, zgodnie z art. 5.
2.Jeżeli właściwy organ ogłosi jeden ze stanów kryzysowych, o których mowa w ust. 1, niezwłocznie powiadamia on o tym Komisję i przekazuje jej wszystkie niezbędne informacje, w szczególności informacje dotyczące działań, które zamierza podjąć. W przypadku stanu nadzwyczajnego, który może wymagać zwrócenia się o pomoc do Unii i jej państw członkowskich, właściwy organ zainteresowanego państwa członkowskiego niezwłocznie powiadamia Centrum Koordynacji Reagowania Kryzysowego działające w Komisji.
3.Jeżeli właściwy organ ogłosi stan nadzwyczajny, organ ten realizuje ustalone działania zgodnie ze swoim planem na wypadek sytuacji nadzwyczajnej i niezwłocznie powiadamia Komisję i pozostałe właściwe organy w regionie, w szczególności o działaniach, które zamierza podjąć. W należycie uzasadnionych wyjątkowych okolicznościach właściwy organ może podjąć działanie odbiegające od planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Właściwy organ niezwłocznie powiadamia Komisję i pozostałe właściwe organy w regionie o wszelkich takich działaniach, a także przedstawia ich uzasadnienie.
4.Państwa członkowskie, a w szczególności właściwe organy, zapewniają, by:
a)w żadnym momencie nie wprowadzono środków, które bezzasadnie ograniczają przepływ gazu w ramach rynku wewnętrznego;
b)nie wprowadzano środków, które prawdopodobnie stanowiłyby poważne zagrożenie dla sytuacji w zakresie dostaw gazu w innym państwie członkowskim; oraz
c)utrzymany został transgraniczny dostęp do infrastruktury zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 715/2009, w zakresie możliwym pod względem technicznym i z zachowaniem bezpieczeństwa, zgodnie z planem na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.
5.Komisja możliwie jak najszybciej, a każdym razie w terminie pięciu dni od otrzymania od właściwego organu informacji, o której mowa w ust. 2, weryfikuje, czy ogłoszenie stanu nadzwyczajnego jest uzasadnione zgodnie z ust. 1 lit. c) i czy wprowadzone środki są w możliwie jak największym stopniu zgodne z działaniami wymienionymi w planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, a także czy nie prowadzą one do obarczenia przedsiębiorstw gazowych nieuzasadnionymi obciążeniami oraz czy są zgodne z ust. 4. Komisja może na wniosek właściwego organu, przedsiębiorstwa gazowego lub z własnej inicjatywy zwrócić się do właściwego organu o zmianę środków sprzecznych z warunkami wskazanymi w zdaniu pierwszym niniejszego ustępu. Komisja może również zażądać od właściwego organu odwołania stanu nadzwyczajnego, jeżeli uzna, że jego ogłoszenie nie jest lub przestało być uzasadnione zgodnie z ust. 1 lit. c).
Właściwy organ, w terminie trzech dni od powiadomienia go o żądaniu Komisji, dokonuje zmiany wprowadzonych środków i powiadamia o tym Komisję lub informuje ją, dlaczego nie zgadza się z jej żądaniem. W przypadku braku zgody Komisja może w terminie trzech dni zmodyfikować bądź wycofać swoje żądanie lub zwołać posiedzenie celem omówienia tej kwestii z właściwym organem lub, w stosownych przypadkach, zainteresowanymi właściwymi organami oraz, jeżeli Komisja uzna to za niezbędne, z Grupą Koordynacyjną ds. Gazu. Komisja przedstawia szczegółowe uzasadnienie żądania jakiejkolwiek zmiany działania. Właściwy organ w pełni uwzględnia stanowisko Komisji. Jeżeli ostateczna decyzja właściwego organu odbiega od stanowiska Komisji, właściwy organ przedstawia uzasadnienie tej decyzji.
Artykuł 11
Reagowanie na szczeblu regionalnym i unijnym w przypadku stanu nadzwyczajnego
1.Na wniosek właściwego organu, który ogłosił stan nadzwyczajny, oraz po weryfikacji zgodnie z art. 10 ust. 5 Komisja może ogłosić stan nadzwyczajny w regionie lub stan nadzwyczajny w Unii. Na wniosek co najmniej dwóch właściwych organów, które ogłosiły stan nadzwyczajny, oraz po weryfikacji zgodnie z art. 10 ust. 5 i jeżeli przyczyny ogłoszenia tych stanów nadzwyczajnych są powiązane, Komisja ogłasza, stosownie do okoliczności, stan nadzwyczajny w regionie lub stan nadzwyczajny w Unii. We wszystkich przypadkach Komisja, korzystając ze środków komunikacji najodpowiedniejszych do sytuacji, zasięga opinii pozostałych właściwych organów i należycie uwzględnia wszystkie istotne informacje przekazane przez te organy. Jeżeli Komisja uzna, że sytuacja, która stanowiła podstawę do ogłoszenia stanu nadzwyczajnego w regionie lub stanu nadzwyczajnego w Unii, nie uzasadnia już utrzymania stanu nadzwyczajnego, Komisja ogłasza zakończenie takiego stanu w regionie lub w Unii. We wszystkich przypadkach Komisja uzasadnia swoją decyzję i informuje o niej Radę.
2.Niezwłocznie po ogłoszeniu stanu nadzwyczajnego w regionie lub stanu nadzwyczajnego w Unii Komisja zwołuje posiedzenie Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu. W czasie trwania stanu nadzwyczajnego w regionie lub stanu nadzwyczajnego w Unii, na wniosek co najmniej trzech państw członkowskich Komisja może ograniczyć uczestnictwo w całym posiedzeniu Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu lub w jego części do przedstawicieli państw członkowskich i właściwych organów.
3.W przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub stanu nadzwyczajnego w Unii Komisja zapewnia koordynację działań właściwych organów, w pełni uwzględniając istotne informacje uzyskane w ramach i w wyniku konsultacji z Grupą Koordynacyjną ds. Gazu. W szczególności Komisja:
a)zapewnia wymianę informacji;
b)zapewnia spójność i skuteczność działań podejmowanych na szczeblu państw członkowskich i na szczeblu regionalnym w odniesieniu do szczebla unijnego; oraz
c)koordynuje działania dotyczące państw trzecich.
4.Komisja może zwołać grupę ds. zarządzania kryzysowego, w której skład wchodzą podmioty zarządzające w sytuacji kryzysowej, o których mowa w art. 9 ust. 1 lit. g), pochodzące z państw członkowskich, których dotyczy stan nadzwyczajny. W porozumieniu z podmiotami zarządzającymi w sytuacji kryzysowej Komisja może zaprosić do uczestnictwa inne odpowiednie zainteresowane strony. Komisja zapewnia regularne informowanie Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu o pracach prowadzonych przez grupę ds. zarządzania kryzysowego.
5.Państwa członkowskie, a w szczególności właściwe organy, zapewniają, by:
a)w żadnym momencie nie wprowadzono środków, które bezzasadnie ograniczają przepływ gazu w ramach rynku wewnętrznego, zwłaszcza przepływ gazu na dotknięte rynki;
b)nie wprowadzano środków, które prawdopodobnie stanowiłyby poważne zagrożenie dla sytuacji w zakresie dostaw gazu w innym państwie członkowskim; oraz
c)utrzymany został transgraniczny dostęp do infrastruktury zgodnie z rozporządzeniem (WE) nr 715/2009, w zakresie możliwym pod względem technicznym i z zachowaniem bezpieczeństwa, zgodnie z planem na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.
6.Jeżeli na wniosek właściwego organu bądź przedsiębiorstwa gazowego lub z inicjatywy własnej Komisja uznaje, że w obliczu stanu nadzwyczajnego w regionie lub stanu nadzwyczajnego w Unii działania podjęte przez państwo członkowskie bądź właściwy organ lub postępowanie przedsiębiorstwa gazowego są sprzeczne z ust. 5, Komisja zwraca się do tego państwa członkowskiego lub właściwego organu o zmianę tych działań lub o podjęcie działań w celu zapewnienia zgodności z ust. 5, i podaje tego uzasadnienie. W każdym momencie należycie uwzględnia się konieczność zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania systemu gazowniczego.
W terminie trzech dni od powiadomienia go o żądaniu Komisji państwo członkowskie lub właściwy organ dokonuje zmiany podjętych działań i informuje o tym Komisję lub uzasadnia, dlaczego nie zgadza się z jej żądaniem. W przypadku braku zgody Komisja może w terminie trzech dni zmodyfikować bądź wycofać swoje żądanie lub zwołać posiedzenie celem omówienia tej kwestii z państwem członkowskim lub właściwym organem oraz, jeżeli Komisja uzna to za niezbędne, z Grupą Koordynacyjną ds. Gazu. Komisja przedstawia szczegółowe uzasadnienie żądania jakiejkolwiek zmiany działania. Państwo członkowskie lub właściwy organ w pełni uwzględniają stanowisko Komisji. Jeżeli ostateczna decyzja właściwego organu lub państwa członkowskiego odbiega od stanowiska Komisji, właściwy organ lub państwo członkowskie przedstawiają uzasadnienie tej decyzji.
7.Komisja, po konsultacji z Grupą Koordynacyjną ds. Gazu, sporządza stałą listę rezerwową członków grupy zadaniowej ds. monitorowania, składającej się z ekspertów branżowych oraz przedstawicieli Komisji. Grupa ta może zostać wysłana w razie konieczności poza terytorium Unii, a jej zadaniem jest monitorowanie przepływu gazu do Unii oraz przedstawianie sprawozdań na ten temat, we współpracy z państwami trzecimi będącymi dostawcami i państwami tranzytu.
