Help Print this page 

Document 32017R1938

Title and reference
Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2017/1938 z dnia 25 października 2017 r. dotyczące środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (UE) nr 994/2010 (Tekst mający znaczenie dla EOG. )
  • In force
OJ L 280, 28.10.2017, p. 1–56 (BG, ES, CS, DA, DE, ET, EL, EN, FR, GA, HR, IT, LV, LT, HU, MT, NL, PL, PT, RO, SK, SL, FI, SV)

ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2017/1938/oj
Languages, formats and link to OJ
BG ES CS DA DE ET EL EN FR GA HR IT LV LT HU MT NL PL PT RO SK SL FI SV
HTML html BG html ES html CS html DA html DE html ET html EL html EN html FR html GA html HR html IT html LV html LT html HU html MT html NL html PL html PT html RO html SK html SL html FI html SV
PDF pdf BG pdf ES pdf CS pdf DA pdf DE pdf ET pdf EL pdf EN pdf FR pdf GA pdf HR pdf IT pdf LV pdf LT pdf HU pdf MT pdf NL pdf PL pdf PT pdf RO pdf SK pdf SL pdf FI pdf SV
Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal Display Official Journal
 To see if this document has been published in an e-OJ with legal value, click on the icon above (For OJs published before 1st July 2013, only the paper version has legal value).
Multilingual display
Text

28.10.2017   

PL

Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej

L 280/1


ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (UE) 2017/1938

z dnia 25 października 2017 r.

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 ust. 2,

uwzględniając wniosek Komisji Europejskiej,

po przekazaniu projektu aktu ustawodawczego parlamentom narodowym,

uwzględniając opinię Europejskiego Komitetu Ekonomiczno-Społecznego (1),

po konsultacji z Komitetem Regionów,

stanowiąc zgodnie ze zwykłą procedurą ustawodawczą (2),

a także mając na uwadze, co następuje:

(1)

Gaz ziemny (zwany dalej „gazem”) pozostaje ważnym elementem dostaw energii w Unii. Znaczna część tego gazu jest importowana do Unii z państw trzecich.

(2)

Poważne zakłócenie dostaw gazu może mieć negatywne skutki dla wszystkich państw członkowskich, Unii 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 wszystkich niezbędnych środków gwarantujących nieprzerwane dostawy gazu w całej Unii, w szczególności odbiorcom chronionym w przypadku wystąpienia trudnych warunków klimatycznych lub zakłóceń dostaw gazu. Cele te należy osiągnąć poprzez zastosowanie najbardziej opłacalnych środków i w taki sposób, aby uniknąć zakłóceń na rynkach gazu.

(4)

Prawo Unii, w szczególności dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE (3) i 2009/73/WE (4) oraz rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 713/2009 (5), (WE) nr 714/2009 (6), (WE) nr 715/2009 (7) oraz (UE) nr 994/2010 (8), wywarło już znaczący pozytywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu w Unii, zarówno w zakresie przygotowania, jak i łagodzenia skutków. Państwa członkowskie są lepiej przygotowane na kryzys dostaw dzięki obowiązkowi opracowania planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej oraz są lepiej chronione w związku z tym, że muszą spełnić szereg obowiązków odnoszących się do zdolności infrastruktury i do dostaw gazu. Jednakże w sprawozdaniu Komisji z października 2014 r., poświęconym wdrażaniu rozporządzenia (UE) nr 994/2010, wskazano obszary, w których udoskonalenie przepisów tego rozporządzenia może dodatkowo przyczynić się do poprawy bezpieczeństwa dostaw gazu w Unii.

(5)

W komunikacie Komisji z dnia 16 października 2014 r. w sprawie odporności europejskiego systemu gazowego w krótkim okresie zostały przeanalizowane skutki częściowego lub całkowitego zakłócenia dostaw gazu z Rosji i stwierdzono w nim, że wyłącznie krajowe podejścia nie są zbyt skuteczne w przypadku poważnego zakłócenia, zważywszy na ich zakres, który jest z założenia ograniczony. W teście warunków skrajnych wykazano, w jaki sposób podejście oparte na ściślejszej współpracy państw członkowskich może znacznie zmniejszyć konsekwencje scenariuszy bardzo poważnego zakłócenia w najbardziej narażonych państwach członkowskich.

(6)

Bezpieczeństwo energetyczne jest jednym z celów Strategii na rzecz unii energetycznej określonych w komunikacie Komisji z dnia 25 lutego 2015 r. dotyczącym Strategii ramowej na rzecz stabilnej unii energetycznej opartej na przyszłościowej polityce w dziedzinie klimatu, w którym podkreślono również zasadę „efektywność energetyczna przede wszystkim” oraz konieczność pełnego wdrożenia obowiązujących aktów prawnych Unii w dziedzinie energii. W komunikacie podkreślono, że unia energetyczna opiera się na solidarności zapisanej w art. 194 Traktatu o funkcjonowaniu Unii Europejskiej (TFUE) oraz na zaufaniu, które są koniecznymi elementami bezpieczeństwa energetycznego. Niniejsze rozporządzenie ma służyć zwiększeniu solidarności i zaufania między państwami członkowskimi, a także wprowadzeniu środków niezbędnych do osiągnięcia tych celów. Podczas oceny planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej opracowanych przez państwa członkowskie Komisja powinna mieć również możliwość zwrócenia uwagi państw członkowskich na cele unii energetycznej.

(7)

Sprawnie działający wewnętrzny rynek gazu jest najlepszą gwarancją bezpieczeństwa dostaw gazu w całej Unii oraz ograniczenia narażenia poszczególnych państw członkowskich na szkodliwe skutki zakłóceń dostaw gazu. W przypadku wystąpienia zagrożeń dla bezpieczeństwa dostaw gazu w jednym z państw członkowskich istnieje ryzyko, że wprowadzone jednostronnie przez to państwo członkowskie środki mogą zagrażać prawidłowemu funkcjonowaniu wewnętrznego rynku gazu oraz zaszkodzić dostawom gazu dla odbiorców w innych państwach członkowskich. Aby umożliwić funkcjonowanie wewnętrznego rynku gazu nawet w przypadku niedoborów w dostawach, należy wprowadzić rozwiązania dotyczące solidarności i koordynacji w reagowaniu na kryzysy w dostawach zarówno w zakresie działań zapobiegawczych, jak i reakcji na faktyczne zakłócenia dostaw gazu.

(8)

Prawdziwie połączony międzysystemowo wewnętrzny rynek energii, posiadający wiele punktów wejścia oraz możliwość przesyłu w obie strony, można stworzyć wyłącznie poprzez pełne połączenie międzysystemowe sieci gazowych, budowę nowych hubów skroplonego gazu ziemnego (LNG) w południowych i wschodnich regionach Unii, zakończenie budowy korytarza gazowego północ-południe i południowego korytarza gazowego, a także dalszy rozwój lokalnej produkcji. Dlatego też konieczne jest przyspieszenie rozwoju połączeń międzysystemowych i projektów, których celem jest dywersyfikacja źródeł dostaw, wymienionych już wśród najważniejszych elementów europejskiej strategii bezpieczeństwa energetycznego.

(9)

Jak dotąd nie został w pełni wykorzystany potencjał wydajniejszych i mniej kosztownych środków w ramach współpracy regionalnej. Ma to związek nie tylko z lepszą koordynacją krajowych działań łagodzących w sytuacjach nadzwyczajnych, lecz również z krajowymi środkami zapobiegawczymi, takimi jak krajowe magazynowanie lub strategie odnoszące się do LNG, które mogą mieć strategiczne znaczenie w niektórych regionach Unii.

(10)

Wiodącą zasadą niniejszego rozporządzenia powinna być współpraca regionalna, w duchu solidarności i z udziałem zarówno organów publicznych, jak i przedsiębiorstw gazowych, w celu łagodzenia zidentyfikowanych ryzyk, optymalizacji korzyści wynikających ze skoordynowanych środków i wdrażania środków najbardziej opłacalnych dla unijnych odbiorców. Współpraca regionalna powinna być stopniowo uzupełniana silniejszym ukierunkowaniem na poziom unijny, co umożliwi wykorzystanie wszystkich możliwych zasobów i narzędzi na całym wewnętrznym rynku gazu. Do współpracy regionalnej powinna być włączona przeprowadzona na szczeblu Unii ocena korytarzy dostaw awaryjnych.

(11)

Oparte na analizie ryzyka podejście do oceny bezpieczeństwa dostaw oraz ustanawiania środków zapobiegawczych i łagodzących umożliwia koordynację działań i przynosi istotne korzyści w zakresie skuteczności środków i optymalizacji zasobów. Dotyczy to w szczególności środków mających zagwarantować ciągłość dostaw – w szczególnie trudnych warunkach – odbiorcom chronionym, a także środków mających na celu łagodzenie skutków sytuacji nadzwyczajnych. Ocena powiązanych ryzyk łącznie w grupach ryzyka, która jest bardziej kompleksowa i precyzyjniejsza, zapewni lepsze przygotowanie państw członkowskich na ewentualne kryzysy. Ponadto w sytuacji nadzwyczajnej skoordynowane i z góry uzgodnione podejście do bezpieczeństwa dostaw zapewnia spójną reakcję i zmniejsza ryzyko negatywnych skutków ubocznych, jakie wyłącznie krajowe środki mogłyby mieć dla sąsiadujących państw członkowskich.

(12)

Do celów podejścia opartego na analizie ryzyka należy zdefiniować grupy ryzyka w oparciu o główne międzynarodowe ryzyka dla bezpieczeństwa dostaw gazu do Unii. Takie ryzyka były identyfikowane w komunikacie Komisji z dnia 16 października 2014 r. w sprawie odporności europejskiego systemu gazowego w krótkim okresie i na podstawie oceny zawartej w ostatnim dziesięcioletnim planie rozwoju sieci opracowanym przez europejską sieć operatorów systemów przesyłowych gazu (ENTSOG). Aby umożliwić precyzyjniejszą i lepiej ukierunkowaną ocenę do celów niniejszego rozporządzenia, skład grup ryzyka powinien być określany na podstawie głównych źródeł dostaw gazu i dróg dostaw.

(13)

W ramach wkładu do wspólnych i krajowych ocen ryzyka ENTSOG, w porozumieniu z Grupą Koordynacyjną ds. Gazu (GKG) oraz z europejską siecią operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej (ENTSO-E), powinien przeprowadzić ogólnounijną symulację scenariuszy zakłócenia dostaw gazu i funkcjonowania infrastruktury gazowej. Taka symulacja powinna być powtarzana nie rzadziej niż co dwa lata. Aby wzmocnić współpracę regionalną poprzez przekazywanie informacji o przepływach gazu oraz zapewnianie fachowej wiedzy technicznej i operacyjnej, w przeprowadzanie symulacji powinien być zaangażowany System Koordynacji Regionalnej ds. Gazu, ustanowiony przez ENTSOG i składający się ze stałych grup ekspertów. ENTSOG powinien zapewniać odpowiedni poziom przejrzystości i dostępu do założeń modelowania użytych w swoich scenariuszach.

(14)

Komisja powinna być uprawniona do aktualizowania składu grup ryzyka w drodze aktu delegowanego, opierając się na rozwoju głównych międzynarodowych ryzyk dla bezpieczeństwa dostaw gazu w Unii i jego wpływu na państwa członkowskie, przy uwzględnieniu wyniku ogólnounijnej symulacji oraz dyskusji w ramach GKG.

(15)

Aby współpraca regionalna była praktycznie możliwa, państwa członkowskie powinny uzgodnić mechanizm współpracy w ramach każdej grupy ryzyka. Taki mechanizm należy opracować na tyle wcześnie, by umożliwić przeprowadzenie wspólnej oceny ryzyka oraz omówienie i uzgodnienie odpowiednich i skutecznych środków transgranicznych, które będą wymagały zgody każdego z zainteresowanych państw członkowskich, a po konsultacji z Komisją mają być ujęte w regionalnych rozdziałach planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Państwa członkowskie mają swobodę w uzgodnieniu mechanizmu współpracy najlepiej dopasowanego do danej grupy ryzyka. Komisja powinna móc pełnić rolę koordynującą w całym tym procesie i propagować najlepsze praktyki w zakresie organizacji współpracy regionalnej, takie jak rotacyjna rola koordynatora w ramach grup ryzyka w przygotowywaniu różnych dokumentów lub tworzeniu wyspecjalizowanych organów. W przypadku braku porozumienia co do mechanizmu współpracy Komisja powinna zaproponować odpowiedni mechanizm współpracy dla danej grupy ryzyka.

(16)

Przy przeprowadzaniu wspólnej oceny ryzyka właściwe organy powinny ocenić wszystkie istotne czynniki ryzyka, które mogłyby prowadzić do wystąpienia głównego międzynarodowego ryzyka, w związku z którym utworzono grupę ryzyka, w tym zakłócenie dostaw gazu od jednego największego dostawcy. Tymi czynnikami ryzyka należy się zająć za pomocą odpowiednich środków transgranicznych uzgodnionych przez właściwe organy zainteresowanych państw członkowskich. Środki transgraniczne powinny zostać włączone do regionalnych rozdziałów planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Ponadto właściwe organy powinny przeprowadzić kompleksową krajową ocenę ryzyka i ocenić ryzyka naturalne, technologiczne, handlowe, finansowe, społeczne, polityczne i rynkowe oraz wszelkie inne odpowiednie ryzyka.Wszystkim tym ryzykom należy zapobiegać poprzez skuteczne, proporcjonalne i niedyskryminacyjne środki, które mają zostać opracowane w ramach planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Wyniki wspólnych i krajowych ocen ryzyka powinny również stanowić wkład we wszystkie oceny ryzyka, o których mowa w art. 6 decyzji Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1313/2013/UE (9) i powinny być w pełni uwzględniane w krajowych ocenach ryzyka.

(17)

W celu zapewnienia maksymalnej gotowości, tak aby unikać zakłócenia dostaw gazu i łagodzić skutki w przypadku jego ewentualnego wystąpienia, właściwe organy danej grupy ryzyka powinny po przeprowadzeniu konsultacji z zainteresowanymi stronami opracować plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, które będą zawierały rozdziały regionalne. Powinny one być tak opracowane, aby odpowiadać na krajowe ryzyka z wykorzystaniem wszystkich możliwości, jakie daje współpraca regionalna. Plany powinny mieć charakter techniczny i operacyjny, a ich celem ma być pomoc w zapobieganiu wystąpieniu lub eskalacji sytuacji nadzwyczajnej lub łagodzenie jej skutków. W planach należy uwzględnić bezpieczeństwo systemów elektroenergetycznych, zachowując spójność z narzędziami planowania strategicznego i narzędziami sprawozdawczymi unii energetycznej.

(18)

Przy opracowywaniu i wdrażaniu planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej właściwe organy powinny zawsze uwzględniać bezpieczeństwo funkcjonowania systemu gazowego na szczeblu regionalnym i krajowym. W planach tych powinny one uwzględniać i określać ograniczenia techniczne mające wpływ na funkcjonowanie sieci, w tym wszelkie techniczne i dotyczące bezpieczeństwa względy uzasadniające ograniczanie przepływów w przypadku sytuacji nadzwyczajnej.

(19)

Komisja powinna ocenić plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej z należytym uwzględnieniem opinii wyrażonych przez GKG i zalecić ich przegląd, w szczególności jeżeli plany te nie zajmują się skutecznie ryzykami zidentyfikowanymi w ocenie ryzyka, jeżeli zakłócają konkurencję lub utrudniają funkcjonowanie wewnętrznego rynku energii, jeżeli zagrażają bezpieczeństwu dostaw gazu innych państw członkowskich lub jeżeli nie są zgodne z przepisami niniejszego rozporządzenia lub innymi przepisami unijnymi. Właściwy organ państwa członkowskiego powinien uwzględnić zalecenia Komisji. W przypadku gdy zgodnie z ostatecznym stanowiskiem właściwego organu Komisja stwierdzi, że dany środek stanowiłby zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu w innym państwie członkowskim lub w Unii, Komisja powinna kontynuować dialog z zainteresowanym państwem członkowskim, aby zgodziło się ono na zmianę lub wycofanie środka.

(20)

Plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej powinny być regularnie aktualizowane i publikowane. W celu zapewnienia, aby plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej były zawsze aktualne i skuteczne, państwa członkowskie powinny pomiędzy aktualizacjami tych planów przeprowadzać co najmniej jeden test obejmujący symulację scenariuszy sytuacji o znacznych skutkach i sytuacji o skutkach umiarkowanych oraz reakcji w czasie rzeczywistym. Właściwe organy powinny przedstawiać wyniki testów na forum GKG.

(21)

Aby usprawnić ocenę ryzyka i przygotowanie planów oraz ich ocenę przez Komisję, potrzebne są obowiązkowe kompletne wzory obejmujące wszystkie ryzyka ujmowane w ocenie ryzyka oraz wszystkie elementy planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

(22)

W celu usprawnienia komunikacji między państwami członkowskimi a Komisją oceny ryzyka, plany działań zapobiegawczych, plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej oraz wszelkie inne dokumenty i wymieniane informacje przewidziane w niniejszym rozporządzeniu powinny być przekazywane za pośrednictwem bezpiecznego i ustandaryzowanego elektronicznego systemu powiadomień.

(23)

Niektórzy odbiorcy – w tym gospodarstwa domowe i odbiorcy świadczący podstawowe usługi społeczne – są szczególnie narażeni i mogą wymagać ochrony przed negatywnymi skutkami zakłócenia dostaw gazu. Definicja takich odbiorców chronionych nie powinna kolidować z unijnymi mechanizmami solidarności.

(24)

Należy zawęzić definicję odbiorców chronionych w ramach mechanizmu solidarności. Jest to konieczne w związku z obowiązkiem państw członkowskich w zakresie udzielenia solidarnego wsparcia w przypadku ekstremalnych okoliczności i do celów zaspokojenia podstawowych potrzeb. Definicja odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia powinna być zatem ograniczona do gospodarstw domowych, ale powinna móc nadal uwzględniać, pod pewnymi warunkami, podmioty świadczące podstawowe usługi społeczne i instalacje systemów ciepłowniczych. Państwa członkowskie mogą zatem zgodnie z tymi ramami traktować podmioty świadczące usługi opieki zdrowotnej, podstawowej opieki społecznej oraz służby ratunkowe i bezpieczeństwa jako odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia, w tym gdy usługi te są świadczone przez administrację publiczną.

(25)

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. Taka dzielona odpowiedzialność wymaga bardzo ścisłej współpracy pomiędzy tymi stronami. 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, podejmując środki po stronie popytu, np. umowy na usługi przerywane oraz możliwość przestawiania się na paliwa alternatywne, co ma natychmiastowy wpływ na równowagę pomiędzy popytem a podażą. Ponadto w niektórych przypadkach za kluczowe można uznać również bezpieczeństwo dostaw gazu do niektórych odbiorców używających gazu do produkcji energii elektrycznej. W sytuacji nadzwyczajnej państwo członkowskie powinno mieć możliwość nadania pod pewnymi warunkami pierwszeństwa dostawom gazu dla takich odbiorców nawet względem dostaw gazu dla odbiorców chronionych. W wyjątkowych okolicznościach dostawy gazu dla niektórych z takich odbiorców mających, w sytuacji nadzwyczajnej, pierwszeństwo względem odbiorców chronionych mogą być także kontynuowane w państwie członkowskim udzielającym solidarnego wsparcia, aby uniknąć poważnych szkód dla funkcjonowania systemu elektroenergetycznego lub gazowego w tym państwie członkowskim. Taki konkretny środek nie powinien naruszać dyrektywy 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady (10).

(26)

Właściwe organy, wykonując zadania określone w niniejszym rozporządzeniu, powinny ściśle współpracować z innymi odpowiednimi organami krajowymi, w szczególności z krajowymi organami regulacyjnymi.

(27)

Standard w zakresie infrastruktury powinien zobowiązywać państwa członkowskie do utrzymania minimalnego poziomu infrastruktury, tak by zapewnić pewien stopień nadmiarowości w systemie w przypadku zakłócenia funkcjonowania największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej. Jako że analiza sporządzona w oparciu o wskaźnik N – 1 odzwierciedla podejście oparte wyłącznie na zdolności, wyniki zastosowania wzoru na wskaźnik N – 1 powinny być uzupełnione szczegółową analizą uwzględniającą także przepływy gazu.

(28)

W rozporządzeniu (UE) nr 994/2010 wymaga się, aby operatorzy systemu przesyłowego zapewnili stałą fizyczną zdolność przepływu w obu kierunkach na wszystkich transgranicznych połączeniach międzysystemowych, chyba że przyznano odstępstwo od tego obowiązku. Ma to zapewnić, by przy planowaniu wszelkich nowych połączeń międzysystemowych zawsze uwzględniano potencjalne korzyści związane ze stałą zdolnością przepływu w obu kierunkach. Jednakże zdolność przepływu w obu kierunkach może być wykorzystywana do dostaw gazu zarówno do sąsiadującego państwa członkowskiego, jak i do innych wzdłuż korytarza dostaw gazu. Korzyści w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu wynikające z zapewnienia stałej fizycznej zdolności przepływu w obu kierunkach muszą zatem być postrzegane w szerszej perspektywie, w duchu solidarności i wzmocnionej współpracy. Przy podejmowaniu decyzji o wprowadzeniu zdolności przepływu w obu kierunkach należy przeprowadzić kompleksową analizę kosztów i korzyści uwzględniającą cały korytarz przesyłowy. Zainteresowane właściwe organy powinny być zobowiązane do ponownego zbadania odstępstw przyznanych na podstawie rozporządzenia (UE) nr 994/2010 w oparciu o wyniki wspólnych ocen ryzyka. Ogólnym celem powinno być zapewnienie, by w ramach przyszłych projektów transgranicznych istniały coraz większe zdolności przepływu w obu kierunkach i ograniczone zostały do minimum zdolności przepływu w jednym kierunku.

(29)

Zdolność w punkcie połączenia międzysystemowego z danym państwem członkowskim może konkurować ze zdolnością w punktach wyjścia z sieci gazowej do instalacji magazynowych gazu. W wyniku tego może dojść do sytuacji, gdy stała rezerwacja zdolności na wyjściu do instalacji magazynowej zmniejszy technicznie dostępną zdolność, która ma być przydzielona w punkcie połączenia międzysystemowego. Aby zapewnić wyższy poziom bezpieczeństwa energetycznego w sytuacji nadzwyczajnej, niniejsze rozporządzenie powinno przewidzieć jasną zasadę pierwszeństwa. Każdej zarezerwowanej zdolności w punktach połączeń międzysystemowych należy nadać pierwszeństwo względem konkurencyjnej zdolności w punkcie wyjścia do instalacji magazynowej, umożliwiając tym samym operatorowi systemu przesyłowego przydzielenie maksymalnej zdolności technicznej w punkcie połączenia międzysystemowego w celu umożliwienia wyższych przepływów gazu do sąsiadującego państwa członkowskiego, które ogłosiło stan nadzwyczajny. Może to skutkować tym, że zatłaczanie gazu do instalacji magazynowych nie może nastąpić lub może nastąpić jedynie przy zmniejszonych wielkościach mimo wcześniej zarezerwowanej zdolności ciągłej. Aby zrekompensować wynikające z tego straty finansowe, niniejsze rozporządzenie powinno stanowić o bezpośrednim i niezwłocznym stosowaniu uczciwej rekompensaty między dotkniętymi użytkownikami systemu. Zainteresowani operatorzy systemów przesyłowych powinni współpracować zgodnie z odpowiednimi aktami prawnymi, aby stosować tę zasadę pierwszeństwa.

(30)

Dyrektywa Rady 2008/114/WE (11) określa procedurę prowadzącą do poprawy bezpieczeństwa wyznaczonej europejskiej infrastruktury krytycznej, w tym określonej infrastruktury gazowej, w Unii. Wraz z niniejszym rozporządzeniem dyrektywa 2008/114/WE przyczynia się do wypracowania kompleksowego podejścia do bezpieczeństwa energetycznego Unii.

(31)

Niniejsze rozporządzenie ustanawia standardy w zakresie bezpieczeństwa dostaw, które są wystarczająco zharmonizowane i uwzględniają co najmniej sytuację, jaka miała miejsce w styczniu 2009 r., kiedy to dostawy gazu z Rosji zostały zakłócone. W standardach tych uwzględnia się różnice między państwami członkowskimi, obowiązki użyteczności 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 prawa, powinny być jasno zdefiniowane i nie powinny nakładać nieuzasadnionych i nadmiernych obciążeń na przedsiębiorstwa gazowe. Standardy takie powinny także gwarantować unijnym przedsiębiorstwom gazowym równy dostęp do odbiorców krajowych. Państwa członkowskie powinny ustanowić środki, które w skuteczny i proporcjonalny sposób będą zapewniały przestrzeganie przez przedsiębiorstwa gazowe takiego standardu, z uwzględnieniem – w przypadku gdy uznają to za stosowne – możliwości wprowadzenia kar pieniężnych dla dostawców.

