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Document 52009PC0363

Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz et abrogeant la directive 2004/67/CE {SEC(2009) 977} {SEC(2009) 978} {SEC(2009) 979} {SEC(2009) 980}

/* COM/2009/0363 final - COD 2009/0108 */

52009PC0363

Proposition de règlement du Parlement européen et du Conseil concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz et abrogeant la directive 2004/67/CE {SEC(2009) 977} {SEC(2009) 978} {SEC(2009) 979} {SEC(2009) 980} /* COM/2009/0363 final - COD 2009/0108 */


FR

Bruxelles, le 16.7.2009

COM(2009) 363 final

2009/0108 (COD)

Proposition de

RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz et abrogeant la directive 2004/67/CE

{SEC(2009) 977}

{SEC(2009) 978}

{SEC(2009) 979}

{SEC(2009) 980}

EXPOSÉ DES MOTIFS

1. Contexte de la proposition

La Commission propose un règlement qui abrogera l'actuelle directive 2004/67/CE concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel [1]. Cette directive n'est plus suffisante dans un contexte de dépendance grandissante à l'égard des importations et de risques accrus liés à l'approvisionnement et au transit dans les pays tiers, ainsi que dans une situation où les flux de gaz augmentent et le marché intérieur du gaz au sein de la Communauté se développe.

En réaction à la crise du gaz russo-ukrainienne de janvier 2009 qui a entraîné une rupture sans précédent de l'approvisionnement en gaz de la Communauté via l'Ukraine, le Conseil et le Parlement européen ont préconisé une révision accélérée de l'actuelle directive. On ne peut exclure une nouvelle rupture majeure d'approvisionnement en gaz, qui pourrait même avoir lieu dans un avenir proche. En conséquence, la Communauté doit s'y préparer.

La crise du mois de janvier a démontré qu'il était nécessaire de mieux définir le rôle de l'industrie du gaz, des États membres et des institutions communautaires pour faire face à une rupture d'approvisionnement à court terme et prévoir les infrastructures nécessaires à plus long terme. La crise a permis de tirer la leçon suivante: les mesures doivent être préparées bien à l'avance et coordonnées à l'échelon communautaire pour être cohérentes et efficaces.

La présente proposition de règlement est en accord avec les objectifs de l'Union, en particulier avec ceux relatifs à la mise en place d'un marché intérieur du gaz pleinement opérationnel et à la sécurité de l'approvisionnement en énergie.

2. Consultations des parties intéressées et analyse d'impact

Consultations publiques

Le 13 novembre 2008, la Commission a publié une communication sur la mise en œuvre de l'actuelle directive [COM(2008)769]. Cette publication a été suivie par la consultation publique des parties intéressées (États membres, industrie, régulateurs et citoyens) qui s'est déroulée entre novembre 2008 et mars 2009. Des consultations approfondies sur une révision de la législation concernant la sécurité de l'approvisionnement en gaz ont aussi eu lieu au sein du Groupe de coordination pour le gaz, composé de représentants des États membres, de l'industrie du gaz et des consommateurs par l'intermédiaire de leurs associations européennes (Eurogas, OGP, GIE, IFIEC, BEUC et Eurelectric) lors de ses réunions des 23 février, 2 avril et 13 mai. Les États membres ont exprimé leur avis lors du Conseil «Énergie» des 12 janvier et 19 février 2009 et plusieurs États membres ont ensuite présenté des observations écrites à la Commission.

Analyse d'impact

Cinq options ont été examinées dans l'analyse d'impact: 1) aucune nouvelle action communautaire; 2) une meilleure application de la directive 2004/67/CE; 3) une approche volontaire de l'industrie; 4) une révision de la directive; 5) un nouveau règlement.

La Commission a effectué une analyse de la mise en œuvre de l'actuelle directive en ce qui concerne les options 1 et 2. Elle a conclu que l'actuelle directive n'était plus suffisante vu la dépendance grandissante à l'égard des importations et les risques accrus liés à l'approvisionnement et au transit dans les pays tiers, ainsi que les flux de gaz croissants et le développement du marché intérieur du gaz au sein de la Communauté. En ce qui concerne l'option 3, l'approche volontaire a un inconvénient considérable: il n'est pas possible de garantir la participation de tous les acteurs de manière cohérente. De plus, les capacités supplémentaires pour garantir la sécurité de l'approvisionnement ne sont pas nécessairement fournies par les forces du marché. Concernant les options 4 et 5 (choix d'un instrument juridique), la Commission estime qu'un règlement constitue un instrument plus adapté qu'une directive pour les raisons suivantes: un règlement s'applique directement aux autorités compétentes dans les États membres, aux entreprises de gaz naturel et aux consommateurs; il n'exige pas de longue période de transposition; il assure la clarté et la cohérence des normes et des obligations à travers la Communauté et il définit directement la participation des institutions communautaires.

3. Éléments juridiques de la proposition

Base juridique

L'article 95 du traité instituant la Communauté européenne constitue la base juridique de la proposition. L'objectif principal de la proposition est d'accroître la sécurité de l'approvisionnement en gaz en instituant les mesures d'incitation pour investir dans les interconnexions nécessaires pour atteindre le niveau de l'indicateur N-1, ainsi que les flux inversés. Ces interconnexions sont en même temps indispensables au bon fonctionnement du marché intérieur du gaz.

Le rôle du marché intérieur du gaz pour garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz est particulièrement mis en avant dans le règlement. Les dispositions visent à ce que les entreprises de gaz naturel puissent approvisionner leurs clients dans toute la Communauté le plus longtemps possible et sans restrictions à l'échelon national. Le règlement permet de recourir à des mesures non fondées sur le marché, décidées par l'autorité compétente, uniquement comme dernier recours dans des situations d'urgence lorsque toutes les mesures fondées sur le marché ont été épuisées et que les entreprises de gaz naturel ne sont plus en mesure de faire face à une rupture d'approvisionnement. La Commission se voit également attribuer un rôle plus important pour garantir que le marché intérieur fonctionne le plus longtemps possible et que les mesures décidées au niveau national soient compatibles avec ce principe.

Principe de subsidiarité

La présente proposition vise à renforcer la sécurité de l'approvisionnement de la Communauté. La réalisation du marché intérieur de l'énergie et la rupture de l'approvisionnement en gaz de janvier 2009 ont montré que la sécurité de l'approvisionnement en gaz est une question dont la dimension communautaire devient de plus en plus grande, justifiant donc la participation des institutions communautaires et de la Commission en particulier. Dans une situation d'urgence au niveau communautaire, la Commission est le mieux placée pour coordonner les actions des autorités compétentes des États membres et pour favoriser le dialogue avec les pays tiers. Afin d'éviter les ruptures d'approvisionnement en gaz ou de s'y préparer, la meilleure garantie pour la sécurité de l'approvisionnement est un vaste marché intérieur bien interconnecté et compétitif, qui offre des sources et des voies d'approvisionnement diverses et qui répartit l'impact d'une rupture d'approvisionnement entre les États membres ou les entreprises d'approvisionnement.

Principe de proportionnalité

La proposition est conforme au principe de proportionnalité. Elle n'excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre les objectifs poursuivis. Les États membres continueront d'être responsables de leur sécurité d'approvisionnement et bénéficieront d'une grande flexibilité dans le choix des modalités et des instruments pour garantir la sécurité d'approvisionnement en tenant compte de leurs caractéristiques nationales dans le domaine du gaz.

4. Incidence budgétaire

La proposition aura une incidence limitée sur le budget communautaire, notamment pour couvrir les frais des réunions du Groupe de coordination pour le gaz et, si elle est mise en place, les coûts liés à la task force de contrôle qui peut être chargée de contrôler et de faire rapport sur les flux de gaz au sein de la Communauté et à l'extérieur. Les missions en dehors de la Communauté en période de crise peuvent bénéficier de fonds de l'instrument de stabilité.

2009/xxxx (COD)

Proposition de

RÈGLEMENT DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz et abrogeant la directive 2004/67/CE

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

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

vu le traité instituant la Communauté européenne, et notamment son article 95,

vu la proposition de la Commission [2],

vu l'avis du Comité économique et social européen [3],

vu l'avis du Comité des régions [4],

statuant conformément à la procédure visée à l'article 251 du traité [5],

considérant ce qui suit:

(1) Le gaz naturel (ci-après «gaz») est un élément essentiel de l'approvisionnement énergétique de la Communauté. Il compte pour un quart de l'approvisionnement en énergie primaire et participe principalement à la production d'électricité, au chauffage, comme matière première dans l'industrie et comme carburant pour les transports.