8.Właściwy organ powiadamia działające w Komisji Centrum Koordynacji Reagowania Kryzysowego o wszelkiej potrzebie pomocy. Centrum Koordynacji Reagowania Kryzysowego dokonuje kompleksowej oceny sytuacji i doradza w kwestii pomocy, jakiej należy udzielić najbardziej dotkniętym państwom członkowskim oraz – w stosownych przypadkach – państwom trzecim.
Artykuł 12
Solidarność
1.Jeżeli państwo członkowskie ogłosiło stan nadzwyczajny zgodnie z art. 10 ust. 1, każdy podwyższony standard w zakresie dostaw lub dodatkowy wymóg nałożony na przedsiębiorstwa gazowe w innych państwach członkowskich zgodnie z art. 5 ust. 2 ogranicza się czasowo do poziomu określonego w art. 5 ust. 1.
2.Dopóki nie są zapewnione dostawy gazu do gospodarstw domowych, podmiotów świadczących podstawowe usługi społeczne i instalacji systemów ciepłowniczych w państwie członkowskim, które ogłosiło stan nadzwyczajny, mimo zastosowania środka, o którym mowa w ust. 1, dopóty nie kontynuuje się dostaw gazu do odbiorców innych niż gospodarstwa domowe, podmioty świadczące podstawowe usługi społeczne i instalacje systemów ciepłowniczych w każdym innym państwie członkowskim, którego system jest bezpośrednio połączony z systemem państwa członkowskiego, które ogłosiło stan nadzwyczajny, w zakresie niezbędnym do zapewnienia dostaw gazu do gospodarstw domowych, podmiotów świadczących podstawowe usługi społeczne i instalacji systemów ciepłowniczych w państwach członkowskich, które ogłosiły stan nadzwyczajny.
Akapit pierwszy ma zastosowanie do podmiotów świadczących podstawowe usługi społeczne i instalacji systemów ciepłowniczych, jeżeli są one objęte definicją odbiorców chronionych w danym państwie członkowskim.
3.Właściwe organy przyjmują niezbędne środki, aby gaz, który w sytuacji opisanej w ust. 2 nie został dostarczony na ich terytorium do odbiorców innych niż gospodarstwa domowe, podmioty świadczące podstawowe usługi społeczne i instalacje systemów ciepłowniczych, mógł zostać dostarczony do gospodarstw domowych, podmiotów świadczących podstawowe usługi społeczne i instalacji systemów ciepłowniczych w państwie członkowskim znajdującym się w sytuacji nadzwyczajnej opisanej w tym samym ustępie.
4.Państwa członkowskie, których systemy są ze sobą bezpośrednio połączone, uzgadniają techniczne, prawne i finansowe kwestie stosowania ust. 3 i podają opis tych uzgodnień w planach na wypadek sytuacji nadzwyczajnej w ich regionach. Uzgodnienia te mogą dotyczyć m.in. stosowanych cen gazu, wykorzystania połączeń międzysystemowych, w tym zdolności przepływu w obu kierunkach, ilości gazu i pokrycia kosztów odszkodowań. Do celów wypełnienia obowiązku określonego w ust. 3 preferowanymi środkami są środki rynkowe, takie jak aukcje. W przypadku wprowadzenia zmian do technicznych, prawnych i finansowych uzgodnień niezbędnych do stosowania ust. 3 dokonuje się odpowiedniej aktualizacji planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, którego to dotyczy.
5.Ust. 2 stosuje się od dnia 1 marca 2019 r.
6. Jeżeli państwa członkowskie nie dojdą do porozumienia w sprawie niezbędnych uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych, Komisja może zaproponować ramy dla takich środków w swojej opinii i decyzji w sprawie planów.
Artykuł 13
Wymiana informacji
1.W czasie trwania stanu nadzwyczajnego przedsiębiorstwa gazowe, których to dotyczy, codziennie udostępniają właściwemu organowi w szczególności następujące informacje:
a)dzienne prognozy wielkości zapotrzebowania na gaz i dostaw gazu na kolejne trzy dni;
b)wielkość dziennego przepływu gazu we wszystkich transgranicznych punktach wejścia i punktach wyjścia, a także we wszystkich punktach przyłączenia instalacji produkcyjnej, instalacji magazynowej lub terminala LNG do sieci, w milionach metrów sześciennych na dobę (mln m3/dobę);
c)wyrażony w dniach okres, przez który zgodnie z szacunkami można zapewnić dostawy gazu do odbiorców chronionych.
2.W przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii Komisja ma prawo zażądać od właściwego organu niezwłocznego przedstawienia przynajmniej:
a)informacji określonych w ust. 1;
b)informacji na temat środków, jakie właściwy organ planuje podjąć i już podjął w celu ograniczenia skutków stanu nadzwyczajnego, oraz informacji na temat ich skuteczności;
c)informacji na temat wniosków o wprowadzenie dodatkowych środków przez inne właściwe organy;
d)informacji na temat środków wprowadzonych na wniosek innych właściwych organów.
3.Po zakończeniu stanu nadzwyczajnego właściwy organ najszybciej jak to możliwe, lecz nie później niż sześć tygodni po odwołaniu stanu nadzwyczajnego, przedkłada Komisji szczegółową ocenę tego stanu oraz skuteczności zastosowanych środków, w tym ocenę wpływu stanu nadzwyczajnego na gospodarkę, wpływu na sektor elektroenergetyczny oraz pomocy udzielonej Unii i państwom członkowskim lub od nich uzyskanej. Ocenę tę udostępnia się Grupie Koordynacyjnej ds. Gazu i uwzględnia w aktualizacjach planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.
Komisja dokonuje analizy ocen właściwych organów i informuje państwa członkowskie, Parlament Europejski oraz Grupę Koordynacyjną ds. Gazu o wynikach tej analizy, podając je w formie zagregowanej.
4.W należycie uzasadnionych okolicznościach, niezależnie od ogłoszenia stanu nadzwyczajnego właściwy organ może zobowiązać przedsiębiorstwa gazowe do dostarczania informacji określonych w ust. 1 lub dodatkowych informacji niezbędnych do oceny ogólnej sytuacji w zakresie dostaw gazu w danym państwie członkowskim lub w innych państwach członkowskich, w tym informacji zawartych w umowie. Komisja może zwrócić się do właściwych organów o przekazanie jej informacji dostarczonych przez przedsiębiorstwa gazowe.
5.Jeżeli Komisja uzna, że dostawy gazu w regionie lub w całej Unii są zagrożone lub istnieje prawdopodobieństwo takiego zagrożenia, może ona zobowiązać właściwe organy krajowe do zgromadzenia i przekazania jej informacji niezbędnych do oceny sytuacji w zakresie dostaw gazu w Unii. Komisja może udostępnić swoją ocenę Grupie Koordynacyjnej ds. Gazu.
6.Aby umożliwić właściwym organom i Komisji dokonanie oceny sytuacji w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu na szczeblu krajowym, regionalnym i unijnym, przedsiębiorstwa gazowe przekazują:
a)zainteresowanym właściwym organom następujące informacje na temat umów na dostawy gazu zawartych na okres dłuższy niż rok:
(i)okres obowiązywania umowy;
(ii)łączne ilości gazu będące przedmiotem umowy, w skali roku oraz średnio miesięcznie;
(iii)określone w umowie maksymalne dzienne ilości gazu w przypadku stanu alarmowego lub stanu nadzwyczajnego;
(iv)określone w umowie punkty dostawy;
(v)minimalne dzienne, miesięczne i roczne ilości gazu;
(vi)warunki wstrzymania dostaw gazu;
b)właściwemu organowi oraz Komisji niezwłocznie po zawarciu lub zmianie umów na dostawy gazu na okres dłuższy niż rok, zawartych lub zmienionych po dniu [UP: Proszę wstawić datę wejścia w życie niniejszego rozporządzenia], które pojedynczo lub łącznie z innymi umowami z tym samym dostawcą lub jego przedsiębiorstwami powiązanymi zapewniają ponad 40 % rocznego zużycia gazu ziemnego w danym państwie członkowskim. Obowiązek przekazywania informacji nie obejmuje zmian dotyczących jedynie cen gazu. Obowiązek przekazywania informacji ma również zastosowanie do wszystkich umów handlowych istotnych dla realizacji umowy na dostawy gazu.
Właściwy organ przekazuje Komisji dane wymienione w akapicie pierwszym lit. a) do końca września każdego roku.
7.W należycie uzasadnionych przypadkach, jeżeli właściwy organ lub Komisja uznają, że umowa na dostawy gazu niewchodząca w zakres ust. 6 lit. b) niniejszego artykułu może mieć wpływ na bezpieczeństwo dostaw w państwie członkowskim, regionie lub w całej Unii, właściwy organ państwa członkowskiego, w którym prowadzi swoją działalność przedsiębiorstwo gazowe, które zawarło umowę, lub Komisja mogą zażądać od tego przedsiębiorstwa gazowego przedłożenia wspomnianej umowy w celu dokonania oceny jej wpływu na bezpieczeństwo dostaw. Żądanie to może również dotyczyć wszelkich umów handlowych istotnych dla realizacji danej umowy na dostawy gazu.
8.Właściwy organ uwzględnia informacje uzyskane na podstawie niniejszego artykułu przy opracowywaniu oceny ryzyka, planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej oraz przy aktualizowaniu wspomnianych dokumentów. Komisja może w drodze decyzji wezwać właściwy organ do wprowadzenia zmian do planów w oparciu o informacje otrzymane na podstawie niniejszego artykułu.
9.Właściwe organy i Komisja zachowują poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.
Artykuł 14
Grupa Koordynacyjna ds. Gazu
1.W celu ułatwienia koordynacji środków dotyczących bezpieczeństwa dostaw gazu ustanawia się Grupę Koordynacyjną ds. Gazu. Grupa składa się z przedstawicieli państw członkowskich, w szczególności ich właściwych organów, a także Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki („Agencja”), ENTSO gazu i organizacji reprezentujących interesy przedmiotowego sektora oraz organizacji reprezentujących interesy odbiorców gazu. Komisja w porozumieniu z państwami członkowskimi decyduje o składzie Grupy, zapewniając przy tym jej pełną reprezentatywność. Komisja przewodniczy Grupie. Grupa przyjmuje swój regulamin wewnętrzny.
