02017R1938 — PL — 01.07.2022 — 002.002
Dokument ten służy wyłącznie do celów informacyjnych i nie ma mocy prawnej. Unijne instytucje nie ponoszą żadnej odpowiedzialności za jego treść. Autentyczne wersje odpowiednich aktów prawnych, włącznie z ich preambułami, zostały opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej i są dostępne na stronie EUR-Lex. Bezpośredni dostęp do tekstów urzędowych można uzyskać za pośrednictwem linków zawartych w dokumencie
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) (Dz.U. L 280 z 28.10.2017, s. 1) |
zmienione przez:
|
|
Dziennik Urzędowy |
||
nr |
strona |
data |
||
ROZPORZĄDZENIE DELEGOWANE KOMISJI (UE) 2022/517 z dnia 18 listopada 2021 r. |
L 104 |
53 |
1.4.2022 |
|
ROZPORZĄDZENIE PARLAMENTU EUROPEJSKIEGO I RADY (UE) 2022/1032 z dnia 29 czerwca 2022 r. |
L 173 |
17 |
30.6.2022 |
sprostowane przez:
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)
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:
„bezpieczeństwo” oznacza bezpieczeństwo zgodnie z definicją w art. 2 pkt 32 dyrektywy 2009/73/WE;
„odbiorca” oznacza odbiorcę zgodnie z definicją w art. 2 pkt 24 dyrektywy 2009/73/WE;
„odbiorca będący gospodarstwem domowym” oznacza odbiorcę będącego gospodarstwem domowym zgodnie z definicją w art. 2 pkt 25 dyrektywy 2009/73/WE;
„podstawowe usługi społeczne” oznaczają usługi związane z opieką zdrowotną, podstawową opieką społeczną oraz służbami ratunkowymi i bezpieczeństwa, oświatą lub administracją publiczną;
„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:
małe lub średnie przedsiębiorstwo, pod warunkiem że jest ono podłączone do sieci dystrybucyjnej gazu;
podmiot świadczący podstawowe usługi społeczne, pod warunkiem że jest on podłączony do sieci dystrybucyjnej lub przesyłowej gazu;
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;
„odbiorca chroniony w ramach solidarnego wsparcia” oznacza odbiorcę będącego gospodarstwem domowym, który jest podłączony do sieci dystrybucyjnej gazu, a ponadto może oznaczać:
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
podmiot świadczący podstawowe usługi społeczne, jeżeli jest on odbiorcą chronionym w danym państwie członkowskim, nie będącym jednostką oświatową ani podmiotem administracji publicznej;
„właściwy organ” oznacza krajowy organ administracji rządowej lub krajowy organ regulacyjny wyznaczony przez państwo członkowskie, aby zapewnić wdrożenie środków przewidzianych w niniejszym rozporządzeniu;
„krajowy organ regulacyjny” oznacza krajowy organ regulacyjny wyznaczony zgodnie z art. 39 ust. 1 dyrektywy 2009/73/WE;
„przedsiębiorstwo gazowe” oznacza przedsiębiorstwo gazowe zgodnie z definicją w art. 2 pkt 1 dyrektywy 2009/73/WE;
„umowa na dostawy gazu” oznacza umowę na dostawy gazu zgodnie z definicją w art. 2 pkt 34 dyrektywy 2009/73/WE;
„przesył” oznacza przesył zgodnie z definicją w art. 2 pkt 3 dyrektywy 2009/73/WE;
„operator systemu przesyłowego” oznacza operatora systemu przesyłowego zgodnie z definicją w art. 2 pkt 4 dyrektywy 2009/73/WE;
„dystrybucja” oznacza dystrybucję zgodnie z definicją w art. 2 pkt 5 dyrektywy 2009/73/WE;
„operator systemu dystrybucyjnego” oznacza operatora systemu dystrybucyjnego zgodnie z definicją w art. 2 pkt 6 dyrektywy 2009/73/WE;
„połączenie wzajemne” oznacza połączenie wzajemne zgodnie z definicją w art. 2 pkt 17 dyrektywy 2009/73/WE;
„korytarze dostaw awaryjnych” oznaczają unijne korytarze dostaw gazu, które pomagają państwom członkowskim ograniczać skutki ewentualnego zakłócenia dostaw lub zakłócenia funkcjonowania infrastruktury;
„zdolność magazynowania” oznacza zdolność magazynowania zgodnie z definicją w art. 2 pkt 28 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;
„zdolność techniczna” oznacza zdolność techniczną zgodnie z definicją w art. 2 pkt 18 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;
„zdolność ciągła” oznacza zdolność ciągłą zgodnie z definicją w art. 2 pkt 16 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;
„zdolność przerywana” oznacza zdolność przerywaną zgodnie z definicją w art. 2 pkt 13 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;
„zdolność instalacji LNG” oznacza zdolność instalacji LNG zgodnie z definicją w art. 2 pkt 24 rozporządzenia (WE) nr 715/2009;
„instalacja LNG” oznacza instalację LNG zgodnie z definicją w art. 2 pkt 11 dyrektywy 2009/73/WE;
„instalacja magazynowa” oznacza instalację magazynową zgodnie z definicją w art. 2 pkt 9 dyrektywy 2009/73/WE;
„system” oznacza system zgodnie z definicją w art. 2 pkt 13 dyrektywy 2009/73/WE;
„użytkownik systemu” oznacza użytkownika systemu zgodnie z definicją w art. 2 pkt 23 dyrektywy 2009/73/WE;
„usługi pomocnicze” oznaczają usługi pomocnicze zgodnie z definicją w art. 2 pkt 14 dyrektywy 2009/73/WE;
„trajektoria napełniania” oznacza cele pośrednie dla podziemnych magazynów gazu każdego państwa członkowskiego, wymienione w załączniku Ia na 2022 r. oraz, na kolejne lata, określone zgodnie z art. 6a;
„cel w zakresie napełnienia” oznacza wiążący cel dotyczący poziomu napełnienia w odniesieniu do łącznej zdolności podziemnych magazynów gazu;
„strategiczne zapasy” oznaczają podziemne zapasy lub część podziemnych zapasów nieskroplonego gazu ziemnego, które są nabywane, zarządzane i przechowywane przez operatorów systemu przesyłowego, podmiot wyznaczony przez państwa członkowskie lub przedsiębiorstwo, które mogą być udostępnione jedynie po uprzednim powiadomieniu lub zezwoleniu organu publicznego i które na ogół mogą być udostępniane w przypadku
dużego niedoboru dostaw;
zakłócenia w dostawach; lub
ogłoszenia stanu nadzwyczajnego, o którym mowa w art. 11 ust. 1 lit. c);
„zapasy bilansujące” oznaczają nieskroplony gaz ziemny, który jest:
nabywany, zarządzany i przechowywany pod ziemią przez operatorów systemów przesyłowych lub przez podmiot wyznaczony przez państwo członkowskie, wyłącznie w celu wykonywania funkcji jako operatorów systemów przesyłowych oraz bezpieczeństwa dostaw gazu; oraz
rozdysponowywany wyłącznie w przypadku, gdy wymaga tego utrzymanie funkcjonowania systemu w bezpiecznych i niezawodnych warunkach zgodnie z art. 13 dyrektywy 2009/73/WE oraz z art. 8 i 9 rozporządzenia (UE) nr 312/2014;
„podziemny magazyn gazu” oznacza instalację magazynową zdefiniowaną w art. 2 pkt 9 dyrektywy 2009/73/WE, wykorzystywaną do magazynowania gazu ziemnego, w tym zapasów bilansujących, oraz podłączoną do systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego, ale z wyłączeniem naziemnych magazynów sferycznych lub pojemności magazynowych gazociągów.