(2) Au cours des dix dernières années, la consommation de gaz a connu une hausse rapide en Europe. La production intérieure ayant diminué, les importations de gaz ont augmenté encore plus vite. En conséquence, la dépendance à l'égard des importations a crû et il est devenu nécessaire d'examiner les questions de sécurité d'approvisionnement.

(3) La directive 2004/67/CE du Conseil a établi pour la première fois un cadre juridique à l'échelon communautaire visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel et à contribuer au bon fonctionnement du marché intérieur du gaz même en cas de ruptures d'approvisionnement. Elle a institué le Groupe de coordination pour le gaz qui a montré son utilité pour échanger des informations et définir des actions communes entre les États membres, la Commission, le secteur du gaz et les consommateurs. Le réseau européen des correspondants pour la sécurité énergétique (NESCO) approuvé par le Conseil européen de décembre 2006 a permis d'améliorer la capacité de recueillir des informations et a fourni des alertes rapides quant à des menaces potentielles pour la sécurité de l'approvisionnement énergétique. La nouvelle législation relative au marché intérieur de l'énergie adoptée par le Conseil en juin 2009 constitue une étape majeure vers la réalisation du marché intérieur de l'énergie et vise explicitement à améliorer la sécurité de l'approvisionnement énergétique de la Communauté.

(4) Toutefois, les mesures actuelles concernant la sécurité de l'approvisionnement en gaz qui ont été prises au niveau communautaire offrent toujours aux États membres une large marge de manœuvre quant au choix de leurs dispositions. Lorsque la sécurité d'approvisionnement d'un État membre est menacée, il existe un risque évident que les mesures élaborées unilatéralement par cet État membre puissent compromettre le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz. La réalité de ce risque a été démontrée récemment. Pour permettre au marché intérieur de fonctionner même en cas de déficit d'approvisionnement, il est donc nécessaire de réagir de manière plus coordonnée aux crises d'approvisionnement, du point de vue de l'action préventive et aussi de la réaction à des ruptures concrètes d'approvisionnement.

(5) Les sources et les voies d'approvisionnement en gaz de la Communauté doivent contribuer à la sécurité de l'approvisionnement de la Communauté dans son ensemble et de ses États membres individuellement. La sécurité d'approvisionnement dépendra à l'avenir de l'évolution de la palette énergétique, du développement de la production dans la Communauté et dans les pays tiers qui l'approvisionnent, des investissements dans les installations de stockage et dans les voies d'approvisionnement au sein de la Communauté et à l'extérieur, y compris les installations de gaz naturel liquéfié.

(6) Une rupture majeure de l'approvisionnement en gaz de la Communauté peut affecter tous les États membres et toutes les parties contractantes du traité instituant la Communauté de l'énergie et avoir de graves conséquences économiques sur l'économie de la Communauté. De la même façon, la rupture de l'approvisionnement en gaz peut avoir de fortes répercussions sociales, notamment sur les groupes vulnérables de consommateurs.

(7) Le rapport de décembre 2008 sur la mise en œuvre de la stratégie européenne de sécurité souligne le recours accru de l'UE à de l'énergie importée en tant que risque supplémentaire majeur pour la sécurité de l'approvisionnement énergétique de la Communauté et met en exergue la sécurité énergétique comme l'un des nouveaux défis de la politique européenne de sécurité. Le marché intérieur du gaz constitue un élément central pour accroître la sécurité de l'approvisionnement énergétique dans la Communauté et pour réduire les risques encourus par chaque État membre face aux conséquences des ruptures d'approvisionnement.

(8) La défaillance de la plus grande infrastructure de gaz ou source d'approvisionnement en gaz, appelée principe N-1, est un scénario réaliste. L'utilisation de la défaillance de cette infrastructure ou source d'approvisionnement comme point de référence de ce que les États membres devraient être en mesure de compenser est un bon point de départ pour garantir leur sécurité d'approvisionnement en gaz.

(9) Il est essentiel de disposer d'infrastructures de gaz suffisantes au sein d'un État membre et dans la Communauté pour gérer les ruptures d'approvisionnement. Des critères minimaux communs relatifs à la sécurité de l'approvisionnement en gaz devraient assurer des conditions de concurrence équitables pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz et créer des incitations significatives pour construire les infrastructures nécessaires et améliorer le niveau de préparation en cas de crise. Du côté de la demande, des mesures comme le changement de combustible peuvent jouer un rôle considérable dans la sécurité énergétique si elles peuvent être appliquées rapidement et réduire la demande de façon appréciable face à une rupture d'approvisionnement.

(10) Les investissements dans de nouvelles infrastructures de gaz devraient être fortement encouragés. Ils devraient renforcer la sécurité de l'approvisionnement en gaz tout en assurant le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel. S'il s'agit d'investissements de nature transfrontalière, l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie établie par le règlement (CE) n° …/… du Parlement européen et du Conseil (ACER) et le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport de gaz (ENTSO-G) devraient participer de près aux travaux pour mieux prendre en compte les incidences transfrontalières.

(11) Il existe différentes sources de financement communautaire pour encourager les États membres à réaliser les investissements nécessaires dans leur production et leurs infrastructures, notamment des prêts et des garanties de la Banque européenne d'investissement ou des financements par des fonds régionaux, structurels ou de cohésion. La Banque européenne d'investissement ainsi que les instruments communautaires extérieurs comme l'IEVP, l'IPA et l'ICD peuvent également financer des actions dans des pays tiers afin de renforcer la sécurité de l'approvisionnement énergétique.

(12) Le présent règlement doit permettre aux entreprises dans le secteur du gaz naturel et aux consommateurs d'avoir recours aux mécanismes du marché le plus longtemps possible lorsqu'ils font face à des ruptures. Il doit également prévoir des mécanismes d'urgence à mettre en œuvre lorsque les marchés ne sont plus en mesure d'affronter une rupture de l'approvisionnement en gaz de manière appropriée. Même dans une situation d'urgence, les instruments fondés sur le marché doivent être prioritaires pour atténuer les effets de la rupture d'approvisionnement.

(13) À la suite de l'adoption du troisième paquet «Marché intérieur de l'énergie» [6], de nouvelles dispositions s'appliqueront au secteur du gaz. Elles engendreront un rôle et des responsabilités claires pour les États membres, les régulateurs, les gestionnaires de réseau de transport et l'ACER et amélioreront la transparence du marché au bénéfice de son bon fonctionnement et de la sécurité de l'approvisionnement.

(14) L'achèvement du marché intérieur du gaz et la concurrence effective au sein de ce marché offrent à la Communauté le plus haut niveau de sécurité d'approvisionnement pour tous les États membres, à condition que le marché puisse fonctionner pleinement en cas de rupture d'approvisionnement touchant une partie de la Communauté, quelle que soit la cause de la rupture. C'est pourquoi une approche commune globale et efficace en matière de sécurité de l'approvisionnement est nécessaire, en particulier par l'intermédiaire de politiques transparentes et non discriminatoires, qui soient compatibles avec les exigences du marché, en évitant les distorsions du marché et les entraves aux réactions du marché face aux ruptures.

(15) Il est primordial, dès lors, de définir avec précision le rôle et les responsabilités de toutes les entreprises de gaz naturel et autorités compétentes pour maintenir le bon fonctionnement du marché intérieur, notamment dans des situations de rupture d'approvisionnement et de crise.

(16) Il est nécessaire de fixer des normes suffisamment harmonisées de sécurité d'approvisionnement qui couvrent au moins une situation équivalente à celle de janvier 2009, en tenant compte des différences entre États membres et sans imposer de charges injustifiées et disproportionnées aux entreprises de gaz naturel, y compris les nouveaux opérateurs et les petites entreprises.

(17) Il est essentiel pour le bon fonctionnement du marché que les investissements nécessaires dans la production intérieure et les infrastructures, comme les interconnexions, les installations permettant les flux bidirectionnels dans les gazoducs, le stockage et les installations de regazéification du GNL, soient réalisés à temps par les entreprises de gaz naturel, compte tenu du risque de ruptures d'approvisionnement comme celle de janvier 2009.

(18) Il faut que l'approvisionnement en gaz soit maintenu, en particulier en ce qui concerne les ménages et d'autres clients protégés comme les écoles et les hôpitaux, si le marché ne peut pas continuer de les approvisionner. Il est primordial que les mesures à prendre en cas de crise soient définies avant toute crise.

(19) Il existe un large éventail d'instruments pour respecter les obligations de sécurité d'approvisionnement. Ces instruments doivent être utilisés dans un cadre national, régional ou communautaire, le cas échéant, pour garantir qu'ils obtiennent un résultat cohérent et efficace au regard des coûts.