2.W szczególności w następujących kwestiach zasięga się opinii Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu, a Grupa ta udziela Komisji wsparcia:
a)bezpieczeństwo dostaw gazu w każdym okresie, a w szczególności w przypadku stanu nadzwyczajnego;
b)wszelkie informacje istotne dla bezpieczeństwa dostaw gazu na szczeblach krajowym, regionalnym i unijnym;
c)najlepsze praktyki i ewentualne wytyczne dla wszystkich zainteresowanych stron;
d)poziom bezpieczeństwa dostaw, poziomy odniesienia i metody oceny;
e)scenariusze krajowe, regionalne i unijne oraz testowanie stopnia gotowości;
f)ocena planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej oraz wdrażanie środków przewidzianych w tych planach;
g)koordynowanie z państwami trzecimi będącymi umawiającymi się stronami Traktatu o Wspólnocie Energetycznej oraz z innymi państwami trzecimi środków stosowanych w przypadku stanu nadzwyczajnego w Unii;
h)pomoc, jakiej należy udzielić najbardziej dotkniętym państwom członkowskim.
3.Komisja regularnie zwołuje posiedzenia Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu i dzieli się z nią informacjami otrzymanymi od właściwych organów, zachowując przy tym poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.
Artykuł 15
Współpraca z umawiającymi się stronami Wspólnoty Energetycznej
1.Przepisy art. 3 ust. 2 zdanie drugie, art. 3 ust. 6, art. 4 ust. 3, 4 i 6, art. 5 ust. 2, art. 6 ust. 1 lit. d), art. 7 ust. 5 lit. b) i e), art. 8 ust. 1 lit. e), g) oraz i), art. 8 ust. 4 lit. b) i c), art. 9 ust. 1 lit. j) i m), art. 9 ust. 4, art. 10 ust. 4, art. 11 ust. 5 i art. 12 stają się źródłem obowiązków dla państw członkowskich wobec umawiających się stron Wspólnoty Energetycznej zgodnie z następującą procedurą:
a)Rada Ministerialna Wspólnoty Energetycznej przyjmuje i włącza niniejsze rozporządzenie do przepisów Wspólnoty Energetycznej poprzez przyjęcie wspólnego aktu prawnego w sprawie bezpieczeństwa dostaw wprowadzającego wzajemne zobowiązania po stronie umawiających się stron Wspólnoty Energetycznej w stosunkach z państwami członkowskimi;
b)umawiająca się strona Wspólnoty Energetycznej wdraża wspólny akt prawny i przesyła Sekretariatowi Wspólnoty Energetycznej powiadomienie o pełnym wdrożeniu, w tym wniosek o zastosowanie niniejszego ustępu ze swojej strony;
c)Sekretariat Wspólnoty Energetycznej powiadamia o wdrożeniu i wniosku Komisję w celu potwierdzenia możliwości zastosowania wzajemnych zobowiązań w stosunkach między wnioskującą umawiającą się stroną Wspólnoty Energetycznej a państwami członkowskimi.
Po otrzymaniu powiadomienia od Sekretariatu Wspólnoty Energetycznej Komisja podejmuje decyzję potwierdzającą możliwość zastosowania wzajemnych zobowiązań w stosunkach między państwami członkowskimi a daną umawiającą się stroną Wspólnoty Energetycznej na potrzeby stosowania niniejszego ustępu, a także wskazuje datę, od której te wzajemne zobowiązania mają zastosowanie.
2. Po podjęciu przez Komisję decyzji, o której mowa w ust. 1, przedstawicieli wspomnianej umawiającej się strony Wspólnoty Energetycznej zaprasza się do udziału w posiedzeniach Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu, na których omawiane są kwestie mające bezpośredni wpływ na tę umawiającą się stronę i wchodzące w zakres ust. 1.
Artykuł 16
Monitorowanie przez Komisję
Komisja stale monitoruje środki służące zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw gazu oraz regularnie przedkłada sprawozdania Grupie Koordynacyjnej ds. Gazu.
Na podstawie oceny, o której mowa w art. 7 ust. 5, Komisja wyciąga w stosownych przypadkach wnioski na temat możliwych sposobów poprawy bezpieczeństwa dostaw gazu na szczeblu Unii i przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie sprawozdanie dotyczące wdrożenia niniejszego rozporządzenia, w tym, w razie potrzeby, zalecenia dotyczące ulepszenia niniejszego rozporządzenia.
Artykuł 17
Powiadomienia
Ocena ryzyka, plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej oraz wszelkie inne dokumenty przekazywane są Komisji drogą elektroniczną za pośrednictwem platformy CIRCABC.
Wszelka korespondencja dotycząca przekazywania wspomnianych dokumentów prowadzona jest drogą elektroniczną.
Artykuł 18
Wykonywanie przekazanych uprawnień
1.Powierzenie Komisji uprawnień do przyjęcia aktów delegowanych podlega warunkom określonym w niniejszym artykule.
2.Uprawnienia do przyjęcia aktów delegowanych, o których mowa w art. 6 ust. 3 i art. 7 ust. 3, powierza się Komisji na czas nieokreślony od dnia [UP: proszę wstawić datę wejścia w życie niniejszego rozporządzenia].
3.Przekazanie uprawnień, o którym mowa w art. 6 ust. 3 i art. 7 ust. 3, może zostać w dowolnym momencie odwołane przez Parlament Europejski lub przez Radę. Decyzja o odwołaniu kończy przekazanie określonych w niej uprawnień. Decyzja o odwołaniu staje się skuteczna od następnego dnia po jej opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej lub w określonym w tej decyzji późniejszym terminie. Nie wpływa ona na ważność jakichkolwiek już obowiązujących aktów delegowanych.
4.Niezwłocznie po przyjęciu aktu delegowanego Komisja przekazuje go równocześnie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie.
5.Akt delegowany przyjęty na podstawie art. 6 ust. 3 i art. 7 ust. 3 wchodzi w życie tylko wówczas, gdy ani Parlament Europejski ani Rada nie wyraziły sprzeciwu w terminie dwóch miesięcy od przekazania tego aktu Parlamentowi Europejskiemu i Radzie, lub gdy, przed upływem tego terminu, zarówno Parlament Europejski, jak i Rada poinformowały Komisję, że nie wniosą sprzeciwu. Termin ten przedłuża się o dwa miesiące z inicjatywy Parlamentu Europejskiego lub Rady.
Artykuł 19
Odstępstwo
Niniejsze rozporządzenie nie ma zastosowania do Malty i Cypru, dopóki na ich odpowiednie terytoria nie jest dostarczany gaz. Malta i Cypr wypełniają obowiązki określone w wymienionych poniżej przepisach oraz dokonują wyborów, do jakich są uprawnione na podstawie tych przepisów, w określonych poniżej terminach po dniu rozpoczęcia dostaw gazu na terytoria tych państw członkowskich:
a)w odniesieniu do art. 2 akapit drugi pkt 1, art. 3 ust. 2, art. 6 ust. 6 i art. 13 ust. 6 lit. a): 12 miesięcy;
b)w odniesieniu do art. 5 ust. 1: 18 miesięcy;
c)w odniesieniu do art. 7 ust. 4: 24 miesiące;
d)w odniesieniu do art. 4 ust. 4: 36 miesięcy;
e)w odniesieniu do art. 4 ust. 1: 48 miesięcy.
Artykuł 20
Uchylenie
Rozporządzenie (UE) nr 994/2010 traci moc.
Odesłania do uchylonego rozporządzenia odczytuje się jako odesłania do niniejszego rozporządzenia zgodnie z tabelą korelacji w załączniku VIII.
Artykuł 21
Wejście w życie
Niniejsze rozporządzenie wchodzi w życie dwudziestego dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.
Niniejsze rozporządzenie wiąże w całości i jest bezpośrednio stosowane we wszystkich państwach członkowskich.
Sporządzono w Brukseli dnia […] r.
W imieniu Parlamentu Europejskiego W imieniu Rady
Przewodniczący Przewodniczący
KOMISJA EUROPEJSKA
Bruksela, dnia 16.2.2016
COM(2016) 52 final
ZAŁĄCZNIKI
do
WNIOSKU DOTYCZĄCEGO ROZPORZĄDZENIA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY
dotyczącego środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylającego rozporządzenie (UE) nr 994/2010
{SWD(2016) 25 final}
{SWD(2016) 26 final}
ZAŁĄCZNIKI
do
WNIOSKU DOTYCZĄCEGO ROZPORZĄDZENIA PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY
dotyczącego środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylającego rozporządzenie (UE) nr 994/2010
ZAŁĄCZNIK I
Współpraca regionalna
Regiony, o których mowa w art. 3 ust. 7, to:
–Północny zachód: Zjednoczone Królestwo i Irlandia;
–Korytarz północ-południe w Europie Zachodniej: Belgia, Francja, Luksemburg, Hiszpania, Niderlandy i Portugalia;
–Południowy korytarz gazowy: Bułgaria, Grecja i Rumunia;
–Środkowo-wschodni: Republika Czeska, Niemcy, Polska i Słowacja;
–Południowo-wschodni: Austria, Chorwacja, Węgry, Włochy i Słowenia;
–Rynek energii państw bałtyckich I (BEMIP I): Estonia, Finlandia, Łotwa i Litwa;
–Rynek energii państw bałtyckich II (BEMIP II): Dania i Szwecja;
–Cypr;
–Malta, dopóki jej system nie ma połączeń z systemem innego państwa członkowskiego. Jeżeli system Malty zostanie przyłączony do systemu innego państwa członkowskiego, Malta zostanie zaliczona do regionu, do którego należy to państwo członkowskie.