Artykuł 3
Odpowiedzialność za bezpieczeństwo dostaw gazu
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.
Artykuł 4
Grupa Koordynacyjna ds. Gazu
Komisja prowadzi konsultacje z GKG i jest przez nią wspierana w szczególności w następujących kwestiach:
bezpieczeństwo dostaw gazu w każdym okresie, w szczególności w przypadku stanu nadzwyczajnego;
wszelkie informacje istotne dla bezpieczeństwa dostaw gazu na szczeblach krajowym, regionalnym i unijnym;
najlepsze praktyki i ewentualne wytyczne dla wszystkich zainteresowanych stron;
poziom bezpieczeństwa dostaw gazu, poziomy odniesienia i metodyki oceny;
scenariusze krajowe, regionalne i unijne oraz testowanie stopnia gotowości;
ocena planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, spójność pomiędzy poszczególnymi planami oraz wdrażanie środków przewidzianych w tych planach;
koordynowanie – z umawiającymi się stronami Wspólnoty Energetycznej oraz z innymi państwami trzecimi – środków stosowanych w przypadku stanu nadzwyczajnego w Unii;
pomoc potrzebna najbardziej dotkniętym państwom członkowskim.
Artykuł 5
Standard w zakresie 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.
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:
przypadków podłączeń do instalacji produkcyjnych, instalacji LNG i sieci dystrybucyjnych; lub
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.
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 ( 1 ) i opiera się na następujących kryteriach:
ocena popytu na rynku;
prognozy dotyczące popytu i podaży;
ewentualne skutki gospodarcze dla istniejącej infrastruktury;
studium wykonalności;
koszty zapewnienia zdolności przepływu w obu kierunkach, w tym niezbędnego wzmocnienia systemu przesyłowego; oraz
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.
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.
Wyjątek ten ma zastosowanie do Luksemburga pod warunkiem że:
posiada on co najmniej dwa połączenia wzajemne z innymi państwami członkowskimi;
dysponuje on co najmniej dwoma różnymi źródłami dostaw gazu; oraz
nie posiada on instalacji magazynowych gazu na swoim terytorium.
Wyjątek ten ma zastosowanie do Słowenii pod warunkiem że:
posiada ona co najmniej dwa połączenia wzajemne z innymi państwami członkowskimi;
dysponuje ona co najmniej dwoma różnymi źródłami dostaw gazu; oraz
nie posiada ona instalacji magazynowych gazu ani instalacji LNG na swoim terytorium.
Wyjątek ten ma zastosowanie do Szwecji pod warunkiem że:
nie ma ona na swoim terytorium tranzytowej sieci przesyłowej do innych państw członkowskich;
roczne wewnętrzne zużycie gazu brutto wynosi mniej niż 2 Mtoe; oraz
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
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:
ekstremalne temperatury w siedmiodniowym okresie szczytowego zapotrzebowania, występującym z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat;
okres 30 dni nadzwyczajnie wysokiego zapotrzebowania na gaz, występujący z prawdopodobieństwem statystycznym raz na 20 lat;
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.
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:
muszą być zgodne z art. 8 ust. 1;
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
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.
Artykuł 6a
Cele w zakresie napełnienia oraz trajektorie napełniania
Z zastrzeżeniem ust. 2–5, państwa członkowskie osiągają następujące cele w zakresie napełniania w odniesieniu do łącznej pojemności wszystkich podziemnych magazynów gazu znajdujących się na ich terytorium i bezpośrednio połączonych z obszarem rynku na ich terytorium oraz instalacji magazynowych wymienionych w załączniku Ib, do dnia 1 listopada każdego roku:
na 2022 r.: 80 %;
od 2023 r.: 90 %.
Do celów przestrzegania niniejszego ustępu, państwa członkowskie uwzględniają cel, jakim jest zagwarantowanie bezpieczeństwa dostaw gazu w Unii zgodnie z art. 1.
Państwo członkowskie może częściowo osiągnąć cel w zakresie napełnienia poprzez uwzględnienie LNG fizycznie zmagazynowanego i dostępnego w instalacjach LNG jeżeli spełnione są oba następujące warunki:
system gazowy posiada znaczącą zdolność magazynowania LNG, stanowiącą rocznie ponad 4 % średniego krajowego zużycia w ciągu poprzednich pięciu lat;
państwo członkowskie nałożyło na dostawców gazu obowiązek magazynowania minimalnych wolumenów gazu w podziemnych magazynów gazu lub instalacjach LNG zgodnie z art. 6b ust. 1 lit. a).
Państwa członkowskie podejmują środki niezbędne do osiągnięcia lub zapewnienia osiągnięcia celów pośrednich w następujący sposób:
na 2022 r.: zgodnie z załącznikiem Ia; oraz
od 2023 r.: zgodnie z ust. 7.
W przypadku państw członkowskich, dla których cel w zakresie napełnienia jest ograniczony do 35 % ich średniego rocznego zużycia gazu zgodnie z ust. 2, cele pośrednie trajektorii napełniania obniża się odpowiednio.
Na podstawie informacji technicznych dostarczonych przez każde państwo członkowskie oraz z uwzględnieniem oceny przeprowadzonej przez GKG, Komisja przyjmuje akty wykonawcze określające indywidualną trajektorię napełniania dla każdego państwa członkowskiego. Te akty wykonawcze przyjmuje się zgodnie z procedurą sprawdzającą, o której mowa w art. 18a ust. 2. Przyjmuje się je do dnia 15 listopada roku poprzedzającego, o ile to konieczne, w tym również w przypadku gdy państwo członkowskie przedłożyło zaktualizowany projekt trajektorii napełniania. Opierają się one na ocenie ogólnej sytuacji w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu oraz rozwoju popytu i podaży gazu w Unii i w poszczególnych państwach członkowskich oraz są ustalane w sposób gwarantujący bezpieczeństwo dostaw gazu, przy jednoczesnym unikaniu niepotrzebnych obciążeń dla państw członkowskich, uczestników rynku gazu, operatorów systemu magazynowania lub odbiorców oraz niezakłócający nadmiernie konkurencji między instalacjami magazynowymi znajdującymi się w sąsiadujących państwach członkowskich.