(20) La problématique de la sécurité d'approvisionnement dans la planification à long terme des investissements à réaliser pour obtenir des capacités transfrontalières et d'autres infrastructures suffisantes, qui garantissent la capacité à long terme du réseau à assurer la sécurité d'approvisionnement et à satisfaire une demande raisonnable, est régie par la directive …/…/CE du Parlement européen et du Conseil [concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 2003/55/CE] [7]. Il est possible qu'il faille une période de transition pour effectuer les investissements nécessaires pour respecter les normes de sécurité d'approvisionnement. Le plan décennal de développement du réseau élaboré par ENTSO-G et supervisé par ACER constitue un outil fondamental pour répertorier les investissements nécessaires à l'échelon communautaire.

(21) ENTSO-G et ACER, en tant que membres du Groupe de coordination pour le gaz, doivent être pleinement associés au processus de coopération et aux consultations à l'échelon communautaire.

(22) Afin de garantir le plus haut niveau de préparation possible en cas de rupture d'approvisionnement, toutes les entreprises de gaz naturel, en collaboration avec les autorités compétentes, devraient élaborer des plans d'urgence. Ces plans doivent être cohérents entre eux. Ils doivent être rédigés selon les bonnes pratiques des plans existants et définir les responsabilités et le rôle précis de toutes les entreprises de gaz naturel et autorités compétentes concernées. Si possible et si nécessaire, des plans d'urgence communs devraient être élaborés au niveau régional.

(23) Pour renforcer la solidarité entre États membres dans le cas d'une urgence communautaire, et notamment pour soutenir les États membres qui connaissent des conditions géographiques ou géologiques moins favorables, les États membres doivent élaborer des mesures spécifiques de solidarité, comme des accords commerciaux entre entreprises de gaz naturel, des mécanismes de compensation, une hausse des exportations de gaz ou un recours accru aux stocks. Les mesures de solidarité peuvent être particulièrement indiquées entre des États membres auxquels la Commission recommande de mettre en place des plans communs d'action préventive ou des plans d'urgence au niveau régional.

(24) La solidarité européenne devrait également, le cas échéant, prendre la forme de secours relevant de la protection civile fournis par la Communauté et ses États membres. Ces secours doivent être favorisés et coordonnés par le mécanisme communautaire de protection civile institué par la décision 2007/779/CE, Euratom du Conseil [8].

(25) Les droits souverains des États membres sur leurs propres ressources naturelles ne sont pas concernés par le présent règlement.

(26) La directive 2008/114/CE du Conseil du 8 décembre 2008 concernant le recensement et la désignation des infrastructures critiques européennes ainsi que l'évaluation de la nécessité d'améliorer leur protection [9] énonce un processus dont le but est de renforcer la sécurité des infrastructures critiques européennes désignées, dont certaines infrastructures de gaz, dans la Communauté. La directive 2008/114/CE et le présent règlement contribuent à la réalisation d'une approche globale de la sécurité énergétique de la Communauté.

(27) Les plans d'urgence doivent être mis à jour régulièrement et publiés. Ils doivent faire l'objet d'une évaluation par les pairs et être testés.

(28) Le Groupe de coordination pour le gaz, institué par la directive 2004/67/CE du Conseil du 26 avril 2004 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel [10], doit conseiller la Commission afin de favoriser la coordination des mesures de sécurité d'approvisionnement en cas d'urgence communautaire. Il doit également contrôler l'adéquation et l'efficacité des mesures à prendre conformément au présent règlement.

(29) Le présent règlement vise à confier aux entreprises de gaz naturel et aux autorités compétentes des États membres la tâche de garantir que le marché intérieur du gaz fonctionne efficacement le plus longtemps possible en cas de rupture d'approvisionnement, avant que les autorités compétentes ne prennent des mesures pour faire face à la situation lorsque le marché ne peut plus livrer le gaz nécessaire. Ces mesures exceptionnelles doivent être entièrement conformes aux règles de la Communauté et la Commission doit en être informée.

(30) Étant donné que les approvisionnements en gaz des pays tiers sont primordiaux pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz de la Communauté, la Commission doit coordonner les actions liées aux pays tiers, en collaborant avec les pays producteurs et de transit à l'établissement des modalités permettant de gérer les situations de crise et garantir un flux de gaz stable à la Communauté. La Commission doit être habilitée à déployer une task force pour contrôler les flux de gaz dans des situations de crise au sein et, en consultation avec les pays tiers concernés, en dehors de la Communauté et, lorsqu'une crise se produit parce qu'un pays tiers traverse des difficultés, à assumer un rôle de médiation et de facilitation.

(31) En février 2009, le Conseil «Énergie» a conclu que la transparence et la fiabilité devaient être accrues par de véritables échanges d'informations entre la Commission et les États membres sur les relations énergétiques, comme les modalités d'approvisionnement à long terme avec les pays tiers, sans divulguer des informations sensibles sur le plan commercial.

(32) Étant donné que les objectifs de l’action visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans la Communauté ne peuvent pas être réalisés de manière suffisante par les États membres et peuvent donc, en raison de la dimension ou des effets de l’action, être mieux atteints au niveau communautaire, la Communauté peut prendre des mesures, conformément au principe de subsidiarité consacré à l’article 5 du traité. Conformément au principe de proportionnalité énoncé audit article, le présent règlement n'excède pas ce qui est nécessaire pour atteindre ces objectifs.

(33) Il y a lieu d'abroger la directive 2004/67/CE,

ONT ARRÊTÉ LE PRÉSENT RÈGLEMENT:

Article premier

Objet

Le présent règlement énonce des mesures visant à sauvegarder la sécurité de l'approvisionnement en gaz afin de garantir le fonctionnement efficace et continu du marché intérieur du gaz en assurant une définition et une attribution précises des responsabilités et une coordination des réactions aux niveaux des États membres et de la Communauté, du point de vue de l'action préventive et aussi de la réaction à des ruptures concrètes d'approvisionnement.

Article 2

Définitions

Aux fins du présent règlement, les définitions énoncées dans la directive 2009/xxx/CE [11] («la directive Gaz») et dans le règlement 2009/xxx/CE [12] («le règlement Agence») s'appliquent.

En outre, les définitions suivantes sont applicables. On entend par:

(1) «clients protégés»: tous les ménages qui sont déjà connectés à un réseau de distribution de gaz et, si l'État membre concerné le décide, les petites et moyennes entreprises, les écoles et les hôpitaux pour autant qu'ils soient déjà connectés à un réseau de distribution de gaz;

(2) «autorité compétente»: l'autorité de régulation nationale ou l'autorité gouvernementale nationale désignée comme responsable de la sécurité de l'approvisionnement en gaz par l'État membre. Les États membres peuvent néanmoins choisir d'attribuer certaines tâches figurant dans le présent règlement à d'autres autorités que l'autorité compétente. Ces tâches sont réalisées sous la surveillance de l'autorité compétente et sont énoncées dans les plans prévus à l'article 4.

Article 3

Responsabilité de la sécurité de l'approvisionnement en gaz

1. La sécurité de l'approvisionnement en gaz est une tâche qui relève des entreprises de gaz naturel, des autorités compétentes des États membres, des entreprises consommatrices de gaz et de la Commission, dans leurs domaines respectifs de responsabilité. Elle exige un haut niveau de coopération entre ces acteurs.

2. Chaque État membre désigne une autorité compétente responsable de la mise en œuvre des mesures de sécurité de l'approvisionnement en gaz prévues dans le présent règlement. Ces mesures sont l'évaluation bisannuelle des risques, la mise en place des plans d'action préventive et du plan d'urgence, et le contrôle permanent de la sécurité de l'approvisionnement en gaz au niveau national. Les autorités compétentes coopèrent pour éviter une rupture d'approvisionnement et limiter les dommages si une rupture se produit.

3. Chaque État membre informe la Commission de l'autorité compétente désignée au plus tard [le 30 juin 2010; trois mois après l'entrée en vigueur].

4. La Commission coordonne le travail des autorités compétentes à l'échelon communautaire par l'intermédiaire du Groupe de coordination pour le gaz, en particulier dans le cas d'une urgence communautaire.

5. Les mesures visant à garantir la sécurité d'approvisionnement sont clairement définies, transparentes, proportionnées, non discriminatoires et contrôlables, sans fausser indûment la concurrence ni entraver le bon fonctionnement du marché intérieur.