ZAŁĄCZNIK II
Wzór na obliczenie wskaźnika N-1
1.Definicja wskaźnika N-1
Wskaźnik N-1 obrazuje zdolność techniczną – zdefiniowaną w art. 2 ust. 1 pkt 18 rozporządzenia (WE) nr 715/2009 – infrastruktury gazowniczej do zaspokojenia całkowitego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym w przypadku zakłóceń w funkcjonowaniu największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występującym statystycznie raz na 20 lat.
Infrastruktura gazownicza obejmuje sieć przesyłową gazu, w tym połączenia międzysystemowe, jak również instalacje produkcyjne, LNG i magazynowe przyłączone do obszaru analizowanego.
Zdolność techniczna całej pozostałej dostępnej infrastruktury gazowniczej w przypadku zakłóceń w funkcjonowaniu największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej musi być co najmniej równa sumie całkowitego dziennego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występującym statystycznie raz na 20 lat.
Wyniki obliczeń przy użyciu podanego poniżej wzoru na wskaźnik N-1 muszą wynosić co najmniej 100 %.
2.Metoda obliczania wskaźnika N-1
, N – 1 ≥ 100 %
Parametry stosowane w obliczeniach muszą być jasno zdefiniowane i uzasadnione.
Do celów obliczenia EPm należy podać szczegółowy wykaz punktów wejścia i zdolność techniczną każdego z nich.
3.Definicje parametrów stosowanych we wzorze na wskaźnik N-1
„Obszar analizowany” oznacza określony przez właściwy organ obszar geograficzny, dla którego oblicza się wskaźnik N-1.
Definicja po stronie popytu
„Dmax” oznacza całkowite dzienne zapotrzebowanie na gaz (w mln m3/dobę) na obszarze analizowanym w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występującym statystycznie raz na 20 lat.
Definicje po stronie podaży
„EPm”: zdolność techniczna punktów wejścia (w mln m3/dobę) innych niż instalacje produkcyjne, LNG i magazynowe (których zdolność oznacza się parametrami Pm, LNGm i Sm) oznacza sumę wartości zdolności technicznej wszystkich granicznych punktów wejścia zdolnych do zaopatrzenia w gaz obszaru analizowanego.
„Pm”: maksymalna techniczna zdolność produkcyjna (w mln m3/dobę) oznacza sumę maksymalnych wartości technicznej dziennej zdolności produkcyjnej wszystkich instalacji produkcji gazu, którą można dostarczyć do punktów wejścia na obszarze analizowanym.
„Sm”: maksymalna techniczna zdolność odbioru z instalacji magazynowych (w mln m3/dobę) oznacza sumę wartości maksymalnej technicznej dziennej zdolności odbioru ze wszystkich instalacji magazynowych, która może być dostarczona do punktów wejścia na obszarze analizowanym, z uwzględnieniem właściwości fizycznych każdego z tych punktów.
„LNGm”: maksymalna techniczna zdolność obioru z instalacji LNG (w mln m3/dobę) oznacza sumę wartości maksymalnej technicznej dziennej zdolności wysyłkowej wszystkich instalacji LNG na obszarze analizowanym, z uwzględnieniem elementów krytycznych, takich jak rozładunek, usługi pomocnicze, tymczasowe magazynowanie i regazyfikacja LNG oraz techniczna zdolność wysyłkowa do systemu.
„Im” oznacza zdolność techniczną największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej (w mln m3/dobę) mającej największą zdolność zaopatrzenia obszaru analizowanego w gaz. Jeżeli kilka infrastruktur gazowniczych jest połączonych ze wspólną infrastrukturą gazowniczą zintegrowaną w górę w kierunku zaopatrzenia lub w dół w kierunku rynku i nie mogą funkcjonować osobno, uznaje się je za jedną infrastrukturę gazowniczą.
4.Obliczanie wskaźnika N-1 przy użyciu środków po stronie popytu
, N – 1 ≥ 100 %
Definicja po stronie popytu
„Deff” oznacza część zapotrzebowania (w mln m3/dobę) Dmax, którą w razie zakłócenia w dostawach można skutecznie i na czas pokryć za pomocą rynkowych środków po stronie popytu zgodnie z art. 8 ust. 1 lit. c) oraz art. 4 ust. 2.
5.Obliczanie ze wzoru wskaźnika N-1 na szczeblu regionalnym
Obszar analizowany, o którym mowa w pkt 3, należy rozszerzyć na odpowiedni szczebel regionalny. Stosuje się podział na regiony wymienione w załączniku I. Do obliczenia ze wzoru wskaźnika N-1 na szczeblu regionalnym stosuje się parametry największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej służącej wspólnym interesom. Największa pojedyncza infrastruktura gazownicza służąca wspólnym interesom danego regionu oznacza największą infrastrukturę gazowniczą w tym regionie, która uczestniczy bezpośrednio lub pośrednio w dostawach gazu do państw członkowskich tego regionu i którą definiuje się w ocenie ryzyka.
Obliczenie wskaźnika N-1 na szczeblu regionalnym może zastąpić obliczenie wskaźnika N-1 na szczeblu krajowym wyłącznie w przypadku, gdy ze wspólnej oceny ryzyka wynika, że największa pojedyncza infrastruktura gazownicza służąca wspólnym interesom ma zasadnicze znaczenie dla zaopatrzenia w gaz wszystkich zainteresowanych państw członkowskich.
Do celów obliczeń, o których mowa w art. 6 ust. 1, stosuje się parametry największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej służącej wspólnym interesom w regionach wymienionych w załączniku I.
ZAŁĄCZNIK III
Stała zdolność przepływu w obu kierunkach
1.W celu wprowadzenia lub zwiększenia zdolności przepływu w obu kierunkach na połączeniu międzysystemowym albo uzyskania odstępstwa od tego obowiązku lub przedłużenia takiego odstępstwa, operatorzy systemów przesyłowych po obu stronach połączenia międzysystemowego przedstawiają swym właściwym organom (zainteresowanym właściwym organom), po konsultacji ze wszystkimi operatorami systemów przesyłowych w danym korytarzu dostaw gazu:
a)propozycję zapewnienia stałej zdolności przepływu w obu kierunkach dotyczącą przepływu w kierunku przeciwnym do głównego (fizyczna zdolność odwrócenia przepływu); lub
b)wniosek o przyznanie odstępstwa od obowiązku wprowadzenia zdolności przepływu w obu kierunkach.
Propozycję lub wniosek należy przedłożyć nie później niż w dniu 1 grudnia 2018 r. w odniesieniu do wszystkich połączeń międzysystemowych, które istniały w dniu wejścia w życie niniejszego rozporządzenia, oraz po zakończeniu etapu studium wykonalności i przed rozpoczęciem etapu opracowywania szczegółowych technicznych projektów nowych połączeń międzysystemowych.
2.Propozycję wprowadzenia lub zwiększenia zdolności odwrócenia przepływu albo wniosek o przyznanie lub przedłużenie odstępstwa sporządza się w oparciu o ocenę zapotrzebowania na rynku, prognozy dotyczące popytu i podaży, studium wykonalności, koszty zapewnienia zdolności odwrócenia przepływu, w tym niezbędnego wzmocnienia systemu przesyłowego, oraz korzyści w zakresie bezpieczeństwa dostaw, z uwzględnieniem możliwego przyczynienia się zdolności odwrócenia przepływu do osiągnięcia standardu w zakresie infrastruktury określonego w art. 4. W propozycji należy zawrzeć analizę kosztów i korzyści dokonaną z zastosowaniem metodologii, o której mowa w art. 11 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 1 .
3.Właściwe organy, które otrzymały propozycję lub wniosek o przyznanie odstępstwa, niezwłocznie konsultują się w sprawie tej propozycji lub tego wniosku z pozostałymi właściwymi organami danego korytarza dostaw gazu, Agencją i Komisją. Konsultowane organy mogą wydać opinię w terminie czterech miesięcy od otrzymania wniosku o konsultację.
4.W terminie dwóch miesięcy od zakończenia okresu, o którym mowa w pkt 3, zainteresowane właściwe organy podejmują – na podstawie oceny ryzyka, informacji wymienionych w pkt 2, opinii otrzymanych w następstwie konsultacji zgodnie z pkt 3 oraz uwzględniając bezpieczeństwo dostaw gazu i wkład na rzecz wewnętrznego rynku gazu – wspólną decyzję o jednym z następujących skutków:
a)zatwierdzenie propozycji zapewnienia zdolności odwrócenia przepływu; w takiej decyzji należy zawrzeć analizę kosztów i korzyści, transgraniczny podział kosztów, harmonogram wdrożenia oraz uzgodnienia dotyczące wykorzystania zdolności;
b)przyznanie lub przedłużenie czasowego odstępstwa na okres nie dłuższy niż cztery lata, jeżeli z analizy kosztów i korzyści zawartej w decyzji wynika, że zdolność odwrócenia przepływu nie zwiększy bezpieczeństwa dostaw dla żadnego z państw członkowskich w danym korytarzu dostaw gazu, lub jeżeli koszty inwestycji znacząco przewyższałyby ewentualne korzyści w zakresie bezpieczeństwa dostaw;
c)wezwanie operatorów systemu przesyłowego do zmiany i ponownego złożenia propozycji lub wniosku o odstępstwo.
5.Zainteresowane właściwe organy niezwłocznie przedkładają wspólną decyzję pozostałym właściwym organom korytarza dostaw gazu, Agencji i Komisji, załączając opinie otrzymane w wyniku konsultacji zgodnie z pkt 4.