(32)

Należy precyzyjnie określić rolę i zakres odpowiedzialności wszystkich przedsiębiorstw gazowych i właściwych organów, tak aby utrzymać prawidłowe funkcjonowanie wewnętrznego rynku gazu, zwłaszcza w przypadku zakłóceń dostaw i kryzysów ich dotyczących. Takie role i zakres odpowiedzialności należy określić w taki sposób, aby zapewnić przestrzeganie podejścia trójpoziomowego, co wiązałoby się z zaangażowaniem najpierw odpowiednich przedsiębiorstw gazowych i sektora gazowego, w drugiej kolejności państw członkowskich na szczeblu krajowym lub regionalnym, a w trzeciej kolejności Unii. Niniejsze rozporządzenie powinno umożliwiać przedsiębiorstwom gazowym i odbiorcom gazu jak najdłuższe korzystanie z mechanizmów rynkowych w przypadku wystąpienia zakłóceń. Powinno jednak także przewidywać mechanizmy, które można zastosować, w przypadku gdy rynki nie są już w stanie same odpowiednio poradzić sobie z zakłóceniem dostaw gazu.

(33)

W przypadku zakłócenia dostaw gazu podmioty rynkowe powinny mieć zapewnione wystarczające możliwości reakcji na sytuację za pośrednictwem środków rynkowych. W przypadku gdy środki rynkowe zostały wyczerpane, a okazują się wciąż niewystarczające, państwa członkowskie i ich właściwe organy powinny podjąć środki zmierzające do usunięcia lub złagodzenia skutków zakłócenia dostaw gazu.

(34)

Zawsze gdy państwa członkowskie planują wprowadzenie środków nierynkowych, wprowadzeniu takich środków powinien towarzyszyć opis ich skutków gospodarczych. Dzięki temu odbiorcy uzyskają niezbędne informacje o kosztach takich środków, a środki będą przejrzyste, zwłaszcza w odniesieniu do ich wpływu na cenę gazu.

(35)

Komisja powinna być uprawniona do zapewnienia, aby nowe zapobiegawcze środki nierynkowe nie zagrażały bezpieczeństwu dostaw gazu innych państw członkowskich lub w Unii. Ponieważ takie środki mogą być szczególnie szkodliwe dla bezpieczeństwa dostaw gazu, powinny one wchodzić w życie dopiero, gdy zostaną zatwierdzone przez Komisję lub zostaną zmienione zgodnie z decyzją Komisji.

(36)

Ważną rolę w zapewnianiu bezpieczeństwa dostaw gazu mogą odgrywać środki po stronie popytu, takie jak przestawienie się na inne rodzaje paliwa lub ograniczenie dostaw gazu do dużych odbiorców przemysłowych w sposób ekonomicznie efektywny, jeżeli będą mogły zostać zastosowane szybko i znacząco zmniejszyć zapotrzebowanie w odpowiedzi na zakłócenie dostaw gazu. Konieczne są dodatkowe działania na rzecz propagowania efektywności energetycznej, zwłaszcza gdy potrzebne są środki po stronie popytu. Należy uwzględnić oddziaływanie na środowisko każdego z proponowanych środków po stronie popytu i podaży i w miarę możliwości pierwszeństwo nadawać środkom o najmniejszym wpływie na środowisko. Jednocześnie powinno się uwzględnić aspekty bezpieczeństwa dostaw gazu i konkurencyjności.

(37)

Należy zapewnić przewidywalność działań podejmowanych w przypadku sytuacji nadzwyczajnej, dając wszystkim uczestnikom rynku wystarczające możliwości reagowania i przygotowania się na takie okoliczności. Co do zasady właściwe organy powinny zatem działać zgodnie ze swoimi planami na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. W należycie uzasadnionych wyjątkowych okolicznościach powinny mieć możliwość podjęcia 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 (12). Informacje te powinny być udostępniane w czasie rzeczywistym właściwym organom, a także – jeżeli nie są one właściwymi organami – krajowym organom regulacyjnym.

(38)

Z testu warunków skrajnych w październiku 2014 r. wynika, że aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw gazu w Unii, niezbędna jest solidarność. Dzięki niej skutki rozkładają się bardziej równomiernie, a ogólne skutki poważnego zakłócenia są mniejsze. Mechanizm solidarności ma na celu zaradzenie skrajnym sytuacjom, w których w danym państwie członkowskim zagrożone są dostawy dla odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia zaspokajające podstawową potrzebę i będące niezbędnym priorytetem. Solidarność zapewnia współpracę z bardziej narażonymi państwami członkowskimi. Jednocześnie jest ona środkiemstosowanym w ostateczności, wyłącznie w sytuacji nadzwyczajnej i tylko zgodnie ze ściśle określonymi warunkami. W przypadku ogłoszenia stanu nadzwyczajnego w danym państwie członkowskim należy zatem w celu zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu zastosować podejście stopniowe i proporcjonalne. Państwo członkowskie, które ogłosiło stan nadzwyczajny, powinno w szczególności wdrożyć w pierwszej kolejności wszystkie środki nadzwyczajne przewidziane w jego planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, tak aby zapewnić dostawy gazu dla jego odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia. Jednocześnie wszystkie państwa członkowskie, które wprowadziły podwyższony standard w zakresie dostaw, powinny tymczasowo ograniczyć go do normalnego standardu w zakresie dostaw, aby zwiększyć płynność rynku gazu, w przypadku gdy państwo członkowskie ogłaszające stan nadzwyczajny stwierdzi, że potrzebne jest działanie transgraniczne. W przypadku gdy te dwa rodzaje środków nie zapewnią niezbędnych dostaw, należy na wniosek państwa członkowskiego dotkniętego sytuacją nadzwyczajną podjąć środki solidarnościowe w bezpośrednio połączonych państwach członkowskich, tak aby zapewnić dostawy gazu dla odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia w państwie członkowskim dotkniętym sytuacją nadzwyczajną. Takie środki solidarnościowe powinny polegać na zapewnieniu, aby dostawy gazu dla odbiorców innych niż odbiorcy chronieni w ramach solidarnego wsparcia na terytorium państwa członkowskiego udzielającego solidarnego wsparcia były ograniczone lub nie były kontynuowane w celu uwolnienia ilości gazu w takim zakresie i przez taki czas, jakie są konieczne do zapewnienia dostaw gazu dla odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia w państwie członkowskim zwracającym się o solidarne wsparcie. Postanowień niniejszego rozporządzenia nie należy rozumieć jako zobowiązujących państwo członkowskie do sprawowania władzy publicznej w innym państwie członkowskim ani jako mu to umożliwiających.

(39)

Środki solidarnościowe stosowane w ostateczności powinny być również podejmowane, w przypadku gdy dane państwo członkowskie jest połączone z innym państwem członkowskim poprzez państwo trzecie, chyba że przepływy są ograniczone przez państwo trzecie i gdy istnieje porozumienie odpowiednich państw członkowskich co do tego, kto powinien zaangażować, w stosownych przypadkach, państwo trzecie, poprzez które są one połączone.

(40)

W przypadku gdy podejmowane są środki solidarnościowe stosowane w ostateczności, w państwie członkowskim udzielającym solidarnego wsparcia zmniejszenie lub przerwanie dostaw gazu powinno – w przypadku gdy jest to konieczne dla tego państwa członkowskiego do spełnienia swoich obowiązków w zakresie solidarności oraz w celu uniknięcia dyskryminacyjnego traktowania – mieć zastosowanie do wszystkich odbiorców, którzy nie są odbiorcami chronionymi w ramach solidarnego wsparcia niezależnie od tego, czy otrzymują oni gaz bezpośrednio czy w formie energii cieplnej za pomocą instalacji systemów ciepłowniczych chronionych w ramach solidarnego wsparcia. To samo należy zapewnić względem odbiorców, którzy nie są odbiorcami chronionymi w ramach solidarnego wsparcia w państwie członkowskim otrzymującym gaz w ramach mechanizmu solidarności.

(41)

W przypadku gdy podejmowane są środki solidarnościowe stosowane w ostateczności, pożądane jest, aby zużycie gazu w państwie członkowskim udzielającym solidarnego wsparcia zostało w pierwszym rzędzie zmniejszone na zasadzie dobrowolności, w drodze środków rynkowych, takich jak dobrowolne środki po stronie popytu lub aukcje odwrotne, w których pewni odbiorcy, tacy jak odbiorcy przemysłowi, wskazywaliby operatorowi systemu przesyłowego lub innemu odpowiedzialnemu organowi cenę, po jakiej zmniejszyliby lub wstrzymali swoje zużycie gazu. Jeżeli środki rynkowe zostaną uznane za niewystarczające, aby zaradzić deficytowi wymaganych dostaw gazu, i w związku ze znaczeniem środków solidarnościowych stosowanych w ostateczności państwo członkowskie udzielające solidarnego wsparcia powinno móc w drugim rzędzie korzystać ze środków nierynkowych, w tym ograniczenia dostaw do niektórych grup odbiorców, tak aby wypełnić zobowiązania w zakresie solidarności.

(42)

Środki solidarnościowe stosowane w ostateczności powinny być realizowane w oparciu o rekompensatę. Państwo członkowskie udzielające solidarnego wsparcia powinno od państwa członkowskiego otrzymującego solidarne wsparcie niezwłocznie otrzymać uczciwą rekompensatę, w tym za gaz dostarczony na jego terytorium oraz za wszystkie inne odpowiednie i uzasadnione koszty poniesione przy udzielaniu solidarnego wsparcia. Środki solidarnościowe stosowane w ostateczności powinny być zatem uzależnione od warunku polegającego na tym, że państwo członkowskie zwracające się o solidarne wsparcie zobowiązuje się niezwłocznie zapłacić taką uczciwą rekompensatę. Niniejsze rozporządzenie nie harmonizuje wszystkich aspektów uczciwej rekompensaty. Zainteresowane państwa członkowskie powinny przyjąć niezbędne środki, w szczególności uzgodnienia techniczne, prawne i finansowe, w celu wdrożenia przepisów dotyczących niezwłocznej i uczciwej rekompensaty między nimi.

(43)

Przy przyjmowaniu środków solidarnościowych na podstawie przepisów niniejszego rozporządzenia, państwa członkowskie wdrażają prawo Unii i są w związku z tym zobowiązane do przestrzegania praw podstawowych gwarantowanych prawem Unii. Takie środki mogą zatem prowadzić do powstania po stronie państwa członkowskiego obowiązku wypłacenia rekompensaty podmiotom dotkniętym przez te środki. Państwa członkowskie powinny zatem zapewnić, aby określone zostały krajowe zasady dotyczące rekompensaty zgodne z prawem Unii, w szczególności z prawami podstawowymi. Ponadto należy zapewnić, aby państwo członkowskie otrzymujące solidarne wsparcie ostatecznie ponosiło wszystkie uzasadnione koszty poniesione w związku ze wspomnianym obowiązkiem przez państwo członkowskie udzielające solidarnego wsparcia oraz wypłaciło rekompensatę i poniosło dalsze uzasadnione koszty poniesione w związku z wypłatą rekompensaty na podstawie wspomnianych krajowych zasad dotyczących rekompensaty.

(44)

Ponieważ państw członkowskich udzielających solidarnego wsparcia zwracającemu się o nie państwu członkowskiemu może być więcej niż jedno, powinien istnieć mechanizm podziału obciążeń. W ramach tego mechanizmu zwracające się o solidarne wsparcie państwo członkowskie powinno po konsultacji ze wszystkimi zainteresowanymi państwami członkowskimi zwrócić się o najkorzystniejszą ofertę na podstawie kosztów, szybkości dostarczenia, niezawodności i dywersyfikacji dostaw gazu z różnych państw członkowskich. Państwa członkowskie powinny tworzyć takie oferty na podstawie dobrowolnych środków po stronie popytu w takim zakresie i tak długo jak to możliwe, zanim sięgną po środki nierynkowe.

(45)

Niniejsze rozporządzenie wprowadza po raz pierwszy taki mechanizm solidarności między państwami członkowskimi jako instrument służący łagodzeniu skutków poważnych sytuacji nadzwyczajnych wewnątrz Unii, w tym mechanizm podziału obciążeń. Komisja powinna zatem dokonać przeglądu mechanizmu podziału obciążeń i – ogólnie –mechanizmu solidarności w świetle przyszłych doświadczeń w zakresie ich funkcjonowania i w stosownych przypadkach zaproponować ich zmiany.

(46)

Państwa członkowskie powinny przyjąć niezbędne środki dla wdrożenia przepisów dotyczących mechanizmu solidarności, w tym poprzez dokonanie przez zainteresowane państwa członkowskie uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych. Państwa członkowskie powinny opisać szczegóły tych uzgodnień w swoich planach na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Komisja powinna opracować prawnie niewiążące wskazówki dotyczące głównych elementów, które należy zawrzeć w takich uzgodnieniach.

(47)

W zakresie, w jakim państwo członkowskie może z własnej produkcji pokryć zużycie gazu przez swoich odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia, i w związku z tym nie musi zwracać się o solidarne wsparcie, powinno być ono wyłączone z obowiązku dokonywania uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych z innymi państwami członkowskimi do celów otrzymania solidarnego wsparcia. Nie powinno to wpływać na obowiązek udzielania przez to państwo członkowskie solidarnego wsparcia innym państwom członkowskim.

(48)

Należy wprowadzić zabezpieczenie na wypadek, gdyby Unia poniosła koszty z tytułu odpowiedzialności, z tytułu innego niż w związku z działaniem bezprawnym lub bezprawnym zachowaniem na podstawie art. 340 akapit drugi TFUE, w odniesieniu do środków, do których podjęcia państwa członkowskie są zobowiązane zgodnie z przepisami niniejszego rozporządzenia dotyczącymi mechanizmu solidarności. W takich przypadkach państwo członkowskie otrzymujące solidarne wsparcie powinno wypłacić rekompensatę za koszty Unii.

(49)

Solidarność powinna również – w razie potrzeby – polegać na udzielaniu przez Unię i jej państwa członkowskie pomocy w zakresie ochrony ludności. Pomoc taką powinno się ułatwiać i koordynować poprzez Unijny Mechanizm Ochrony Ludności ustanowiony decyzją nr 1313/2013/UE, 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.

(50)

Aby ocenić bezpieczeństwo dostaw gazu w państwie członkowskim, w części Unii lub w całej Unii, niezbędny jest dostęp do odpowiednich informacji. W szczególności państwa członkowskie i Komisja muszą mieć stały dostęp do informacji przedsiębiorstw gazowych na temat głównych parametrów dostaw gazu, w tym dokładnych pomiarów dostępnych przechowywanych rezerw, które to informacje stanowią zasadniczy wkład w opracowywanie polityk bezpieczeństwa dostaw gazu. Z uzasadnionych powodów, 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 ilości gazu, punkty dostawy lub warunki zawieszenia dostaw gazu.

(51)

Wydajny i ukierunkowany mechanizm dostępu państw członkowskich i Komisji do kluczowych umów na dostawy gazu powinien zapewnić kompleksową ocenę odnośnych ryzyk, które mogą prowadzić do zakłócenia dostaw gazu lub kolidować z niezbędnymi środkami łagodzącymi w przypadku faktycznego wystąpienia kryzysu. W ramach tego mechanizmu niektóre kluczowe umowy na dostawy gazu powinny być automatycznie zgłaszane – niezależnie od pochodzenia gazu, z Unii czy spoza Unii – właściwym organom najbardziej dotkniętych państw członkowskich. Informacje o nowych umowach lub zmianach należy przekazywać niezwłocznie po ich zawarciu. Aby zapewnić przejrzystość i niezawodność, należy również przekazać informacje o obowiązujących umowach. Obowiązek przekazywania informacji powinien obejmować także wszystkie umowy handlowe mające znaczenie dla wykonywania umów na dostawy gazu, w tym odpowiednie umowy, które mogą być związane z infrastrukturą, magazynowaniem lub wszelkim innym aspektem istotnym dla bezpieczeństwa dostaw gazu.

(52)

Obowiązek automatycznego przekazywania właściwemu organowi informacji o umowie musi być proporcjonalny. Zastosowanie tego obowiązku do umów między dostawcą a nabywcą obejmujących ekwiwalent co najmniej 28 % rocznego zużycia gazu na rynku krajowym jest odpowiednim kompromisem pomiędzy efektywnością administracyjną a przejrzystością oraz określa jasne zobowiązania dla uczestników rynku. Właściwy organ powinien ocenić umowę pod kątem bezpieczeństwa dostaw gazu i przekazać Komisji wyniki oceny. Jeżeli właściwy organ ma wątpliwości, czy dana umowa stwarza zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu dopaństwa członkowskiego lub regionu, powinien przekazać tę umowę Komisji do oceny. Nie oznacza to, że inne umowy na dostawy gazu nie są istotne dla bezpieczeństwa dostaw gazu. Dlatego też, w przypadku gdy właściwy organ najbardziej dotkniętego państwa członkowskiego lub Komisja uznają, że umowa na dostawy gazu, o której nie trzeba automatycznie przekazywać informacji na mocy niniejszego rozporządzenia, może – ze względu na swoją specyfikę, objętą nią grupę odbiorców lub jej znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu – stwarzać zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu w państwie członkowskim, regionie lub Unii, właściwy organ lub Komisja powinni mieć możliwość żądania wglądu do tej umowy w celu dokonania oceny jej wpływu na bezpieczeństwo dostaw gazu. 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. Taki mechanizm zapewni dostęp do innych kluczowych umów na dostawy gazu istotnych dla bezpieczeństwa dostaw. Takie żądanie powinno być uzasadnione przy uwzględnieniu potrzeby ograniczenia w jak największym stopniu obciążeń administracyjnych związanych z tym środkiem.

(53)

Komisja może proponować, aby państwa członkowskie wprowadziły zmiany do ocen ryzyka oraz planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej w celu uwzględnienia informacji uzyskanych z umów. Przepisy niniejszego rozporządzenia powinny pozostawać bez uszczerbku dla prawa Komisji do wszczęcia postępowania w sprawie uchybienia zobowiązaniom państwa członkowskiego zgodnie z art. 258 TFUE oraz do egzekwowania reguł konkurencji, w tym reguł dotyczących pomocy państwa.

(54)

Wszystkie umowy lub informacje umowne otrzymane w tych ramach, w tym oceny przeprowadzone przez właściwy organ lub Komisję, powinny pozostać poufne, w szczególności w celu ochrony szczególnie chronionych informacji handlowych oraz integralności i właściwego funkcjonowania systemu wymiany informacji. Taka poufność może być także istotna dla bezpieczeństwa publicznego w związku ze znaczeniem, jakie gaz ziemny jako podstawowy surowiec może mieć dla państw członkowskich. Ponadto wnikliwe i kompleksowe oceny prowadzone przez właściwe organy lub Komisję będą zawierać, w szczególności, informacje dotyczące bezpieczeństwa publicznego, informacje handlowe lub odniesienia do nich. Niezbędne jest zatem zapewnienie poufności ocen. Podobnie ważne jest, aby ci, którzy zgodnie z niniejszym rozporządzeniem otrzymują poufne informacje, byli związani obowiązkiem zachowania tajemnicy służbowej. Komisja, właściwe organy i krajowe organy regulacyjne, podmioty lub osoby, które otrzymują informacje poufne na podstawie niniejszego rozporządzenia, powinny zapewniać poufność informacji, które otrzymują.

(55)

Należy wprowadzić proporcjonalny system zarządzania kryzysowego i wymiany informacji oparty na trzech stanach kryzysowych: wczesnego ostrzeżenia, alarmowym i nadzwyczajnym. W przypadku ogłoszenia przez właściwy organ państwa członkowskiego jednego ze stanów kryzysowych, powinien on niezwłocznie powiadomić Komisję, a także właściwe organy państw członkowskich, z którymi państwo członkowskie tego właściwego organu jest bezpośrednio połączone. W przypadku ogłoszenia stanu nadzwyczajnego należy poinformować również państwa członkowskie w grupie ryzyka. Na wniosek co najmniej dwóch właściwych organów, które ogłosiły stan nadzwyczajny, Komisja powinna ogłosić stan nadzwyczajny w regionie lub w Unii. Aby zapewnić odpowiedni poziom wymiany informacji i współpracy, w przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii Komisja powinna koordynować działania właściwych organów, w pełni uwzględniając odpowiednie informacje uzyskane w ramach i w wyniku konsultacji z GKG. Komisja powinna ogłosić koniec stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii, jeżeli po przeprowadzeniu oceny sytuacji stwierdzi, że ogłoszenie stanu nadzwyczajnego nie jest już uzasadnione.

(56)

GKG powinna pełnić rolę doradczą wobec Komisji, pomagając w koordynacji środków na rzecz zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu w przypadku stanu nadzwyczajnego w Unii. Grupa ta powinna także monitorować adekwatność i odpowiedniość środków, które mają być wprowadzane zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, w tym zgodność planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej opracowywanych przez różne grupy ryzyka.

(57)

Kryzys gazowy może wykroczyć poza granice Unii, obejmując również umawiające się strony Wspólnoty Energetycznej. Jako strona Traktatu o Wspólnocie Energetycznej Unia powinna propagować zmiany tego traktatu w celu stworzenia zintegrowanego rynku i jednolitej przestrzeni regulacyjnej przez stworzenie odpowiednich i stabilnych ram regulacyjnych. W celu zapewnienia w międzyczasie efektywnego zarządzania kryzysowego na granicach między państwami członkowskimi a umawiającymi się stronami zachęca się je do ścisłej współpracy przy zapobieganiu wystąpieniu kryzysu gazowego, przygotowywaniu się do niego i postępowaniu w przypadku jego wystąpienia.

(58)

Ponieważ dostawy gazu z państw trzecich mają zasadnicze znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu w Unii, Komisja powinna koordynować działania dotyczące państw trzecich, pracować wspólnie z państwami będącymi dostawcami oraz państwami tranzytu nad uzgodnieniami na wypadek sytuacji kryzysowych oraz zapewniaćstabilny przepływ gazu do Unii. Komisja powinna być upoważniona do zwołania grupy zadaniowej ds. monitorowania przepływu gazu do Unii w sytuacjach kryzysowych, po konsultacji z państwami członkowskimi i państwami trzecimi, których to dotyczy, oraz, jeżeli kryzys wynika z problemów w państwie trzecim, do podjęcia działań w roli pośrednika i mediatora. Komisja powinna regularnie informować GKG.

(59)

Jeżeli istnieją wiarygodne dane na temat sytuacji poza Unią zagrażającej bezpieczeństwu dostaw gazu do jednego lub kilku państw członkowskich i mogącej uruchomić mechanizm wczesnego ostrzegania pomiędzy Unią a państwem trzecim, Komisja powinna niezwłocznie powiadomić o tym GKG, a Unia powinna podjąć odpowiednie działanie, aby spróbować załagodzić sytuację.

(60)

Ponieważ cel niniejszego rozporządzenia, jakim jest zagwarantowanie bezpieczeństwa dostaw gazu w Unii, nie może zostać osiągnięty w sposób wystarczający przez państwa członkowskie samodzielnie, natomiast ze względu na skalę i skutki działania możliwe jest jego lepsze osiągnięcie na poziomie Unii, może ona 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.

(61)

W celu umożliwienia Unii szybkiego reagowania na zmianę okoliczności w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu należy przekazać Komisji uprawnienia do przyjmowania aktów zgodnie z art. 290 TFUE w odniesieniu do składu grup ryzyka, a także wzorów oceny ryzyka oraz planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Szczególnie ważne jest, aby w czasie prac przygotowawczych Komisja prowadziła stosowne konsultacje, w tym na poziomie ekspertów, oraz aby konsultacje te prowadzone były zgodnie z zasadami określonymi w Porozumieniu międzyinstytucjonalnym z dnia 13 kwietnia 2016 r. w sprawie lepszego stanowienia prawa (13). W szczególności, aby zapewnić Parlamentowi Europejskiemu i Radzie udział na równych zasadach w przygotowaniu aktów delegowanych, instytucje te otrzymują wszelkie dokumenty w tym samym czasie co eksperci państw członkowskich, a eksperci tych instytucji mogą systematycznie brać udział w posiedzeniach grup eksperckich Komisji zajmujących się przygotowaniem aktów delegowanych.

(62)

Niniejsze rozporządzenie nie narusza prawa państw członkowskich do określania warunków wykorzystywania ich zasobów energetycznych, zgodnie z art. 194 ust. 2 TFUE.