Article 4

Mise en place d'un plan d'action préventive et d'un plan d'urgence

1. Au plus tard [le 31 mars 2011; 12 mois après l'entrée en vigueur], l'autorité compétente, après consultation des entreprises de gaz naturel, des organisations de consommateurs concernées représentant les intérêts des ménages et des entreprises, et de l'autorité de régulation, lorsque celle-ci n'est pas l'autorité compétente, met en place:

a) un plan d'action préventive contenant les mesures nécessaires pour réduire les risques relevés; et

b) un plan d'urgence contenant les mesures à prendre pour limiter l'impact des ruptures d'approvisionnement en gaz.

2. Avant d'adopter ces plans, les autorités compétentes et la Commission échangent des informations et se consultent pour s'assurer que leurs plans et mesures sont cohérents au niveau régional approprié. Ces consultations portent au moins sur les interconnexions, les livraisons transfrontalières, le stockage transfrontalier et la capacité physique de transporter du gaz dans les deux sens.

3. Au cours du processus indiqué au paragraphe 2, la Commission peut émettre une recommandation sur le niveau régional auquel l'échange d'informations et les consultations doivent se dérouler. La Commission, après consultation du Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport de gaz (ENTSO-G) et de l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ACER), peut également préconiser la mise en place d'un plan commun au niveau régional.

4. En outre, les États membres peuvent décider d'instaurer des plans communs au niveau régional au lieu ou en plus de plans nationaux distincts.

5. L'autorité compétente publie ses plans, ainsi que les versions modifiées conformément au paragraphe 6, et en informe la Commission sans délai.

6. Dans les six mois suivant la notification des plans par les autorités compétentes, la Commission évalue les plans de tous les États membres. La Commission consulte ENTSO-G, ACER, le Groupe de coordination pour le gaz et les autres parties concernées à propos de ces plans. Si la Commission estime qu'un plan n'est pas efficace pour limiter les risques définis dans l'évaluation des risques ou n'est pas cohérent avec les scénarios de risque ou les plans des autres États membres, ou qu'il ne respecte pas les dispositions du présent règlement ou d'autres dispositions du droit communautaire, elle exige que le plan soit modifié.

Dans les deux mois suivant la notification de la demande de la Commission, l'autorité compétente concernée révise son plan et transmet son plan modifié à la Commission ou expose à la Commission pourquoi elle n'est pas d'accord avec sa demande. Dans ce cas, la Commission peut modifier ou retirer sa demande.

Si dans les deux mois qui suivent, la Commission décide de ne pas modifier ou retirer sa demande, l'autorité compétente se conforme à la demande de la Commission dans les trois mois suivant la notification de la décision de la Commission.

Article 5

Contenu du plan d'action préventive

1. Le plan d'action préventive contient:

a) les mesures visant à respecter les normes relatives aux infrastructures et à l'approvisionnement, conformément aux articles 6 et 7; ces mesures comprennent au minimum la planification des mesures prévues pour satisfaire à la norme N-1, les volumes et les capacités nécessaires pour approvisionner les clients protégés pendant les périodes de forte demande définies, les mesures axées sur la demande et les obligations imposées aux entreprises de gaz naturel et aux autres organismes concernés;

b) l'évaluation des risques conformément à l'article 8;

c) les mesures préventives destinées à contrer les risques relevés;

d) les informations relatives aux obligations de service public applicables.

2. Le plan d'action préventive, notamment les actions visant à respecter les normes relatives aux infrastructures prévues à l'article 6, se fonde sur le plan décennal de développement du réseau élaboré par ENTSO-G [13] et est cohérent avec celui-ci.

3. Le plan d'action préventive prend en compte l'efficacité économique, les effets sur le fonctionnement du marché intérieur de l'énergie et l'impact sur l'environnement.

4. Le plan d'action préventive est mis à jour tous les deux ans.

Article 6

Normes relatives aux infrastructures

1. Au plus tard [le 31 mars 2014; trois ans après l'entrée en vigueur], l'autorité compétente veille à ce que, dans le cas d'une défaillance de l'infrastructure principale, les infrastructures restantes (N-1) soient en mesure de livrer le volume nécessaire de gaz pour satisfaire la demande totale de gaz de la zone couverte pendant une période de 60 jours de demande en gaz exceptionnellement élevée durant la période la plus froide statistiquement observée tous les 20 ans.

2. À la suite de la recommandation de la Commission mentionnée à l'article 4, paragraphe 3, ou dans le cas décrit à l'article 4, paragraphe 4, l'obligation énoncée au paragraphe 1 peut être remplie au niveau régional. En outre, on estime que la norme N-1 est respectée lorsque l'autorité compétente démontre dans le plan d'action préventive prévu à l'article 5 qu'une rupture d'approvisionnement peut être compensée suffisamment et en temps utile au moyen de mesures axées sur la demande.

3. La méthodologie utilisée pour fixer la norme N-1 est celle figurant à l'annexe I. Elle tient compte de la configuration du réseau et des flux de gaz réels. La zone couverte mentionnée à l'annexe I est étendue au niveau régional adéquat, le cas échéant.

4. Chaque autorité compétente informe la Commission sans délai de toute situation de non-conformité avec la norme N-1.

5. Les gestionnaires de réseau de transport veillent à ce qu'une capacité physique permanente permette de transporter du gaz dans les deux sens sur toutes les interconnexions dans les deux ans suivant l'entrée en vigueur du présent règlement, sauf dans des cas où, à la demande d'une autorité compétente, la Commission décide qu'une capacité supplémentaire de flux bidirectionnel ne renforcerait pas la sécurité d'approvisionnement d'un État membre. Cette décision peut être revue si les circonstances changent. Le niveau de la capacité de flux bidirectionnel est atteint au meilleur coût et prend au moins en compte la capacité nécessaire pour respecter les normes d'approvisionnement fixées à l'article 7. Au cours de cette période de deux ans, le gestionnaire de réseau de transport de gaz adapte le fonctionnement du réseau de transport dans son ensemble afin de permettre les flux de gaz bidirectionnels.

6. Les États membres veillent à ce que toute nouvelle infrastructure de transport assure la sécurité d'approvisionnement par un nombre suffisant de points d'entrée et de sortie et contribue au développement d'un système bien connecté.

7. Les autorités de régulation nationales prennent en compte les coûts liés au respect de la norme N-1 et les coûts de la mise en œuvre de la capacité physique permanente permettant de transporter du gaz dans les deux sens lors de l'adoption des tarifs, conformément à l'article 41, paragraphe 8, de la directive […/…/CE]. Dans le cas où les coûts sont encourus dans plusieurs États membres, les autorités de régulation nationales de tous les États membres concernés décident ensemble de la répartition des coûts. L'article 8, paragraphe 1, du règlement (CE) n° …/… s'applique.

Article 7

Normes d'approvisionnement

1. L'autorité compétente prend les mesures visant à garantir l'approvisionnement en gaz des clients protégés de l'État membre en cas de:

a) températures extrêmement froides pendant une période de pointe de sept jours telles qu'il s'en produit statistiquement tous les 20 ans; et

b) toute période de 60 jours de demande en gaz exceptionnellement élevée durant les périodes météorologiques les plus froides statistiquement observées tous les 20 ans.

2. L'autorité compétente prend les mesures visant à garantir l'approvisionnement en gaz des clients protégés pendant la période de 60 jours également dans le cas d'une d'urgence telle que définie à l'article 9, paragraphe 2. L'autorité compétente s'efforce de maintenir l'approvisionnement des clients protégés aussi longtemps que nécessaire.

3. Les obligations imposées aux entreprises de gaz naturel pour le respect des normes d'approvisionnement prévues aux paragraphes 1 et 2 sont non discriminatoires et n'imposent pas de charge injustifiée aux nouveaux opérateurs et aux petites entreprises.

4. L'autorité compétente autorise les entreprises de gaz naturel à remplir ces conditions au niveau régional ou communautaire et n'exige pas que ces normes soient respectées en tenant compte uniquement des infrastructures situées sur son territoire.

5. L'autorité compétente veille à ce que les conditions d'approvisionnement des clients protégés soient établies sans nuire au bon fonctionnement du marché intérieur du gaz et à un prix respectant la valeur marchande du produit.

Article 8

Évaluation des risques

1. Avant le [le 30 septembre 2010; six mois après l'entrée en vigueur], chaque autorité compétente réalise une évaluation complète des risques liés à la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans son État membre en:

a) appliquant les normes décrites aux articles 6 et 7;

b) tenant compte de toutes les circonstances nationales et régionales pertinentes;

c) envisageant plusieurs scénarios de demande exceptionnellement élevée et de rupture d'approvisionnement, comme la défaillance des principales infrastructures de transport, des stocks, des terminaux GNL et la rupture des approvisionnements en provenance des fournisseurs des pays tiers;

d) analysant l'interaction et la corrélation des risques avec les autres États membres.