6.W terminie dwóch miesięcy od otrzymania wspólnej decyzji właściwe organy państw członkowskich w danym korytarzu dostaw gazu mogą zgłosić zastrzeżenia do wspólnej decyzji i przedłożyć je właściwym organom, które przyjęły tę decyzję, a także Agencji i Komisji. Zastrzeżenia te należy ograniczyć do faktów i oceny, w szczególności transgranicznego podziału kosztów, który nie był przedmiotem konsultacji zgodnie z pkt 4.
7.W terminie trzech miesięcy od otrzymania wspólnej decyzji zgodnie z pkt 5 Agencja wydaje opinię dotyczącą wszystkich elementów wspólnej decyzji z uwzględnieniem wszelkich możliwych zastrzeżeń i przedkłada tę opinię wszystkim właściwym organom korytarza dostaw gazu oraz Komisji.
8.W terminie czterech miesięcy od otrzymania opinii wydanej przez Agencję zgodnie z pkt 7 Komisja może przyjąć decyzję wzywającą do wprowadzenia zmian we wspólnej decyzji.
9.Jeżeli zainteresowane właściwe organy nie były w stanie przyjąć wspólnej decyzji w terminie określonym w pkt 4, informują one o tym Agencję i Komisję w dniu upływu terminu. W terminie dwóch miesięcy od otrzymania tej informacji Agencja wydaje opinię zawierającą propozycję obejmującą wszystkie elementy wspólnej decyzji wymienione w pkt 4 i przedkłada tę opinię zainteresowanym właściwym organom oraz Komisji.
10.W terminie czterech miesięcy od otrzymania opinii wydanej przez Agencję zgodnie z pkt 9 Komisja przyjmuje decyzję obejmującą wszystkie elementy wspólnej decyzji wymienione w pkt 4 z uwzględnieniem opinii Agencji. Jeżeli Komisja zażąda dodatkowych informacji, bieg terminu czterech miesięcy rozpoczyna się w dniu otrzymania kompletnych informacji, o które wnioskowano. Okres ten może zostać przedłużony o dodatkowe dwa miesiące za zgodą wszystkich zainteresowanych właściwych organów.
11.Komisja, właściwe organy i operatorzy systemów przesyłowych zachowują poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.
12.Odstępstwa od obowiązku wprowadzenia zdolności przepływu w obu kierunkach przyznane na podstawie rozporządzenia (UE) nr 994/2010 zachowują ważność do dnia 1 grudnia 2018 r., chyba że okres, na jaki zostały przyznane, zakończył się wcześniej.
ZAŁĄCZNIK IV
Wzór oceny ryzyka
Poniższy formularz należy wypełnić się w języku angielskim.
Informacje ogólne
–Państwa członkowskie w regionie
–Nazwa właściwych organów zaangażowanych w przygotowanie niniejszej oceny ryzyka 2
1.Opis systemu
1.1.Proszę przedstawić krótki opis regionalnego systemu gazowniczego, obejmujący:
a)podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu 3 : roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców 4 , zapotrzebowanie szczytowe (ogółem i w podziale na kategorie odbiorców, w mln m³/dobę);
b)opis funkcjonowania systemu gazowniczego w regionie: główne przepływy (wejście/wyjście/tranzyt), zdolność infrastruktury punktów wejścia/wyjścia w zakresie przesyłu do regionu i z regionu oraz w podziale na poszczególne państwa członkowskie, w tym wskaźnik wykorzystania, instalacje LNG (maksymalna zdolność dzienna, wskaźnik wykorzystania i system dostępu) itp. Proszę opisać również system wykorzystujący gaz L, w zakresie odpowiednim do znaczenia tego systemu w państwach członkowskich w regionie;
c)podział źródeł importu gazu według państwa pochodzenia 5 ;
d)opis roli instalacji magazynowych istotnych dla regionu, w tym dostęp transgraniczny:
1)pojemność magazynowa (całkowita i czynna gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;
2)maksymalna dzienna zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy poziomie całkowitego napełnienia i poziomie na końcu sezonu);
e)opis roli produkcji krajowej w regionie:
1)wartość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;
2)maksymalna dzienna zdolność produkcyjna;
f)opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako odsetek całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako odsetek całkowitej zdolności wytwórczej).
1.2.Proszę przedstawić krótki opis systemu gazowniczego w poszczególnych państwach członkowskich, obejmujący:
a)podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu: roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców, zapotrzebowanie szczytowe (w mln m³/dobę);
b)opis funkcjonowania systemu gazowniczego na szczeblu krajowym, w tym infrastruktur (w zakresie nieobjętym pkt 1.1 lit. b)). W stosownych przypadkach również opis systemu wykorzystującego gaz L;
c)określenie kluczowej infrastruktury istotnej dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw;
d)podział źródeł importu gazu na szczeblu krajowym, według państwa pochodzenia;
e)opis roli instalacji magazynowania w państwie członkowskim obejmujący:
1)pojemność magazynową (całkowitą i czynną gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;
2)maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy poziomie całkowitego napełnienia i poziomie na końcu sezonu);
f)opis roli produkcji krajowej, w tym:
1)wartość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;
2)maksymalna dzienna zdolność produkcyjna;
g)opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako odsetek całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako odsetek całkowitej zdolności wytwórczej).
2.Standard w zakresie infrastruktury (art. 4)
Proszę opisać, w jaki sposób zapewnia się zgodność ze standardem w zakresie infrastruktury, w tym najważniejsze wartości stosowane do obliczenia wskaźnika N-1 i alternatywne możliwości zapewnienia zgodności (współpraca z sąsiadującymi państwami członkowskimi, środki po stronie popytu) oraz istniejące zdolności przepływu w obu kierunkach, zgodnie z poniższym wzorem:
2.1.Szczebel regionalny
Wzór na wskaźnik N-1
a)Określenie największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej służącej wspólnym interesom w regionie
b)Obliczanie ze wzoru wskaźnika N-1 na szczeblu regionalnym
c)Podanie wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na obliczanie wskaźnika, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia tych elementów (np. w przypadku EPm należy podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru)
d)Opis metodologii i ewentualnych założeń stosowanych do obliczania parametrów we wzorze (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia należy podać w załącznikach)
2.2.Szczebel krajowy (osobny opis dla każdego państwa członkowskiego w regionie)
a)Wzór na wskaźnik N-1
1)Określenie największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej
2)Obliczanie ze wzoru wskaźnika N-1 na szczeblu krajowym
3)Podanie wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na obliczanie wskaźnika, w tym wartości składowych użytych do obliczenia tych elementów (np. w przypadku EPm należy podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru)
4)Opis ewentualnych metodologii zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia należy podać w załącznikach)
5)Wyjaśnienie wyników obliczeń wskaźnika N-1 z uwzględnieniem poziomu gazu w magazynach wynoszącemu 30 % i 100 % ich całkowitej pojemności
6)Wyjaśnienie głównych wyników symulacji scenariusza N-1 z zastosowaniem modelu hydraulicznego.
7)Jeżeli tak zadecyduje państwo członkowskie – obliczanie wskaźnika N-1 przy użyciu środków po stronie popytu:
–obliczenie wskaźnika N-1 zgodnie z pkt 5 załącznika II
–podanie wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na obliczanie wskaźnika, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia tych elementów (jeżeli użyto innych danych niż podane w pkt 2.2 lit. a) ppkt 3))
–opis ewentualnych metodologii zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia należy podać w załącznikach)
–wyjaśnienie rynkowych środków po stronie popytu, wprowadzonych lub które mają zostać wprowadzone w celu zrekompensowania zakłóceń w dostawach, i oczekiwanego wpływu tych środków (Deff)
8)Wspólne obliczenie standardu N-1, jeżeli tak uzgodniły właściwe organy sąsiadujących państw członkowskich:
–obliczenie wskaźnika N-1 zgodnie z pkt 5 załącznika II
–podanie wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na obliczanie wskaźnika, w tym wartości składowych użytych do obliczenia tych elementów (jeżeli użyto innych wartości niż te podane w pkt 2.2 lit. a) ppkt 3))
–opis metodologii i ewentualnych założeń stosowanych do obliczania parametrów we wzorze (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia należy podać w załącznikach)
–wyjaśnienie uzgodnień dokonanych w celu zapewnienia wywiązywania się z obowiązku dotyczącego wskaźnika N-1
b)Zdolność przepływu w obu kierunkach
1)Wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach
2)Wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwrócenia przepływu (np. zdolność przerywana)
3)Wskazanie punktów połączeń międzysystemowych, w odniesieniu do których przyznano odstępstwo zgodnie z art. 4 ust. 4, okresu ważności tego odstępstwa i podstawy, na jakiej je przyznano
3.Identyfikacja źródeł ryzyka
Proszę opisać źródła ryzyk, które mogłyby mieć negatywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu w danym państwie członkowskim lub regionie, prawdopodobieństwo ich wystąpienia i ich konsekwencje.
Niewyczerpujący wykaz rodzajów źródeł ryzyka:
Polityczne
–Przerwanie dostaw gazu z krajów trzecich z różnych powodów
–Niepokoje polityczne (w państwie pochodzenia albo w państwie tranzytu)
–Wojna / wojna domowa (w państwie pochodzenia albo w państwie tranzytu)
–Terroryzm
Technologiczne
–Wybuch / pożary
–Pożar (wewnątrz danej instalacji)
–Wycieki
–Brak utrzymania w odpowiednim stanie
–Awaria urządzeń (awaria przy uruchamianiu, podczas pracy itp.)
–Brak energii elektrycznej (lub innego źródła energii)
–Awaria ICT (awaria sprzętu lub oprogramowania, internetu, problemy z systemem SCADA itp.)