W przypadku gdy odejście nie zostanie znacząco zmniejszone w ciągu miesiąca od otrzymania zalecenia Komisji, Komisja – po konsultacji z GKG oraz zainteresowanymi państwami członkowskimi – podejmuje w ostateczności decyzję zobowiązującą dane państwo członkowskie do podjęcia środków, które skutecznie zaradzą odejściu, w tym – w stosownych przypadkach – jednego lub większej liczby środków wymienionych w art. 6b ust. 1 lub jakiegokolwiek innego środka w celu zapewnienie osiągnięcia celu w zakresie napełnienia zgodnie z niniejszym artykułem.
Podejmując decyzję, które środki podjąć zgodnie z akapitem drugim, Komisja bierze pod uwagę szczególną sytuację danego państwa członkowskiego lub danych państw członkowskich, na przykład wielkość podziemnych magazynów gazu w odniesieniu do krajowego zużycia gazu, znaczenie podziemnych magazynów gazu dla bezpieczeństwa dostaw gazu w regionie oraz wszelkie istniejące magazyny LNG.
Wszelkie środki podjęte przez Komisję w celu zaradzenia odejściom od trajektorii napełniania lub celu w zakresie napełnienia na 2022 r. uwzględniają krótkie ramy czasowe wykonania niniejszego artykułu na poziomie krajowym, które mogły przyczynić się do odejścia od trajektorii napełniania lub celu w zakresie napełnienia na 2022 r.
Komisja zapewnia, aby środki, podjęte zgodnie z niniejszym ustępem:
nie wykraczały poza to, co jest konieczne do zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw gazu;
nie nakładały nieproporcjonalnych obciążeń na państwa członkowskie, uczestników rynku gazu, operatorów systemu magazynowania lub odbiorców.
Artykuł 6b
Osiąganie celu w zakresie napełnienia
W zakresie, w jakim którekolwiek środki przewidziane w niniejszym artykule wchodzą w zakres obowiązków i uprawnień krajowego organu regulacyjnego zgodnie z art. 41 dyrektywy 2009/73/WE, krajowe organy regulacyjne są odpowiedzialne za podjęcie tych środków.
Środki podjęte zgodnie z niniejszym ustępem mogą w szczególności obejmować:
zobowiązanie dostawców gazu do magazynowania minimalnych wolumenów gazu w instalacjach magazynowych, w tym podziemnych magazynach gazu lub w magazynach LNG; wolumeny te określa się na podstawie wolumenu gazu dostarczanego przez dostawców gazu odbiorcom chronionym;
zobowiązanie operatorów systemu magazynowania do oferowania swoich zdolności uczestnikom rynku;
zobowiązanie operatorów systemów przesyłowych lub podmiotów wyznaczonych przez państwo członkowskie do nabycia zapasów bilansujących i zarządzania nimi wyłącznie w celu wykonywania ich funkcji jako operatorów systemów przesyłowych oraz – w razie konieczności – nałożenie na inny wyznaczony podmiot obowiązku w celu zagwarantowania bezpieczeństwa dostaw gazu w sytuacji nadzwyczajnej, o której mowa w art. 11 ust. 1, lit. c);
wykorzystanie skoordynowanych instrumentów, takich jak platformy zakupu LNG, z innymi państwami członkowskimi w celu maksymalizacji wykorzystania LNG oraz zmniejszenia barier infrastrukturalnych i regulacyjnych dla wspólnego korzystania z LNG w celu napełnienia podziemnych magazynów gazu;
stosowanie dobrowolnego mechanizmu wspólnego udzielania zamówień na gaz ziemny, w przypadku stosowania którego Komisja może w razie potrzeby wydać wytyczne do dnia 1 sierpnia 2022 r.;
zapewnienie zachęt finansowych uczestnikom rynku, w tym operatorom systemów magazynowania, takich jak kontrakty na transakcje różnicowe, lub zapewnienie uczestnikom rynku rekompensaty z tytułu zmniejszenia dochodów lub z tytułu kosztów poniesionych przez nich w związku z nałożonymi na nich – w tym na operatorów systemów magazynowania – obowiązkami, których nie można pokryć z dochodów;
zobowiązanie posiadaczy zdolności magazynowania do wykorzystania lub uwolnienia niewykorzystanych zarezerwowanych zdolności, zobowiązując nadal jednocześnie posiadacza zdolności magazynowej niekorzystającego ze zdolności magazynowania do zapłaty uzgodnionej ceny przez cały okres obowiązywania umowy magazynowania;
przyjęcie skutecznych instrumentów nabywania strategicznych zapasów i zarządzania nimi przez podmioty publiczne lub prywatne, pod warunkiem że takie instrumenty nie zakłócają konkurencji lub prawidłowego funkcjonowania rynku wewnętrznego;
wyznaczenie specjalnego podmiotu, któremu zostanie powierzone zadanie osiągnięcia celu w zakresie napełnienia w przypadku gdy w przeciwnym razie cel w zakresie napełnienia nie zostałby osiągnięty;
zapewnianie obniżek taryf za magazynowanie;
pobieranie dochodów niezbędnych do odzyskania kapitału i wydatków operacyjnych związanych z regulowanymi instalacjami magazynowymi w postaci taryf za magazynowanie oraz specjalnej opłaty włączonej do taryf przesyłowych, pobieranych wyłącznie z punktów wyjścia do odbiorców końcowych znajdujących się w tych samych państwach członkowskich, pod warunkiem że dochody uzyskane dzięki taryfom nie są większe niż dochody dozwolone.
Artykuł 6c
Uzgodnienia w zakresie składowania oraz mechanizm podziału obciążeń.
W przypadku gdy ograniczenia techniczne uniemożliwiają państwu członkowskiemu wywiązanie się z obowiązku określonego w akapicie pierwszym, a państwo członkowskie wprowadziło obowiązek magazynowania innych paliw w celu zastąpienia nimi gazu, obowiązek określony w akapicie pierwszym może być wyjątkowo spełniony przez równoważny obowiązek magazynowania paliw innych niż gaz. Ograniczenia techniczne i równoważność środka wykazywane są przez zainteresowane państwo członkowskie.
Mechanizm podziału obciążeń opiera się na odpowiednich danych z najnowszej oceny ryzyka na podstawie art. 7 oraz uwzględnia wszystkie następujące parametry:
koszt wsparcia finansowego służącego osiągnięciu celów w zakresie napełnienia, z wyłączeniem kosztów spełnienia wszelkich obowiązków w zakresie strategicznych zapasów;
wolumeny gazu potrzebne do zaspokojenia popytu odbiorców chronionych zgodnie z art. 6 ust. 1;
wszelkie ograniczenia techniczne, w tym dostępna zdolność podziemnego magazynowania, techniczna transgraniczna zdolność przesyłowa i wskaźniki poboru.