2. Les entreprises de gaz naturel, les organisations de consommateurs concernées représentant les intérêts des ménages et des entreprises et l'autorité de régulation, si elle n'est pas l'autorité compétente, coopèrent et fournissent tous les renseignements nécessaires pour l'évaluation des risques.

3. L'évaluation des risques est réalisée tous les deux ans avant le 30 septembre.

Article 9

Plan d'urgence et seuils de crise

1. Le plan d'urgence:

(1) se fonde sur les seuils de crise établis au paragraphe 2;

(2) définit le rôle et les responsabilités des entreprises de gaz naturel et des entreprises clientes, ainsi que leur interaction avec l'autorité compétente et, le cas échéant, avec l'autorité de régulation;

(3) précise le rôle et les responsabilités de l'autorité compétente;

(4) établit des procédures détaillées à suivre pour chaque seuil de crise, notamment les mécanismes d'information correspondants;

(5) désigne un gestionnaire ou une équipe de crise et détermine son rôle;

(6) définit la contribution des mesures fondées sur le marché énumérées à l'annexe II pour gérer la situation en cas d'alerte et pour l'améliorer en cas d'urgence;

(7) définit la contribution des mesures non fondées sur le marché prévues ou à mettre en œuvre en cas d'urgence et qui sont énumérées à l'annexe III, détermine le niveau à partir duquel des mesures non fondées sur le marché sont nécessaires pour faire face à la crise, évalue leurs effets et fixe les procédures pour les mettre en application;

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

(9) précise les obligations en matière de présentation de rapports imposées aux entreprises de gaz naturel en cas d'alerte ou d'urgence;

(10) présente une liste d'actions prédéfinies visant à rendre du gaz disponible en cas d'urgence, y compris les mécanismes de compensation et les accords commerciaux entre les parties prenantes de ces actions. Ces actions peuvent supposer des accords transfrontaliers entre des États membres et des entreprises de gaz naturel.

2. Les trois principaux seuils de crise sont les suivants:

(1) seuil d'alerte rapide (alerte rapide): lorsqu'il existe des informations concrètes, sérieuses et fiables, éventuellement obtenues par un mécanisme d'alerte rapide, selon lesquelles un événement qui nuirait aux conditions d'approvisionnement pourrait avoir lieu;

(2) seuil d'alerte (alerte): lorsqu'il y a rupture d'approvisionnement ou que la demande est exceptionnellement élevée mais que le marché est encore en mesure de rétablir la situation sans l'intervention de l'autorité compétente;

(3) seuil d'urgence (urgence): lorsque la demande est exceptionnellement élevée ou qu'il y a rupture de l'approvisionnement transitant par ou provenant de la principale infrastructure ou source et qu'il existe un risque vraisemblable que les normes d'approvisionnement pour les clients protégés ne puissent plus être respectées uniquement au moyen des instruments fondés sur le marché.

3. Le plan d'urgence veille au maintien de l'accès transfrontalier aux installations de stockage en cas d'urgence également. Le plan d'urgence n'introduit pas de mesure tendant à restreindre indûment le flux de gaz entre les pays.

4. Lorsque l'autorité compétente déclare un des seuils de crise, elle avertit immédiatement la Commission et lui fournit toutes les informations nécessaires. Dans le cas d'une urgence qui est susceptible de provoquer une demande d'aide adressée à l'UE et à ses États membres, l'autorité compétente de l'État membre concerné en informe sans délai le centre de suivi et d'information en matière de protection civile de la Commission.

5. Lorsque l'autorité compétente déclare qu'il y a urgence, elle lance les actions prédéfinies telles qu'indiquées dans son plan d'urgence et informe immédiatement la Commission, en lui communiquant notamment les actions qu'elle compte entreprendre conformément à l'article 9, paragraphe 1. La Commission peut convoquer le Groupe de coordination pour le gaz.

6. La Commission vérifie dans la semaine si la déclaration d'urgence est justifiée et ne fait pas peser une charge excessive sur les entreprises de gaz naturel et sur le fonctionnement du marché intérieur. La Commission peut notamment demander à l'autorité compétente de modifier les mesures qui imposent une charge excessive aux entreprises de gaz naturel et de supprimer sa déclaration d'urgence si elle estime qu'elle n'est pas ou plus justifiée.

Article 10

Mesures d'urgence de la Communauté

1. La Commission peut déclarer une urgence communautaire à la demande d'une autorité compétente ou lorsque la Communauté perd plus de 10 % de ses importations de gaz quotidiennes en provenance de pays tiers selon les chiffres d'ENTSO-G. Elle déclare une urgence communautaire lorsque plus d'une autorité compétente a décrété une situation d'urgence, après avoir procédé aux vérifications conformément à l'article 9, paragraphe 6. Il peut y avoir urgence communautaire pour des régions géographiques spécifiquement touchées qui englobent plusieurs États membres.

2. La Commission convoque le Groupe de coordination pour le gaz dès qu'elle déclare l'urgence communautaire.

3. Dans une situation d'urgence communautaire, la Commission coordonne les actions des autorités compétentes. Elle veille notamment aux échanges d'informations, à la cohérence et à l'efficacité des actions au niveau de l'État membre et de la région par rapport à l'échelon communautaire et coordonne les actions relatives aux pays tiers. La Commission peut convoquer un groupe de gestion de la crise composé en particulier de représentants du secteur et des États membres concernés par l'urgence.

4. Lorsque la Commission estime que, en cas d'urgence communautaire, une action menée par une autorité compétente ou une entreprise de gaz naturel n'est pas adaptée pour faire face à l'urgence, ou que cette action constitue une grave menace pour la situation dans un autre État membre, elle exige que l'autorité compétente ou l'entreprise de gaz naturel modifie son action.

Dans les trois jours suivant la notification de la demande de la Commission, l'autorité compétente concernée modifie son action et en informe la Commission ou expose à la Commission pourquoi elle n'est pas d'accord avec sa demande. Dans ce cas, la Commission peut modifier ou retirer sa demande.

Si dans les trois jours qui suivent, la Commission décide de ne pas modifier ou retirer sa demande, l'autorité compétente se conforme à la demande de la Commission sans délai.

5. L'autorité compétente ou l'entreprise de gaz naturel ne peut à aucun moment introduire de mesures visant à restreindre le flux de gaz au sein du marché intérieur.

6. Dans une situation d'urgence communautaire, les États membres veillent au maintien de l'accès transfrontalier aux installations de stockage et n'introduisent aucune disposition juridique qui restreigne indûment les flux de gaz vers les marchés affectés.

7. La Commission dresse une liste de réserve permanente pour une task force de contrôle composée d'experts du secteur et de représentants de la Commission. Cette task force de contrôle peut être déployée en cas de besoin. Elle surveille et fait rapport sur les flux de gaz au sein de la Communauté et à l'extérieur, en collaboration avec les pays fournisseurs et les pays de transit.

8. L'autorité compétente transmet les informations relatives à tout besoin d'assistance au centre de suivi et d'information en matière de protection civile de la Commission. Le centre de suivi et d'information en matière de protection civile évalue la situation globale et donne des conseils sur l'assistance à fournir aux États membres les plus touchés et, le cas échéant, aux pays tiers.

Article 11

Groupe de coordination pour le gaz

1. Un Groupe de coordination pour le gaz est créé pour faciliter la coordination des mesures relatives à la sécurité de l'approvisionnement. Ce groupe est composé de représentants des autorités compétentes, d'ACER, d'ENTSO-G et des instances représentatives du secteur et des consommateurs concernés. La Commission décide de la composition du Groupe en veillant à sa représentativité et en exerce la présidence. Le Groupe établit son règlement intérieur.

2. Le Groupe de coordination pour le gaz assiste la Commission notamment sur des questions liées:

a) à la sécurité de l'approvisionnement en gaz, à tout moment et plus particulièrement dans des périodes d'urgence;

b) à toutes les informations pertinentes pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz au niveau national, régional et communautaire;

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

d) au niveau de sécurité de l'approvisionnement, aux niveaux de référence et aux méthodologies d'évaluation;

e) aux scénarios nationaux, régionaux et communautaires et à l'examen des niveaux de préparation;

f) à la coordination des mesures visant à gérer l'urgence au sein de la Communauté, des pays signataires du traité instituant la Communauté de l'énergie et avec les pays tiers;

g) à la mise en œuvre des plans;

h) à l'assistance dont ont besoin les États membres les plus touchés.

3. La Commission convoque le Groupe de coordination pour le gaz de manière régulière.

Article 12

Échange d'informations

1. Pendant la période d'urgence, l'autorité compétente dispose chaque jour notamment des informations suivantes:

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

b) flux horaire de gaz à tous les points d'entrée et de sortie transfrontaliers, ainsi qu'à tous les points qui connectent une installation de production au réseau, aux stocks et aux installations GNL, en millions de m³ par jour;

c) période, exprimée en jours, pendant laquelle il est possible d'assurer l'approvisionnement en gaz des clients protégés.