–Cyberatak
–Skutki wykopów, palowania i innych robót ziemnych
Handlowe/rynkowe/finansowe
–Umowy z dostawcami z państw trzecich
–Spory handlowe
–Kontrolowanie przez podmioty z krajów trzecich infrastruktury istotnej dla bezpieczeństwa dostaw, co może oznaczać m.in. ryzyko niedoinwestowania, naruszenia zasady dywersyfikacji lub nieprzestrzegania prawa unijnego
–Wahania cen
–Niedoinwestowanie
–Nagłe, nieoczekiwane zapotrzebowanie szczytowe
–Inne ryzyka, które mogą doprowadzić do strukturalnego pogorszenia funkcjonowania
Społeczne
–Strajki (w różnych powiązanych sektorach, takich jak sektor gazowy, porty, transport itd.)
–Sabotaż
–Wandalizm
–Kradzież
Klęski żywiołowe
–Trzęsienia ziemi
–Osuwiska
–Powodzie (ulewy, wylanie rzeki)
–Sztormy
–Lawiny
–Ekstremalne warunki pogodowe
–Pożary (poza instalacjami, np. w pobliskich lasach, na pobliskich łąkach itp.)
3.1.Szczebel regionalny
a)Określić źródła ryzyka istotne dla regionu, w tym prawdopodobieństwo ich pojawienia się i ich skutki oraz wzajemne oddziaływania i korelację ryzyk występujących w poszczególnych państwach członkowskich, w stosownych przypadkach.
b)Opisać kryteria zastosowane do ustalenia, czy dany system jest narażony na wysokie/niedopuszczalne ryzyko.
c)Sporządzić wykaz odpowiednich scenariuszy ryzyka stosownie do źródeł ryzyka i opisać, na jakiej podstawie dokonano selekcji.
d)Wskazać, w jakim stopniu uwzględniono scenariusze opracowane przez europejską sieć operatorów systemów przesyłowych gazu (ENTSO gazu).
3.2.Szczebel krajowy (w odpowiednim zakresie)
a)Określić źródła ryzyka istotne dla danego państwa członkowskiego, w tym prawdopodobieństwo ich pojawienia się i ich skutki.
b)Opisać kryteria zastosowane do ustalenia, czy dany system jest narażony na wysokie/niedopuszczalne ryzyko.
c)Sporządzić wykaz odpowiednich scenariuszy ryzyka, stosownie do źródeł ryzyka i z uwzględnieniem informacji o prawdopodobieństwie ich wystąpienia, oraz opisać, na jakiej podstawie dokonano selekcji.
4.Analiza i ocena ryzyka
Proszę przedstawić analizę scenariuszy ryzyka określonych w wykazie w pkt 3. W symulacji scenariuszy ryzyka należy uwzględnić istniejące środki służące zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw, takie jak m.in. standard N-1 oraz standard w zakresie dostaw. W odniesieniu do każdego scenariusza ryzyka należy:
a)opisać szczegółowo scenariusz ryzyka, włącznie z wszelkimi założeniami i, w stosownych przypadkach, metodologiami stosowanymi do ich obliczania;
b)opisać szczegółowo wyniki przeprowadzonych symulacji, w tym ilościową ocenę skutków (np. ilość niedostarczonego gazu, skutki społeczno-gospodarcze, skutki dla systemów ciepłowniczych, skutki dla produkcji energii elektrycznej).
5.Wnioski
Proszę opisać główne wyniki oceny ryzyka, wskazując również scenariusze ryzyka, które wymagają dalszych działań.
ZAŁĄCZNIK V
Wzory planów
Plany na podstawie poniższych wzorów należy sporządzić w języku angielskim.
Wzór planu działań zapobiegawczych
Informacje ogólne
–Państwa członkowskie w regionie
–Nazwa właściwych organów zaangażowanych w opracowanie niniejszego planu 6
1.Opis systemu
1.1.Proszę przedstawić krótki opis regionalnego systemu gazowniczego, obejmujący:
a)podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu 7 : roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców 8 , zapotrzebowanie szczytowe (ogółem i w podziale na kategorie odbiorców, w mln m³/dobę);
b)opis funkcjonowania systemu gazowniczego w regionie: główne przepływy (wejście/wyjście/tranzyt), zdolność infrastruktury punktów wejścia/wyjścia w zakresie przesyłu do regionu i z regionu oraz w podziale na poszczególne państwa członkowskie, w tym wskaźnik wykorzystania, instalacje LNG (maksymalna zdolność dzienna, wskaźnik wykorzystania i system dostępu) itp. Proszę opisać również system wykorzystujący gaz L, w zakresie odpowiednim do znaczenia tego systemu w państwach członkowskich w regionie;
c)podział źródeł importu gazu według państwa pochodzenia 9 ;
d)opis roli instalacji magazynowych istotnych dla regionu, w tym dostęp transgraniczny:
1)pojemność magazynowa (całkowita i czynna gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;
2)maksymalna dzienna zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy poziomie całkowitego napełnienia i poziomie na końcu sezonu);
e)opis roli produkcji krajowej w regionie:
1)wartość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;
2)maksymalna dzienna zdolność produkcyjna;
f)opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako odsetek całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako odsetek całkowitej zdolności wytwórczej).
1.2.Proszę przedstawić krótki opis systemu gazowniczego w poszczególnych państwach członkowskich, obejmujący:
a)podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu: roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców, zapotrzebowanie szczytowe (w mln m³/dobę);
b)opis funkcjonowania systemu gazowniczego na szczeblu krajowym, w tym infrastruktur (w zakresie nieobjętym pkt 1.1 lit. b)). W stosownych przypadkach również opis systemu wykorzystującego gaz L;
c)określenie kluczowej infrastruktury istotnej dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw;
d)podział źródeł importu gazu na szczeblu krajowym, według państwa pochodzenia;
e)opis roli instalacji magazynowania w państwie członkowskim obejmujący:
1)pojemność magazynową (całkowitą i czynną gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;
2)maksymalna dzienna zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy poziomie całkowitego napełnienia i poziomie na końcu sezonu);
f)opis roli produkcji krajowej, w tym:
1)wartość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;
2)maksymalna dzienna zdolność produkcyjna;
g)opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako odsetek całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako odsetek całkowitej zdolności wytwórczej).
2.Streszczenie oceny ryzyka
Proszę opisać pokrótce wyniki oceny ryzyka przeprowadzonej zgodnie z art. 6, podając również:
a)wykaz scenariuszy poddanych ocenie i krótki opis założeń przyjętych w każdym z nich, jak również zidentyfikowanych źródeł ryzyka/słabych punktów;
b)główne wnioski z oceny ryzyka.
3.Standard w zakresie infrastruktury (art. 4)
Proszę opisać, w jaki sposób zapewnia się zgodność ze standardem w zakresie infrastruktury, w tym najważniejsze wartości stosowane do obliczenia wskaźnika N-1 i alternatywne możliwości zapewnienia zgodności (współpraca z sąsiadującymi państwami członkowskimi, środki po stronie popytu) oraz istniejące zdolności przepływu w obu kierunkach, zgodnie z poniższym wzorem:
3.1.Szczebel regionalny
Wzór na wskaźnik N-1
a)Określenie największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej służącej wspólnym interesom w regionie
b)Obliczanie ze wzoru wskaźnika N-1 na szczeblu regionalnym
c)Podanie wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na obliczanie wskaźnika, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia tych elementów (np. w przypadku EPm należy podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru)
d)Opis metodologii i ewentualnych założeń stosowanych do obliczania parametrów we wzorze (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia należy podać w załącznikach)
3.2.Szczebel krajowy
a)Wzór na wskaźnik N-1
1)Określenie największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej
2)Obliczanie ze wzoru wskaźnika N-1 na szczeblu krajowym
3)Podanie wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na obliczanie wskaźnika, w tym wartości składowych użytych do obliczenia tych elementów (np. w przypadku EPm należy podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru)
4)Opis ewentualnych metodologii zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia należy podać w załącznikach)
5)Jeżeli tak zadecyduje państwo członkowskie – obliczanie wskaźnika N-1 przy użyciu środków po stronie popytu:
–obliczenie wskaźnika N-1 zgodnie z pkt 5 załącznika II
–podanie wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na obliczanie wskaźnika, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia tych elementów (jeżeli użyto innych danych niż podane w pkt 3.2 lit. a) ppkt 3))
–opis ewentualnych metodologii zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia należy podać w załącznikach)
–wyjaśnienie rynkowych środków po stronie popytu, wprowadzonych lub które mają zostać wprowadzone w celu zrekompensowania zakłóceń w dostawach, i oczekiwanego wpływu tych środków (Deff)
6)Wspólne obliczenie standardu N-1, jeżeli tak uzgodniły właściwe organy sąsiadujących państw członkowskich:
–obliczenie wskaźnika N-1 zgodnie z pkt 5 załącznika II
–podanie wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na obliczanie wskaźnika, w tym wartości składowych użytych do obliczenia tych elementów (jeżeli użyto innych wartości niż te podane w pkt 3.2 lit. a) ppkt 3))
–Opis metodologii i ewentualnych założeń stosowanych do obliczania parametrów we wzorze (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia należy podać w załącznikach)
–wyjaśnienie uzgodnień dokonanych w celu zapewnienia wywiązywania się z obowiązku dotyczącego wskaźnika N-1
b)Zdolność przepływu w obu kierunkach
1)Wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach
2)Wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwrócenia przepływu (np. zdolność przerywana)
3)Wskazanie punktów połączeń międzysystemowych, w odniesieniu do których przyznano odstępstwo zgodnie z art. 4 ust. 4, okresu ważności tego odstępstwa i podstawy, na jakiej je przyznano
4.Zgodność ze standardem w zakresie dostaw (art. 5)
Proszę opisać, w odniesieniu do każdego państwa członkowskiego, środki przyjęte w celu zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw, jak również z podwyższonym standardem w zakresie dostaw lub dodatkowym wymogiem nałożonym ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu, podając:
a)stosowaną definicję odbiorców chronionych, w tym uwzględnione kategorie odbiorców i ich roczne zużycie gazu (dla każdej kategorii: wartość netto oraz odsetek krajowego rocznego ostatecznego zużycia gazu);
b)ilości gazu potrzebne do zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw zgodnie ze scenariuszami określonymi w art. 5 ust. 1 akapit pierwszy;
c)zdolność potrzebna do zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw zgodnie ze scenariuszami określonymi w art. 5 ust. 1 akapit pierwszy;
d)środki wprowadzone w celu zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw:
1)opis środka lub środków;
2)adresaci
3)opis systemu monitorowania ex ante zgodności ze standardem w zakresie dostaw, jeżeli wprowadzono taki system;
4)system sankcji, w stosownych przypadkach;
5)opis, w odniesieniu do każdego środka:
–wpływu środka na gospodarkę, jego efektywności i skuteczności;
–wpływu środka na środowisko;
–wpływu środka na odbiorców;
6)w przypadku stosowania środków nierynkowych (w odniesieniu do każdego środka):
–uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych);
–uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego nierynkowy środek stanowi środek, dzięki któremu można osiągnąć zamierzony efekt przy jak najmniejszych ograniczeniach);
–analiza skutków takiego środka:
a)w zakresie bezpieczeństwa dostaw w innych państwach członkowskich;
b)dla rynku krajowego;
c)dla rynku wewnętrznego;
7)w przypadku środków wprowadzonych po [UP: proszę wstawić datę wejścia w życie niniejszego rozporządzenia] należy podać adres strony internetowej, na której umieszczono publiczną ocenę skutków środka (środków) przeprowadzoną zgodnie z art. 8 ust. 4;
e)w stosownych przypadkach, opis podwyższonego standardu w zakresie dostaw lub dodatkowego wymogu nałożonego ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu:
1)opis środka lub środków;
2)uzasadnienie konieczności wprowadzenia danego środka (tj. dlaczego potrzebne jest podwyższenie standardu w zakresie dostaw, a w przypadku stosowania środków nierynkowych – dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych);
3)uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego podwyższony standard w zakresie dostaw lub dodatkowy wymóg stanowi środek, dzięki któremu można osiągnąć zamierzony efekt przy jak najmniejszych ograniczeniach, a w przypadku stosowania środków nierynkowych – dlaczego środek nierynkowy stanowi środek, dzięki któremu można osiągnąć zamierzony efekt przy jak najmniejszych ograniczeniach);
4)adresaci;
5)wymagane ilości gazu oraz zdolności;
6)mechanizm ograniczenia środka do zwykłego poziomu dostaw, w duchu solidarności i zgodnie z art. 12;
7)wskazanie, w jaki sposób środek ten spełnia warunki określone w art. 5 ust. 2.