(63)

Należy uchylić rozporządzenie (UE) nr 994/2010. Jednak aby zapobiec brakowi pewności prawa plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej opracowane zgodnie z tym rozporządzeniem 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 zagwarantowaniu bezpieczeństwa dostaw gazu w Unii poprzez zapewnienie prawidłowego i ciągłego funkcjonowania rynku wewnętrznego gazu ziemnego (zwanego dalej „gazem”), poprzez umożliwienie wprowadzenia środków wyjątkowych, w przypadku gdy rynek nie jest już w stanie zapewnić wymaganych dostaw gazu, w tym środków solidarnościowych stosowanych w ostateczności, oraz poprzez przejrzyste określenie i podział obowiązków pomiędzy przedsiębiorstwa gazowe, państwa członkowskie i Unię w zakresie zarówno działań zapobiegawczych, jak i reakcji na konkretne zakłócenia dostaw gazu. W niniejszym rozporządzeniu określa się również przejrzyste mechanizmy koordynacji planowania i reagowania – w duchu solidarności – na szczeblu krajowym, a także regionalnym i unijnym, w przypadkach sytuacji nadzwyczajnych.

Artykuł 2

Definicje

Na użytek niniejszego rozporządzenia stosuje się następujące definicje:

1)

„bezpieczeństwo” oznacza bezpieczeństwo zgodnie z definicją w art. 2 pkt 32 dyrektywy 2009/73/WE;

2)

„odbiorca” oznacza odbiorcę zgodnie z definicją w art. 2 pkt 24 dyrektywy 2009/73/WE;

3)

„odbiorca będący gospodarstwem domowym” oznacza odbiorcę będącego gospodarstwem domowym zgodnie z definicją w art. 2 pkt 25 dyrektywy 2009/73/WE;

4)

„podstawowe usługi społeczne” oznaczają usługi związane z opieką zdrowotną, podstawową opieką społeczną oraz służbami ratunkowymi i bezpieczeństwa, oświatą lub administracją publiczną;

5)

„odbiorca chroniony” oznacza odbiorcę będącego gospodarstwem domowym, który jest podłączony do sieci dystrybucyjnej gazu, a oprócz tego – o ile tak postanowi dane państwo członkowskie – termin ten może obejmować co najmniej jedno z poniższych, pod warunkiem że na przedsiębiorstwa lub usługi, o których mowa w lit. a) i b) nie przypada łącznie więcej niż 20 % całkowitego rocznego ostatecznego zużycia gazu w danym państwie członkowskim:

a)

małe lub średnie przedsiębiorstwo, pod warunkiem że jest ono podłączone do sieci dystrybucyjnej gazu;

b)

podmiot świadczący podstawowe usługi społeczne, pod warunkiem że jest on podłączony do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej gazu;

c)

instalację systemów ciepłowniczych, o ile dostarcza ona energię cieplną odbiorcom będącym gospodarstwami domowymi, małym lub średnim przedsiębiorstwom lub podmiotom świadczącym podstawowe usługi społeczne, pod warunkiem że takiej instalacji nie można przestawić na paliwa inne niż gaz;

6)

„odbiorca chroniony w ramach solidarnego wsparcia” oznacza odbiorcę będącego gospodarstwem domowym, który jest podłączony do sieci dystrybucyjnej gazu, a ponadto może oznaczać:

a)

instalację systemów ciepłowniczych, jeżeli jest ona odbiorcą chronionym w danym państwie członkowskim i tylko w zakresie, w jakim dostarcza ona energię cieplną gospodarstwom domowym lub podmiotom świadczącym podstawowe usługi społeczne nie będącym jednostką oświatową ani podmiotem administracji publicznej; lub

b)

podmiot świadczący podstawowe usługi społeczne, jeżeli jest on odbiorcą chronionym w danym państwie członkowskim, nie będącym jednostką oświatową ani podmiotem administracji publicznej;

7)

„właściwy organ” oznacza krajowy organ administracji rządowej lub krajowy organ regulacyjny wyznaczony przez państwo członkowskie, aby zapewnić wdrożenie środków przewidzianych w niniejszym rozporządzeniu;

8)

„krajowy organ regulacyjny” oznacza krajowy organ regulacyjny wyznaczony zgodnie z art. 39 ust. 1 dyrektywy 2009/73/WE;

9)

„przedsiębiorstwo gazowe” oznacza przedsiębiorstwo gazowe zgodnie z definicją w art. 2 pkt 1 dyrektywy 2009/73/WE;

10)

„umowa na dostawy gazu” oznacza umowę na dostawy gazu zgodnie z definicją w art. 2 pkt 34 dyrektywy 2009/73/WE;

11)

„przesył” oznacza przesył zgodnie z definicją w art. 2 pkt 3 dyrektywy 2009/73/WE;

12)

„operator systemu przesyłowego” oznacza operatora systemu przesyłowego zgodnie z definicją w art. 2 pkt 4 dyrektywy 2009/73/WE;

13)

„dystrybucja” oznacza dystrybucję zgodnie z definicją w art. 2 pkt 5 dyrektywy 2009/73/WE;

14)

„operator systemu dystrybucyjnego” oznacza operatora systemu dystrybucyjnego zgodnie z definicją w art. 2 pkt 6 dyrektywy 2009/73/WE;

15)

„połączenie wzajemne” oznacza połączenie wzajemne zgodnie z definicją w art. 2 pkt 17 dyrektywy 2009/73/WE;

16)

„korytarze dostaw awaryjnych” oznaczają unijne korytarze dostaw gazu, które pomagają państwom członkowskim ograniczać skutki ewentualnego zakłócenia dostaw lub zakłócenia funkcjonowania infrastruktury;

17)

„zdolność magazynowania” oznacza zdolność magazynowania zgodnie z definicją w art. 2 pkt 28 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;

18)

„zdolność techniczna” oznacza zdolność techniczną zgodnie z definicją w art. 2 pkt 18 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;

19)

„zdolność ciągła” oznacza zdolność ciągłą zgodnie z definicją w art. 2 pkt 16 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;

20)

„zdolność przerywana” oznacza zdolność przerywaną zgodnie z definicją w art. 2 pkt 13 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;

21)

„zdolność instalacji LNG” oznacza zdolność instalacji LNG zgodnie z definicją w art. 2 pkt 24 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;

22)

„instalacja LNG” oznacza instalację LNG zgodnie z definicją w art. 2 pkt 11 dyrektywy 2009/73/WE;

23)

„instalacja magazynowa” oznacza instalację magazynową zgodnie z definicją w art. 2 pkt 9 dyrektywy 2009/73/WE;

24)

„system” oznacza system zgodnie z definicją w art. 2 pkt 13 dyrektywy 2009/73/WE;

25)

„użytkownik systemu” oznacza użytkownika systemu zgodnie z definicją w art. 2 pkt 23 dyrektywy 2009/73/WE;

26)

„usługi pomocnicze” oznaczają usługi pomocnicze zgodnie z definicją w art. 2 pkt 14 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 na Komisji, odpowiednio do zakresów ich działalności i kompetencji.

2.   Każde państwo członkowskie wyznacza właściwy organ. 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. Właściwe organy mogą delegować zadanie związane z ogłaszaniem któregokolwiek ze stanów kryzysowych, o których mowa w art. 11 ust. 1, wyłącznie organowi publicznemu, operatorowi systemu przesyłowego lub operatorowi systemu dystrybucyjnego. Delegowane zadania są wykonywane pod nadzorem właściwego organu i są określone w planie działań zapobiegawczych i planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

3.   Każde państwo członkowskie niezwłocznie przekazuje Komisji nazwę jego właściwego organu oraz informuje o wszelkich zmianach w tym względzie, a także podaje te informacje do wiadomości publicznej.

4.   Wdrażając środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu, właściwy organ określa role i obowiązki poszczególnych zainteresowanych podmiotów w taki sposób, aby zapewnić trójpoziomowe podejście, które zakłada zaangażowanie w pierwszej kolejności odpowiednich przedsiębiorstw gazowych, w stosownych przypadkach – przedsiębiorstw elektroenergetycznych, oraz odnośnego sektora, w drugiej kolejności państw członkowskich na szczeblu krajowym lub regionalnym, a w trzeciej kolejności Unii.

5.   Komisja koordynuje działania właściwych organów na szczeblu regionalnym i unijnym, zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, między innymi za pośrednictwem GKG lub, w szczególności w przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii zgodnie z art. 12 ust. 1, za pośrednictwem grupy ds. zarządzania kryzysowego, o której mowa w art. 12 ust. 4.

6.   W przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii operatorzy systemów przesyłowych współpracują ze sobą i wymieniają informacje za pośrednictwem Systemu Koordynacji Regionalnej ds. Gazu ustanowionego przez ENTSOG. ENTSOG informuje o tym odpowiednio Komisję i właściwe organy zainteresowanych państw członkowskich.

7.   Zgodnie z art. 7 ust. 2 identyfikuje się główne międzynarodowe ryzyka dla bezpieczeństwa dostaw gazu w Unii, i na tej podstawie określa się grupy ryzyka. Te grupy ryzyka stanowią podstawę wzmocnionej współpracy regionalnej w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw gazu i umożliwiają uzgodnienia w sprawie odpowiednich i skutecznych środków transgranicznych wszystkich odnośnych państw członkowskich w ramach grup ryzyka lub poza nimi wzdłuż korytarzy dostaw awaryjnych.

Wykaz takich grup ryzyka i ich skład określono w załączniku I. Skład tych grup ryzyka nie stanowi przeszkody dla prowadzenia dowolnej innej formy współpracy regionalnej na rzecz bezpieczeństwa dostaw.

8.   Komisja jest uprawniona do przyjmowania zgodnie z art. 19 aktów delegowanych w celu aktualizacji składu grup ryzyka określonych w załączniku I w drodze zmiany tego załącznika, aby odzwierciedlić rozwój głównych międzynarodowych ryzyk dla bezpieczeństwa dostaw gazu do Unii i jego wpływ na państwa członkowskie, przy uwzględnieniu wyniku ogólnounijnej symulacji scenariuszy zakłócenia dostaw gazu i funkcjonowania infrastruktury gazowej przeprowadzanej przez ENTSOG zgodnie z art. 7 ust. 1. Przed przystąpieniem do aktualizacji Komisja konsultuje się w kwestii projektu aktualizacji z GKG w składzie przewidzianym w art. 4 ust. 4.

Artykuł 4

Grupa Koordynacyjna ds. Gazu

1.   W celu ułatwienia koordynacji środków dotyczących bezpieczeństwa dostaw gazu ustanawia się Grupę Koordynacyjną ds. Gazu (GKG). W skład GKG wchodzą przedstawiciele państw członkowskich, w szczególności przedstawiciele ich właściwych organów, a także Agencji ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (zwanej dalej „Agencją”), ENTSOG i organizacji reprezentujących interesy przedmiotowego sektora oraz organizacji reprezentujących interesy stosownych odbiorców. Komisja po konsultacjach z państwami członkowskimi decyduje o składzie GKG, zapewniając przy tym jej pełną reprezentatywność. Komisja przewodniczy pracom GKG. GKG przyjmuje swój regulamin wewnętrzny.

2.   Komisja prowadzi konsultacje z GKG i jest przez nią wspierana w szczególności w następujących kwestiach:

a)

bezpieczeństwo dostaw gazu w każdym okresie, 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 gazu, poziomy odniesienia i metodyki oceny;

e)

scenariusze krajowe, regionalne i unijne oraz testowanie stopnia gotowości;

f)

ocena planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, spójność pomiędzy poszczególnymi planami oraz wdrażanie środków przewidzianych w tych planach;

g)

koordynowanie – z umawiającymi się stronami Wspólnoty Energetycznej oraz z innymi państwami trzecimi – środków stosowanych w przypadku stanu nadzwyczajnego w Unii;

h)

pomoc potrzebna najbardziej dotkniętym państwom członkowskim.

3.   Komisja regularnie zwołuje posiedzenia GKG i dzieli się z nią informacjami otrzymanymi od właściwych organów, zachowując przy tym poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.

4.   Komisja może zwołać posiedzenie GKG w składzie ograniczonym do przedstawicieli państw członkowskich, w szczególności ich właściwych organów. Komisja zwołuje posiedzenie GKG w tym ograniczonym składzie, jeżeli wystąpi o to co najmniej jeden z przedstawicieli państw członkowskich, w szczególności ich właściwych organów. W takim przypadku art. 16 ust. 2 nie ma zastosowania.

Artykuł 5

Standard w zakresie infrastruktury

1.   Każde państwo członkowskie lub – jeżeli tak zdecyduje państwo członkowskie – jego właściwy organ zapewnia podjęcie niezbędnych środków, tak aby w przypadku zakłócenia funkcjonowania największej pojedynczej infrastruktury gazowej zdolność techniczna pozostałej infrastruktury, określona zgodnie ze wzorem na wskaźnik N – 1 zawartym w załączniku II pkt 2, pozwalała – bez uszczerbku dla ust. 2 niniejszego artykułu – na zaspokojenie całkowitego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występującym z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat. Należy tego dokonać przy uwzględnieniu tendencji zużycia gazu, długoterminowych skutków środków na rzecz efektywności energetycznej oraz wskaźników wykorzystania istniejącej infrastruktury.

Obowiązek określony w akapicie pierwszym niniejszego ustępu pozostaje bez uszczerbku dla odpowiedzialności operatorów systemu przesyłowego w zakresie realizacji odpowiednich inwestycji i dla obowiązków operatorów systemów przesyłowych, określonych w rozporządzeniu (WE) nr 715/2009 i dyrektywie 2009/73/WE.

2.   Obowiązek zapewnienia, by pozostała infrastruktura miała zdolność techniczną pozwalającą na zaspokojenie całkowitego zapotrzebowania na gaz, o którym mowa w ust. 1 niniejszego artykułu, uznaje się również za spełniony, jeżeli w planie działań zapobiegawczych właściwy organ wykaże, że zakłócenie dostaw gazu może być w wystarczającym stopniu i w odpowiednim czasie zrekompensowane odpowiednimi rynkowymi środkami po stronie popytu. W tym celu obliczenia wskaźnika N – 1 dokonuje się zgodnie z załącznikiem II pkt 4.

3.   W stosownych przypadkach, zgodnie z ocenami ryzyka, o których mowa w art. 7, właściwe organy sąsiadujących państw członkowskich mogą uzgodnić wspólne wypełnianie obowiązku określonego w ust. 1 niniejszego artykułu. W takim przypadku właściwe organy podają w ocenie ryzyka obliczenie wskaźnika N – 1 wraz z wyjaśnieniem w regionalnych rozdziałach planów działań zapobiegawczych, w jaki sposób dokonane uzgodnienia zapewniają spełnienie tego obowiązku. Zastosowanie ma załącznik II pkt 5.

4.   Operatorzy systemów przesyłowych zapewniają stałą fizyczną zdolność przesyłu gazu w obu kierunkach (zwaną dalej „zdolnością przepływu w obu kierunkach”) na wszystkich połączeniach międzysystemowych między państwami członkowskimi, z wyjątkiem:

a)

przypadków podłączeń do instalacji produkcyjnych, instalacji LNG i sieci dystrybucyjnych; lub

b)

sytuacji, gdy przyznano odstępstwo od tego obowiązku, po przeprowadzeniu szczegółowej oceny oraz po konsultacjach z innymi państwami członkowskimi i z Komisją zgodnie z załącznikiem III.

W odniesieniu do procedury zapewnienia lub zwiększenia zdolności przepływu w obu kierunkach na połączeniu międzysystemowym lub procedury uzyskania lub przedłużenia odstępstwa od tego obowiązku zastosowanie ma załącznik III. Komisja podaje do wiadomości publicznej i uaktualnia wykaz odstępstw.

5.   Propozycja zapewnienia lub zwiększenia zdolności przepływu w obu kierunkach lub wniosek o przyznanie lub przedłużenie odstępstwa obejmuje analizę kosztów i korzyści przygotowaną w oparciu o metodykę, o której mowa w art. 11 rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 (14) i opiera się na następujących kryteriach:

a)

ocena popytu na rynku;

b)

prognozy dotyczące popytu i podaży;

c)

ewentualne skutki gospodarcze dla istniejącej infrastruktury;

d)

studium wykonalności;

e)

koszty zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach, w tym niezbędnego wzmocnienia systemu przesyłowego; oraz

f)

korzyści w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu, z uwzględnieniem możliwego wpływu zdolności przepływu w obu kierunkach na osiągnięcie standardu w zakresie infrastruktury określonego w niniejszym artykule.

6.   Krajowe organy regulacyjne uwzględniają faktycznie poniesione koszty spełnienia obowiązku określonego w ust. 1 niniejszego artykułu oraz koszty zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach, tak by zapewnić odpowiednie zachęty przy ustalaniu lub zatwierdzaniu, w przejrzysty i szczegółowy sposób, taryf lub metodyk zgodnie z art. 13 rozporządzenia (WE) nr 715/2009 oraz art. 41 ust. 8 dyrektywy 2009/73/WE.

7.   Jeżeli rynek nie wymaga inwestycji w celu zapewnienia lub zwiększenia zdolności przepływu w obu kierunkach, ale uznaje się, że inwestycja jest niezbędna do ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu, oraz jeżeli pociąga ona za sobą koszty w co najmniej dwóch państwach członkowskich lub w jednym państwie członkowskim z korzyścią dla innego państwa członkowskiego, krajowe organy regulacyjne wszystkich zainteresowanych państw członkowskich przed podjęciem ewentualnej decyzji inwestycyjnej podejmują skoordynowaną decyzję o alokacji kosztów. Przy alokacji kosztów uwzględnia się zasady opisane i elementy zawarte w art. 12 ust. 4 rozporządzenia (UE) nr 347/2013, a w szczególności rozkład korzyści płynących z inwestycji w infrastrukturę na rzecz zwiększenia bezpieczeństwa dostaw gazu do zainteresowanych państw członkowskich, jak również inwestycje już dokonane w daną infrastrukturę. Poprzez alokację kosztów nie zakłóca się w bezzasadny sposób konkurencji ani skutecznego funkcjonowania rynku wewnętrznego i dąży się do uniknięcia wszelkich zbędnych zakłóceń rynku.

8.   Właściwy organ zapewnia, aby każda nowa infrastruktura przesyłowa przyczyniała się do bezpieczeństwa dostaw gazu poprzez rozwój dobrze połączonej sieci, w tym – w stosownych przypadkach – poprzez zapewnienie wystarczającej liczby transgranicznych punktów wejścia i punktów wyjścia w stosunku do popytu na rynku i zidentyfikowanych ryzyk.

Właściwy organ w ocenie ryzyka ocenia, czy –w ramach zintegrowanego podejścia do systemu gazowego i elektroenergetycznego – istnieją wewnętrzne wąskie gardła oraz czy krajowe punkty wejścia i infrastruktura, w szczególności sieci przesyłowe, są zdolne do dostosowania krajowych i transgranicznych przepływów gazu do scenariusza zakłócenia funkcjonowania największej pojedynczej infrastruktury gazowej na szczeblu krajowym i największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w grupie ryzyka, określonej w ocenie ryzyka.

9.   Na zasadzie wyjątku od ust. 1 niniejszego artykułu i z zastrzeżeniem warunków określonych w niniejszym ustępie, Luksemburg, Słowenia i Szwecja nie są związane obowiązkiem przewidzianym w tym ustępie, ale dokładają starań, aby go spełnić, przy zapewnianiu dostaw gazu do odbiorców chronionych zgodnie z art. 6.

Wyjątek ten ma zastosowanie do Luksemburga pod warunkiem że:

a)

posiada on co najmniej dwa połączenia wzajemne z innymi państwami członkowskimi;

b)

dysponuje on co najmniej dwoma różnymi źródłami dostaw gazu; oraz

c)

nie posiada on instalacji magazynowych gazu na swoim terytorium.

Wyjątek ten ma zastosowanie do Słowenii pod warunkiem że:

a)

posiada ona co najmniej dwa połączenia wzajemne z innymi państwami członkowskimi;

b)

dysponuje ona co najmniej dwoma różnymi źródłami dostaw gazu; oraz

c)

nie posiada ona instalacji magazynowych gazu ani instalacji LNG na swoim terytorium.

Wyjątek ten ma zastosowanie do Szwecji pod warunkiem że:

a)

nie ma ona na swoim terytorium tranzytowej sieci przesyłowej do innych państw członkowskich;

b)

roczne wewnętrzne zużycie gazu brutto wynosi mniej niż 2 Mtoe; oraz

c)

mniej niż 5 % całkowitego zużycia energii pierwotnej pochodzi z gazu.

Luksemburg, Słowenia i Szwecja informują Komisję o wszelkich zmianach mających wpływ na spełnianie warunków określonych w niniejszym ustępie. Wyjątek określony w niniejszym ustępie przestaje mieć zastosowanie, jeżeli przynajmniej jeden z tych warunków przestanie być spełniany.

W ramach krajowej oceny ryzyka przeprowadzonej zgodnie z art. 7 ust. 3 Luksemburg, Słowenia i Szwecja opisują sytuację w zakresie odnośnych warunków określonych w niniejszym ustępie oraz perspektywy spełnienia obowiązku określonego w ust. 1 niniejszego artykułu, biorąc pod uwagę skutki gospodarcze spełnienia standardu w zakresie infrastruktury, rozwój rynku gazu oraz projekty infrastruktury gazowej w grupie ryzyka. Na podstawie informacji przedstawionych w krajowej ocenie ryzyka i jeżeli odnośne warunki określone w niniejszym ustępie 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 6

Standard w zakresie dostaw gazu

1.   Właściwy organ zobowiązuje wskazane przez siebie przedsiębiorstwa gazowe do podjęcia środków w celu zapewnienia dostaw gazu odbiorcom chronionym w danym państwie członkowskim w każdym z następujących przypadków:

a)

ekstremalne temperatury w siedmiodniowym okresie szczytowego zapotrzebowania, występującym z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat;

b)

okres 30 dni nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występujący z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat;

c)

wystąpienie zakłócenia funkcjonowania największej pojedynczej infrastruktury gazowej w przeciętnych warunkach w okresie zimowym – na okres 30 dni.

Do dnia 2 lutego 2018 r. każde państwo członkowskie powiadamia Komisję o swojej definicji odbiorców chronionych, ilościach gazu zużywanych rocznie przez odbiorców chronionych oraz udziale procentowym tego zużycia w całkowitym rocznym ostatecznym zużyciu gazu w tym państwie członkowskim. W przypadku gdy państwo członkowskie uwzględnia w swojej definicji odbiorców chronionych kategorie, o których mowa w art. 2 pkt 5 lit. a) lub b), określa ono zużycie gazu odpowiadające odbiorcom należącym do tych kategorii oraz udział procentowy każdej z tych grup odbiorców w całkowitym rocznym ostatecznym zużyciu gazu.

Właściwy organ wskazuje przedsiębiorstwa gazowe, o których mowa w akapicie pierwszym niniejszego ustępu i wymienia je w planie działań zapobiegawczych.

Wszelkie nowe środki nierynkowe przewidziane w celu zapewnienia standardu w zakresie dostaw gazu muszą spełniać wymogi procedury określonej w art. 9 ust. 4–9.

Państwa członkowskie mogą wypełnić obowiązek określony w akapicie pierwszym, wdrażając środki na rzecz efektywności energetycznej lub zastępując gaz innym źródłem energii, w tym źródłami odnawialnymi, w zakresie, w jakim zapewniają one osiągnięcie takiego samego poziomu ochrony.

2.   Podwyższone standardy w zakresie dostaw gazu obowiązujące przez okres dłuższy niż 30 dni, o których mowa w ust. 1 lit. b) i c), lub dodatkowe obowiązki nałożone ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu muszą być oparte na ocenie ryzyka, znajdować odzwierciedlenie w planie działań zapobiegawczych oraz:

a)

muszą być zgodne z art. 8 ust. 1;

b)

nie mogą niekorzystnie wpływać na zdolność dowolnego innego państwa członkowskiego do zaopatrywania jego odbiorców chronionych w gaz zgodnie z niniejszym artykułem w przypadku stanu nadzwyczajnego w kraju, w regionie lub w Unii; oraz

c)

muszą być zgodne z art. 12 ust. 5 w przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii.

Komisja może wymagać uzasadnienia, w którym wykazuje się zgodność środków, o których mowa w akapicie pierwszym, z warunkami w nim określonymi. Takie uzasadnienie jest podawane do wiadomości publicznej przez właściwy organ państwa członkowskiego, które wprowadza dany środek.

Wszelkie nowe środki nierynkowe przyjęte – zgodnie z akapitem pierwszym niniejszego ustępu – od dnia 1 listopada 2017 r. muszą spełniać wymogi procedury określonej w art. 9 ust. 4–9.

3.   Po upływie terminów 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 podejmują starania w celu zapewnienia, w zakresie, w jakim jest to możliwe, ciągłości dostaw gazu, w szczególności dla odbiorców chronionych.