2. En cas d'urgence communautaire, la Commission a le droit de demander à l'autorité compétente de lui fournir sans délai au moins les éléments suivants:

a) les informations indiquées au paragraphe 1;

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

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

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

3. Les autorités compétentes et la Commission garantissent la confidentialité des informations commercialement sensibles.

4. L'autorité compétente transmet à la Commission les informations relatives au déploiement de son plan d'urgence et aux mesures prises.

5. Après une situation d'urgence, l'autorité compétente présente sans délai à la Commission une évaluation détaillée de la situation d'urgence et de l'efficacité des mesures mises en œuvre, qui comprend une analyse de l'impact économique de l'urgence, de l'impact du changement de combustible sur les niveaux d'émissions, de l'impact sur le secteur de l'électricité et de l'assistance fournie à la Communauté et ses États membres ou qu'ils ont eux-mêmes fournie.

6. Au plus tard [le 30 septembre 2010; six mois après l'entrée en vigueur], pour permettre à la Commission d'évaluer la situation de la sécurité d'approvisionnement à l'échelon communautaire:

a) les États membres présentent à la Commission les accords intergouvernementaux existants qui ont été signés avec des pays tiers qui ont un impact sur l'évolution des infrastructures de gaz et des approvisionnements en gaz; avant de signer de nouveaux accords intergouvernementaux, les États membres informent la Commission pour évaluer leur conformité avec la législation relative au marché intérieur;

b) les entreprises de gaz naturel transmettent à la Commission les détails suivants sur les contrats conclus avec des fournisseurs de pays tiers:

- durée du contrat et dispositions relatives à sa prolongation;

- volumes totaux convenus sur une base annuelle et volume moyen par mois;

- flexibilité des volumes convenus, y compris les dispositions relatives aux obligations de type «take or pay».

- points de livraison convenus.

Article 13

Suivi de la sécurité de l'approvisionnement en gaz et présentation de rapports

1. Outre les obligations de suivi et de présentation de rapports prévues à l'article 5 de la directive Gaz, l'autorité compétente publie et transmet à la Commission avant le 31 juillet de chaque année un rapport contenant les données suivantes:

a) le calcul de l'indicateur N-1 et les données nécessaires pour effectuer ce calcul, les progrès réalisés en matière d'investissements nécessaires pour respecter la norme N-1, les difficultés spécifiques rencontrées par chaque pays lors de la mise en œuvre de nouvelles solutions de remplacement;

b) les montants annuels, les durées et le pays fournisseur couvert par les contrats d'importation de gaz;

c) la capacité maximale d'interconnexion de chaque point d'entrée et de sortie des réseaux de gaz;

d) les principaux éléments des accords intergouvernementaux correspondants signés avec des pays tiers.

2. Les autorités compétentes et la Commission garantissent la confidentialité des informations commercialement sensibles.

Article 14

Suivi

Avant le […], ayant évalué les plans notifiés et consulté le Groupe de coordination pour le gaz, la Commission émet des conclusions quant aux éventuels moyens de renforcer la sécurité d'approvisionnement à l'échelon communautaire et présente un rapport au Parlement européen et au Conseil sur la mise en œuvre du présent règlement. Le rapport contient, le cas échéant, des recommandations pour améliorer le présent règlement.

Article 15

Abrogation

La directive 2004/67/CE est abrogée.

Article 16

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

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

Fait à Bruxelles, le

Par le Parlement européen Par le Conseil

Le Président Le Président

ANNEXE I: CALCUL DE L'INDICATEUR N-1

1. Calcul de l'indicateur N-1

L'indicateur N-1 décrit la capacité des infrastructures de gaz de répondre à la demande maximale d'approvisionnement en gaz de la zone couverte en cas de défaillance de l'infrastructure principale.

On entend par zone couverte une zone géographique pour laquelle on calcule l'application de l'indicateur N-1.

La capacité technique [14] de toutes les autres infrastructures d'approvisionnement en gaz disponibles, en cas de défaillance de l'infrastructure principale, doit être au moins égale à la demande totale de gaz de la zone couverte pendant une période de 60 jours de demande de gaz exceptionnellement élevée durant la période la plus froide statistiquement observée tous les 20 ans. L'indicateur N-1, calculé comme suit, doit être au moins égal à 100 %.

……………………….IPm+Pm+Sm+LNGm – Im -Tout

N-1[%] = --------------------------------------------- * 100, N-1 ≥ 100 %

……………………………………….Dmax

Définitions nécessaires pour le calcul de l'indicateur N-1

Définitions relatives à l'offre

IPm – On entend par capacité technique maximale des gazoducs d'importation (en millions de m³ par jour) la somme des capacités techniques maximales des gazoducs qui approvisionnent la zone couverte en gaz.

Pm – On entend par capacité de production maximale (en millions de m³ par jour) la somme des taux maximum possibles de production dans la zone couverte de toutes les installations de production de gaz en prenant en compte des éléments essentiels comme la revalorisation de gisements.

Sm – On entend par capacité de soutirage de crise (millions de m³ par jour) le taux maximal de soutirage de toutes les installations de stockage de la zone couverte qu'il est possible de maintenir pendant chacun des 60 jours de la période de rupture. Ce taux peut être défini en combinant les taux de soutirage de différents types d'installations de stockage utilisées de la zone couverte pendant la période de 60 jours.

LNGm – On entend par capacité des installations GNL (en millions de m³ par jour) la somme des capacités maximales possibles offertes par tous les terminaux GNL pour la liquéfaction du gaz naturel ou l'importation, le déchargement, les services auxiliaires, le stockage temporaire et la regazéification du GNL, en prenant en compte des éléments essentiels comme la disponibilité des capacités maximales des navires et des installations de stockage et la capacité technique de soutirage, qui fournissent du gaz à la zone couverte pendant une période de 60 jours.

Im – Capacité de l'infrastructure principale de gaz (en millions de m³ par jour) dont l'approvisionnement en gaz est le plus important de la zone couverte.

Lorsque la zone couverte dispose d'une capacité de transport au départ de plusieurs gazoducs ou points d'entrée et qu'il ne s'agit pas de la principale infrastructure (Ipm ≠ Im), la capacité de transport restante de la zone couverte doit également être soustraite du numérateur.

Tout – On entend par capacité de transport de flux sortants (en millions de m³ par jour) la somme des capacités techniques restantes pour le transport du gaz via la zone couverte en cas de défaillance de l'infrastructure principale.

Calcul de la demande

Dmax – Capacité de répondre à la demande quotidienne de gaz correspondante de la zone couverte qui est liée à la journée la plus froide caractérisée par une demande de gaz exceptionnellement élevée statistiquement constatée tous les 20 ans.

ANNEXE II: LISTE DES MESURES FONDÉES SUR LE MARCHÉ VISANT LA SÉCURITÉ DE L'APPROVISIONNEMENT EN GAZ

Lors de l'élaboration des plans d'action préventive et d'urgence, l'autorité compétente prend en compte la liste de mesures indicative et non exhaustive suivante:

Offre

· Flexibilité accrue de la production

· Flexibilité accrue de l'importation

· Stocks de gaz commerciaux – capacité de soutirage et volume des stocks de gaz

· Capacité du terminal GNL et capacité maximale de soutirage

· Diversification des sources et des voies d'approvisionnement

· Flux inversés

· Acheminement coordonné par les gestionnaires de réseaux de transport

· Contrats à long terme et à court terme

· Investissements dans les infrastructures

· Dispositions contractuelles visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz.

Demande

· Contrats interruptibles

· Possibilité de changer de combustible – combustibles d'appoint de remplacement dans les installations industrielles et dans les centrales électriques

· Efficacité accrue

· Utilisation accrue des sources d'énergie renouvelables.

ANNEXE III: LISTE DES MESURES NON FONDÉES SUR LE MARCHÉ VISANT LA SÉCURITÉ DE L'APPROVISIONNEMENT EN GAZ

Lors de l'élaboration des plans d'action préventive et d'urgence, l'autorité compétente tient compte du rôle des mesures suivantes uniquement en cas d'urgence:

Offre

· Stockage stratégique de gaz

· Changement forcé de combustible

· Utilisation des stocks de combustibles de remplacement (par ex. conformément à l'obligation de 90 jours de stocks de pétrole)

· Utilisation de l'électricité produite à partir d'autres sources que le gaz.

Demande

· Plusieurs mesures de réduction obligatoire de la demande.