5.Środki zapobiegawcze
Proszę opisać środki zapobiegawcze, jakie wprowadzono lub jakie mają zostać wprowadzone, w tym środki dotyczące gazu L:
a)opis każdego ze środków zapobiegawczych przyjętych w odniesieniu do poszczególnych źródeł ryzyka zidentyfikowanych w ocenie ryzyka, w tym opis:
1)ich krajowego lub regionalnego wymiaru;
2)ich wpływu na gospodarkę, efektywności i skuteczności;
3)ich wpływu na środowisko;
4)ich wpływu na odbiorców;
w stosownych przypadkach wraz z opisem:
–środków na rzecz poprawy połączeń systemowych między sąsiadującymi państwami członkowskimi;
–środków na rzecz dywersyfikacji dróg i źródeł dostaw gazu;
–środków na rzecz ochrony kluczowej infrastruktury istotnej dla bezpieczeństwa dostaw w odniesieniu do kontroli przez podmioty z państw trzecich (w tym, w stosownych przypadkach, ogólne lub sektorowe przepisy dotyczące kontrolowania inwestycji, specjalne uprawnienia niektórych udziałowców itp.)
b)opis innych środków przyjętych z powodów niezwiązanych z oceną ryzyka, ale mających pozytywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw w regionie/państwie członkowskim;
c)w przypadku stosowania środków nierynkowych (w odniesieniu do każdego środka):
1)uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych);
2)uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego nierynkowy środek stanowi środek, dzięki któremu można osiągnąć zamierzony efekt przy jak najmniejszych ograniczeniach);
3)analiza skutków takiego środka:
–uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych);
–uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego nierynkowy środek stanowi środek, dzięki któremu można osiągnąć zamierzony efekt przy jak najmniejszych ograniczeniach);
–analiza skutków takiego środka:
a)w zakresie bezpieczeństwa dostaw w innych państwach członkowskich;
b)dla rynku krajowego;
c)dla rynku wewnętrznego;
d)wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono środki na rzecz poprawy efektywności energetycznej, w tym środki po stronie popytu;
e)wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono odnawialne źródła energii.
6.Inne środki i obowiązki (np. w zakresie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu)
Proszę opisać inne środki i obowiązki nałożone na przedsiębiorstwa gazowe i inne odpowiednie podmioty mogące mieć wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu, takie jak obowiązki w zakresie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu, podając również, na kogo obowiązek ten miałby wpływ i jakich ilości gazu dotyczy. Proszę wyjaśnić, w jakich przypadkach i w jaki sposób środki te byłyby stosowane.
7.Projekty infrastrukturalne
a)Proszę opisać przyszłe projekty infrastrukturalne, w tym projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania w regionie, podając przewidywany termin oddania do użytku zrealizowanej w ramach tych projektów infrastruktury, jej zdolność i szacowany wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu w regionie.
b)Proszę wskazać, w jaki sposób w projektach infrastrukturalnych uwzględniono 10-letni plan rozwoju sieci o zasięgu unijnym opracowywany przez ENTSO gazu zgodnie z art. 8 ust. 10 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.
8.Obowiązki świadczenia usługi publicznej związane z bezpieczeństwem dostaw
Proszę podać istniejące obowiązki świadczenia usługi publicznej związane z bezpieczeństwem dostaw i krótko je opisać (bardziej szczegółowe informacje należy podać w załącznikach). Proszę jasno określić, na kim spoczywają te obowiązki i w jaki sposób mają być spełniane. W stosownych przypadkach proszę opisać, w jaki sposób i kiedy powstawałyby takie obowiązki świadczenia usługi publicznej.
9.Mechanizmy do celów współpracy
a)Opisać mechanizmy do celów współpracy między państwami członkowskimi w regionie, także na potrzeby opracowywania i realizacji niniejszego planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej oraz stosowania art. 12.
b)Opisać mechanizmy do celów współpracy z innymi państwami członkowskimi spoza regionu w zakresie opracowywania i przyjmowania przepisów niezbędnych do stosowania art. 12.
10.Konsultacje z zainteresowanymi stronami
Zgodnie z art. 7 ust. 1 proszę opisać mechanizm stosowany do celów konsultacji i wyniki konsultacji przeprowadzonych na potrzeby opracowania niniejszego planu, a także planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, z:
a)przedsiębiorstwami gazowymi;
b)odpowiednimi organizacjami reprezentującymi interesy gospodarstw domowych;
c)odpowiednimi organizacjami reprezentującymi interesy przemysłowych odbiorców gazu, w tym producentów energii elektrycznej; oraz
d)krajowym organem regulacyjnym.
11.Uwarunkowania krajowe
Proszę wskazać wszelkie krajowe uwarunkowania i środki dotyczące bezpieczeństwa dostaw nieujęte w poprzednich sekcjach niniejszego planu, w tym dotyczące dostaw gazu L, w przypadku gdy gaz ten nie odgrywa znaczącej roli na szczeblu regionalnym.
Wzór planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej
Informacje ogólne
–Państwa członkowskie w regionie
–Nazwa właściwych organów zaangażowanych w opracowanie niniejszego planu 10
1.Definicja stanów kryzysowych
a)Dla każdego państwa członkowskiego proszę wskazać organ odpowiedzialny za ogłaszanie poszczególnych stanów kryzysowych oraz procedurę stosowaną do ogłaszania każdego z tych stanów.
b)Jeżeli opracowano wskaźniki i parametry stosowane do ustalenia, czy zdarzenie może doprowadzić do znacznego pogorszenia sytuacji w zakresie dostaw, oraz do podejmowania decyzji o ogłoszeniu określonego stanu kryzysowego, należy je tutaj podać.
2.Środki przyjmowane w poszczególnych stanach kryzysowych 11
2.1.Stan wczesnego ostrzeżenia
a)Proszę opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając w odniesieniu do każdego środka:
1)zwięzły opis działań i głównych zaangażowanych podmiotów;
2)opis procedury, którą należy zastosować, w stosownych przypadkach;
3)przewidywany wkład danego środka w niwelowanie skutków jakiegokolwiek zdarzenia lub w osiągnięcie stanu gotowości na wystąpienie takiego zdarzenia;
4)opis przepływu informacji pomiędzy zaangażowanymi podmiotami.
2.2.Stan alarmowy
a)Proszę opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając w odniesieniu do każdego środka:
1)zwięzły opis działań i głównych zaangażowanych podmiotów;
2)opis procedury, którą należy zastosować, w stosownych przypadkach;
3)przewidywany wkład danego środka w rozwiązywanie sytuacji w przypadku stanu alarmowego;
4)opis przepływu informacji pomiędzy zaangażowanymi podmiotami.
b)Proszę opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe w przypadku stanu alarmowego.