4.   Nałożone na przedsiębiorstwa gazowe obowiązki związane ze spełnieniem określonych w niniejszym artykule standardów w zakresie dostaw gazu muszą być niedyskryminacyjne i nie mogą stanowić nadmiernego obciążenia dla tych przedsiębiorstw.

5.   W stosownych przypadkach przedsiębiorstwom gazowym zezwala się na spełnienie obowiązków nałożonych na nie na podstawie niniejszego artykułu na szczeblu regionalnym lub unijnym. Właściwe organy nie wymagają, aby standardy w zakresie dostaw gazu określone w niniejszym artykule były spełnione w oparciu o infrastrukturę znajdującą się wyłącznie na podlegającym im terytorium.

6.   Właściwe organy zapewniają, by warunki dostaw dla odbiorców chronionych były określane bez uszczerbku dla prawidłowego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii, a cena odpowiadała wartości rynkowej dostaw.

Artykuł 7

Ocena ryzyka

1.   Do dnia 1 listopada 2017 r. ENTSOG przeprowadzi ogólnounijną symulację scenariuszy zakłócenia dostaw gazu i funkcjonowania infrastruktury gazowej. Symulacja obejmuje określenie i ocenę korytarzy dostaw awaryjnych gazu oraz ma także wskazać, które państwa członkowskie mogą zaradzić zidentyfikowanym ryzykom, w tym w odniesieniu do LNG. ENTSOG określa scenariusze zakłócenia dostaw gazu i funkcjonowania infrastruktury gazowej oraz metodykę symulacji we współpracy z GKG. ENTSOG zapewnia odpowiedni poziom przejrzystości i dostęp do założeń modelowania użytych w swoich scenariuszach. Ogólnounijna symulacja scenariuszy zakłócenia dostaw gazu i funkcjonowania infrastruktury gazowej jest powtarzana co cztery lata, chyba że okoliczności wymagają częstszych aktualizacji.

2.   Właściwe organy w obrębie każdej grupy ryzyka zgodnie z wykazem w załączniku I dokonują na szczeblu grupy ryzyka wspólnej oceny (zwanej dalej „wspólną oceną ryzyka”) wszystkich istotnych czynników ryzyka, takich jak klęski żywiołowe, ryzyka technologiczne, handlowe, społeczne, polityczne i inne, które mogłyby spowodować urzeczywistnienie głównego ryzyka międzynarodowego dla bezpieczeństwa dostaw gazu, z powodu którego utworzono daną grupę ryzyka. Właściwe organy uwzględniają wyniki symulacji, o której mowa w ust. 1 niniejszego artykułu, na potrzeby przygotowania ocen ryzyka oraz planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

Właściwe organy w ramach każdej grupy ryzyka uzgadniają mechanizm współpracy do celów przeprowadzenia wspólnej oceny ryzyka i informują o tym mechanizmie GKG jedenaście miesięcy przed upływem terminu powiadomienia o wspólnej ocenie ryzyka i jej aktualizacjach. Na wniosek właściwego organu Komisja może pełnić rolę koordynującą w procesie przygotowania wspólnej oceny ryzyka, w szczególności podczas tworzenia mechanizmu współpracy. Jeżeli właściwe organy w ramach danej grupy ryzyka nie uzgodnią mechanizmu współpracy, Komisja proponuje mechanizm współpracy dla tej grupy ryzyka po przeprowadzeniu konsultacji z zainteresowanymi właściwymi organami. Zainteresowane właściwe organy uzgadniają mechanizm współpracy dla tej grupy ryzyka przy jak najpełniejszym uwzględnieniu propozycji Komisji.

Dziesięć miesięcy przed upływem terminu powiadomienia o wspólnej ocenie ryzyka lub jej aktualizacjach każdy właściwy organ, w ramach uzgodnionego mechanizmu współpracy, udostępnia i aktualizuje wszystkie krajowe dane niezbędne do sporządzenia wspólnej oceny ryzyka, w szczególności do analizy różnych scenariuszy, o których mowa w ust. 4 lit. c).

3.   Właściwy organ każdego państwa członkowskiego przeprowadzają krajową ocenę ryzyka (zwaną dalej „krajową oceną ryzyka”) w odniesieniu do wszystkich istotnych ryzyk wpływających na bezpieczeństwo dostaw gazu. Taka ocena musi być w pełni spójna z założeniami i wynikami wspólnej) oceny lub wspólnych ocen ryzyka.

4.   Oceny ryzyka, o których mowa w ust. 2 i 3 niniejszego artykułu, są przeprowadzane, stosownie do sytuacji, poprzez:

a)

zastosowanie standardów określonych w art. 5 i 6. W ocenie ryzyka opisuje się obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu krajowym oraz, w stosownym przypadku, zawiera się obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym. W ocenie ryzyka określa się również przyjęte założenia, w tym, w stosownym przypadku, założenia dla obliczenia wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym, oraz dane niezbędne do tego obliczenia. Do obliczenia wskaźnika N – 1 na szczeblu krajowym dołącza się symulację zakłócenia funkcjonowania największej pojedynczej infrastruktury gazowniczej przy użyciu modelu hydraulicznego dla terytorium krajowego, jak również obliczenie wskaźnika N – 1 z uwzględnieniem poziomu gazu w magazynach wynoszącego 30 % i 100 % maksymalnej pojemności czynnej;

b)

uwzględnienie wszystkich stosownych okoliczności krajowych i międzynarodowych, w szczególności wielkości rynku, układu sieci, rzeczywistych przepływów, w tym przepływów wyjściowych z danych państw członkowskich, możliwości fizycznych przepływów gazu w obu kierunkach, w tym wynikającej stąd ewentualnej potrzeby wzmocnienia systemu przesyłowego, możliwości produkcyjnych i magazynowych oraz roli gazu w koszykach energetycznych, w szczególności w odniesieniu do systemów ciepłowniczych i produkcji energii elektrycznej oraz funkcjonowania przemysłu, a także aspektów bezpieczeństwa i jakości gazu;

c)

analizę różnych scenariuszy nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz i zakłócenia dostaw gazu, z uwzględnieniem historii, prawdopodobieństwa, pory roku, częstotliwości i długości ich występowania oraz z oszacowaniem ich prawdopodobnych skutków, takich jak:

(i)

zakłócenie funkcjonowania infrastruktury mającej znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu, szczególnie w infrastrukturze przesyłowej, magazynach lub terminalach LNG, w tym w największej infrastrukturze gazowniczej określonej do celów obliczenia wskaźnika N – 1; oraz

(ii)

zakłócenie dostaw od dostawców z państw trzecich, a także, w stosownych przypadkach, ryzyka geopolityczne;

d)

określenie wzajemnych oddziaływań i korelacji ryzyk pomiędzy państwami członkowskimi w grupie ryzyka oraz z innymi państwami członkowskimi lub innymi grupami ryzyka, stosownie do przypadku, w tym w odniesieniu do połączeń międzysystemowych, dostaw transgranicznych, transgranicznego dostępu do instalacji magazynowych oraz zdolności przepływu w obu kierunkach;

e)

uwzględnienie ryzyk związanych z kontrolą nad infrastrukturą mającą znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu w zakresie, w jakim ryzyka te mogą obejmować, między innymi, ryzyka niedoinwestowania, ograniczenia dywersyfikacji, niewłaściwego wykorzystania istniejącej infrastruktury lub naruszenia prawa Unii;

f)

uwzględnienie maksymalnej zdolności połączeń międzysystemowych w każdym granicznym punkcie wejścia i punkcie wyjścia oraz różnych poziomów napełnienia magazynów.

5.   Wspólne i krajowe oceny ryzyka przygotowuje się zgodnie z odpowiednim wzorem określonym w załączniku IV lub V. W razie konieczności państwa członkowskie mogą zawrzeć w ocenach ryzyka dodatkowe informacje. Komisja jest uprawniona do przyjmowania zgodnie z art. 19 aktów delegowanych w celu zmiany wzorów określonych w załączniku IV i V, po przeprowadzeniu konsultacji z GKG, aby uwzględnić doświadczenia zdobyte podczas stosowania niniejszego rozporządzenia oraz aby zmniejszyć obciążenia administracyjne dla państw członkowskich.

6.   Przedsiębiorstwa gazowe, odbiorcy przemysłowi gazu, odpowiednie organizacje reprezentujące interesy odbiorców będących gospodarstwami domowymi i odbiorców przemysłowych gazu, a także państwa członkowskie oraz – jeżeli nie są one właściwymi organami – krajowe organy regulacyjne, współpracują z właściwymi organami i na żądanie przekazują im wszystkie informacje niezbędne do wspólnych i krajowych ocen ryzyka.

7.   Do dnia 1 października 2018 r. państwa członkowskie przekazują Komisji pierwszą wspólną ocenę ryzyka, po jej uzgodnieniu przez wszystkie państwa członkowskie w danej grupie ryzyka, oraz krajowe oceny ryzyka. Następnie oceny ryzyka aktualizuje się co cztery lata, chyba że okoliczności wymagają częstszych aktualizacji. W ocenach ryzyka uwzględnia się postępy poczynione w zakresie inwestycji niezbędnych do spełnienia standardu w zakresie infrastruktury określonego w art. 5 oraz specyficzne dla danego państwa trudności, jakie wystąpiły w trakcie wdrażania nowych alternatywnych rozwiązań. W ocenach tych korzysta się również z doświadczeń nabytych poprzez symulację planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej określoną w art. 10 ust. 3.

Artykuł 8

Opracowanie planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej

1.   Środki na rzecz zapewnienia bezpieczeństwa dostaw gazu zawarte w planie działań zapobiegawczych i planie 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 do Unii.

2.   Właściwy organ każdego państwa członkowskiego, po skonsultowaniu się z przedsiębiorstwami gazowymi, odpowiednimi organizacjami reprezentującymi interesy odbiorców będących gospodarstwami domowymi i odbiorców przemysłowych gazu, w tym z producentami energii elektrycznej, operatorami systemów przesyłowych energii elektrycznej oraz – jeżeli nie jest on właściwym organem – z krajowym organem regulacyjnym opracowuje:

a)

zgodnie z art. 9 – plan działań zapobiegawczych, obejmujący środki niezbędne w celu wyeliminowania lub ograniczenia zidentyfikowanych ryzyk, odnoszący się do skutków środków w zakresie efektywności energetycznej i środków po stronie popytu we wspólnych i krajowych ocenach ryzyka;

b)

zgodnie z art. 10 – plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, obejmujący środki podejmowane w celu usunięcia lub ograniczenia skutków zakłócenia dostaw gazu.

3.   Plan działań zapobiegawczych oraz plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej zawierają rozdział regionalny lub kilka rozdziałów regionalnych, w przypadku gdy państwo członkowskie należy do różnych grup ryzyka określonych w załączniku I.

Rozdziały regionalne są opracowywane wspólnie przez wszystkie państwa członkowskie w grupie ryzyka przed ich włączeniem do odpowiednich planów krajowych. Komisja pełni rolę koordynującą w celu umożliwienia tego, aby rozdziały regionalne łącznie zwiększały bezpieczeństwo dostaw gazu w Unii, oraz nie powodowały żadnych sprzeczności, oraz w celu przezwyciężenia wszelkich przeszkód we współpracy.

Rozdziały regionalne zawierają odpowiednie i skuteczne środki transgraniczne, w tym w odniesieniu do LNG, pod warunkiem zgody wdrażających te środki państw członkowskich z tej samej lub z różnych grup ryzyka, których dotyczy dany środek, na podstawie symulacji, o której mowa w art. 7 ust. 1, i wspólnej oceny ryzyka.

4.   Właściwe organy regularnie informują GKG o postępach w przygotowaniu i przyjęciu planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, zwłaszcza w odniesieniu do rozdziałów regionalnych. W szczególności właściwe organy uzgadniają mechanizm współpracy w zakresie przygotowania planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, obejmujący wymianę projektów planów. Właściwe organy informują GKG o takim uzgodnionym mechanizmie współpracy na 16 miesięcy przed upływem terminu uzgodnienia tych planów i ich aktualizacji.

Komisja może pełnić rolę koordynującą w procesie przygotowywania planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, w szczególności w zakresie ustanowienia mechanizmu współpracy. Jeżeli właściwe organy w ramach danej grupy ryzyka nie uzgodnią mechanizmu współpracy, Komisja proponuje mechanizm współpracy dla tej grupy ryzyka. Zainteresowane właściwe organy uzgadniają mechanizm współpracy dla tej grupy ryzyka przy uwzględnieniu propozycji Komisji. Właściwe organy zapewniają regularne monitorowanie wdrażania planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

5.   Plan działań zapobiegawczych i plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej opracowuje się zgodnie ze wzorami zawartymi w załącznikach VI i VII. Komisja jest uprawniona do przyjmowania zgodnie z art. 19 aktów delegowanych w celu zmiany wzorów zawartych w załącznikach VI i VII, po przeprowadzeniu konsultacji z GKG, aby uwzględnić doświadczenia zdobyte podczas stosowania niniejszego rozporządzenia oraz aby zmniejszyć obciążenia administracyjne dla państw członkowskich.

6.   Właściwe organy sąsiadujących państw członkowskich w stosownym czasie konsultują się wzajemnie w celu zapewnienia spójności między ich planami działań zapobiegawczych oraz ich planami na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

Właściwe organy w każdej grupie ryzyka udostępniają sobie wzajemnie projekty planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej z propozycjami współpracy najpóźniej pięć miesięcy przed upływem terminu przedłożenia planów.

Ostateczne wersje rozdziałów regionalnych, o których mowa w ust. 3, są uzgadniane przez wszystkie państwa członkowskie w danej grupie ryzyka. Plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej zawierają również krajowe środki niezbędne do wdrażania i egzekwowania środków transgranicznych zawartych w rozdziałach regionalnych.

7.   Plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej są podawane do wiadomości publicznej i zgłaszane Komisji do dnia 1 marca 2019 r. Komisja informuje GKG o powiadomieniu o planach i publikuje je na swojej stronie internetowej.

W terminie czterech miesięcy od powiadomienia przez właściwe organy Komisja ocenia te plany uwzględniając opinie wyrażone w ramach GKG.

8.   Komisja wydaje opinię skierowaną do właściwego organu zawierającą zalecenie wprowadzenia zmiany w planie działań zapobiegawczych lub planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, jeżeli stwierdzi, że:

a)

plan nie jest skuteczny w ograniczaniu ryzyk wskazanych w ocenie ryzyka;

b)

plan nie jest spójny z ocenionymi scenariuszami ryzyka lub planami innego państwa członkowskiego lub grupy ryzyka;

c)

plan jest sprzeczny z wymogiem określonym w ust. 1 dotyczącym zakazu bezzasadnego zakłócania konkurencji lub skutecznego funkcjonowania rynku wewnętrznego; lub

d)

plan nie jest zgodny z przepisami niniejszego rozporządzenia lub z innymi przepisami prawa Unii.

9.   W terminie trzech miesięcy od powiadomienia o wydanej przez Komisję opinii, o której mowa w ust. 8, zainteresowany właściwy organ powiadamia Komisję o zmienionym planie działań zapobiegawczych lub planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej lub informuje Komisję o powodach, dla których nie zgadza się z jej zaleceniami.

W przypadku braku zgody w odniesieniu do elementów, o których mowa w ust. 8, Komisja może, w terminie czterech miesięcy od otrzymania odpowiedzi właściwego organu, wycofać swoje żądanie lub zwołać w celu rozpatrzenia tej kwestii posiedzenie z właściwym organem oraz, jeżeli uzna to za niezbędne, z GKG. Komisja przedstawia szczegółowe uzasadnienie swojego żądania dotyczącego wprowadzenia zmian w planie działań zapobiegawczych lub planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Zainteresowany właściwy organ w pełni uwzględnia szczegółowe uzasadnienie Komisji.

W stosownych przypadkach zainteresowany właściwy organ niezwłocznie zmienia plan działań zapobiegawczych lub plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej i podaje zmieniony plan do wiadomości publicznej.

Jeżeli ostateczne stanowisko zainteresowanego właściwego organu odbiega od szczegółowego uzasadnienia Komisji, ten właściwy organ – w terminie dwóch miesięcy od otrzymania szczegółowego uzasadnienia Komisji – przedstawia i podaje do wiadomości publicznej, wraz ze swoim stanowiskiem i szczegółowym uzasadnieniem Komisji, uzasadnienie swojego stanowiska.

10.   W odniesieniu do środków nierynkowych przyjętych od dnia 1 listopada 2017 r. zastosowanie ma procedura określona w art. 9 ust. 4, 6, 8 i 9.

11.   Zachowana musi być poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.

12.   Plany działań zapobiegawczych i plany na wypadek sytuacji nadzwyczajnej opracowane na podstawie rozporządzenia (UE) nr 994/2010, zaktualizowane zgodnie z tym rozporządzeniem, pozostają w mocy do czasu pierwszego opracowania planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, o których mowa w ust. 1 niniejszego artykułu.

Artykuł 9

Treść planów działań zapobiegawczych

1.   Plan działań zapobiegawczych zawiera:

a)

wyniki oceny ryzyka oraz streszczenie rozpatrzonych scenariuszy, o których mowa w art. 7 ust. 4 lit. c);

b)

definicję odbiorców chronionych oraz informacje określone w art. 6 ust. 1 akapit drugi;

c)

informacje o środkach, ilościach gazu i zdolnościach niezbędnych do spełnienia standardu w zakresie infrastruktury i standardu w zakresie dostaw gazu, określonych w art. 5 i 6, w tym, w stosownych przypadkach, stopień, w jakim środki po stronie popytu mogą wystarczająco i w odpowiednim czasie zrekompensować zakłócenie dostaw gazu, o czym mowa w art. 5 ust. 2, wskazanie – w przypadku stosowania art. 5 ust. 3 – największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom, określenie niezbędnych ilości gazu w odniesieniu do każdej kategorii odbiorców chronionych i każdego scenariusza, o czym mowa w art. 6 ust. 1, oraz określenie każdego podwyższonego standardu w zakresie dostaw gazu, włącznie z uzasadnieniem, w którym wykazuje się zgodność z warunkami określonymi w art. 6 ust. 2 i opisem mechanizmu do celów tymczasowego ograniczenia podwyższonego standardu w zakresie dostaw gazu lub dodatkowego obowiązku zgodnie z art. 11 ust. 3;

d)

obowiązki nałożone na przedsiębiorstwa gazowe, przedsiębiorstwa elektroenergetyczne, w stosownych przypadkach, i inne odpowiednie podmioty mogące mieć wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu, na przykład obowiązki w zakresie bezpiecznej eksploatacji systemu gazowego;

e)

informacje o pozostałych środkach zapobiegawczych mających odnosić się do ryzyk zidentyfikowanych w ocenie ryzyka, jak na przykład o środkach związanych z potrzebą poprawy połączeń międzysystemowych między sąsiadującymi państwami członkowskimi, dalszej poprawy efektywności energetycznej i zmniejszenia zapotrzebowania na gaz oraz z możliwością dywersyfikacji dróg i źródeł dostaw gazu oraz z regionalnym wykorzystaniem istniejących zdolności w zakresie magazynowania i LNG – w stosownych przypadkach – aby w zakresie w jakim jest to możliwe utrzymać dostawy gazu dla wszystkich odbiorców;

f)

informacje na temat wpływu środków przewidzianych w planie na gospodarkę oraz na temat skuteczności i wydajności tych środków, łącznie z obowiązkami, o których mowa w lit. k);

g)

opis oddziaływania przewidzianych w planie środków na funkcjonowanie wewnętrznego rynku energii, jak również rynków krajowych, łącznie z obowiązkami, 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 przygotowywania i realizacji planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej;

j)

informacje na temat istniejących i przyszłych połączeń międzysystemowych i infrastruktury, w tym połączeń i infrastruktury zapewniających dostęp do rynku wewnętrznego, przepływów transgranicznych, transgranicznego dostępu do instalacji magazynowych i instalacji LNG oraz zdolności przepływu w obu kierunkach, w szczególności w przypadku sytuacji nadzwyczajnej;

k)

informacje o wszystkich obowiązkach świadczenia usług użyteczności publicznej, które mają związek z bezpieczeństwem dostaw gazu.

Informacje krytyczne odnoszące się do akapitu pierwszego lit. a), c) i d), które w przypadku ujawnienia mogłyby stanowić zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu, mogą zostać pominięte.

2.   W planie działań zapobiegawczych, w szczególności w opisie działań służących spełnieniu standardu w zakresie infrastruktury określonego w art. 5, uwzględnia się ogólnounijny dziesięcioletni plan rozwoju sieci, opracowywany przez ENTSOG zgodnie z art. 8 ust. 10 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.

3.   Plan działań zapobiegawczych opiera się przede wszystkim na środkach rynkowych i nie może on nakładać nadmiernych obciążeń na przedsiębiorstwa gazowe ani negatywnie wpływać na funkcjonowanie wewnętrznego rynku gazu.

4.   Państwa członkowskie, w szczególności ich właściwe organy, zapewniają, aby wszystkie zapobiegawcze środki nierynkowe, takie jak środki, o których mowa w załączniku VIII, przyjmowane od dnia 1 listopada 2017 r., niezależnie od tego, czy są one częścią planu działań zapobiegawczych czy będą przyjmowane później, spełniały kryteria określone w art. 6 ust. 2 akapit pierwszy.

5.   Właściwy organ podaje do wiadomości publicznej każdy środek, o którym mowa w ust. 4 i który nie został jeszcze włączony do planu działań zapobiegawczych, oraz przekazuje Komisji opis takiego środka i jego wpływu na rynek krajowy gazu oraz, w możliwym zakresie, na rynki gazu innych państw członkowskich.

6.   Jeżeli Komisja ma wątpliwości co do tego, czy środek, o którym mowa w ust. 4 niniejszego artykułu, spełnia kryteria określone w art. 6 ust. 2 akapit pierwszy, zwraca się do zainteresowanego państwa członkowskiego o przekazanie oceny skutków.

7.   Ocena skutków na podstawie ust. 6 obejmuje przynajmniej następujące elementy:

a)

potencjalny wpływ na rozwój krajowego rynku gazu i na konkurencję na szczeblu krajowym;

b)

potencjalny wpływ na rynek wewnętrzny gazu;

c)

potencjalny wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu w sąsiadujących państwach członkowskich, szczególnie w przypadku środków, które mogłyby prowadzić do zmniejszenia płynności na rynkach regionalnych lub ograniczenia przepływów do sąsiadujących państw członkowskich;

d)

ocena kosztów i korzyści w porównaniu z alternatywnymi środkami rynkowymi;

e)

ocena konieczności i proporcjonalności w porównaniu z możliwymi środkami rynkowymi;

f)

ocena, czy środek zapewnia równe możliwości wszystkim uczestnikom rynku;

g)

strategia stopniowego wycofywania planowanego środka, przewidywany okres jego obowiązywania oraz odpowiedni harmonogram przeglądu.

Analizę, o której mowa w lit. a) i b), przeprowadza krajowy organ regulacyjny. Ocena skutków jest podawana przez właściwy organ do wiadomości publicznej i przekazywana Komisji.

8.   W przypadku gdy Komisja, w oparciu o ocenę skutków uzna, że środek może stanowić zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu w innych państwach członkowskich lub Unii, podejmuje – w terminie czterech miesięcy od powiadomienia o ocenie skutków – decyzję, w której żąda, w niezbędnym zakresie, zmiany lub wycofania środka.

Przyjęty środek wchodzi w życie dopiero po jego zatwierdzeniu przez Komisję lub zmianie zgodnie z decyzją Komisji.

Bieg czteromiesięcznego terminu rozpoczyna się w dniu następującym po otrzymaniu kompletnego powiadomienia. Czteromiesięczny termin może zostać przedłużony za obopólną zgodą Komisji i właściwego organu.

9.   W przypadku gdy Komisja, w oparciu o ocenę skutków uzna, że środek nie spełnia kryteriów określonych w art. 6 ust. 2 akapit pierwszy, może – w terminie czterech miesięcy od powiadomienia o ocenie skutków – wydać opinię. Zastosowanie ma procedura określona w art. 8 ust. 8 i 9.

Bieg czteromiesięcznego terminu rozpoczyna się w dniu następującym po otrzymaniu kompletnego powiadomienia. Czteromiesięczny termin ten może zostać przedłużony za obopólną zgodą Komisji i właściwego organu.

10.   Art. 8 ust. 9 ma zastosowanie do wszelkich środków podlegających ust. 6–9 niniejszego artykułu.

11.   Plan działań zapobiegawczych jest aktualizowany co cztery lata po dniu 1 marca 2019 r. lub – jeżeli jest to uzasadnione okolicznościami – częściej, lub na żądanie Komisji. W zaktualizowanym planie uwzględnia się uaktualnioną ocenę ryzyka i wyniki testów przeprowadzonych zgodnie z art. 10 ust. 3. Do zaktualizowanego planu stosuje się przepisy art. 8.