FICHE FINANCIÈRE LÉGISLATIVE

Le présent document est destiné à accompagner et à compléter l'exposé des motifs. À ce titre, lors de l'utilisation de la présente fiche financière législative, et sans préjudice de sa lisibilité, il convient d'éviter, dans la mesure du possible, de répéter les informations figurant dans l'exposé des motifs. Avant de remplir le formulaire, veuillez vous reporter aux orientations qui ont été spécifiquement établies en vue d'apporter une aide et des précisions concernant les points ci-dessous.

1. DÉNOMINATION DE LA PROPOSITION

«Règlement du Parlement européen et du Conseil concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz» (activité liée aux missions de contrôle des experts)

2. CADRE ABM / EBA

Domaine(s) politiques concerné(s) et activité(s) associée(s):

06: Énergie et transports

06 04: Énergies classiques et renouvelables

3. LIGNES BUDGÉTAIRES

3.1. Lignes budgétaires [lignes opérationnelles et lignes connexes d'assistance technique et administrative (ex-lignes B.A)], y compris leurs intitulés:

06 01 01: Dépenses liées au personnel en activité du domaine politique «Énergie et transports»

06 04 03: Sécurité d'approvisionnement en sources d'énergie classiques

06 01 02: Personnel externe et autres dépenses de gestion à l'appui du domaine politique «Énergie et transports»

3.2. Durée de l'action et de l'incidence financière

Début: 2010. Fin: non définie

3.3. Caractéristiques budgétaires (ajouter des lignes le cas échéant)

Ligne budgétaire | Nature de la dépense | Nouvelle | Participation AELE | Participation pays candidats | Rubrique PF |

06.01.01 | DNO | CND [15] | NON | NON | NON | N°5 |

06.04.03 | DNO | CD | NON | NON | NON | N°1a |

06.01.02 | DNO | CND | NON | NON | NON | N°5 |

4.

RÉCAPITULATIF DES RESSOURCES

4.1. Ressources financières

4.1.1. Récapitulatif des crédits d'engagement (CE) et des crédits de paiement (CP)

millions d'euros (à la 3e décimale)

Nature de la dépense | Section n° | | Année n | n + 1 | n + 2 | n + 3 | n + 4 | À partir de n + 5 | Total |

Dépenses opérationnelles [16] | | | | | | | | |

Crédits d'engagement (CE) | 8.1 | a | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 3 |

Crédits de paiement (CP) | | b | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 3 |

Dépenses administratives incluses dans le montant de référence [17] | | | | |

Assistance technique et administrative (CND) | 8.2.4 | c | | | | | | | |

MONTANT TOTAL DE RÉFÉRENCE | | | | | | | |

Crédits d'engagement | | a+c | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 3 |

Crédits de paiement | | b+c | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 3 |

Dépenses administratives non incluses dans le montant de référence [18] | | |

Ressources humaines et dépenses connexes (CND) | 8.2.5 | d | 0,244 | 0,244 | 0,244 | 0,244 | 0,244 | 0,244 | 1,464 |

Frais administratifs autres que les ressources humaines et coûts connexes, hors montant de référence (CND) | 8.2.6 | e | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,9 |

Total indicatif du coût de l'action

TOTAL CE y compris coût des ressources humaines | | a+c+d+e | 0,89 | 0,89 | 0,89 | 0,89 | 0,89 | 0,89 | 5,364 |

TOTAL CP y compris coût des ressources humaines | | b+c+d+e | 0,89 | 0,89 | 0,89 | 0,89 | 0,89 | 0,89 | 5,364 |

Détail du cofinancement

Si la proposition prévoit un cofinancement de la part des États membres ou d'autres organismes (veuillez préciser lesquels), il convient de donner une estimation du niveau de cofinancement dans le tableau ci-dessous (des lignes supplémentaires peuvent être ajoutées, s'il est prévu que plusieurs organismes participent au cofinancement).

millions d'euros (à la 3e décimale)

Organisme de cofinancement | | Année n | n + 1 | n + 2 | n + 3 | n + 4 | À partir de n + 5 | Total |

…………………… | f | | | | | | | |

TOTAL CE avec cofinancement | a+c+d+e+f | | | | | | | |

4.1.2. Compatibilité avec la programmation financière

x La proposition est compatible avec l'actuelle programmation financière

Cette proposition nécessite une reprogrammation de la rubrique concernée des perspectives financières.

Cette proposition peut nécessiter un recours aux dispositions de l'accord interinstitutionnel [19] (relatives à l'instrument de flexibilité ou à la révision des perspectives financières).

4.1.3. Incidence financière sur les recettes

x Proposition sans incidence financière sur les recettes

Incidence financière - L'effet sur les recettes est le suivant:

NB: Toutes les précisions et remarques relatives à la méthode de calcul de l'effet sur les recettes doivent figurer dans une annexe distincte.

millions d'euros (à la 1e décimale)

| | Avant action Année n-1 | | Situation après l'action |

Ligne budgétaire | Recettes | | | [Année n] | [n+1] | [n+2] | [n+3] | [n+4] | [n+5] [20] |

| a) Recettes en termes absolus | | | | | | | | |

| b) Modification des recettes | | | | | | | | |

(Décrire chaque ligne budgétaire de recettes concernée, en ajoutant le nombre approprié de lignes au tableau si l'effet s'exerce sur plusieurs lignes budgétaires.)

4.2. Ressources humaines ETP (y compris fonctionnaires, personnel temporaire et externe) - voir détail sous le point 8.2.1

Besoins annuels | Année n | n + 1 | n + 2 | n + 3 | n + 4 | À partir de n + 5 |

Total des effectifs | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |

5. CARACTÉRISTIQUES ET OBJECTIFS

Des précisions relatives au contexte de la proposition sont exigées dans l'exposé des motifs. La présente section de la fiche financière législative doit contenir les éléments d'information complémentaires ci-après:

5.1. Réalisation nécessaire à court ou à long terme

Comme proposé dans le «règlement du Parlement européen et du Conseil concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz», la Commission met en place une task force de contrôle permanente composée d'experts du secteur et de représentants de la Commission. Cette task force de contrôle est déployée en cas de rupture ou de rupture potentielle de l'approvisionnement en gaz. Elle surveille et fait rapport sur les flux de gaz au sein de la Communauté ou à l'extérieur, en collaboration avec les pays fournisseurs et les pays de transit.

5.2. Valeur ajoutée de l'implication communautaire, compatibilité de la proposition avec d'autres instruments financiers et synergie éventuelle

Comme l'a démontré la récente crise du gaz de janvier 2009, des initiatives à l'échelon de l'État membre ne suffisent pas pour gérer la question de la sécurité de l'approvisionnement en gaz. Il est nécessaire que la Communauté contribue à garantir une action coordonnée au sein de l'Union pour réduire l'impact de la crise et à mettre en œuvre des initiatives cohérentes vis-à-vis des pays fournisseurs et de transit.

5.3. Objectifs, résultats escomptés et indicateurs connexes de la proposition dans le cadre de la gestion par activités (ABM)

Comme il en est ressorti de la crise du gaz de janvier 2009, la Communauté doit disposer d'un instrument pour pouvoir mettre en place dans un délai très court une équipe de contrôle composée d'experts du secteur pour assister les fonctionnaires de la Commission pendant une crise du gaz.

5.4. Modalités de mise en œuvre (indicatives)

Indiquer ci-dessous la(les) modalité(s) [21] de mise en œuvre choisie(s).

X Gestion centralisée

x directement par la Commission

ٱ indirectement par délégation à:

ٱ des agences exécutives,

ٱ des organismes créés par les Communautés, tels que visés à l'article 185 du règlement financier,

ٱ des organismes publics nationaux et/ou des organismes assurant des missions de service public

ٱ Gestion partagée ou décentralisée

ٱ avec des États membres

ٱ avec des pays tiers

ٱ Gestion conjointe avec des organisations internationales (à préciser)

Remarques:

6.

CONTRÔLE ET ÉVALUATION

6.1. Système de contrôle

L'activité de l'équipe de contrôle est évaluée et figure dans un rapport annuel.

6.2. Évaluation

6.2.1. Évaluation ex-ante

Sans objet.

6.2.2. Mesures prises suite à une évaluation intermédiaire/ex-post (leçons tirées des expériences antérieures similaires)

Sans objet.

6.2.3. Conditions et fréquence des évaluations futures

Sans objet.

7. MESURES ANTIFRAUDE

L'activité de contrôle est évaluée une fois par an et un rapport est rédigé. L'activité de l'équipe de contrôle sera soumise aux mesures de contrôle antifraude habituellement mises en œuvre par la Commission.