Państwa członkowskie powiadamiają Komisję o mechanizmie podziału obciążeń do dnia 2 września 2022 r. W przypadku braku porozumienia w sprawie mechanizmu podziału obciążeń do tego dnia, państwa członkowskie bez podziemnych magazynów gazu wykazują, że przestrzegają ust. 1 oraz powiadamiają o tym Komisję.
Niezależnie od ust. 1, w przypadku gdy państwo członkowskie posiada podziemne magazyny gazu znajdujące się na jego terytorium i łączna pojemność tych magazynów jest większa niż roczne zużycie gazu w tym państwie członkowskim, państwa członkowskie bez podziemnych magazynów gazu, które mają dostęp do tych magazynów:
zapewniają, aby do dnia 1 listopada pojemności magazynowe odpowiadały co najmniej średniemu wykorzystaniu zdolności magazynowania w ciągu poprzednich pięciu lat, wyliczanej między innymi poprzez uwzględnienie przepływów w sezonie poboru w ciągu poprzednich pięciu lat z państw członkowskich, w których znajdują się instalacje magazynowe; albo
wykazują, że zdolność magazynowania równoważna wolumenowi objętemu obowiązkiem wynikającym z lit. a) została zarezerwowana.
Jeżeli państwo członkowskie bez podziemnych magazynów gazu może wykazać, że pojemność magazynowa równoważna wolumenowi objętemu obowiązkiem wynikającym z akapitu pierwszego lit. a) została zarezerwowana, stosuje się ust. 1.
Obowiązek wynikający z niniejszego ustępu ogranicza się do 15 % średniego rocznego zużycia gazu w ciągu poprzednich pięciu lat w danym państwie członkowskim.
Artykuł 6d
Monitorowanie i egzekwowanie
Operatorzy systemów magazynowania zgłaszają poziom napełnienia właściwemu organowi w każdym państwie członkowskim, w którym znajdują się odnośne podziemne magazyny gazu, oraz – w stosownych przypadkach – podmiotowi wyznaczonemu przez dane państwo członkowskie (zwanemu dalej „wyznaczonym podmiotem”) w następujący sposób:
na 2022 r.: na każdy z celów pośrednich określonych w załączniku Ia; oraz
od 2023 r.: jak określono zgodnie z art. 6a ust. 7
W stosownych przypadkach Komisja może zwrócić się do Agencji Unii Europejskiej ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki (ACER) o wsparcie w takim monitorowaniu.
Państwa członkowskie niezwłocznie informują Komisję o środkach w zakresie egzekwowania wprowadzonych na podstawie niniejszego rozporządzenia.
Komisja, krajowe organy regulacyjne oraz państwa członkowskie zachowują poufność szczególnie chronionych informacji handlowych otrzymanych do celów wykonywania ich obowiązków.
Artykuł 7
Ocena ryzyka
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).
Oceny ryzyka, o których mowa w ust. 2 i 3 niniejszego artykułu, są przeprowadzane, stosownie do sytuacji, poprzez:
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;
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;
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:
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
zakłócenie dostaw od dostawców z państw trzecich, a także, w stosownych przypadkach, ryzyka geopolityczne;
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;
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;
uwzględnienie maksymalnej zdolności połączeń międzysystemowych w każdym granicznym punkcie wejścia i punkcie wyjścia oraz różnych poziomów napełnienia magazynów;
uwzględnienie scenariuszy zakładających długotrwałe odcięcie jednego ze źródeł dostaw.
Artykuł 8
Opracowanie planów działań zapobiegawczych i planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej
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:
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;
zgodnie z art. 10 – plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, obejmujący środki podejmowane w celu usunięcia lub ograniczenia skutków zakłócenia dostaw gazu.
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.
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.
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.
W terminie czterech miesięcy od powiadomienia przez właściwe organy Komisja ocenia te plany uwzględniając opinie wyrażone w ramach GKG.
Komisja wydaje opinię skierowaną do właściwego organu zawierającą zalecenie wprowadzenia zmiany w planie działań zapobiegawczych lub planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, jeżeli stwierdzi, że:
plan nie jest skuteczny w ograniczaniu ryzyk wskazanych w ocenie ryzyka;
plan nie jest spójny z ocenionymi scenariuszami ryzyka lub planami innego państwa członkowskiego lub grupy ryzyka;
plan jest sprzeczny z wymogiem określonym w ust. 1 dotyczącym zakazu bezzasadnego zakłócania konkurencji lub skutecznego funkcjonowania rynku wewnętrznego; lub
plan nie jest zgodny z przepisami niniejszego rozporządzenia lub z innymi przepisami prawa Unii.
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.
Artykuł 9
Treść planów działań zapobiegawczych
Plan działań zapobiegawczych zawiera:
wyniki oceny ryzyka oraz streszczenie rozpatrzonych scenariuszy, o których mowa w art. 7 ust. 4 lit. c);
definicję odbiorców chronionych oraz informacje określone w art. 6 ust. 1 akapit drugi;
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;
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;
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;
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);
opis oddziaływania przewidzianych w planie środków na funkcjonowanie wewnętrznego rynku energii, jak również rynków krajowych, łącznie z obowiązkami, o których mowa w lit. k);
opis wpływu środków na środowisko i na odbiorców;
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;
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;
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.
Ocena skutków na podstawie ust. 6 obejmuje przynajmniej następujące elementy:
potencjalny wpływ na rozwój krajowego rynku gazu i na konkurencję na szczeblu krajowym;
potencjalny wpływ na rynek wewnętrzny gazu;
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;
ocena kosztów i korzyści w porównaniu z alternatywnymi środkami rynkowymi;
ocena konieczności i proporcjonalności w porównaniu z możliwymi środkami rynkowymi;
ocena, czy środek zapewnia równe możliwości wszystkim uczestnikom rynku;
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.
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.
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.
Artykuł 10
Treść planów na wypadek sytuacji nadzwyczajnej
Plan na wypadek sytuacji nadzwyczajnej:
jest sporządzany w oparciu o stany kryzysowe, o których mowa w art. 11 ust. 1;
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;
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;
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;
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;
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;
wskazuje podmiot zarządzający w sytuacji kryzysowej i określa jego rolę;
określa wkład środków rynkowych w rozwiązywanie sytuacji w stanie alarmowym i w łagodzenie sytuacji w stanie nadzwyczajnym;
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;
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;
zawiera szczegółowy opis nałożonych na przedsiębiorstwa gazowe i, w stosownych przypadkach, przedsiębiorstwa elektroenergetyczne obowiązków w zakresie sprawozdawczości w przypadku stanu alarmowego i stanu nadzwyczajnego;
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;
zawiera opis dokonanych uzgodnień technicznych, prawnych i finansowych na potrzeby stosowania obowiązków związanych z solidarnym wsparciem określonych w art. 13;
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;
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.