2.3.Stan nadzwyczajny
a)Proszę opracować wykaz ustalonych działań po stronie podaży i po stronie popytu, służących zapewnieniu dostępności gazu w przypadku sytuacji nadzwyczajnej, w tym wykaz umów handlowych między podmiotami zaangażowanymi w takie działania oraz, w stosownych przypadkach, mechanizmów odszkodowań dla przedsiębiorstw gazowych.
b)Proszę opisać środki rynkowe, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając w odniesieniu do każdego środka:
1)zwięzły opis środka i głównych zaangażowanych podmiotów;
2)opis procedury, którą należy zastosować;
3)przewidywany wkład danego środka w ograniczanie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego;
4)opis przepływu informacji pomiędzy zaangażowanymi podmiotami.
c)Proszę opisać środki nierynkowe, planowane lub przewidziane do wdrożenia w przypadku stanu nadzwyczajnego, podając w odniesieniu do każdego środka:
1)zwięzły opis środka i głównych zaangażowanych podmiotów;
2)ocenę konieczności zastosowania takiego środka w celu zaradzenia kryzysowi, w tym stopień jego wykorzystania;
3)szczegółowy opis procedury wdrażania środka (np. jakie okoliczności stanowiłyby podstawę do wprowadzenia tego środka, kto podjąłby decyzję o jego wprowadzeniu);
4)przewidywany wkład danego środka w ograniczanie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego, stanowiący uzupełnienie środków rynkowych;
5)ocenę innych skutków środka;
6)uzasadnienie zgodności środka z warunkami ustanowionymi w art. 10 ust. 4;
7)opis przepływu informacji pomiędzy zaangażowanymi podmiotami.
d)Proszę opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe.
3.Szczególne środki w odniesieniu do energii elektrycznej i systemów ciepłowniczych
a)Systemy ciepłownicze
1)Krótko opisać prawdopodobny wpływ zakłócenia w dostawach gazu na sektor systemów ciepłowniczych.
2)Wskazać środki, jakie mają zostać wprowadzone, i działania, jakie mają zostać podjęte, w celu ograniczenia potencjalnego negatywnego wpływu zakłócenia w dostawach gazu na działanie systemów ciepłowniczych. W przeciwnym wypadku wyjaśnić, dlaczego zastosowanie szczególnych środków nie jest właściwym rozwiązaniem.
b)Dostawy energii elektrycznej wytwarzanej przy użyciu gazu
1)Krótko opisać prawdopodobny wpływ zakłócenia w dostawach gazu na sektor energii elektrycznej.
2)Wskazać środki, jakie mają zostać wprowadzone, i działania, jakie mają zostać podjęte, w celu ograniczenia potencjalnego negatywnego wpływu zakłócenia w dostawach gazu na sektor energii elektrycznej. W przeciwnym wypadku wyjaśnić, dlaczego zastosowanie szczególnych środków nie jest właściwym rozwiązaniem.
3)Wskazać mechanizmy/obowiązujące przepisy służące zapewnieniu odpowiedniej koordynacji, w tym wymiany informacji między głównymi podmiotami w sektorze gazu i energii elektrycznej, zwłaszcza operatorami systemów przesyłowych, w przypadku wystąpienia poszczególnych stanów kryzysowych.
4.Podmiot lub zespół zarządzający w przypadku stanu kryzysowego
Proszę wskazać podmiot lub zespół zarządzający w przypadku stanu kryzysowego i określić rolę tego podmiotu lub zespołu.
5.Role i obowiązki poszczególnych podmiotów
a)W odniesieniu do każdego stanu kryzysowego proszę określić role i obowiązki wymienionych poniżej podmiotów, z uwzględnieniem relacji z właściwymi organami oraz, w stosownych przypadkach, z krajowym organem regulacyjnym:
1)przedsiębiorstwa gazowe;
2)odbiorcy przemysłowi;
3)odpowiedni producenci energii elektrycznej.
b)W odniesieniu do każdego stanu kryzysowego proszę określić role i obowiązki właściwych organów oraz podmiotów, którym powierzono określone zadania.
6.Mechanizmy współpracy
a)Opisać mechanizmy stosowane w regionie do celów współpracy oraz zapewnienia odpowiedniej koordynacji na wypadek któregokolwiek stanu kryzysowego. Opisać procedury podejmowania decyzji w celu odpowiedniego reagowania na szczeblu regionalnym w przypadku każdego ze stanów kryzysowych, jeżeli takie procedury istnieją i nie zostały ujęte w pkt 2.
b)Opisać mechanizmy stosowane do celów współpracy z innymi państwami członkowskimi spoza regionu oraz koordynowania działań w przypadku każdego ze stanów kryzysowych.
7.Solidarność wśród państw członkowskich
a)Opisać uzgodnienia między państwami członkowskimi w regionie służące zapewnieniu stosowania zasady solidarności, o której mowa w art. 12.
b)Opisać uzgodnienia między państwami członkowskimi w danym regionie a państwami członkowskimi należącymi do innych regionów służące zapewnieniu stosowania zasady solidarności, o której mowa w art. 12.
8.Środki dotyczące zużycia przez odbiorców innych niż chronieni nieprzysługującego im gazu
Proszę opisać środki wprowadzone w celu zapobieżenia zużyciu przez odbiorców innych niż odbiorcy chronieni dostaw gazu przeznaczonych dla odbiorców chronionych w czasie trwania stanu nadzwyczajnego. Proszę wskazać charakter tego środka (administracyjny, techniczny itp.), główne podmioty oraz procedury, które należy stosować.
9.Testy reagowania w sytuacjach nadzwyczajnych
a)Podać harmonogram symulacji reagowania w czasie rzeczywistym w sytuacjach nadzwyczajnych.
b)Wskazać zaangażowane podmioty i stosowne procedury oraz podać konkretne scenariusze wykorzystywane do symulacji sytuacji o znacznych skutkach i o skutkach umiarkowanych.
W przypadku aktualizacji planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej: proszę podać krótki opis testów przeprowadzonych od momentu przedstawienia ostatniego planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej i ich główne wyniki. Proszę podać, jakie środki przyjęto w wyniku tych testów.
ZAŁĄCZNIK VI
Wzajemna ocena planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej
1.Każdy zgłoszony plan działań zapobiegawczych i plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej są poddawane wzajemnej ocenie przez zespół ds. wzajemnej oceny.
2.W każdym regionie powołuje się jeden zespół ds. wzajemnej oceny. W skład każdego zespołu ds. wzajemnej oceny wchodzi nie więcej niż pięć właściwych organów i ENTSO gazu – przy czym każdy z tych podmiotów reprezentowany jest przez jedną osobę – oraz Komisja w roli obserwatora. Komisja dokonuje wyboru przedstawicieli właściwych organów i ENTSO gazu mających wejść w skład zespołów ds. wzajemnej oceny, uwzględniając przy tym równowagę geograficzną i włączając do składu co najmniej jeden właściwy organ sąsiadującego państwa członkowskiego. Członkowie zespołu ds. wzajemnej oceny nie mogą pochodzić z właściwych organów lub innych podmiotów bądź stowarzyszeń, które uczestniczyły w opracowaniu planów będących przedmiotem wzajemnej oceny.
3.Komisja informuje zespół ds. wzajemnej oceny o otrzymaniu przez nią planów. W terminie dwóch miesięcy od daty tej informacji właściwy zespół ds. wzajemnej oceny przygotowuje sprawozdanie i przedkłada je Komisji. Przed przedłożeniem sprawozdania zespół ds. wzajemnej oceny przynajmniej raz omawia plan działań zapobiegawczych i plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej z właściwymi organami, które opracowały te plany. Komisja publikuje sprawozdanie zespołu.
4.W oparciu o sprawozdanie z wzajemnej oceny plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej omawiane są na forum Grupy Koordynacyjnej ds. Gazu pod kątem zapewnienia spójności działań w poszczególnych regionach oraz w całej Unii.
ZAŁĄCZNIK VII
Wykaz nierynkowych środków zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu
Przy opracowywaniu planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej właściwy organ uwzględnia udział środków wymienionych w poniższym orientacyjnym i niewyczerpującym wykazie wyłącznie w sytuacji nadzwyczajnej.
Środki po stronie podaży:
–wykorzystywanie rezerw strategicznych gazu;
–obowiązek wykorzystania zapasów paliw alternatywnych (np. zgodnie z dyrektywą Rady 2009/119/WE 12 );
–obowiązek wykorzystania energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł innych niż gaz;
–obowiązek zwiększenia poziomu produkcji gazu;
–obowiązkowy odbiór z instalacji magazynowych.
Środki po stronie popytu:
–różne działania w ramach obowiązkowego zmniejszania popytu, w tym:
–obowiązek przejścia na inne rodzaje paliwa;
–obowiązek stosowania umów na usługi przerywane, w przypadku gdy nie stosuje się ich w pełni w ramach środków rynkowych;
–obowiązkowe zmniejszanie obciążenia.
ZAŁĄCZNIK VIII
Tabela korelacji
|
Rozporządzenie (UE) nr 994/2010 |
Niniejsze rozporządzenie |
|
art. 1 |
art. 1 |
|
art. 2 |
art. 2 |
|
art. 3 |
art. 3 |
|
art. 6 |
art. 4 |
|
art. 8 |
art. 5 |
|
art. 9 |
art. 6 |
|
art. 4 |
art. 7 |
|
art. 5 |
art. 8 |
|
art. 10 |
art. 9 |
|
art. 10 |
art. 10 |
|
art. 11 |
art. 11 |
|
- |
art. 12 |
|
art. 13 |
art. 13 |
|
art. 12 |
art. 14 |
|
- |
art. 15 |
|
art. 14 |
art. 16 |
|
- |
art. 17 |
|
- |
art. 18 |
|
art. 16 |
art. 19 |
|
art. 15 |
art. 20 |
|
art. 17 |
art. 21 |
|
Załącznik I |
Załącznik II |
|
art. 7 |
Załącznik III |
|
Załącznik IV |
Załącznik I |
|
- |
Załącznik IV |
|
- |
Załącznik V |
|
Załącznik II |
- |
|
Załącznik III |
Załącznik VII |
|
- |
Załącznik VI |
|
- |
Załącznik VIII |