Artykuł 10

Treść planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej

1.   Plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej:

a)

jest sporządzany w oparciu o stany kryzysowe, o których mowa w art. 11 ust. 1;

b)

określa role i obowiązki przedsiębiorstw gazowych, operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej, w stosownych przypadkach, i odbiorców przemysłowych gazu, w tym odpowiednich producentów energii elektrycznej, z uwzględnieniem różnego stopnia, w jakim zakłócenie dostaw gazu dotyka te podmioty, oraz ich interakcję z właściwymi organami i – w stosownych sytuacjach – z krajowymi organami regulacyjnymi, w przypadku każdego ze stanów kryzysowych, o których mowa w art. 11 ust. 1;

c)

określa role i obowiązki właściwych organów oraz pozostałych podmiotów, którym delegowano zadania zgodnie z art. 3 ust. 2, w przypadku każdego ze stanów kryzysowych, o których mowa w art. 11 ust. 1;

d)

zapewnia przedsiębiorstwom gazowym i odbiorcom przemysłowym gazu, w tym odpowiednim producentom energii elektrycznej, wystarczające możliwości reagowania na stany kryzysowe, o których mowa w art. 11 ust. 1;

e)

w stosownych przypadkach zawiera opis środków i działań, które należy podjąć w celu ograniczenia potencjalnego wpływu zakłócenia dostaw gazu na systemy ciepłownicze oraz na dostawy energii elektrycznej wytwarzanej przy użyciu gazu, między innymi – w stosownych przypadkach – poprzez zintegrowane spojrzenie na eksploatację systemów gazowych i elektroenergetycznych;

f)

określa szczegółowe procedury i środki, jakie mają być stosowane w przypadku stanów kryzysowych, o których mowa w art. 11 ust. 1, w tym odpowiednie schematy przepływu informacji;

g)

wskazuje podmiot zarządzający w sytuacji kryzysowej i określa jego rolę;

h)

określa wkład środków rynkowych w rozwiązywanie sytuacji w stanie alarmowym i w łagodzenie sytuacji w stanie nadzwyczajnym;

i)

określa wkład środków nierynkowych, planowanych lub przewidzianych do wdrożenia w przypadku stanu nadzwyczajnego, oraz ocenia stopień, w jakim zastosowanie takich środków nierynkowych jest konieczne w celu zaradzenia kryzysowi. Dokonuje się oceny skutków środków nierynkowych i określa procedury wdrażania takich środków. Środki nierynkowe mają być stosowane wyłącznie, w przypadku gdy same tylko mechanizmy rynkowe nie są już w stanie zapewnić dostaw, w szczególności dla odbiorców chronionych, lub na potrzeby stosowania art. 13;

j)

zawiera opis mechanizmów współpracy z innymi państwami członkowskimi w przypadku stanów kryzysowych, o których mowa w art. 11 ust. 1, i uzgodnienia dotyczące wymiany informacji między właściwymi organami;

k)

zawiera szczegółowy opis nałożonych na przedsiębiorstwa gazowe i, w stosownych przypadkach, przedsiębiorstwa elektroenergetyczne obowiązków w zakresie sprawozdawczości w przypadku stanu alarmowego i stanu nadzwyczajnego;

l)

zawiera opis dokonanych uzgodnień technicznych lub prawnych w celu uniknięcia nienależytego zużycia gazu przez odbiorców podłączonych do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej gazu, którzy nie są odbiorcami chronionymi;

m)

zawiera opis dokonanych uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych na potrzeby stosowania obowiązków związanych z solidarnym wsparciem określonych w art. 13;

n)

zawiera oszacowanie ilości gazu, które mogą być zużyte przez odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia, obejmujące co najmniej przypadki opisane w art. 6 ust. 1;

o)

ustanawia wykaz ustalonych wcześniej działań służących zapewnieniu dostępności gazu w przypadku sytuacji nadzwyczajnej, w tym wykaz umów handlowych między podmiotami uczestniczącymi w takich działaniach oraz, w stosownych przypadkach, mechanizmów rekompensat dla przedsiębiorstw gazowych, z należytym uwzględnieniem poufności danych szczególnie chronionych. Działania takie mogą obejmować umowy transgraniczne między państwami członkowskimi lub przedsiębiorstwami gazowymi.

Aby zapobiec nieuzasadnionemu zużyciu gazu podczas sytuacji nadzwyczajnej zgodnie z akapitem pierwszym lit. l) lub w czasie stosowania środków, o których mowa w art. 11 ust. 3 i w art. 13, właściwy organ zainteresowanego państwa członkowskiego informuje odbiorców, którzy nie są odbiorcami chronionymi, że muszą zaprzestać zużycia gazu lub je ograniczyć bez stwarzania sytuacji niebezpiecznych pod względem technicznym.

2.   Plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej jest aktualizowany co cztery lata po dniu 1 marca 2019 r. lub – jeżeli jest to uzasadnione okolicznościami – częściej, lub na żądanie Komisji. W zaktualizowanym planie uwzględnia się uaktualnioną ocenę ryzyka i wyniki testów przeprowadzonych zgodnie z ust. 3 niniejszego artykułu. Do zaktualizowanego planu stosuje się art. 8 ust. 4–11.

3.   Środki, działania i procedury przewidziane w planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej są testowane co najmniej jednokrotnie w czteroletnim okresie między aktualizacjami, o których mowa w ust. 2. W celu przetestowania planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej właściwy organ przeprowadza symulację scenariuszy sytuacji o znacznych skutkach i sytuacji o skutkach umiarkowanych oraz reagowania w czasie rzeczywistym zgodnie z tym planem na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Właściwy organ przedstawia wyniki tych testów na forum GKG.

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 11

Ogłoszenie stanu kryzysowego

1.   Ustanawia się następujące trzy stany kryzysowe:

a)

stan wczesnego ostrzeżenia: jeżeli istnieją konkretne, poważne i wiarygodne informacje, że może dojść do zdarzenia, które prawdopodobnie spowoduje znaczne pogorszenie się sytuacji w zakresie dostaw gazu i prawdopodobnie doprowadzi do ogłoszenia stanu alarmowego lub stanu nadzwyczajnego; stan wczesnego ostrzeżenia może zostać aktywowany poprzez mechanizm wczesnego ostrzegania;

b)

stan alarmowy: jeżeli wystąpi zakłócenie dostaw gazu lub nadzwyczajnie wysokie zapotrzebowanie na gaz, które powoduje znaczne pogorszenie się sytuacji w zakresie dostaw gazu, ale rynek nadal jest w stanie zniwelować to zakłócenie lub zaspokoić zapotrzebowanie bez konieczności stosowania środków nierynkowych;

c)

stan nadzwyczajny: jeżeli występuje nadzwyczajnie wysokie zapotrzebowanie na gaz, znaczne zakłócenie dostaw gazu lub inne znaczne pogorszenie się sytuacji w zakresie dostaw gazu oraz jeżeli 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 w szczególności zabezpieczyć dostawy gazu do odbiorców chronionych, zgodnie z art. 6.

2.   W przypadku ogłoszenia przez właściwy organ jednego ze stanów kryzysowych, o których mowa w ust. 1, niezwłocznie powiadamia on o tym Komisję, a także właściwe organy państw członkowskich, z którymi państwo członkowskie tego właściwego organu jest bezpośrednio połączone, i przekazuje im 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 działające w Komisji Centrum Koordynacji Reagowania Kryzysowego (ERCC).

3.   W przypadku gdy państwo członkowskie ogłosiło stan nadzwyczajny i zasygnalizowało, że potrzebne będą działania transgraniczne, podwyższone standardy w zakresie dostaw gazu lub dodatkowe obowiązki na podstawie art. 6 ust. 2 nałożone na przedsiębiorstwa gazowe w innych państwach członkowskich należących do tej samej grupy ryzyka obniża się tymczasowo do poziomu określonego w art. 6 ust. 1.

Obowiązki określone w akapicie pierwszym niniejszego ustępu przestają mieć zastosowanie z chwilą ogłoszenia końca stanu nadzwyczajnego przez właściwy organ lub stwierdzenia przez Komisję, zgodnie z ust. 8 akapit pierwszy, że ogłoszenie stanu nadzwyczajnego nie jest lub przestało być uzasadnione.

4.   W przypadku ogłoszenia przez właściwy organ stanu nadzwyczajnego, realizuje on ustalone wcześniej działania zgodnie ze swoim planem na wypadek sytuacji nadzwyczajnej i niezwłocznie powiadamia Komisję i właściwe organy w grupie ryzyka, a także właściwe organy państw członkowskich, z którymi państwo członkowskie tego właściwego organu jest bezpośrednio połączone, w szczególności o działaniach, które zamierza podjąć. W należycie uzasadnionych wyjątkowych okolicznościach właściwy organ może podjąć działania odbiegające od planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Właściwy organ niezwłocznie powiadamia Komisję i właściwe organy w swojej grupie ryzyka, określonej w załączniku I, a także właściwe organy państw członkowskich, z którymi państwo członkowskie tego właściwego organu jest bezpośrednio połączone, o wszelkich takich działaniach, a także przedstawia uzasadnienie odstępstwa.

5.   W przypadku ogłoszenia w sąsiadującym państwie członkowskim stanu nadzwyczajnego, operator systemu przesyłowego zapewnia, aby zdolność w punktach połączeń międzysystemowych z tym państwem członkowskim – niezależnie od tego, czy jest ona ciągła czy przerywana, oraz od tego, czy była zarezerwowana przed ogłoszeniem stanu nadzwyczajnego lub w jego trakcie – miała pierwszeństwo wobec konkurencyjnej zdolności w punktach wyjścia do instalacji magazynowych. Użytkownik systemowy zdolności, której przyznano pierwszeństwo, niezwłocznie wypłaca uczciwą rekompensatę użytkownikowi systemowemu zdolności ciągłej z tytułu straty finansowej poniesionej w wyniku przyznania pierwszeństwa, w tym proporcjonalny zwrot z tytułu kosztów przerwania zdolności ciągłej. Proces ustalania i wypłacania rekompensaty nie wpływa na realizację zasady pierwszeństwa.

6.   Państwa członkowskie, w szczególności właściwe organy, zapewniają, by:

a)

nie wprowadzano środków, które w dowolnym momencie bezzasadnie ograniczają przepływ gazu na rynku wewnętrznym;

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, w jakim jest to możliwe pod względem technicznym i bezpieczne, zgodnie z planem na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

7.   Podczas stanu nadzwyczajnego oraz z uzasadnionych powodów, na wniosek odpowiedniego operatora systemu przesyłowego energii elektrycznej lub gazu, państwo członkowskie może podjąć decyzję o priorytetowym traktowaniu dostaw gazu do niektórych kluczowych elektrowni gazowych względem dostaw gazu do niektórych kategorii odbiorców chronionych, jeśli brak dostaw gazu do takich kluczowych elektrowni gazowych:

a)

mógłby skutkować poważnymi szkodami dla funkcjonowania systemu elektroenergetycznego; lub

b)

utrudniłby produkcję lub przesył gazu.

Państwa członkowskie opierają każdy taki środek na ocenie ryzyka.

Kluczowe elektrownie gazowe, o których mowa w akapicie pierwszym, muszą być jasno wskazane wraz z ewentualnymi ilościami gazu, które podlegałyby takiemu środkowi, i ujęte w regionalnych rozdziałach planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Elektrownie te muszą zostać wskazane w ścisłej współpracy z operatorami systemów przesyłowych systemu elektroenergetycznego i systemu gazowego danego państwa członkowskiego.

8.   Komisja możliwie jak najszybciej, a w każdym razie w ciągu 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 nałożenia na przedsiębiorstwa gazowe nieuzasadnionych obciążeń oraz czy są zgodne z ust. 6. Komisja może na wniosek innego właściwego organu, przedsiębiorstw gazowych lub z własnej inicjatywy zwrócić się do właściwego organu o zmianę tych środków, w przypadku gdy są one sprzeczne z warunkami, o których mowa w zdaniu pierwszym niniejszego ustępu. Komisja może również zwrócić się do właściwego organu o ogłoszenie końca stanu nadzwyczajnego, jeżeli uzna, że ogłoszenie stanu nadzwyczajnego nie jest lub przestało być uzasadnione zgodnie z ust. 1 lit. c).

W ciągu trzech dni od powiadomienia o żądaniu Komisji, właściwy organ zmienia wprowadzone środki i powiadamia o tym Komisję lub informuje ją o powodach, dla których nie zgadza się z jej żądaniem. W przypadku braku zgody Komisja może, w ciągu trzech dni od otrzymania informacji, zmienić lub wycofać swoje żądanie lub zwołać w celu rozpatrzenia tej kwestii posiedzenie z właściwym organem lub, w stosownych przypadkach, zainteresowanymi właściwymi organami oraz, jeżeli uzna to za niezbędne, z GKG. Komisja przedstawia szczegółowe uzasadnienie żądanych zmian danego działania. Właściwy organ w pełni uwzględnia stanowisko Komisji. Jeżeli ostateczna decyzja właściwego organu odbiega od stanowiska Komisji, właściwy organ przedstawia uzasadnienie tej decyzji.

9.   W przypadku ogłoszenia przez właściwy organ końca jednego ze stanów kryzysowych, o których mowa w ust. 1, organ ten informuje o tym Komisję, a także właściwe organy państw członkowskich, z którymi państwo członkowskie tego właściwego organu jest bezpośrednio połączone.

Artykuł 12

Reagowanie w przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii

1.   Komisja może ogłosić stan nadzwyczajny w regionie lub w Unii na wniosek właściwego organu, który ogłosił stan nadzwyczajny, oraz po weryfikacji zgodnie z art. 11 ust. 8.

Komisja ogłasza – stosownie do sytuacji – stan nadzwyczajny w regionie lub w Unii na wniosek co najmniej dwóch właściwych organów, które ogłosiły stan nadzwyczajny, oraz po weryfikacji zgodnie z art. 11 ust. 8 i jeżeli przyczyny ogłoszenia takich stanów nadzwyczajnych są powiązane.

We wszystkich przypadkach, ogłaszając stan nadzwyczajny w regionie lub w Unii, Komisja, korzystając ze środków komunikacji najodpowiedniejszych do sytuacji, zasięga opinii pozostałych właściwych organów i należycie uwzględnia wszystkie odpowiednie informacje przekazane przez te organy. Jeżeli Komisja postanowi po wydaniu oceny, że sytuacja, która stanowiła podstawę do ogłoszenia stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii, nie uzasadnia już utrzymania stanu nadzwyczajnego, ogłasza koniec takiego stanu w regionie lub w Unii oraz uzasadnia swoją decyzję i informuje o niej Radę.

2.   Niezwłocznie po ogłoszeniu stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii Komisja zwołuje posiedzenie GKG.

3.   W przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii Komisja koordynuje działania właściwych organów, w pełni uwzględniając odpowiednie informacje uzyskane w ramach i w wyniku konsultacji z GKG. 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;

c)

koordynuje działania dotyczące państw trzecich.

4.   Komisja może zwołać posiedzenie grupy ds. zarządzania kryzysowego, w której skład wchodzą podmioty zarządzające w sytuacji kryzysowej, o których mowa w art. 10 ust. 1 lit. g), pochodzące z państw członkowskich objętych stanem nadzwyczajnym. W porozumieniu z podmiotami zarządzającymi w sytuacji kryzysowej Komisja może zaprosić do uczestnictwa inne odpowiednie zainteresowane strony. Komisja zapewnia regularne informowanie GKG o pracach prowadzonych przez grupę ds. zarządzania kryzysowego.

5.   Państwa członkowskie, w szczególności właściwe organy, zapewniają, by:

a)

nie wprowadzano środków, które w dowolnym momencie bezzasadnie ograniczają przepływ gazu na rynku wewnętrznym, szczególnie 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, w jakim jest to możliwe pod względem technicznym i bezpieczne, zgodnie z planem na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

6.   W przypadku gdy na wniosek właściwego organu lub przedsiębiorstwa gazowego lub z własnej inicjatywy Komisja uzna, że w kontekście stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii działania podjęte przez państwo członkowskie lub 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, podając stosowne uzasadnienie. Należycie uwzględnia się konieczność nieprzerwanej bezpiecznej eksploatacji systemu gazowego.

W ciągu trzech dni od powiadomienia o żądaniu Komisji państwo członkowskie lub właściwy organ zmieniają podjęte działania i powiadamiają o tym Komisję lub informują ją o powodach, dla których nie zgadzają się z jej żądaniem. W przypadku braku zgody Komisja może, w ciągu trzech dni od otrzymania informacji, zmienić lub wycofać swoje żądanie lub zwołać w celu rozpatrzenia tej kwestii posiedzenie z państwem członkowskim lub właściwym organem oraz, jeżeli Komisja uzna to za niezbędne, z GKG. Komisja przedstawia szczegółowe uzasadnienie żądanych zmian danego 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 GKG, sporządza stałą listę rezerwową na potrzeby grupy zadaniowej ds. monitorowania, składającej się z ekspertów z sektora oraz przedstawicieli Komisji. Grupa zadaniowa ds. monitorowania może zostać wysłana w razie konieczności poza terytorium Unii, a jej zadaniem jest monitorowanie przepływów gazu do Unii oraz przedstawianie sprawozdań na ten temat, we współpracy z państwami trzecimi będącymi dostawcami i państwami trzecimi tranzytu.

8.   Właściwy organ powiadamia działające w Komisji ERCC o zapotrzebowaniu na pomoc. ERCC dokonuje oceny ogólnej sytuacji i doradza w kwestii pomocy, jakiej należy udzielić najbardziej dotkniętym państwom członkowskim oraz – w stosownych przypadkach – państwom trzecim.

Artykuł 13

Solidarność

1.   Jeżeli dane państwo członkowskie zwróciło się o zastosowanie środka solidarnościowego na podstawie niniejszego artykułu, państwo członkowskie, które jest bezpośrednio połączone z państwem członkowskim zwracającym się o wsparcie lub – jeżeli tak zdecyduje to państwo członkowskie – jego właściwy organ lub operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego podejmują – w miarę możliwości bez tworzenia niebezpiecznych sytuacji – działania niezbędne do zapewnienia, aby dostawy gazu na jego terytorium dla odbiorców innych niż odbiorcy chronieni w ramach solidarnego wsparcia zostały zmniejszone lub nie były kontynuowane w takim zakresie i przez taki czas, jakie są konieczne do zapewnienia dostaw gazu dla odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia w państwie członkowskim zwracającym się o wsparcie. Państwo członkowskie zwracające się o wsparcie zapewnia, aby odpowiednia ilość gazu została skutecznie dostarczona odbiorcom chronionym w ramach solidarnego wsparcia na jego terytorium.

W wyjątkowych okolicznościach i na należycie uzasadniony wniosek odpowiedniego operatora systemu przesyłowego energii elektrycznej lub gazu złożony do ich właściwego organu, dostawy gazu mogą być kontynuowane także do niektórych kluczowych elektrowni gazowych określonych na podstawie art. 11 ust. 7 w państwie członkowskim udzielającym solidarnego wsparcia, jeżeli brak dostaw gazu do takich elektrowni spowodowałby poważne szkody dla funkcjonowania systemu elektroenergetycznego lub utrudnił produkcję lub przesył gazu.

2.   Państwo członkowskie zapewnia również środek solidarnościowy innemu państwu członkowskiemu, z którym jest połączone poprzez państwo trzecie, chyba że przepływy przez terytorium tego państwa trzeciego są ograniczone. Takie rozszerzenie przedmiotowego środka podlega porozumieniu między odpowiednimi państwami członkowskimi, które obejmuje – stosownie do sytuacji – państwo trzecie, za pośrednictwem którego dane państwa członkowskie są połączone.

3.   Środek solidarnościowy jest stosowany w ostateczności i ma zastosowanie tylko w przypadku, gdy państwo członkowskie zwracające się o wsparcie:

a)

nie było w stanie pokryć deficytu dostaw gazu do swoich odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia mimo zastosowania środka, o którym mowa w art. 11 ust. 3;

b)

wyczerpało wszystkie środki rynkowe i wszystkie środki przewidziane w swoim planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej;

c)

skierowało wyraźny wniosek do Komisji oraz właściwych organów wszystkich państw członkowskich, z którymi jest połączone bezpośrednio albo – zgodnie z ust. 2 – poprzez państwo trzecie, któremu to wnioskowi towarzyszy opis wdrożonych środków, o których mowa w lit. b) niniejszego ustępu;

d)

zobowiązuje się niezwłocznie wypłacić państwu członkowskiemu udzielającemu solidarnego wsparcia uczciwą rekompensatę zgodnie z ust. 8.

4.   Jeżeli więcej niż jedno państwo członkowskie mogłoby udzielić solidarnego wsparcia państwu członkowskiemu zwracającemu się o wsparcie, państwo członkowskie zwracające się o wsparcie, po konsultacji ze wszystkimi państwami członkowskimi zobowiązanymi do udzielenia solidarnego wsparcia, wybiera najkorzystniejszą ofertę na podstawie kosztów, szybkości dostawy, niezawodności i dywersyfikacji dostaw gazu. Zainteresowane państwa członkowskie przedstawiają takie oferty na podstawie dobrowolnych środków po stronie popytu w takim zakresie i tak długo jak to możliwe, zanim odwołają się do środków nierynkowych.

5.   W przypadku gdy środki rynkowe okażą się dla państwa członkowskiego udzielającego solidarnego wsparcia niewystarczające do rozwiązania problemu deficytu dostaw gazu dla odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia w państwie członkowskim zwracającym się o wsparcie, państwo członkowskie udzielające solidarnego wsparcia może wprowadzić środki nierynkowe, aby spełnić obowiązki określone w ust. 1 i 2.

6.   Właściwy organ państwa członkowskiego zwracającego się o wsparcie niezwłocznie informuje Komisję i właściwe organy państw członkowskich udzielających solidarnego wsparcia o zaspokojeniu zapotrzebowania na dostawy gazu do odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia na jego terytorium lub o ograniczeniu, w oparciu o jego potrzeby, obowiązków wynikających z ust. 1 i 2, lub o zawieszeniu tych obowiązków na wniosek państwa członkowskiego otrzymującego solidarne wsparcie.

7.   Obowiązki określone w ust. 1 i 2 mają zastosowanie z zastrzeżeniem wymogów technicznie bezpiecznej i niezawodnej eksploatacji systemu gazowego państwa członkowskiego udzielającego solidarnego wsparcia oraz maksymalnej zdolności eksportowej połączeń międzysystemowych infrastruktury danego państwa członkowskiego na rzecz państwa członkowskiego zwracającego się o wsparcie. Takie okoliczności mogą być uwzględnione w uzgodnieniach technicznych, prawnych i finansowych, w szczególności takich, na podstawie których rynek zapewni dostawy do poziomu maksymalnej zdolności połączeń międzysystemowych.

8.   Solidarne wsparcie na mocy niniejszego rozporządzenia jest udzielane na zasadzie rekompensaty. Państwo członkowskie zwracające się o solidarne wsparcie niezwłocznie wypłaca państwu członkowskiemu udzielającemu solidarnego wsparcia uczciwą rekompensatę lub zapewnia jej niezwłoczną wypłatę. Taka uczciwa rekompensata obejmuje co najmniej:

a)

gaz dostarczony na terytorium państwa członkowskiego zwracającego się o wsparcie;

b)

wszystkie inne stosowne i uzasadnione koszty poniesione w ramach udzielania solidarnego wsparcia, w tym, w stosownych przypadkach, koszty środków, które mogły zostać z góry określone;

c)

zwrot wszelkich rekompensat wynikających z postępowań sądowych, postępowań arbitrażowych lub podobnych postępowań i ugód oraz powiązanych kosztów takich postępowań, do zapłaty których zobowiązane jest państwo członkowskie udzielające solidarnego wsparcia wobec podmiotów zaangażowanych w udzielanie takiego solidarnego wsparcia.

Uczciwa rekompensata na podstawie akapitu pierwszego obejmuje między innymi wszystkie uzasadnione koszty, które państwo członkowskie udzielające solidarnego wsparcia ponosi – w związku z wdrażaniem niniejszego artykułu – ze względu na obowiązek wypłaty rekompensaty z tytułu praw podstawowych gwarantowanych przez prawo Unii i z tytułu mających zastosowanie zobowiązań międzynarodowych, oraz inne uzasadnione koszty poniesione w związku z wypłatą rekompensaty na podstawie krajowych zasad dotyczących rekompensaty.