Artykuł 11
Ogłoszenie stanu kryzysowego
Ustanawia się następujące trzy stany kryzysowe:
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;
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;
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.
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.
Państwa członkowskie, w szczególności właściwe organy, zapewniają, by:
nie wprowadzano środków, które w dowolnym momencie bezzasadnie ograniczają przepływ gazu na rynku wewnętrznym;
nie wprowadzano środków, które prawdopodobnie stanowiłyby poważne zagrożenie dla sytuacji w zakresie dostaw gazu w innym państwie członkowskim; oraz
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.
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:
mógłby skutkować poważnymi szkodami dla funkcjonowania systemu elektroenergetycznego; lub
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.
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.
Artykuł 12
Reagowanie w przypadku stanu nadzwyczajnego w regionie lub w Unii
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.
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:
zapewnia wymianę informacji;
zapewnia spójność i skuteczność działań podejmowanych na szczeblu państw członkowskich i na szczeblu regionalnym w odniesieniu do szczebla unijnego;
koordynuje działania dotyczące państw trzecich.
Państwa członkowskie, w szczególności właściwe organy, zapewniają, by:
nie wprowadzano środków, które w dowolnym momencie bezzasadnie ograniczają przepływ gazu na rynku wewnętrznym, szczególnie przepływ gazu na dotknięte rynki;
nie wprowadzano środków, które prawdopodobnie stanowiłyby poważne zagrożenie dla sytuacji w zakresie dostaw gazu w innym państwie członkowskim; oraz
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.
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.
Artykuł 13
Solidarność
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.
Środek solidarnościowy jest stosowany w ostateczności i ma zastosowanie tylko w przypadku, gdy państwo członkowskie zwracające się o wsparcie:
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;
wyczerpało wszystkie środki rynkowe i wszystkie środki przewidziane w swoim planie na wypadek sytuacji nadzwyczajnej;
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;
zobowiązuje się niezwłocznie wypłacić państwu członkowskiemu udzielającemu solidarnego wsparcia uczciwą rekompensatę zgodnie z ust. 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:
gaz dostarczony na terytorium państwa członkowskiego zwracającego się o wsparcie;
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;
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.
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:
operacyjne bezpieczeństwo sieci;
ceny gazu, które mają być stosowane, lub metodyka ich ustalania, przy uwzględnieniu wpływu na funkcjonowanie rynku;
wykorzystanie połączeń międzysystemowych, w tym zdolności przepływu w obu kierunkach i podziemnego magazynowania gazu;
ilości gazu lub metodyka ich ustalania;
kategorie kosztów, które będą musiały być objęte uczciwą i niezwłoczną rekompensatą, mogące uwzględniać odszkodowania za straty poniesione przez sektor dotknięty ograniczeniami dostaw;
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.
Artykuł 14
Wymiana informacji
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:
dzienne prognozy zapotrzebowania na gaz i dostaw gazu na kolejne trzy dni w milionach metrów sześciennych na dobę (mln m3/dobę);
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);
wyrażony w dniach okres, przez który zgodnie z szacunkami można zapewnić dostawy gazu dla odbiorców chronionych.
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:
informacji określonych w ust. 1;
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;
informacji na temat wniosków o wprowadzenie dodatkowych środków przez inne właściwe organy;
informacji na temat środków wprowadzonych na wniosek innych właściwych organów.
Komisja dokonuje analizy ocen właściwych organów i informuje państwa członkowskie, Parlament Europejski oraz GKG o wynikach tej analizy, podając je w formie zagregowanej.
Aby umożliwić właściwym organom i Komisji dokonanie oceny sytuacji w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu na szczeblu krajowym, regionalnym i unijnym, każde przedsiębiorstwo gazowe przekazuje:
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:
okres obowiązywania umowy;
określone w umowie roczne ilości gazu;
określone w umowie maksymalne dzienne ilości gazu w przypadku stanu alarmowego lub stanu nadzwyczajnego;
określone w umowie punkty dostawy;
minimalne dzienne i miesięczne ilości gazu;
warunki wstrzymania dostaw gazu;
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;
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.
Artykuł 15
Tajemnica służbowa
Obowiązkowi zachowania tajemnicy służbowej podlegają następujące osoby, które otrzymują informacje poufne zgodnie z niniejszym rozporządzeniem:
osoby pracujące obecnie lub w przeszłości na rzecz Komisji;
audytorzy i eksperci wykonujący prace na zlecenie Komisji;
osoby pracujące obecnie lub w przeszłości na rzecz właściwych organów i krajowych organów regulacyjnych lub na rzecz innych odpowiednich organów;
audytorzy i eksperci wykonujący prace na zlecenie właściwych organów i krajowych organów regulacyjnych lub innych odpowiednich organów.
Artykuł 16
Współpraca z umawiającymi się stronami Wspólnoty Energetycznej
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 17a
Sprawozdania Komisji
Do dnia 28 lutego 2023 r., a następnie raz w roku Komisja przedkłada Parlamentowi Europejskiemu i Radzie sprawozdanie zawierające:
przegląd środków podjętych przez państwa członkowskie w celu spełnienia obowiązków w zakresie magazynowania;
przegląd czasu potrzebnego na procedurę certyfikacji określoną w art. 3a rozporządzenia (WE) nr 715/2009;
przegląd środków wymaganych przez Komisję w celu zapewnienia zgodności z trajektoriami napełniania i z celami w zakresie napełnienia;
analizę potencjalnego wpływu niniejszego rozporządzenia na ceny gazu i potencjalne oszczędności gazu w odniesieniu do art. 6b ust. 4.
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 18a
Procedura komitetowa
Artykuł 19
Wykonywanie przekazanych uprawnień
Artykuł 20
Odstępstwo
Niniejsze rozporządzenie nie ma zastosowania do Malty i Cypru, dopóki na ich odpowiednie terytoria nie jest dostarczany gaz. Malta i Cypr wypełniają obowiązki określone w wymienionych poniżej przepisach oraz dokonują wyborów, do jakich są uprawnione na podstawie tych przepisów, w określonych terminach liczonych od dnia rozpoczęcia dostaw gazu na ich odpowiednie terytoria:
w odniesieniu do art. 2 pkt 5, art. 3 ust. 2, art. 7 ust. 5 i art. 14 ust. 6 lit. a): 12 miesięcy;
w odniesieniu do art. 6 ust. 1: 18 miesięcy;
w odniesieniu do art. 8 ust. 7: 24 miesiące;
w odniesieniu do art. 5 ust. 4: 36 miesięcy;
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.
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.