8. DÉTAIL DES RESSOURCES

8.1. Objectifs de la proposition en termes de coûts

Crédits d'engagement en millions d'euros (à la 3e décimale)

Indiquer les intitulés des objectifs, des actions et des réalisations | Nature de la réalisation | Coût moyen | Année n | Année n+1 | Année n+2 | Année n+3 | Année n+4 | À partir de n+5 | TOTAL |

| | | Nbre de réalisations | Coût total | Nbre de réalisations | Coût total | Nbre de réalisations | Coût total | Nbre de réalisations | Coût total | Nbre de réalisations | Coût total | Nbre de réalisations | Coût total | Nbre de réalisations | Coût total |

OBJECTIF OPÉRATIONNEL N°1 [22] | | | | | | | | | | | | | | | | |

Action 1 Mission de l'équipe de contrôle | Montants pour des missions d'experts (estimation: 10 missions de 50 jours chacune) | | 10 | 0,5 | 10 | 0,5 | 10 | 0,5 | 10 | 0,5 | 10 | 0,5 | 10 | 0,5 | 50 | 2,5 |

- Réalisation 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |

- Réalisation 2 | | | | | | | | | | | | | | | | |

Action 2………………. | | | | | | | | | | | | | | | | |

- Réalisation 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |

Sous-total objectif 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |

OBJECTIF OPÉRATIONNEL N°2 1……… | | | | | | | | | | | | | | | | |

Action 1………………. | | | | | | | | | | | | | | | | |

- Réalisation 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |

Sous-total objectif 2 | | | | | | | | | | | | | | | | |

OBJECTIF OPÉRATIONNEL N°n 1……… | | | | | | | | | | | | | | | | |

Sous-total objectif n | | | | | | | | | | | | | | | | |

COÛT TOTAL | | | 10 | 0,5 | 10 | 0,5 | 10 | 0,5 | 10 | 0,5 | 10 | 0,5 | 10 | 0,5 | 50 | 2,5 |

8.2. Dépenses administratives

8.2.1. Effectifs et types de ressources humaines

Types d’emplois | | Effectifs à affecter à la gestion de l'action par utilisation des ressources existantes et/ou supplémentaires (nombre de postes/ETP) |

| | Année n | Année n+1 | Année n+2 | Année n+3 | Année n+4 | Année n+5 |

Fonctionnaires ou agents temporaires [23] (XX 01 01) | A*/AD | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |

| B*, C*/AST | | | | | | |

Personnel financé [24] par art. XX 01 02 | | | | | | |

Autre personnel financé [25] au titre de l'art. XX 01 04/05 | | | | | | |

TOTAL | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 | 2 |

8.2.2. Description des tâches découlant de l'action

Mise en œuvre de missions de contrôle dans les États membres ou dans les pays tiers lorsque cela est nécessaire en raison d'une crise du gaz. Les conclusions de la mission seront transmises aux États membres au moyen de rapports de mission et lors des réunions du Groupe de coordination pour le gaz.

8.2.3. Origine des ressources humaines (statutaires)

(Lorsque plusieurs origines sont indiquées, veuillez indiquer le nombre de postes liés à chacune d'elles.)

x Postes actuellement affectés à la gestion du programme à remplacer ou à prolonger

Postes pré-alloués dans le cadre de l'exercice de APS/APB pour l'année n

Postes à demander lors de la prochaine procédure de APS/APB

Postes à redéployer en utilisant les ressources existantes dans le service concerné (redéploiement interne)

Postes nécessaires pour l'année n mais non prévus dans l'exercice de APS/APB de l'exercice concerné

8.2.4.

Autres dépenses administratives incluses dans le montant de référence (XX 01 04/05 – Dépenses de gestion administrative)

millions d'euros (à la 3e décimale)

Ligne budgétaire(n° et intitulé) | Année n | Année n+1 | Année n+2 | Année n+3 | Année n+4 | À partir de n+5 | TOTAL |

1 Assistance technique et administrative (comprenant les coûts de personnel afférents) | | | | | | | |

Agences exécutives [26] | | | | | | | |

Autre assistance technique et administrative | | | | | | | |

- intra muros | | | | | | | |

- extra muros | | | | | | | |

Total assistance technique et administrative | | | | | | | |

8.2.5. Coût des ressources humaines et coûts connexes non inclus dans le montant de référence

millions d'euros (à la 3e décimale)

Type des ressources humaines | Année n | Année n+1 | Année n+2 | Année n+3 | Année n+4 | À partir de n+5 |

Fonctionnaires et agents temporaires (XX 01 01) | 0,244 | 0,244 | 0,244 | 0,244 | 0,244 | 0,244 |

Personnel financé par art. XX 01 02 (auxiliaires, END, personnel intérimaire, etc.)(préciser la ligne budgétaire) | | | | | | |

Coût total des ressources humaines et coûts connexes (NON inclus dans le montant de référence) | 0,244 | 0,244 | 0,244 | 0,244 | 0,244 | 0,244 |

Calcul- Fonctionnaires et agents temporaires

Se référer au point 8.2.1 le cas échéant

2 AD ETP (équivalent temps plein) 122 000 euros/fonctionnaire/an* 2 = 244 000 euros

Calcul – Personnel financé au titre de l'art. XX 01 02

Se référer au point 8.2.1 le cas échéant

Autres dépenses administratives non incluses dans le montant de référencemillions d'euros (à la 3e décimale) |

| Année n | Année n+1 | Année n+2 | Année n+3 | Année n+4 | À partir de n+5 | TOTAL |

XX 01 02 11 01 – Missions | | | | | | | |

XX 01 02 11 02 – Réunions et conférences | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,9 |

XX 01 02 11 03 – Comités [27] | | | | | | | |

XX 01 02 11 04 – Études et consultations | | | | | | | |

XX 01 02 11 05 – Systèmes d'information | | | | | | | |

2 Total autres dépenses de gestion (XX 01 02 11) | | | | | | | |

3 Autres dépenses de nature administrative (préciser en indiquant la ligne budgétaire) | | | | | | | |

Total des dépenses administratives autres que ressources humaines et coûts connexes (NON inclus dans le montant de référence | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,15 | 0,9 |

Calcul - Autres dépenses administratives non incluses dans le montant de référence

Réunions périodiques du Groupe de coordination pour le gaz où sont abordées des questions en relation avec la sécurité de l'approvisionnement en gaz (30 experts x 1 000 euros x 5 réunions).

[1] JO L 127 du 29.4.2004, p. 92.

[2] JO C du , p. .

[3] JO C du , p. .

[4] JO C du , p. .

[5] JO C du , p. .

[6] JO L

[7] Directive XXX

[8] JO L 314 du 1.12.2007, p. 9.

[9] JO L 345 du 23.12.2008, p. 75.

[10] JO L 127 du 29.4.2004, p. 92.

[11] Directive 2009/xxx/CE du Parlement européen et du Conseil modifiant la directive 2003/55/CE concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel, JO [ ] L [ ].

[12] Règlement du Parlement européen et du Conseil instituant une Agence de coopération des régulateurs de l'énergie, (JO [ ] L [ ]).

[13] Article XX de la directive JO L

[14] Projet de règlement (CE) n° …/… du Parlement européen et du Conseil concernant les conditions d'accès aux réseaux de transport de gaz naturel et abrogeant le règlement (CE) n° 1775/2005. «Capacité technique»: la capacité ferme maximale que le gestionnaire de réseau de transport peut offrir aux utilisateurs du réseau compte tenu de l'intégrité du système et des exigences d'exploitation du réseau de transport (voir article 2, paragraphe 18).

[15] Crédits non dissociés.

[16] Dépenses ne relevant pas du chapitre xx 01 du titre xx concerné.

[17] Dépenses relevant de l'article xx 01 04 du titre xx.

[18] Dépenses relevant du chapitre xx 01 autres que les articles xx 01 04 ou xx 01 05.

[19] Voir points 19 et 24 de l'accord interinstitutionnel.

[20] Des colonnes supplémentaires doivent être ajoutées le cas échéant, si la durée de l'action excède six ans.

[21] Si plusieurs modalités sont indiquées, veuillez donner des précisions dans la partie «Remarques» du présent point.

[22] Tel que décrit dans la partie 5.3.

[23] Dont le coût n'est PAS couvert par le montant de référence.

[24] Dont le coût n'est PAS couvert par le montant de référence.

[25] Dont le coût est inclus dans le montant de référence.

[26] Il convient de mentionner la fiche financière législative se rapportant spécifiquement à l'agence/aux agences exécutive(s) concernée(s).

[27] Préciser le type de comité et le groupe auquel il appartient.

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