Do dnia 1 grudnia 2018 r. państwa członkowskie przyjmą niezbędne środki, w szczególności dokonają uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych na podstawie ust. 10, w celu wdrożenia akapitów pierwszego i drugiego niniejszego ustępu. Takie środki mogą przewidywać praktyczne warunki dokonywania niezwłocznej wypłaty.

9.   Państwa członkowskie zapewniają, aby przepisy niniejszego artykułu były wdrażane zgodnie z Traktatami, Kartą praw podstawowych Unii Europejskiej, a także mającymi zastosowanie zobowiązaniami międzynarodowymi. Podejmują w tym celu niezbędne środki.

10.   Do dnia 1 grudnia 2018 r. państwa członkowskie przyjmą konieczne środki, w tym środki ustalone w ramach uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych, w celu zapewnienia dostaw gazu dla odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia w państwie członkowskim zwracającym się o wsparcie zgodnie z ust. 1 i 2. Państwa członkowskie, które są ze sobą połączone bezpośrednio lub, zgodnie z ust. 2, poprzez państwo trzecie, dokonują uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych oraz opisują te uzgodnienia w swoich planach na wypadek sytuacji nadzwyczajnej. Takie uzgodnienia mogą obejmować, między innymi, następujące elementy:

a)

operacyjne bezpieczeństwo sieci;

b)

ceny gazu, które mają być stosowane, lub metodyka ich ustalania, przy uwzględnieniu wpływu na funkcjonowanie rynku;

c)

wykorzystanie połączeń międzysystemowych, w tym zdolności przepływu w obu kierunkach i podziemnego magazynowania gazu;

d)

ilości gazu lub metodyka ich ustalania;

e)

kategorie kosztów, które będą musiały być objęte uczciwą i niezwłoczną rekompensatą, mogące uwzględniać odszkodowania za straty poniesione przez sektor dotknięty ograniczeniami dostaw;

f)

wskazanie metody obliczenia uczciwej rekompensaty.

Uzgodnienia finansowe dokonane między państwami członkowskimi przed zwróceniem się o solidarne wsparcie zawierają postanowienia pozwalające na obliczenie uczciwej rekompensaty z tytułu co najmniej wszystkich stosownych i uzasadnionych kosztów poniesionych przy udzielaniu solidarnego wsparcia oraz zobowiązanie, że taka rekompensata zostanie wypłacona.

Każdy mechanizm rekompensaty musi uwzględniać środki zachęcające do udziału w rozwiązaniach rynkowych, takich jak aukcje i mechanizmy reagowania na popyt. Nie może tworzyć on dla podmiotów rynkowych niepożądanych zachęt, w tym finansowych, do odraczania ich działań do momentu zastosowania środków nierynkowych. Wszystkie mechanizmy rekompensaty lub przynajmniej ich streszczenie są zawarte w planach na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

11.   Dopóki państwo członkowskie może pokryć zużycie gazu przez swoich odbiorców chronionych w ramach solidarnego wsparcia z własnej produkcji, jest zwolnione z obowiązku dokonywania uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych z państwami członkowskimi, z którymi jest połączone bezpośrednio lub, zgodnie z ust. 2, poprzez państwo trzecie, do celów otrzymania solidarnego wsparcia. Zwolnienie to nie wpływa to na obowiązek udzielenia przez dane państwo członkowskie solidarnego wsparcia innym państwom członkowskim zgodnie z niniejszym artykułem.

12.   Do dnia 1 grudnia 2017 r., po konsultacji z GKG, Komisja przedstawi niewiążące prawnie wytyczne dotyczące kluczowych elementów uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych, zwłaszcza w odniesieniu do sposobu stosowania w praktyce elementów opisanych w ust. 8 i 10.

13.   W przypadku gdy państwa członkowskie do dnia 1 października 2018 r. nie dojdą do porozumienia w sprawie niezbędnych uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych, Komisja po konsultacji z zainteresowanymi właściwymi organami może zaproponować ramy takich środków zawierające zasady niezbędne do ich wprowadzenia w życie, które będą opierać się na wskazówkach Komisji, o których mowa w ust. 12. Państwa członkowskie zakończą proces uzgodnień do dnia 1 grudnia 2018 r. przy jak najpełniejszym uwzględnieniu propozycji Komisji.

14.   Jeżeli państwa członkowskie nie dojdą do porozumienia lub nie zakończą procesu dokonywania uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych, nie ma to wpływu na stosowanie niniejszego artykułu. W takiej sytuacji zainteresowane państwa członkowskie uzgadniają niezbędne środki ad hoc, a państwo członkowskie zwracające się o solidarne wsparcie podejmuje zobowiązanie zgodnie z ust. 3 lit. d).

15.   Obowiązki określone w ust. 1 i 2 niniejszego artykułu przestają mieć zastosowanie z chwilą ogłoszenia końca stanu nadzwyczajnego lub stwierdzenia przez Komisję, zgodnie z art. 11 ust. 8 akapit pierwszy, że ogłoszenie stanu nadzwyczajnego nie jest lub przestało być uzasadnione.

16.   W przypadku odpowiedzialności Unii z tytułu innego niż na podstawie art. 340 akapit drugi TFUE w związku z działaniem bezprawnym lub bezprawnym zachowaniem, w odniesieniu do środków, do których podjęcia państwa członkowskie są zobowiązane na podstawie niniejszego artykułu, poniesione koszty są jej zwracane przez państwo członkowskie otrzymujące solidarne wsparcie.

Artykuł 14

Wymiana informacji

1.   W przypadku gdy państwo członkowskie ogłosiło jeden ze stanów kryzysowych, o których mowa w art. 11 ust. 1, przedsiębiorstwa gazowe, których to dotyczy, codziennie udostępniają właściwemu organowi danego państwa członkowskiego w szczególności następujące informacje:

a)

dzienne prognozy zapotrzebowania na gaz i dostaw gazu na kolejne trzy dni w milionach metrów sześciennych na dobę (mln m3/dobę);

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 dla odbiorców chronionych.

2.   W przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii Komisja może zażądać od właściwego organu, o którym mowa w ust. 1, niezwłocznego przedstawienia co najmniej:

a)

informacji określonych w ust. 1;

b)

informacji na temat środków, które właściwy organ planuje podjąć oraz tych, które już wdrożył w celu złagodzenia 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, o którym mowa w ust. 1, najszybciej jak to możliwe, nie później jednak niż sześć tygodni po odwołaniu stanu nadzwyczajnego, przedkłada Komisji szczegółową ocenę stanu nadzwyczajnego oraz skuteczności zastosowanych środków, w tym ocenę wpływu stanu nadzwyczajnego na gospodarkę, wpływu na sektor elektroenergetyczny oraz pomocy udzielonej Unii i państwom członkowskim lub uzyskanej od Unii i państw członkowskich. Ocenę tę udostępnia się GKG 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 GKG o wynikach tej analizy, podając je w formie zagregowanej.

4.   W należycie uzasadnionych okolicznościach, niezależnie od ogłoszenia stanu nadzwyczajnego, właściwy organ najbardziej dotkniętego państwa członkowskiego może zobowiązać przedsiębiorstwa gazowe do dostarczania informacji, o których mowa 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, innych niż informacje dotyczące cen. Komisja może zwrócić się do właściwych organów o przekazanie jej informacji dostarczonych przez przedsiębiorstwa gazowe na mocy niniejszego ustępu, o ile te informacje nie zostały już przekazane Komisji.

5.   W przypadku gdy Komisja uzna, że dostawy gazu w Unii lub w części Unii są zagrożone lub istnieje prawdopodobieństwo takiego zagrożenia, które może prowadzić do ogłoszenia jednego ze stanów kryzysowych, o których mowa w art. 11 ust. 1, może ona zobowiązać zainteresowane właściwe organy do zgromadzenia i przekazania jej informacji niezbędnych do oceny sytuacji w zakresie dostaw gazu. Komisja udostępnia swoją ocenę GKG.

6.   Aby umożliwić właściwym organom i Komisji dokonanie oceny sytuacji w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu na szczeblu krajowym, regionalnym i unijnym, każde przedsiębiorstwo gazowe przekazuje:

a)

zainteresowanemu właściwemu organowi – następujące szczegółowe informacje na temat umów na dostawy gazu mających wymiar transgraniczny, których okres obowiązywania jest dłuższy niż rok i które dane przedsiębiorstwo gazowe zawarło w celu zakupu gazu:

(i)

okres obowiązywania umowy;

(ii)

określone w umowie roczne ilości gazu;

(iii)

określone w umowie maksymalne dzienne ilości gazu w przypadku stanu alarmowego lub stanu nadzwyczajnego;

(iv)

określone w umowie punkty dostawy;

(v)

minimalne dzienne i miesięczne ilości gazu;

(vi)

warunki wstrzymania dostaw gazu;

(vii)

wskazanie, czy dana umowa pojedynczo lub łącznie z umowami danego przedsiębiorstwa gazowego z tym samym dostawcą lub z przedsiębiorstwami powiązanymi z tym dostawcą powoduje osiągnięcie progu 28 %, o którym mowa w ust. 6 lit. b), w najbardziej dotkniętym państwie członkowskim lub przekroczenie tego progu;

b)

właściwemu organowi najbardziej dotkniętego państwa członkowskiego – informacje na temat swoich umów na dostawy gazu na okres dłuższy niż rok, niezwłocznie po ich zawarciu lub zmianie, zawartych lub zmienionych od dnia 1 listopada 2017 r., które pojedynczo lub łącznie z umowami danego przedsiębiorstwa gazowego z tym samym dostawcą lub przedsiębiorstwami powiązanymi z tym dostawcą odpowiadają ekwiwalentowi co najmniej 28 % rocznego zużycia gazu w tym państwie członkowskim obliczonego na podstawie najnowszych dostępnych danych. Ponadto do dnia 2 listopada 2018 r. przedsiębiorstwa gazowe przekazują właściwemu organowi informacje na temat wszystkich obowiązujących umów spełniających te same warunki. Obowiązek przekazywania informacji nie obejmuje informacji dotyczących cen i nie ma zastosowania do zmian dotyczących jedynie cen gazu. Obowiązek przekazywania informacji ma również zastosowanie do wszystkich umów handlowych mających znaczenie dla wykonywania umowy na dostawy gazu, z wyłączeniem informacji dotyczących cen.

Właściwy organ przekazuje Komisji w formie zanonimizowanej dane wymienione w akapicie pierwszym lit. a). W przypadku zawierania nowych umów lub wprowadzania zmian w obowiązujących umowach pełny zbiór danych jest przekazywany do końca września danego roku. W przypadku gdy właściwy organ ma wątpliwości, czy dana umowa, o której uzyskał informacje na podstawie akapitu pierwszego lit. b), stwarza zagrożenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu do państwa członkowskiego lub regionu, powiadamia o tej umowie Komisję.

7.   W przypadkach należycie uzasadnionych potrzebą zagwarantowania przejrzystości kluczowych umów na dostawy gazu mających znaczenie dla bezpieczeństwa dostaw gazu i w przypadku gdy właściwy organ najbardziej dotkniętego państwa członkowskiego lub Komisja uznają, że umowa na dostawy gazu może zagrozić bezpieczeństwu dostaw gazu w państwie członkowskim, regionie lub w Unii, właściwy organ państwa członkowskiego lub Komisja mogą zażądać od przedsiębiorstwa gazowego przedłożenia umowy, z wyłączeniem informacji dotyczących cen, do celów dokonania oceny jej wpływu na bezpieczeństwo dostaw. Żądanie to musi być uzasadnione i może również dotyczyć szczegółów wszelkich innych umów handlowych mających znaczenie dla wykonywania umowy na dostawy gazu, z wyłączeniem informacji dotyczących cen. W uzasadnieniu uwzględnia się proporcjonalność powiązanego obciążenia administracyjnego.

8.   Właściwe organy, które otrzymują informacje na podstawie ust. 6 lit. b) lub ust. 7 niniejszego artykułu, w ciągu trzech miesięcy oceniają otrzymane informacje pod kątem bezpieczeństwa dostaw gazu i przekazują wyniki swojej oceny Komisji.

9.   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 tych dokumentów. Komisja może przyjąć opinię, w której proponuje, aby w oparciu o informacje otrzymane na podstawie niniejszego artykułu właściwy organ wprowadził zmiany do ocen ryzyka lub do planów. Zainteresowany właściwy organ dokonuje przeglądu oceny ryzyka i planów, których dotyczy wniosek, zgodnie z procedurą określoną w art. 8 ust. 9.

10.   Do dnia 2 maja 2019 r. państwa członkowskie określą zasady dotyczące sankcji mających zastosowanie w przypadku naruszeń ust. 6 lub 7 niniejszego artykułu przez przedsiębiorstwa gazowe i przyjmą wszelkie środki niezbędne ich wdrożenia. Przewidziane sankcje muszą być skuteczne, proporcjonalne i odstraszające.

11.   Na użytek niniejszego artykułu „najbardziej dotknięte państwo członkowskie” oznacza państwo członkowskie, w którym strona danej umowy dokonuje największej sprzedaży gazu lub posiada najwięcej odbiorców.

12.   Wszystkie umowy lub informacje umowne otrzymane na podstawie ust. 6 i 7, a także odpowiednie oceny przeprowadzone przez właściwe organy lub Komisję są poufne. Właściwe organy i Komisja zapewniają pełną poufność.

Artykuł 15

Tajemnica służbowa

1.   Wszelkie szczególnie chronione informacje handlowe otrzymywane, wymieniane lub przekazywane na mocy art. 14 ust. 4–8 oraz art. 18, z wyłączeniem wyników ocen, o których mowa w art. 14 ust. 3 i 5, są poufne i podlegają warunkom tajemnicy służbowej określonym w niniejszym artykule.

2.   Obowiązkowi zachowania tajemnicy służbowej podlegają następujące osoby, które otrzymują informacje poufne zgodnie z niniejszym rozporządzeniem:

a)

osoby pracujące obecnie lub w przeszłości na rzecz Komisji;

b)

audytorzy i eksperci wykonujący prace na zlecenie Komisji;

c)

osoby pracujące obecnie lub w przeszłości na rzecz właściwych organów i krajowych organów regulacyjnych lub na rzecz innych odpowiednich organów;

d)

audytorzy i eksperci wykonujący prace na zlecenie właściwych organów i krajowych organów regulacyjnych lub innych odpowiednich organów.

3.   Bez uszczerbku dla przypadków podlegających prawu karnemu, pozostałym przepisom niniejszego rozporządzenia lub innemu stosownemu prawu Unii, informacji poufnych otrzymywanych w ramach pełnionych obowiązków przez osoby, o których mowa w ust. 2, nie wolno ujawniać żadnej innej osobie ani organowi, z wyjątkiem informacji w postaci skróconej lub zagregowanej uniemożliwiających identyfikację poszczególnych uczestników rynku lub poszczególnych rynków.

4.   Bez uszczerbku dla przypadków podlegających prawu karnemu Komisja, właściwe organy i krajowe organy regulacyjne, podmioty lub osoby, które otrzymują informacje poufne na podstawie niniejszego rozporządzenia, mogą je wykorzystywać wyłącznie na potrzeby swoich obowiązków oraz wykonywania swoich funkcji. Inne organy, podmioty lub osoby mogą wykorzystywać takie informacje do celów, w jakich zostały im przekazane, lub w ramach postępowania administracyjnego lub sądowego bezpośrednio dotyczącego wykonywania ich funkcji.

Artykuł 16

Współpraca z umawiającymi się stronami Wspólnoty Energetycznej

1.   W przypadku gdy państwa członkowskie i umawiające się strony Wspólnoty Energetycznej współpracują w procesie sporządzania ocen ryzyka oraz opracowywania planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, taka współpraca może obejmować, w szczególności, określenie interakcji i korelacji ryzyk oraz konsultacje z myślą o zapewnieniu transgranicznej spójności planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

2.   W odniesieniu do ust. 1 umawiające się strony Wspólnoty Energetycznej mogą – na zaproszenie Komisji – brać udział w GKG w odniesieniu do wszystkich kwestii będących przedmiotem wspólnego zainteresowania.

Artykuł 17

Monitorowanie przez Komisję

Komisja stale monitoruje środki służące zapewnieniu bezpieczeństwa dostaw gazu oraz regularnie przedkłada sprawozdania GKG.

Na podstawie ocen, o których mowa w art. 8 ust. 7, Komisja wyciągnie, do dnia 1 września 2023 r., wnioski na temat możliwych sposobów zwiększenia bezpieczeństwa dostaw gazu na szczeblu Unii i przedłoży Parlamentowi Europejskiemu i Radzie sprawozdanie dotyczące stosowania niniejszego rozporządzenia, zawierające, w razie potrzeby, wnioski ustawodawcze dotyczące zmiany niniejszego rozporządzenia.

Artykuł 18

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 19

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. 3 ust. 8, art. 7 ust. 5 i art. 8 ust. 5, powierza się Komisji na okres pięciu lat od dnia 1 listopada 2017 r. Komisja sporządza sprawozdanie dotyczące przekazania uprawnień nie później niż dziewięć miesięcy przed końcem okresu pięciu lat. Przekazanie uprawnień zostaje automatycznie przedłużone na takie same okresy, chyba że Parlament Europejski lub Rada sprzeciwią się takiemu przedłużeniu nie później niż trzy miesiące przed końcem każdego okresu.

3.   Przekazanie uprawnień, o którym mowa w art. 3 ust. 8, art. 7 ust. 5 i art. 8 ust. 5, 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 późniejszym terminie określonym w tej decyzji. Nie wpływa ona na ważność już obowiązujących aktów delegowanych.

4.   Przed przyjęciem aktu delegowanego Komisja konsultuje się z ekspertami wyznaczonymi przez każde państwo członkowskie zgodnie z zasadami określonymi w Porozumieniu międzyinstytucjonalnym z dnia 13 kwietnia 2016 r. w sprawie lepszego stanowienia prawa.

5.   Niezwłocznie po przyjęciu aktu delegowanego Komisja przekazuje go równocześnie Parlamentowi Europejskiemu i Radzie.

6.   Akt delegowany przyjęty na podstawie art. 3 ust. 8, art. 7 ust. 5 i art. 8 ust. 5 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 20

Odstępstwo

1.   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 terminach liczonych od dnia rozpoczęcia dostaw gazu na ich odpowiednie terytoria:

a)

w odniesieniu do art. 2 pkt 5, art. 3 ust. 2, art. 7 ust. 5 i art. 14 ust. 6 lit. a): 12 miesięcy;

b)

w odniesieniu do art. 6 ust. 1: 18 miesięcy;

c)

w odniesieniu do art. 8 ust. 7: 24 miesiące;

d)

w odniesieniu do art. 5 ust. 4: 36 miesięcy;

e)

w odniesieniu do art. 5 ust. 1: 48 miesięcy.

Aby spełnić obowiązek zawarty w art. 5 ust. 1, Malta i Cypr mogą stosować przepisy zawarte w art. 5 ust. 2, w tym przy wykorzystaniu nierynkowych środków po stronie popytu.

2.   Obowiązki związane z pracami grup ryzyka przewidziane w art. 7 i 8 w odniesieniu do grup ryzyka południowego korytarza gazowego oraz wschodniej części regionu Morza Śródziemnego zaczną mieć zastosowanie od daty rozpoczęcia fazy testowej głównej infrastruktury/gazociągu.

3.   Dopóki Szwecja ma dostęp do gazu za pośrednictwem połączeń międzysystemowych wyłącznie z Danii, która jest jej jedynym źródłem gazu i jako jedyna może udzielać jej solidarnego wsparcia, Dania i Szwecja są zwolnione z określonego w art. 13 ust. 10 obowiązku dokonywania uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych w celu udzielania Danii solidarnego wsparcia przez Szwecję. Nie wpływa to na obowiązek Danii w zakresie udzielenia solidarnego wsparcia i dokonania niezbędnych uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych w tym celu zgodnie z art. 13.

Artykuł 21

Uchylenie

Rozporządzenie (UE) nr 994/2010 traci moc.

Odesłania do uchylonego rozporządzenia traktuje się jako odesłania do niniejszego rozporządzenia, zgodnie z tabelą korelacji znajdującą się w załączniku IX.

Artykuł 22

Wejście w życie

Niniejsze rozporządzenie wchodzi w życie czwartego dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.

Niniejsze rozporządzenie stosuje się od dnia 1 listopada 2017 r.

Jednakże art. 13 ust. 1–6, art. 13 ust. 8 akapity pierwszy i drugi oraz art. 13 ust. 14 i 15 mają zastosowanie od dnia 1 grudnia 2018 r.

Niniejsze rozporządzenie wiąże w całości i jest bezpośrednio stosowane we wszystkich państwach członkowskich.

Sporządzono w Strasburgu dnia 25 października 2017 r.

W imieniu Parlamentu Europejskiego

A. TAJANI

Przewodniczący

W imieniu Rady

M. MAASIKAS

Przewodniczący


(1)  Dz.U. C 487 z 28.12.2016, s. 70.

(2)  Stanowisko Parlamentu Europejskiego z dnia 12 września 2017 r. (dotychczas nieopublikowane w Dzienniku Urzędowym) i decyzja Rady z dnia 9 października 2017 r.

(3)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego energii elektrycznej i uchylająca dyrektywę 2003/54/WE (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 55).

(4)  Dyrektywa Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/73/WE z dnia 13 lipca 2009 r. dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego i uchylająca dyrektywę 2003/55/WE (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 94).

(5)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 713/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. ustanawiające Agencję ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 1).

(6)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 15).

(7)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 715/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1775/2005 (Dz.U. L 211 z 14.8.2009, s. 36).

(8)  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 (Dz.U. L 295 z 12.11.2010, s. 1).

(9)  Decyzja Parlamentu Europejskiego i Rady nr 1313/2013/UE z dnia 17 grudnia 2013 r. w sprawie Unijnego Mechanizmu Ochrony Ludności (Dz.U. L 347 z 20.12.2013, s. 924).

(10)  Dyrektywa 2005/89/WE Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 18 stycznia 2006 r. dotycząca działań na rzecz zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i inwestycji infrastrukturalnych (Dz.U. L 33 z 4.2.2006, s. 22).

(11)  Dyrektywa Rady 2008/114/WE z dnia 8 grudnia 2008 r. w sprawie rozpoznawania i wyznaczania europejskiej infrastruktury krytycznej oraz oceny potrzeb w zakresie poprawy jej ochrony (Dz.U. L 345 z 23.12.2008, s. 75).

(12)  Rozporządzenie Komisji (UE) nr 312/2014 z dnia 26 marca 2014 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący bilansowania gazu w sieciach przesyłowych (Dz.U. L 91 z 27.3.2014, s. 15).

(13)  Dz.U. L 123 z 12.5.2016, s. 1.

(14)  Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 347/2013 z dnia 17 kwietnia 2013 r. w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, uchylające decyzję nr 1364/2006/WE oraz zmieniające rozporządzenia (WE) nr 713/2009, (WE) nr 714/2009 i (WE) nr 715/2009 (Dz.U. L 115 z 25.4.2013, s. 39).


ZAŁĄCZNIK I

Współpraca regionalna

Grupy ryzyka państw członkowskich służące jako podstawa do współpracy w oparciu o ryzyko, o których mowa w art. 3 ust. 7, to:

1.

Grupy ryzyka ze względu na dostawy gazu ze Wschodu:

a)

Ukraina: Bułgaria, Republika Czeska, Niemcy, Grecja, Chorwacja, Włochy, Luksemburg, Węgry, Austria, Polska, Rumunia, Słowenia, Słowacja;

b)

Białoruś: Belgia, Republika Czeska, Niemcy, Estonia, Łotwa, Litwa, Luksemburg, Niderlandy, Polska, Słowacja;

c)

Morze Bałtyckie: Belgia, Republika Czeska, Dania, Niemcy, Francja, Luksemburg, Niderlandy, Austria, Słowacja, Szwecja;

d)

północny wschód: Estonia, Łotwa, Litwa, Finlandia;

e)

Bałkany: Bułgaria, Grecja, Rumunia.

2.

Grupy ryzyka ze względu na dostawy gazu z Morza Północnego:

a)

Norwegia: Belgia, Dania, Niemcy, Irlandia, Hiszpania, Francja, Włochy, Luksemburg, Niderlandy, Portugalia, Szwecja, Zjednoczone Królestwo;

b)

gaz niskokaloryczny: Belgia, Niemcy, Francja, Niderlandy;

c)

Dania: Dania, Niemcy, Luksemburg, Niderlandy, Szwecja;

d)

Zjednoczone Królestwo: Belgia, Niemcy, Irlandia, Luksemburg, Niderlandy, Zjednoczone Królestwo.

3.

Grupy ryzyka ze względu na dostawy gazu z Afryki Północnej:

a)

Algieria: Grecja, Hiszpania, Francja, Chorwacja, Włochy, Malta, Austria, Portugalia, Słowenia;

b)

Libia: Chorwacja, Włochy, Malta, Austria, Słowenia.