Art. 2 pkt 27–31, art. 6a–6d, art. 16 ust. 3, art. 17a, art. 18a, art. 20 ust. 4 oraz załączniki Ia i Ib stosuje się do dnia 31 grudnia 2025 r.
Niniejsze rozporządzenie wiąże w całości i jest bezpośrednio stosowane we wszystkich państwach członkowskich.
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:
Grupy ryzyka ze względu na dostawy gazu ze Wschodu:
Ukraina: Bułgaria, Czechy, Dania, Niemcy, Grecja, Chorwacja, Włochy, Luksemburg, Węgry, Austria, Polska, Rumunia, Słowenia, Słowacja, Szwecja;
Białoruś: Belgia, Czechy, Dania, Niemcy, Estonia, Łotwa, Litwa, Luksemburg, Niderlandy, Polska, Słowacja, Finlandia, Szwecja;
Morze Bałtyckie: Belgia, Czechy, Dania, Niemcy, Francja, Luksemburg, Niderlandy, Austria, Słowacja, Szwecja;
północny wschód: Czechy, Dania, Niemcy, Estonia, Łotwa, Litwa, Polska, Słowacja, Finlandia, Szwecja;
Bałkany: Bułgaria, Grecja, Węgry, Rumunia.
Grupy ryzyka ze względu na dostawy gazu z Morza Północnego:
Norwegia: Belgia, Dania, Niemcy, Irlandia, Hiszpania, Francja, Włochy, Luksemburg, Niderlandy, Polska, Portugalia, Szwecja;
gaz niskokaloryczny: Belgia, Niemcy, Francja, Niderlandy;
Dania: Dania, Niemcy, Luksemburg, Niderlandy, Polska, Szwecja;
Zjednoczone Królestwo: Belgia, Niemcy, Irlandia, Luksemburg, Niderlandy.
Grupy ryzyka ze względu na dostawy gazu z Afryki Północnej:
Algieria: Grecja, Hiszpania, Francja, Chorwacja, Włochy, Malta, Austria, Portugalia, Słowenia;
Libia: Chorwacja, Włochy, Malta, Austria, Słowenia.
Grupy ryzyka ze względu na dostawy gazu z południowego wschodu:
południowy korytarz gazowy – basen Morza Kaspijskiego: Bułgaria, Grecja, Chorwacja, Włochy, Węgry, Malta, Austria, Rumunia, Słowenia, Słowacja;
wschodnia część regionu Morza Śródziemnego: Grecja, Włochy, Cypr, Malta.
ZAŁĄCZNIK Ia ( 6 )
Trajektoria napełniania z celami pośrednimi oraz cel w zakresie napełnienia na 2022 r. dla państw członkowskich z podziemnymi magazynami gazu
Państwo członkowskie |
1 sierpnia – cel pośredni |
1 września – cel pośredni |
październik – cel pośredni |
1 listopada – cel w zakresie napełnienia |
AT |
49 % |
60 % |
70 % |
80 % |
BE |
49 % |
62 % |
75 % |
80 % |
BG |
49 % |
61 % |
75 % |
80 % |
CZ |
60 % |
67 % |
74 % |
80 % |
DE |
45 % |
53 % |
80 % |
80 % |
DK |
61 % |
68 % |
74 % |
80 % |
ES |
71 % |
74 % |
77 % |
80 % |
FR |
52 % |
65 % |
72 % |
80 % |
HR |
49 % |
60 % |
70 % |
80 % |
HU |
51 % |
60 % |
70 % |
80 % |
IT |
58 % |
66 % |
73 % |
80 % |
LV |
57 % |
65 % |
72 % |
80 % |
NL |
54 % |
62 % |
71 % |
80 % |
PL |
80 % |
80 % |
80 % |
80 % |
PT |
72 % |
75 % |
77 % |
80 % |
RO |
46 % |
57 % |
66 % |
80 % |
SE |
40 % |
53 % |
67 % |
80 % |
SK |
49 % |
60 % |
70 % |
80 % |
ZAŁĄCZNIK Ib
Wspólna odpowiedzialność za cel w zakresie napełnienia i trajektorię napełniania
W odniesieniu do celu w zakresie napełnienia i trajektorii napełniania zgodnie z art. 6a, Republika Federalna Niemiec i Republika Austrii są wspólnie odpowiedzialne za instalacje magazynowe Haidach i 7Fields. Dokładny stosunek i zakres tej odpowiedzialności Republiki Federalnej Niemiec i Republiki Austrii podlega dwustronnej umowie między tymi państwami członkowskimi.
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
, 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.
„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.
4. Obliczanie wskaźnika N – 1 przy użyciu środków po stronie popytu
, N – 1 ≥ 100 %
„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:
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
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:
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;
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
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
1. Opis systemu
Przedstawić krótki opis systemu gazowego grupy ryzyka, obejmujący:
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.;
podział, w możliwym zakresie, źródeł importu gazu według państwa pochodzenia ( 10 );
opis roli instalacji magazynowych istotnych dla grupy ryzyka, w tym dostęp transgraniczny:
pojemność magazynową (całkowitą i czynną gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;
maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);
opis roli produkcji krajowej w grupie ryzyka:
wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;
maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;
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:
wzór na wskaźnik N – 1
wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w grupie ryzyka;
obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym;
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);
wskazanie metodyki i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach);
zdolność przepływu w obu kierunkach
wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach;
wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwróconego przepływu (np. zdolność przerywana);
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:
polityczne
technologiczne
handlowe/rynkowe/finansowe
społeczne
klęski żywiołowe
Analiza
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;
opisać kryteria zastosowane do ustalenia, czy dany system jest narażony na wysokie/niedopuszczalne ryzyko;
sporządzić wykaz odpowiednich scenariuszy ryzyka stosownie do źródeł ryzyka i opisać, na jakiej podstawie dokonano selekcji;
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:
opisać szczegółowo scenariusz ryzyka, włącznie z wszelkimi założeniami i, w stosownych przypadkach, metodykami stosowanymi do ich obliczania;
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.
ZAŁĄCZNIK V
Wzór krajowej oceny ryzyka
Informacje ogólne
Nazwa właściwego organu odpowiedzialnego za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka ( 11 ).
1. Opis systemu
1.1. |
Przedstawić krótki skonsolidowany opis regionalnego systemu gazowego dla każdej z grup ryzyka ( 12 ), do których należy państwo członkowskie, obejmujący:
a)
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 ( 15 );
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:
wzór na wskaźnik N – 1
wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej;
obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu krajowym;
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);
wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach);
wyjaśnienie wyników obliczeń wskaźnika N – 1 z uwzględnieniem poziomu napełnienia magazynów wynoszącego 30 % i 100 % ich maksymalnej pojemności czynnej;
wyjaśnienie głównych wyników symulacji wskaźnika N – 1 z zastosowaniem modelu hydraulicznego;
jeżeli tak zadecyduje państwo członkowskie – obliczanie wskaźnika N – 1 przy użyciu środków po stronie popytu:
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:
zdolność przepływu w obu kierunkach
wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach;
wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwróconego przepływu (np. zdolność przerywana);
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:
polityczne
technologiczne
handlowe/rynkowe/finansowe
społeczne
klęski żywiołowe
Analiza
określić odpowiednie czynniki ryzyka istotne dla danego państwa członkowskiego, w tym prawdopodobieństwo ich pojawienia się i ich skutki;
opisać kryteria zastosowane do ustalenia, czy dany system jest narażony na wysokie/niedopuszczalne ryzyko;
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:
opisać szczegółowo scenariusz ryzyka, włącznie z wszelkimi założeniami i, w stosownych przypadkach, metodykami stosowanymi do ich obliczania;
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.
ZAŁĄCZNIK VI
Wzór planu działań zapobiegawczych
Informacje ogólne
1. Opis systemu
1.1. |
Przedstawić krótki skonsolidowany opis regionalnego systemu gazowego dla każdej z grup ryzyka ( 17 ), do których należy państwo członkowskie, obejmujący:
a)
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 ( 20 );
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:
wykaz scenariuszy poddanych ocenie i krótki opis założeń przyjętych w każdym z nich, jak również zidentyfikowanych źródeł ryzyka/słabych punktów;
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
wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w regionie;
obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym;
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);
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
wzór na wskaźnik N – 1
wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej;
obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu krajowym;
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);
wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach);
jeżeli tak zadecyduje państwo członkowskie – obliczenie wskaźnika N – 1 przy użyciu środków po stronie popytu:
wspólne obliczenie lub obliczenia wskaźnika N – 1, jeżeli tak uzgodniono z właściwymi organami odpowiedniej(-ich) grupy (grup) ryzyka lub z bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi:
zdolność przepływu w obu kierunkach
wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach;
wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwróconego przepływu (np. zdolność przerywana);
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:
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);
ilości gazu potrzebne do zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw zgodnie ze scenariuszami określonymi w art. 6 ust. 1 akapit pierwszy;
zdolność potrzebną do zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw zgodnie ze scenariuszami określonymi w art. 6 ust. 1 akapit pierwszy;
środek lub środki wprowadzone w celu zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw:
opis środka lub środków;
adresaci;
opis systemu monitorowania ex ante zgodności ze standardem w zakresie dostaw, o ile wprowadzono taki system;
system sankcji, w stosownych przypadkach;
opis, dla każdego środka:
w przypadku stosowania środków nierynkowych (dla każdego środka):
dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;
dla rynku krajowego;
dla rynku wewnętrznego;
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;
w stosownych przypadkach, opis podwyższonego standardu w zakresie dostaw lub dodatkowego obowiązku nałożonego ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu:
opis środka lub środków;
mechanizm ograniczania go do zwykłego poziomu, w duchu solidarności i zgodnie z art. 13;
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.;
adresaci;
wymagane ilości gazu oraz zdolności;
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:
opis każdego ze środków zapobiegawczych przyjętych w odniesieniu do poszczególnych ryzyk zidentyfikowanych zgodnie z oceną ryzyka, w tym opis:
ich krajowego lub regionalnego wymiaru;
ich wpływu na gospodarkę, ich skuteczności i wydajności;
ich wpływu na odbiorców.
W stosownych przypadkach z uwzględnić:
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;
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:
dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;
dla rynku krajowego;
dla rynku wewnętrznego;
wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono środki na rzecz poprawy efektywności, w tym środki po stronie popytu;
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
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;
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:
przedsiębiorstwami gazowymi;
odpowiednimi organizacjami reprezentującymi interesy gospodarstw domowych;
odpowiednimi organizacjami reprezentującymi interesy przemysłowych odbiorców gazu, w tym producentów energii elektrycznej;
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
wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w grupie ryzyka;
obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu grupy ryzyka;
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);
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:
opis każdego ze środków zapobiegawczych przyjętych w odniesieniu do poszczególnych ryzyk zidentyfikowanych zgodnie z oceną ryzyka, w tym opis:
ich skutków w państwach członkowskich należących do grupy ryzyka;
ich wpływu na gospodarkę, ich skuteczności i wydajności;
ich wpływu na środowisko;
ich wpływu na odbiorców.
W stosownych przypadkach uwzględnić:
opis innych środków przyjętych z powodów niezwiązanych z oceną ryzyka, ale mających pozytywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw w grupie ryzyka;
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:
dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;
dla rynku krajowego;
dla rynku wewnętrznego;
wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono środki na rzecz poprawy efektywności, w tym środki po stronie popytu;
wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono odnawialne źródła energii.
ZAŁĄCZNIK VII
Wzór planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej
Informacje ogólne
Nazwa właściwego organu odpowiedzialnego za przygotowanie niniejszego planu ( 21 )
1. Definicja stanów kryzysowych
wskazać organ odpowiedzialny za ogłaszanie poszczególnych stanów kryzysowych oraz procedurę stosowaną do ogłaszania każdego z tych stanów;
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 ( 22 )
2.1. Stan wczesnego ostrzeżenia
Opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:
zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;
w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;
przewidywany wkład danego środka w niwelowanie skutków jakiegokolwiek zdarzenia lub w osiągnięcie stanu gotowości na wystąpienie takiego zdarzenia;
opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami.
2.2. Stan alarmowy
opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:
zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;
w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;
przewidywany wkład danego środka w rozwiązywanie sytuacji w przypadku stanu alarmowego;
opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;
opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe w przypadku stanu alarmowego.
2.3. Stan nadzwyczajny
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;
opisać środki rynkowe, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając w odniesieniu do każdego środka:
zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;
opis procedury, którą należy zastosować;
przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego;
opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;
opisać środki nierynkowe, planowane lub przewidziane do wdrożenia w przypadku stanu nadzwyczajnego, podając dla każdego środka:
zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;
ocenę konieczności zastosowania takiego środka w celu zaradzenia kryzysowi, w tym stopień jego wykorzystania;
szczegółowy opis procedury wdrażania środka (np. jakie okoliczności byłyby sygnałem do wprowadzenia tego środka, kto podjąłby decyzję o jego wprowadzeniu);
przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego, stanowiący uzupełnienie środków rynkowych;
ocenę innych skutków środka;
uzasadnienie zgodności środka z warunkami określonymi w art. 11 ust. 6;
opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;
opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe.