4.

Grupy ryzyka ze względu na dostawy gazu z południowego wschodu:

a)

południowy korytarz gazowy – basen Morza Kaspijskiego:, Bułgaria, Grecja, Chorwacja, Włochy, Węgry, Malta, Austria, Rumunia, Słowenia, Słowacja;

b)

wschodnia część regionu Morza Śródziemnego: Grecja, Włochy, Cypr, Malta.


ZAŁĄCZNIK II

Obliczenie wskaźnika N – 1

1.   Definicja wskaźnika N – 1

Wskaźnik N – 1 obrazuje zdolność techniczną infrastruktury gazowej do zaspokojenia całkowitego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym w przypadku zakłócenia funkcjonowania największej pojedynczej infrastruktury gazowej w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występującym z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat.

Infrastruktura gazowa 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 gazowej w przypadku zakłócenia funkcjonowania największej pojedynczej infrastruktury gazowej musi być co najmniej równa sumie całkowitego dziennego zapotrzebowania na gaz na obszarze analizowanym w dniu nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występującym z prawdopodobieństwem statystycznym 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

Formula, 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 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 z prawdopodobieństwem statystycznym 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, która może zostać dostarczona do punktów wejścia na obszarze analizowanym.

 

„Sm”: maksymalna techniczna zdolność odbioru z instalacji magazynowych (w mln m3/dobę) oznacza sumę maksymalnych wartości technicznej dziennej zdolności odbioru 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 odbioru z instalacji LNG (w mln m3/dobę) oznacza sumę maksymalnych wartości 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 gazowej (w mln m3/dobę) mającej największą zdolność zaopatrzenia obszaru analizowanego. W przypadku gdy kilka infrastruktur gazowych jest podłączonych do wspólnej infrastruktury gazowej zintegrowanej w górę w kierunku zaopatrzenia lub w dół w kierunku rynku i nie mogą one funkcjonować osobno, uznaje się je za jedną infrastrukturę gazową.

4.   Obliczanie wskaźnika N – 1 przy użyciu środków po stronie popytu

Formula, N – 1 ≥ 100 %

Definicja po stronie popytu

„Deff” oznacza część (w mln m3/dobę) Dmax, którą w przypadku zakłócenia dostaw gazu można skutecznie i na czas pokryć za pomocą rynkowych środków po stronie popytu zgodnie z art. 9 ust. 1 lit. c) oraz art. 5 ust. 2.

5.   Obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym

W stosownych przypadkach obszar analizowany, o którym mowa w pkt 3, rozszerza się na odpowiedni poziom regionalny określony przez właściwe organy zainteresowanych państw członkowskich. Obliczenia można również rozszerzyć na poziom regionalny grupy ryzyka, jeżeli zostało to uzgodnione z właściwymi organami grupy ryzyka. Do obliczenia wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym stosuje się parametry największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom. Największa pojedyncza infrastruktura gazowa służąca wspólnym interesom danego regionu oznacza największą infrastrukturę gazową w tym regionie, która bezpośrednio lub pośrednio uczestniczy 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 zgodnie ze wspólną oceną ryzyka największa pojedyncza infrastruktura gazowa służąca wspólnym interesom ma zasadnicze znaczenie dla zaopatrzenia w gaz wszystkich zainteresowanych państw członkowskich.

Na szczeblu grupy ryzyka do celów obliczeń, o których mowa w art. 7 ust. 4, stosuje się parametry największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w grupach ryzyka wymienionych w załączniku I.


ZAŁĄCZNIK III

Stała zdolność przepływu w obu kierunkach

1.

Do celów wykonywania przepisów zawartych w niniejszym załączniku krajowy organ regulacyjny może pełnić funkcję właściwego organu, jeżeli tak zdecyduje państwo członkowskie.

2.

W celu zapewnienia 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 swoim właściwym organom (zwanym dalej „zainteresowanymi właściwymi organami”) i swoim organom regulacyjnym (zwanym dalej „zainteresowanymi organami regulacyjnymi”), po konsultacji ze wszystkimi potencjalnie zainteresowanymi operatorami systemów przesyłowych:

a)

propozycję zapewnienia stałej fizycznej zdolności przesyłania gazu w obu kierunkach do celów stałej zdolności przepływu w obu kierunkach dotyczącą przepływu w przeciwnym kierunku (fizyczna zdolność odwróconego przepływu); lub

b)

wniosek o przyznanie odstępstwa od obowiązku zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach.

Operatorzy systemów przesyłowych podejmują starania, aby przedkładać wspólną propozycję lub wniosek o odstępstwo. W przypadku propozycji zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach operatorzy systemów przesyłowych mogą przedstawić uzasadnioną propozycję w sprawie transgranicznej alokacji kosztów. Propozycję lub wniosek należy przedłożyć nie później niż w dniu 1 grudnia 2018 r. w odniesieniu do wszystkich połączeń międzysystemowych, które istniały w dniu 1 listopada 2017 r., oraz po zakończeniu etapu studium wykonalności, ale przed rozpoczęciem etapu opracowywania szczegółowych projektów technicznych nowych połączeń międzysystemowych.

3.

Po otrzymaniu propozycji lub wniosku o przyznanie odstępstwa zainteresowane właściwe organy niezwłocznie konsultują się w sprawie tej propozycji lub tego wniosku z właściwymi organami oraz – jeżeli nie są one właściwymi organami – z krajowymi organami regulacyjnymi państwa członkowskiego, które zgodnie z oceną ryzyka mogłyby skorzystać ze zdolności odwróconego przepływu, z Agencją i z Komisją. Organy, z którymi przeprowadzono konsultacje, mogą wydać opinię w ciągu czterech miesięcy od otrzymania wniosku o konsultację.

4.

Zainteresowane organy regulacyjne w ciągu sześciu miesięcy od otrzymania wspólnej propozycji, po przeprowadzeniu konsultacji z zainteresowanymi projektodawcami podejmują – na mocy art. 5 ust. 6 i 7 – skoordynowane decyzje w sprawie transgranicznej alokacji kosztów inwestycyjnych, które mają zostać poniesione w ramach projektu przez każdego operatora systemu przesyłowego. W przypadku gdy zainteresowane organy regulacyjne nie osiągną porozumienia w tym terminie, niezwłocznie informują one zainteresowane właściwe organy.

5.

Zainteresowane właściwe organy – na podstawie oceny ryzyka, informacji wymienionych w art. 5 ust. 5 niniejszego rozporządzenia, opinii otrzymanych w następstwie konsultacji zgodnie z pkt 3 niniejszego załącznika oraz uwzględniając bezpieczeństwo dostaw gazu i wkład na rzecz wewnętrznego rynku gazu – podejmują skoordynowaną decyzję. Tę skoordynowaną decyzję podejmuje się w ciągu dwóch miesięcy. Okres dwóch miesięcy rozpoczyna bieg po upływie czteromiesięcznego okresu na zgłaszanie opinii, o którym mowa w pkt 3 niniejszego załącznika, chyba że wszystkie opinie wpłynęły wcześniej, lub po upływie sześciomiesięcznego okresu na przyjęcie skoordynowanej decyzji przez zainteresowane organy regulacyjne, o którym mowa w pkt 4 niniejszego załącznika. W skoordynowanej decyzji:

a)

zatwierdza się propozycję zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach. Decyzja taka zawiera analizę kosztów i korzyści, harmonogram wdrożenia oraz uzgodnienia dotyczące wykorzystania zdolności, a także towarzyszy jej skoordynowana decyzja w sprawie transgranicznej alokacji kosztów, o której mowa w pkt 4 i przygotowana przez zainteresowane organy regulacyjne;

b)

przyznaje się lub przedłuża czasowe odstępstwo na okres nie dłuższy niż cztery lata, jeżeli z analizy kosztów i korzyści zawartej w decyzji wynika, że zdolność odwróconego przepływu nie zwiększy bezpieczeństwa dostaw gazu dla żadnego z odpowiednich państw członkowskich, lub jeżeli koszty inwestycji znacząco przewyższałyby ewentualne korzyści w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu; lub

c)

wzywa się operatorów systemu przesyłowego do zmiany i ponownego złożenia propozycji lub wniosku o odstępstwo w ciągu maksymalnie czterech miesięcy.

6.

Zainteresowane właściwe organy niezwłocznie przedkładają skoordynowaną decyzję właściwym organom i krajowym organom regulacyjnym, które przekazały opinię zgodnie z pkt 3, zainteresowanym organom regulacyjnym, Agencji i Komisji, załączając opinie otrzymane w wyniku konsultacji zgodnie z pkt 3.

7.

W ciągu dwóch miesięcy od otrzymania skoordynowanej decyzji właściwe organy, o których mowa w pkt 6, mogą zgłosić zastrzeżenia do skoordynowanej decyzji i przedłożyć je zainteresowanym właściwym organom, które przyjęły tę decyzję, a także Agencji i Komisji. Zastrzeżenia te należy ograniczyć do faktów i oceny, w szczególności transgranicznej alokacji kosztów, która nie była przedmiotem konsultacji zgodnie z pkt 3.

8.

W ciągu trzech miesięcy od otrzymania skoordynowanej decyzji zgodnie z pkt 6 Agencja wydaje opinię dotyczącą elementów skoordynowanej decyzji z uwzględnieniem wszelkich możliwych zastrzeżeń i przedkłada tę opinię wszystkim zainteresowanym właściwym organom i właściwym organom, o których mowa w pkt 6, oraz Komisji.

9.

W ciągu czterech miesięcy od otrzymania opinii wydanej przez Agencję zgodnie z pkt 8 Komisja może przyjąć decyzję wzywającą do wprowadzenia zmian w skoordynowanej decyzji. Każda taka decyzja Komisji jest podejmowana na podstawie kryteriów określonych w pkt 5, uzasadnienia decyzji zainteresowanych organów oraz opinii Agencji. Zainteresowane właściwe organy spełniają żądanie Komisji, zmieniając swoją decyzję w ciągu czterech tygodni.

W przypadku gdy Komisja nie podejmie działań w wyżej wspomnianym czteromiesięcznym terminie, uważa się, że nie zgłasza ona zastrzeżeń do decyzji zainteresowanych właściwych organów.

10.

Jeżeli zainteresowane właściwe organy nie były w stanie przyjąć skoordynowanej decyzji w terminie określonym w pkt 5 lub jeżeli zainteresowane organy regulacyjne nie mogły osiągnąć porozumienia w sprawie alokacji kosztów w terminie określonym w pkt 4, zainteresowane właściwe organy informują o tym Agencję i Komisję najpóźniej w dniu upływu terminu. W ciągu czterech miesięcy od otrzymania tej informacji Komisja, po ewentualnej konsultacji z Agencją, przyjmuje decyzję obejmującą wszystkie elementy skoordynowanej decyzji wymienione w pkt 5 z wyjątkiem transgranicznej alokacji kosztów i przekazuje tę decyzję zainteresowanym właściwym organom oraz Agencji.

11.

Jeżeli decyzja Komisji zgodnie z pkt 10 niniejszego załącznika wymaga zdolności przepływu w obu kierunkach, Agencja przyjmuje decyzję obejmującą transgraniczną alokację kosztów zgodnie z art. 5 ust. 7 niniejszego rozporządzenia w ciągu trzech miesięcy od otrzymania decyzji Komisji. Przed podjęciem takiej decyzji Agencja przeprowadza konsultacje z zainteresowanymi organami regulacyjnymi oraz operatorami systemu przesyłowego. Okres trzech miesięcy można przedłużyć o dodatkowy okres dwóch miesięcy, w przypadku gdy Agencja musi zwrócić się o dodatkowe informacje. Bieg dodatkowego terminu rozpoczyna się w dniu następującym po dniu otrzymania kompletnych informacji.

12.

Komisja, Agencja, właściwe organy, krajowe organy regulacyjne i operatorzy systemów przesyłowych zachowują poufność szczególnie chronionych informacji handlowych.

13.

Odstępstwa od obowiązku zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach przyznane na podstawie rozporządzenia (UE) nr 994/2010 zachowują ważność, chyba że Komisja lub inne zainteresowane państwo członkowskie zwrócą się o zmianę lub zakończy się okres, na jaki zostały przyznane.


ZAŁĄCZNIK IV

Wzór wspólnej oceny ryzyka

Poniższy formularz należy wypełnić się w języku uzgodnionym w ramach grupy ryzyka.

Informacje ogólne

Państwa członkowskie w grupie ryzyka

Nazwy właściwych organów odpowiedzialnych za przygotowanie oceny ryzyka (1)

1.   Opis systemu

Przedstawić krótki opis systemu gazowego grupy ryzyka, obejmujący:

a)

podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu (2): roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców (3), zapotrzebowanie szczytowe (ogółem i w podziale na kategorie odbiorców, w mln m3/dobę);

b)

opis funkcjonowania systemu gazowego w grupie ryzyka: główne przepływy (wejście/wyjście/tranzyt), zdolność punktów wejścia/wyjścia w zakresie przesyłu do i z regionu oraz w podziale na poszczególne państwa członkowskie, w tym wskaźnik wykorzystania, instalacje LNG (maksymalna zdolność dzienna, wskaźnik wykorzystania i sposób dostępu do zdolności instalacji LNG) itp.;

c)

podział, w możliwym zakresie, źródeł importu gazu według państwa pochodzenia (4);

d)

opis roli instalacji magazynowych istotnych dla grupy ryzyka, w tym dostęp transgraniczny:

(i)

pojemność magazynową (całkowitą i czynną gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);

e)

opis roli produkcji krajowej w grupie ryzyka:

(i)

wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;

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 udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej).

2.   Standard w zakresie infrastruktury (art. 5)

Opisać obliczenia wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym dla grupy ryzyka, jeżeli tak uzgodniono z właściwymi organami grupy ryzyka, oraz istniejące zdolności przepływu w obu kierunkach, zgodnie z poniższym wzorem:

a)

wzór na wskaźnik N – 1

(i)

wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w grupie ryzyka;

(ii)

obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym;

(iii)

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

(iv)

wskazanie metodyki i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach);

b)

zdolność przepływu w obu kierunkach

(i)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach;

(ii)

wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwróconego przepływu (np. zdolność przerywana);

(iii)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych, w odniesieniu do których przyznano odstępstwo zgodnie z art. 5 ust. 4, okresu ważności tego odstępstwa i podstaw, na jakich je przyznano.

3.   Identyfikacja ryzyka

Opisać główne międzynarodowe ryzyko, ze względu na które grupa została utworzona, a także czynniki ryzyka w różnych sytuacjach, które mogłyby spowodować urzeczywistnienie tego ryzyka, prawdopodobieństwo ich wystąpienia i ich konsekwencje.

Niewyczerpujący wykaz czynników ryzyka, które muszą zostać uwzględnione w ocenie jedynie wtedy, gdy mają zastosowanie, według odpowiedniego właściwego organu:

a)

polityczne

zakłócenie dostaw gazu z państw trzecich z różnych powodów,

niepokoje polityczne (w państwie pochodzenia albo w państwie tranzytu),

wojna/wojna domowa (w państwie pochodzenia albo w państwie tranzytu),

terroryzm;

b)

technologiczne

wybuch/pożary,

pożary (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 robót drążeniowych (wykopów, palowania), robót ziemnych itp.;

c)

handlowe/rynkowe/finansowe

umowy z dostawcami z państw trzecich,

spory handlowe,

kontrolowanie przez podmioty z państw trzecich infrastruktury istotnej dla bezpieczeństwa dostaw gazu, co może oznaczać m.in. ryzyko niedoinwestowania, naruszenia zasady dywersyfikacji lub nieprzestrzegania prawa Unii,

wahania cen,

niedoinwestowanie,

nagłe, nieoczekiwane zapotrzebowanie szczytowe,

inne ryzyka, które mogą doprowadzić do strukturalnego pogorszenia funkcjonowania;

d)

społeczne

strajki (w różnych powiązanych sektorach, takich jak sektor gazowy, porty, transport itd.),

sabotaż,

wandalizm,

kradzież;

e)

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.).

Analiza

a)

opisać główne międzynarodowe ryzyko i wszelkie inne istotne czynniki ryzyka dla grupy ryzyka, w tym prawdopodobieństwo ich pojawienia się i ich skutki oraz – w stosownych przypadkach – wzajemne oddziaływania i korelację ryzyk występujących w poszczególnych państwach członkowskich;

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 zakresie uwzględniono scenariusze opracowane przez ENTSOG.

4.   Analiza i ocena ryzyka

Przedstawić analizę odpowiednich scenariuszy ryzyka określonych w pkt 3. W symulacji scenariuszy ryzyka uwzględnić istniejące środki w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu, takie jak standard w zakresie infrastruktury obliczany przy użyciu wzoru na wskaźnik N – 1, określonego w załączniku II pkt 2, w stosownym przypadku, oraz standard w zakresie dostaw gazu. Dla każdego scenariusza ryzyka:

a)

opisać szczegółowo scenariusz ryzyka, włącznie z wszelkimi założeniami i, w stosownych przypadkach, metodykami stosowanymi do ich obliczania;

b)

opisać szczegółowo wyniki przeprowadzonej symulacji, w tym ilościową ocenę skutków (np. ilość niedostarczonego gazu, skutki społeczno-gospodarcze, skutki dla systemów ciepłowniczych, skutki dla produkcji energii elektrycznej).

5.   Wnioski

Opis głównych wyników wspólnej oceny ryzyka, również ze wskazaniem scenariuszy ryzyka, które wymagają dalszych działań.


(1)  W przypadku gdy właściwy organ delegował to zadanie, podać nazwę podmiotu lub podmiotów, którym ten organ powierzył odpowiedzialność za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka.

(2)  W ocenie dokonywanej po raz pierwszy podać dane z ostatnich dwóch lat. W aktualizacjach podać dane z ostatnich czterech lat.

(3)  Z uwzględnieniem odbiorców przemysłowych, wytwórców energii elektrycznej, systemów ciepłowniczych, odbiorców prywatnych, usług i innych (proszę wymienić uwzględnione rodzaje odbiorców). Podać również wielkość zużycia gazu przez odbiorców chronionych.

(4)  Opisać zastosowaną metodykę.


ZAŁĄCZNIK V

Wzór krajowej oceny ryzyka

Informacje ogólne

Nazwa właściwego organu odpowiedzialnego za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka (1).

1.   Opis systemu

1.1.   Przedstawić krótki skonsolidowany opis regionalnego systemu gazowego dla każdej z grup ryzyka (2), do których należy państwo członkowskie, obejmujący:

a)

podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu (3): roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3 MWh) 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 gazowego lub systemów gazowych w odpowiednich grupach ryzyka: główne przepływy (wejście/wyjście/tranzyt), zdolność punktów wejścia/wyjścia w zakresie przesyłu do i z regionu lub regionów grup ryzyka oraz w podziale na poszczególne państwa członkowskie, w tym wskaźnik wykorzystania, instalacje LNG (maksymalna zdolność dzienna, wskaźnik wykorzystania i sposób dostępu do zdolności instalacji LNG) itp.;

c)

podział procentowy, w możliwym zakresie, źródeł importu gazu według państwa pochodzenia (5);

d)

opis roli instalacji magazynowych istotnych dla grupy ryzyka, w tym dostęp transgraniczny:

(i)

pojemność magazynową (całkowitą i czynną) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomach na końcu sezonu);

e)

opis roli produkcji krajowej w grupie lub w grupach ryzyka:

(i)

wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność produkcyjną oraz opis tego, w jaki sposób może ona pokryć maksymalne dzienne zużycie;

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 udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej).

1.2.   Przedstawić krótki opis systemu gazowego państwa członkowskiego, 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 gazowego na szczeblu krajowym, w tym infrastruktury (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 gazu;

d)

podział, w możliwym zakresie, na szczeblu krajowym źródeł importu gazu według państwa pochodzenia;

e)

opis roli instalacji magazynowania, w tym:

(i)

pojemność magazynową (całkowitą i czynną gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);

f)

opis roli produkcji krajowej, w tym:

(i)

wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;

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 udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej).

2.   Standard w zakresie infrastruktury (art. 5)

Opisać, w jaki sposób zapewnia się zgodność ze standardem w zakresie infrastruktury, w tym najważniejsze wartości stosowane we wzorze na wskaźnik N – 1 i alternatywne możliwości zapewnienia zgodności (współpraca z bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi, środki po stronie popytu) oraz istniejące zdolności przepływu w obu kierunkach, zgodnie z poniższym wzorem:

a)

wzór na wskaźnik N – 1

(i)

wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej;

(ii)

obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu krajowym;

(iii)

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru wskaźnik N – 1, w tym wartości składowych użytych do obliczenia tych elementów (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

(iv)

wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach);

(v)

wyjaśnienie wyników obliczeń wskaźnika N – 1 z uwzględnieniem poziomu napełnienia magazynów wynoszącego 30 % i 100 % ich maksymalnej pojemności czynnej;

(vi)

wyjaśnienie głównych wyników symulacji wskaźnika N – 1 z zastosowaniem modelu hydraulicznego;

(vii)

jeżeli tak zadecyduje państwo członkowskie – obliczanie wskaźnika N – 1 przy użyciu środków po stronie popytu:

obliczenie wskaźnika N – 1 zgodnie z pkt 2 załącznika II,

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (jeżeli użyto innych danych liczbowych niż te, o których mowa w pkt 2 lit. a) ppkt (iii),

wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach),

wyjaśnienie rynkowych środków po stronie popytu, które zostały lub mają zostać wprowadzone w celu zrekompensowania zakłócenia dostaw gazu, i oczekiwanego wpływu tych środków (Deff);

(viii)

wspólne obliczenie lub obliczenia wskaźnika N – 1, jeżeli tak uzgodniono z właściwymi organami odpowiedniej grupy lub odpowiednich grup ryzyka lub z bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi:

obliczenie wskaźnika N – 1 zgodnie z załącznikiem II pkt 5,

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru wskaźnik N – 1, w tym wartości składowych użytych do obliczenia tych elementów (jeżeli użyto innych danych liczbowych niż te, o których mowa w pkt 2 lit. a) ppkt (iii),

wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach),

wyjaśnienie uzgodnień dokonanych w celu zapewnienia zgodności ze wskaźnikiem N – 1;

b)

zdolność przepływu w obu kierunkach

(i)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach;

(ii)

wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwróconego przepływu (np. zdolność przerywana);

(iii)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych, w odniesieniu do których przyznano odstępstwo zgodnie z art. 5 ust. 4, okresu ważności tego odstępstwa i podstaw, na jakich je przyznano.

3.   Identyfikacja ryzyka

Opisać czynniki ryzyka, które mogłyby mieć negatywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu w państwie członkowskim, prawdopodobieństwo ich wystąpienia i ich konsekwencje.

Niewyczerpujący wykaz rodzajów czynników ryzyka, które muszą zostać uwzględnione w ocenie jedynie wtedy, gdy mają zastosowanie, według odpowiedniego właściwego organu:

a)

polityczne

zakłócenie dostaw gazu z państw trzecich z różnych powodów,

niepokoje polityczne (w państwie pochodzenia albo w państwie tranzytu),

wojna/wojna domowa (w państwie pochodzenia albo w państwie tranzytu),

terroryzm;

b)

technologiczne

wybuch/pożary,

pożary (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 robót drążeniowych (wykopów, palowania), robót ziemnych itp.;

c)

handlowe/rynkowe/finansowe

umowy z dostawcami z państw trzecich,

spory handlowe,

kontrolowanie przez podmioty z państw trzecich infrastruktury istotnej dla bezpieczeństwa dostaw, co może oznaczać m.in. ryzyko niedoinwestowania, naruszenia zasady dywersyfikacji lub nieprzestrzegania prawa Unii,

wahania cen,

niedoinwestowanie,

nagłe, nieoczekiwane zapotrzebowanie szczytowe,

inne ryzyka, które mogą doprowadzić do strukturalnego pogorszenia funkcjonowania;

d)

społeczne

strajki (w różnych powiązanych sektorach, takich jak sektor gazowy, porty, transport itd.),

sabotaż,

wandalizm,

kradzież;

e)

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.).

Analiza

a)

określić odpowiednie czynniki 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 w podziale na czynniki ryzyka i prawdopodobieństwo ich wystąpienia, oraz opisać, na jakiej podstawie dokonano selekcji.

4.   Analiza i ocena ryzyka

Przedstawić analizę odpowiednich scenariuszy ryzyka określonych w pkt 3. W symulacji scenariuszy ryzyka uwzględnić istniejące środki w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu, takie jak standard w zakresie infrastruktury obliczany przy użyciu wzoru na wskaźnik N – 1, określonego w załączniku II pkt 2 oraz standard w zakresie dostaw gazu. Dla każdego scenariusza ryzyka:

a)

opisać szczegółowo scenariusz ryzyka, włącznie z wszelkimi założeniami i, w stosownych przypadkach, metodykami stosowanymi do ich obliczania;

b)

opisać szczegółowo wyniki przeprowadzonej symulacji, w tym ilościową ocenę skutków (np. ilość niedostarczonego gazu, skutki społeczno-gospodarcze, skutki dla systemów ciepłowniczych, skutki dla produkcji energii elektrycznej).