3. Szczególne środki w odniesieniu do energii elektrycznej i systemów ciepłowniczych
systemy ciepłownicze
krótko opisać prawdopodobny wpływ zakłócenia dostaw gazu na sektor systemów ciepłowniczych;
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;
dostawy energii elektrycznej wytwarzanej przy użyciu gazu
krótko opisać prawdopodobny wpływ zakłócenia dostaw gazu na sektor energii elektrycznej;
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;
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
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:
przedsiębiorstwa gazowe;
odbiorcy przemysłowi;
odpowiedni producenci energii elektrycznej;
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
wskazać harmonogram symulacji reagowania w czasie rzeczywistym w sytuacjach nadzwyczajnych;
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:
zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;
w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;
przewidywany wkład danego środka w niwelowanie skutków jakiegokolwiek zdarzenia lub w osiągnięcie stanu gotowości na wystąpienie takiego zdarzenia;
opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami.
8.1.2. Stan alarmowy
opisać środki, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając dla każdego środka:
zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;
w stosownych przypadkach – opis procedury, którą należy zastosować;
przewidywany wkład danego środka w niwelowanie skutków jakiegokolwiek zdarzenia lub w osiągnięcie stanu gotowości na wystąpienie takiego zdarzenia;
opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;
opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe w przypadku stanu alarmowego.
8.1.3. Stan nadzwyczajny
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;
opisać środki rynkowe, które zostaną zastosowane na tym etapie, podając w odniesieniu do każdego środka:
zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;
opis procedury, którą należy zastosować;
przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego;
opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;
opisać środki nierynkowe, planowane lub przewidziane do wdrożenia w przypadku stanu nadzwyczajnego, podając dla każdego środka:
zwięzły opis środka i głównych uczestniczących podmiotów;
ocenę konieczności zastosowania takiego środka w celu zaradzenia kryzysowi, w tym stopień jego wykorzystania;
szczegółowy opis procedury wdrażania środka (np. jakie okoliczności byłyby sygnałem do wprowadzenia środka, kto podjąłby decyzję o jego wprowadzeniu);
przewidywany wkład danego środka w łagodzenie negatywnych skutków w sytuacji stanu nadzwyczajnego, stanowiący uzupełnienie środków rynkowych;
ocenę innych skutków środka;
uzasadnienie zgodności środka z warunkami określonymi w art. 11 ust. 6;
opis przepływu informacji pomiędzy uczestniczącymi podmiotami;
opisać obowiązki w zakresie sprawozdawczości, jakim podlegają przedsiębiorstwa gazowe.
8.2. Mechanizmy współpracy
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;
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
opisać uzgodnienia między bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi służące zapewnieniu stosowania zasady solidarności, o której mowa w art. 13;
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.
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:
środki po stronie podaży:
środki po stronie popytu:
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 |
( 1 ) 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).
( 2 ) Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/459 z dnia 16 marca 2017 r. ustanawiające kodeks sieci dotyczący mechanizmów alokacji zdolności w systemach przesyłowych gazu i uchylające rozporządzenie (UE) nr 984/2013 (Dz.U. L 72 z 17.3.2017, s. 1).
( 3 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2018/1999 z dnia 11 grudnia 2018 r. w sprawie zarządzania unią energetyczną i działaniami w dziedzinie klimatu, zmiany rozporządzeń Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 663/2009 i (WE) nr 715/2009, dyrektyw Parlamentu Europejskiego i Rady 94/22/WE, 98/70/WE, 2009/31/WE, 2009/73/WE, 2010/31/UE, 2012/27/UE i 2013/30/UE, dyrektyw Rady 2009/119/WE i (UE) 2015/652 oraz uchylenia rozporządzenia Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 525/2013 (Dz.U. L 328 z 21.12.2018, s. 1).
( 4 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i rady (UE) 2022/869 z dnia 30 maja 2022 r. w sprawie wytycznych dotyczących transeuropejskiej infrastruktury energetycznej, zmiany rozporządzeń (WE) nr 715/2009, (UE) 2019/942 i (UE) 2019/943 oraz dyrektyw 2009/73/WE i (UE) 2019/944 oraz uchylenia rozporządzenia (UE) nr 347/2013 (Dz.U. L 152 z 3.6.2022, s. 45).
( 5 ) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 182/2011 z dnia 16 lutego 2011 r. ustanawiające przepisy i zasady ogólne dotyczące trybu kontroli przez państwa członkowskie wykonywania uprawnień wykonawczych przez Komisję (Dz.U. L 55 z 28.2.2011, s. 13).
( 6 ) Niniejszy załącznik podlega proporcjonalnym obowiązkom każdego państwa członkowskiego wynikającym z niniejszego rozporządzenia, w szczególności z art. 6a, 6b i 6c.
W przypadku państw członkowskich objętych art. 6a ust. 2 proporcjonalny cel pośredni oblicza się, mnożąc wartość podaną w tabeli przez limit 35 % i dzieląc wynik przez 80 %.
( 7 ) W przypadku gdy właściwy organ delegował to zadanie, podać nazwę podmiotu lub podmiotów, którym ten organ powierzył odpowiedzialność za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka.
( 8 ) W ocenie dokonywanej po raz pierwszy podać dane z ostatnich dwóch lat. W aktualizacjach podać dane z ostatnich czterech lat.
( 9 ) 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.
( 10 ) Opisać zastosowaną metodykę.
( 11 ) W przypadku gdy właściwy organ delegował to zadanie, podać nazwę podmiotu lub podmiotów, którym ten organ powierzył odpowiedzialność za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka.
( 12 ) Z myślą o uproszczeniu w miarę możliwości przedstawić informacje na najwyższym poziomie grup ryzyka i w razie konieczności je połączyć.
( 13 ) W ocenie dokonywanej po raz pierwszy podać dane z ostatnich dwóch lat. W aktualizacjach podać dane z ostatnich czterech lat.
( 14 ) 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.
( 15 ) Opisać zastosowaną metodykę.
( 16 ) W przypadku gdy właściwy organ delegował to zadanie, podać nazwę podmiotu, którym ten organ powierzył odpowiedzialność za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka.
( 17 ) Z myślą o uproszczeniu w miarę możliwości przedstawić informacje na najwyższym poziomie grup ryzyka i w razie konieczności je połączyć.
( 18 ) W planie sporządzanym po raz pierwszy podać dane z ostatnich dwóch lat. W aktualizacjach podać dane z ostatnich czterech lat.
( 19 ) Z uwzględnieniem odbiorców przemysłowych, wytwórców energii elektrycznej, systemów ciepłowniczych, odbiorców prywatnych, usług i innych (proszę wymienić uwzględnione rodzaje odbiorców).
( 20 ) Opisać zastosowaną metodykę.
( 21 ) W przypadku gdy właściwy organów delegował to zadanie, proszę podać nazwę podmiotu lub podmiotów, którym ten organ powierzył odpowiedzialność za przygotowanie niniejszej oceny ryzyka.
( 22 ) Uwzględnić środki regionalne i krajowe.
( 23 ) 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).