5.   Wnioski

Opisać główne wyniki wspólnej oceny ryzyka, w której przygotowaniu uczestniczyło państwo członkowskie, wskazując również scenariusze ryzyka, które wymagają dalszych działań.


(1)  W przypadku gdy właściwy organ delegował to zadanie, podać nazwę podmiotu lub podmiotów, którym ten organ powierzył odpowiedzialność za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka.

(2)  Z myślą o uproszczeniu w miarę możliwości przedstawić informacje na najwyższym poziomie grup ryzyka i w razie konieczności je połączyć.

(3)  W ocenie dokonywanej po raz pierwszy podać dane z ostatnich dwóch lat. W aktualizacjach podać dane z ostatnich czterech lat.

(4)  Z uwzględnieniem odbiorców przemysłowych, wytwórców energii elektrycznej, systemów ciepłowniczych, odbiorców prywatnych, usług i innych (wymienić uwzględnione rodzaje odbiorców). Podać również wielkość zużycia gazu przez odbiorców chronionych.

(5)  Opisać zastosowaną metodykę.


ZAŁĄCZNIK VI

Wzór planu działań zapobiegawczych

Informacje ogólne

Państwa członkowskie w grupie ryzyka

Nazwa właściwego organu odpowiedzialnego za przygotowanie tego planu (1)

1.   Opis systemu

1.1.   Przedstawić krótki skonsolidowany opis regionalnego systemu gazowego dla każdej z grup ryzyka (2), do których należy państwo członkowskie, 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 gazowego w grupach ryzyka: główne przepływy (wejście/wyjście/tranzyt), zdolność punktów wejścia/wyjścia w zakresie przesyłu do i z regionu lub regionów grupy ryzyka oraz w podziale na poszczególne państwa członkowskie, w tym wskaźnik wykorzystania, instalacje LNG (maksymalna zdolność dzienna, wskaźnik wykorzystania i sposób dostępu do zdolności instalacji LNG) itp.;

c)

podział, w możliwym zakresie, źródeł importu gazu według państwa pochodzenia (5);

d)

opis roli instalacji magazynowych istotnych dla regionu, w tym dostęp transgraniczny:

(i)

pojemność magazynową (całkowitą i czynną) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);

e)

opis roli produkcji krajowej w regionie:

(i)

wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;

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 udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej);

g)

opis roli środków na rzecz efektywności energetycznej i ich wpływu na roczne ostateczne zużycie gazu.

1.2.   Przedstawić krótki opis systemu gazowego 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 gazowego na szczeblu krajowym, w tym infrastruktury (w zakresie nieobjętym pkt 1.1 lit. b));

c)

określenie kluczowej infrastruktury istotnej dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw;

d)

podział, w możliwym zakresie, na szczeblu krajowym źródeł importu gazu według państwa pochodzenia;

e)

opis roli instalacji magazynowania w państwie członkowskim obejmujący:

(i)

pojemność magazynową (całkowitą i czynną gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);

f)

opis roli produkcji krajowej, w tym:

(i)

wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii)

maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;

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 udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej);

h)

opis roli środków na rzecz efektywności energetycznej i ich wpływu na roczne ostateczne zużycie gazu.

2.   Streszczenie oceny ryzyka

Opisać krótko wyniki odpowiedniej wspólnej i krajowej oceny ryzyka przeprowadzonej zgodnie z art. 7, 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. 5)

Opisać, w jaki sposób zapewnia się zgodność ze standardem w zakresie infrastruktury, w tym najważniejsze wartości stosowane we wzorze na wskaźnik 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.   Wzór na wskaźnik N – 1

(i)

wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w regionie;

(ii)

obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym;

(iii)

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

(iv)

wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach).

3.2.   Szczebel krajowy

a)

wzór na wskaźnik N – 1

(i)

wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej;

(ii)

obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu krajowym;

(iii)

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym wartości składowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

(iv)

wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach);

(v)

jeżeli tak zadecyduje państwo członkowskie – obliczenie wskaźnika N – 1 przy użyciu środków po stronie popytu:

obliczenie wskaźnika N – 1 zgodnie z załącznikiem II pkt 5,

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (jeżeli użyto innych danych niż podane w pkt 3 lit. a) ppkt (iii) niniejszego załącznika),

wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach),

wyjaśnienie rynkowych środków po stronie popytu, które zostały lub mają zostać wprowadzone w celu zrekompensowania zakłócenia dostaw gazu, i oczekiwanego wpływu tych środków (Deff);

(vi)

wspólne obliczenie lub obliczenia wskaźnika N – 1, jeżeli tak uzgodniono z właściwymi organami odpowiedniej(-ich) grupy (grup) ryzyka lub z bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi:

obliczenie wskaźnika N – 1 zgodnie z załącznikiem II pkt 5,

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym wartości składowych użytych do obliczenia (jeżeli użyto innych danych liczbowych niż podane w pkt 3 lit. a) ppkt (iii) niniejszego załącznika),

wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach),

wyjaśnienie uzgodnień dokonanych w celu zapewnienia zgodności ze wskaźnikiem N – 1;

b)

zdolność przepływu w obu kierunkach

(i)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach;

(ii)

wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwróconego przepływu (np. zdolność przerywana);

(iii)

wskazanie punktów połączeń międzysystemowych, w odniesieniu do których przyznano odstępstwo zgodnie z art. 5 ust. 4, okresu ważności tego odstępstwa i podstaw, na jakich je przyznano.

4.   Zgodność ze standardem w zakresie dostaw (art. 6)

Opisać środki przyjęte w celu zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw, jak również z podwyższonym standardem w zakresie dostaw lub dodatkowym obowiązkiem 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 udział procentowy krajowego rocznego ostatecznego zużycia gazu);

b)

ilości gazu potrzebne do zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw zgodnie ze scenariuszami określonymi w art. 6 ust. 1 akapit pierwszy;

c)

zdolność potrzebną do zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw zgodnie ze scenariuszami określonymi w art. 6 ust. 1 akapit pierwszy;

d)

środek lub środki wprowadzone w celu zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw:

(i)

opis środka lub środków;

(ii)

adresaci;

(iii)

opis systemu monitorowania ex ante zgodności ze standardem w zakresie dostaw, o ile wprowadzono taki system;

(iv)

system sankcji, w stosownych przypadkach;

(v)

opis, dla każdego środka:

wpływu środka na gospodarkę, jego skuteczności i wydajności,

wpływu środka na środowisko,

wpływu środka na odbiorców;

(vi)

w przypadku stosowania środków nierynkowych (dla 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 dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku),

analiza skutków takiego środka:

1)

dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;

2)

dla rynku krajowego;

3)

dla rynku wewnętrznego;

(vii)

w przypadku środków wprowadzonych od dnia 1 listopada 2017 r. podać krótkie podsumowanie oceny skutków lub adres strony internetowej, na której umieszczono publiczną ocenę skutków środka lub środków przeprowadzoną zgodnie z art. 9 ust. 4;

e)

w stosownych przypadkach, opis podwyższonego standardu w zakresie dostaw lub dodatkowego obowiązku nałożonego ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu:

(i)

opis środka lub środków;

(ii)

mechanizm ograniczania go do zwykłego poziomu, w duchu solidarności i zgodnie z art. 13;

(iii)

w stosownych przypadkach, opis każdego nowego podwyższonego standardu w zakresie dostaw lub dodatkowego obowiązku nałożonego ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu, przyjętego od dnia 1 listopada 2017 r.;

(iv)

adresaci;

(v)

wymagane ilości gazu oraz zdolności;

(vi)

wskazanie, w jaki sposób środek ten spełnia warunki określone w art. 6 ust. 2.

5.   Środki zapobiegawcze

Opisać środki zapobiegawcze, jakie zostały lub mają zostać wprowadzone:

a)

opis każdego ze środków zapobiegawczych przyjętych w odniesieniu do poszczególnych ryzyk zidentyfikowanych zgodnie z oceną ryzyka, w tym opis:

(i)

ich krajowego lub regionalnego wymiaru;

(ii)

ich wpływu na gospodarkę, ich skuteczności i wydajności;

(iii)

ich wpływu na odbiorców.

W stosownych przypadkach z uwzględnić:

środki na rzecz poprawy połączeń międzysystemowych między sąsiadującymi państwami członkowskimi,

środki na rzecz dywersyfikacji dróg i źródeł dostaw gazu,

środki 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 państwie członkowskim z danej grupy lub danych grup ryzyka;

c)

w przypadku stosowania środków nierynkowych (dla każdego środka):

(i)

uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych);

(ii)

uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku);

(iii)

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 dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku),

analiza skutków takiego środka:

1)

dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;

2)

dla rynku krajowego;

3)

dla rynku wewnętrznego;

4)

wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono środki na rzecz poprawy efektywności, w tym środki po stronie popytu;

5)

wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono odnawialne źródła energii.

6.   Inne środki i obowiązki (np. w zakresie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu)

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. Wyjaśnić szczegółowo, kiedy i w jaki sposób środki te byłyby stosowane.

7.   Projekty infrastrukturalne

a)

opisać przyszłe projekty infrastrukturalne, w tym projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania w danych grupach ryzyka, podając przewidywany termin oddania do użytku infrastruktury zrealizowanej w ramach tych projektów, jej zdolność i szacowany wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu w grupie ryzyka;

b)

wskazać, w jaki sposób w projektach infrastrukturalnych uwzględniono ogólnounijny dziesięcioletni plan rozwoju sieci opracowywany przez ENTSOG zgodnie z art. 8 ust. 10 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.

8.   Obowiązki świadczenia usług użyteczności publicznej związane z bezpieczeństwem dostaw

Wskazać istniejące obowiązki świadczenia usług użyteczności publicznej związane z bezpieczeństwem dostaw i krótko je opisać (bardziej szczegółowe informacje podać w załącznikach). Jasno określić, kto i w jaki sposób musi spełniać te obowiązki. W stosownych przypadkach opisać, w jaki sposób i kiedy powstawałyby takie obowiązki świadczenia usług użyteczności publicznej.

9.   Konsultacje z zainteresowanymi stronami

Zgodnie z art. 8 ust. 2 niniejszego rozporządzenia opisać mechanizm stosowany do celów konsultacji i wyniki konsultacji przeprowadzonych na potrzeby opracowania 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;

d)

krajowym organem regulacyjnym.

10.   Wymiar regionalny

Wskazać wszelkie krajowe uwarunkowania i środki dotyczące bezpieczeństwa dostaw nieujęte w poprzednich sekcjach planu.

Wskazać, w jaki sposób uwzględnione zostały ewentualne uwagi otrzymane w wyniku konsultacji opisanych w art. 8 ust. 2.

11.1.   Obliczanie wskaźnika N – 1 na poziomie grupy ryzyka, jeżeli tak uzgodniły właściwe organy grupy ryzyka

Wzór na wskaźnik N – 1

a)

wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w grupie ryzyka;

b)

obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu grupy ryzyka;

c)

opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

d)

wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach).

11.2.   Mechanizmy opracowane do celów współpracy

Opisać mechanizmy stosowane do celów współpracy między państwami członkowskimi w odpowiednich grupach ryzyka, także na potrzeby opracowywania środków transgranicznych w ramach planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

Opisać mechanizmy stosowane do celów współpracy z innymi państwami członkowskimi w zakresie opracowywania i przyjmowania przepisów niezbędnych do stosowania art. 13.

11.3.   Środki zapobiegawcze

Opisać środki zapobiegawcze, jakie zostały lub mają zostać wprowadzone w grupie ryzyka lub w wyniku porozumień regionalnych:

a)

opis każdego ze środków zapobiegawczych przyjętych w odniesieniu do poszczególnych ryzyk zidentyfikowanych zgodnie z oceną ryzyka, w tym opis:

(i)

ich skutków w państwach członkowskich należących do grupy ryzyka;

(ii)

ich wpływu na gospodarkę, ich skuteczności i wydajności;

(iii)

ich wpływu na środowisko;

(iv)

ich wpływu na odbiorców.

W stosownych przypadkach uwzględnić:

środki na rzecz poprawy połączeń międzysystemowych między sąsiadującymi państwami członkowskimi,

środki na rzecz dywersyfikacji dróg i źródeł dostaw gazu,

środki 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 grupie ryzyka;

c)

w przypadku stosowania środków nierynkowych (dla każdego środka):

(i)

uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych);

(ii)

uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku);

(iii)

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 dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku),

analiza skutków takiego środka:

1)

dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;

2)

dla rynku krajowego;

3)

dla rynku wewnętrznego;

d)

wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono środki na rzecz poprawy efektywności, w tym środki po stronie popytu;

e)

wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono odnawialne źródła energii.


(1)  W przypadku gdy właściwy organ delegował to zadanie, podać nazwę podmiotu, którym ten organ powierzył odpowiedzialność za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka.

(2)  Z myślą o uproszczeniu w miarę możliwości przedstawić informacje na najwyższym poziomie grup ryzyka i w razie konieczności je połączyć.

(3)  W planie sporządzanym po raz pierwszy podać dane z ostatnich dwóch lat. W aktualizacjach podać dane z ostatnich czterech lat.

(4)  Z uwzględnieniem odbiorców przemysłowych, wytwórców energii elektrycznej, systemów ciepłowniczych, odbiorców prywatnych, usług i innych (proszę wymienić uwzględnione rodzaje odbiorców).

(5)  Opisać zastosowaną metodykę.


ZAŁĄCZNIK VII

Wzór planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej

Informacje ogólne

Nazwa właściwego organu odpowiedzialnego za przygotowanie niniejszego planu (1)

1.   Definicja stanów kryzysowych

a)

wskazać organ odpowiedzialny za ogłaszanie poszczególnych stanów kryzysowych oraz procedurę stosowaną do ogłaszania każdego z tych stanów;

b)

w tym miejscu – o ile zostały opracowane – podać wskaźniki lub parametry stosowane do ustalenia, czy zdarzenie może doprowadzić do znacznego pogorszenia sytuacji w zakresie dostaw, oraz do podejmowania decyzji o ogłoszeniu określonego stanu kryzysowego.

2.   Środki, które mają być przyjmowane w poszczególnych stanach kryzysowych  (2)

2.1.   Stan wczesnego ostrzeżenia

Opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w niwelowanie skutków jakiegokolwiek zdarzenia lub w osiągnięcie stanu gotowości na wystąpienie takiego zdarzenia;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami.

2.2.   Stan alarmowy

a)

opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w rozwiązywanie sytuacji w przypadku stanu alarmowego;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

b)

opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe w przypadku stanu alarmowego.

2.3.   Stan nadzwyczajny

a)

opracować wykaz ustalonych wcześniej działań po stronie podaży i po stronie popytu, służących zapewnieniu dostępności gazu w przypadku sytuacji nadzwyczajnej, w tym wykaz umów handlowych między podmiotami uczestniczącymi w takich działaniach oraz, w stosownych przypadkach, mechanizmów rekompensat dla przedsiębiorstw gazowych;

b)

opisać środki rynkowe, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając w odniesieniu do każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

c)

opisać środki nierynkowe, planowane lub przewidziane do wdrożenia w przypadku stanu nadzwyczajnego, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

ocenę konieczności zastosowania takiego środka w celu zaradzenia kryzysowi, w tym stopień jego wykorzystania;

(iii)

szczegółowy opis procedury wdrażania środka (np. jakie okoliczności byłyby sygnałem do wprowadzenia tego środka, kto podjąłby decyzję o jego wprowadzeniu);

(iv)

przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego, stanowiący uzupełnienie środków rynkowych;

(v)

ocenę innych skutków środka;

(vi)

uzasadnienie zgodności środka z warunkami określonymi w art. 11 ust. 6;

(vii)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

d)

opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe.

3.   Szczególne środki w odniesieniu do energii elektrycznej i systemów ciepłowniczych

a)

systemy ciepłownicze

(i)

krótko opisać prawdopodobny wpływ zakłócenia dostaw gazu na sektor systemów ciepłowniczych;

(ii)

wskazać środki, jakie mają zostać wprowadzone, i działania, jakie mają zostać podjęte, w celu ograniczenia potencjalnego negatywnego wpływu zakłócenia dostaw gazu na działanie systemów ciepłowniczych. W przeciwnym wypadku wyjaśnić, dlaczego przyjęcie szczególnych środków nie jest właściwym rozwiązaniem;

b)

dostawy energii elektrycznej wytwarzanej przy użyciu gazu

(i)

krótko opisać prawdopodobny wpływ zakłócenia dostaw gazu na sektor energii elektrycznej;

(ii)

wskazać środki, jakie mają zostać wprowadzone, i działania, jakie mają zostać podjęte, w celu złagodzenia potencjalnego negatywnego wpływu zakłócenia dostaw gazu na sektor energii elektrycznej. W przeciwnym wypadku wyjaśnić, dlaczego przyjęcie szczególnych środków nie jest właściwym rozwiązaniem;

(iii)

wskazać mechanizmy/obowiązujące przepisy służące zapewnieniu odpowiedniej koordynacji, w tym wymiany informacji, między głównymi podmiotami w sektorze gazu i energii elektrycznej, w szczególności operatorami systemów przesyłowych, w przypadku wystąpienia poszczególnych stanów kryzysowych.

4.   Podmiot lub zespół zarządzający w sytuacji kryzysowej

Wskazać podmiot zarządzający w sytuacji kryzysowej i określić jego rolę.

5.   Role i obowiązki poszczególnych podmiotów

a)

w odniesieniu do każdego stanu kryzysowego określić role i obowiązki wymienionych poniżej podmiotów, z uwzględnieniem relacji z właściwymi organami oraz, w stosownych przypadkach, z krajowym organem regulacyjnym:

(i)

przedsiębiorstwa gazowe;

(ii)

odbiorcy przemysłowi;

(iii)

odpowiedni producenci energii elektrycznej;

b)

w odniesieniu do każdego stanu kryzysowego określić role i obowiązki właściwych organów oraz podmiotów, którym delegowano określone zadania.

6.   Środki dotyczące nienależytego zużycia przez odbiorców, którzy nie są odbiorcami chronionymi

Opisać środki wprowadzone w celu zapobieżenia – w jak największym stopniu i bez stwarzania zagrożenia dla bezpiecznego i niezawodnego funkcjonowania systemu gazowego lub tworzenia niebezpiecznych sytuacji – zużyciu przez odbiorców, którzy nie są odbiorcami chronionymi, dostaw gazu przeznaczonych dla odbiorców chronionych w czasie trwania stanu nadzwyczajnego. Wskazać charakter tego środka (administracyjny, techniczny itp.), główne podmioty oraz procedury, które należy stosować.

7.   Testy reagowania w sytuacjach nadzwyczajnych

a)

wskazać harmonogram symulacji reagowania w czasie rzeczywistym w sytuacjach nadzwyczajnych;

b)

wskazać uczestniczące podmioty i procedury oraz podać konkretne scenariusze wykorzystywane do symulacji sytuacji o znacznych skutkach i o skutkach umiarkowanych.

W przypadku aktualizacji planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej: podać krótki opis testów przeprowadzonych od momentu przedstawienia ostatniego planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej i ich główne wyniki. Wskazać, jakie środki przyjęto w wyniku tych testów.

8.   Wymiar regionalny

8.1.   Środki, które mają być przyjmowane w poszczególnych stanach kryzysowych:

8.1.1.   Stan wczesnego ostrzeżenia

Opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w niwelowanie skutków jakiegokolwiek zdarzenia lub w osiągnięcie stanu gotowości na wystąpienie takiego zdarzenia;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami.

8.1.2.   Stan alarmowy

a)

opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w niwelowanie skutków jakiegokolwiek zdarzenia lub w osiągnięcie stanu gotowości na wystąpienie takiego zdarzenia;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

b)

opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe w przypadku stanu alarmowego.

8.1.3.   Stan nadzwyczajny

a)

opracować wykaz ustalonych wcześniej działań po stronie podaży i po stronie popytu, służących zapewnieniu dostępności gazu w przypadku sytuacji nadzwyczajnej, w tym wykaz umów handlowych między podmiotami uczestniczącymi w takich działaniach oraz, w stosownych przypadkach, mechanizmów rekompensat dla przedsiębiorstw gazowych;

b)

opisać środki rynkowe, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając w odniesieniu do każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

opis procedury, którą należy zastosować;

(iii)

przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego;

(iv)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

c)

opisać środki nierynkowe, planowane lub przewidziane do wdrożenia w przypadku stanu nadzwyczajnego, podając dla każdego środka:

(i)

zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;

(ii)

ocenę konieczności zastosowania takiego środka w celu zaradzenia kryzysowi, w tym stopień jego wykorzystania;

(iii)

szczegółowy opis procedury wdrażania środka (np. jakie okoliczności byłyby sygnałem do wprowadzenia środka, kto podjąłby decyzję o jego wprowadzeniu);

(iv)

przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego, stanowiący uzupełnienie środków rynkowych;

(v)

ocenę innych skutków środka;

(vi)

uzasadnienie zgodności środka z warunkami określonymi w art. 11 ust. 6;

(vii)

opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;

d)

opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe.

8.2.   Mechanizmy współpracy

a)

dla każdego ze stanów kryzysowych opisać mechanizmy stosowane w każdej z odpowiednich grup ryzyka do celów współpracy oraz zapewnienia odpowiedniej koordynacji. Opisać procedury podejmowania decyzji w celu odpowiedniego reagowania na szczeblu regionalnym w przypadku każdego ze stanów kryzysowych, o ile takie procedury istnieją i nie zostały ujęte w pkt 2;

b)

Dla każdego ze stanów kryzysowych opisać mechanizmy stosowane do celów współpracy z innymi państwami członkowskimi spoza grup ryzyka oraz koordynowania działań.

8.3.   Solidarność wśród państw członkowskich

a)

opisać uzgodnienia między bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi służące zapewnieniu stosowania zasady solidarności, o której mowa w art. 13;

b)

w stosownym przypadku, opisać uzgodnienia między państwami członkowskimi, które są ze sobą połączone poprzez państwo trzecie, służące zapewnieniu stosowania zasady solidarności, o której mowa w art. 13.


(1)  W przypadku gdy właściwy organów delegował to zadanie, proszę podać nazwę podmiotu lub podmiotów, którym ten organ powierzył odpowiedzialność za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka.

(2)  Uwzględnić środki regionalne i krajowe.


ZAŁĄCZNIK VIII

Wykaz nierynkowych środków w zakresie 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:

a)

środki po stronie podaży:

wykorzystywanie rezerw strategicznych gazu,

obowiązkowe wykorzystanie zapasów paliw alternatywnych (np. zgodnie z dyrektywą Rady 2009/119/WE (1)),

obowiązkowe wykorzystanie energii elektrycznej wytwarzanej ze źródeł innych niż gaz,

obowiązkowe zwiększenie poziomu produkcji gazu,

obowiązkowy odbiór z instalacji magazynowych;

b)

środki po stronie popytu:

różne działania w ramach obowiązkowego zmniejszania popytu, w tym:

obowiązkowe przestawienie się na inne rodzaje paliwa,

obowiązkowe stosowanie umów na usługi przerywane, w przypadku gdy nie stosuje się ich w pełni w ramach środków rynkowych,

obowiązkowe zmniejszanie obciążenia.


(1)  Dyrektywa Rady 2009/119/WE z dnia 14 września 2009 r. nakładająca na państwa członkowskie obowiązek utrzymywania minimalnych zapasów ropy naftowej lub produktów ropopochodnych (Dz.U. L 265 z 9.10.2009, s. 9).


ZAŁĄCZNIK IX

Tabela korelacji

Rozporządzenie (UE) nr 994/2010

Niniejsze rozporządzenie

art. 1

art. 1

art. 2

art. 2

art. 3

art. 3

art. 6

art. 5

art. 8

art. 6

art. 9

art. 7

art. 4

art. 8

art. 5

art. 9

art. 10

art. 10

art. 10

art. 11

art. 11

art. 12

art. 13

art. 13

art. 14

art. 12

art. 4

art. 15

art. 16

art. 14

art. 17

art. 18

art. 19

art. 16

art. 20

art. 15

art. 21

art. 17

art. 22

załącznik I

załącznik II

art. 7

załącznik III

załącznik IV

załącznik I

załącznik IV

załącznik V

załącznik VI

załącznik VII

załącznik II

załącznik III

załącznik VIII

załącznik IX


Top