02017R1938 — FR — 01.07.2022 — 002.002

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►B RÈGLEMENT (UE) 2017/1938 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL du 25 octobre 2017 concernant des mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz naturel et abrogeant le règlement (UE) no 994/2010 (Texte présentant de l'intérêt pour l'EEE) (JO L 280 du 28.10.2017, p. 1)

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RÈGLEMENT (UE) 2017/1938 DU PARLEMENT EUROPÉEN ET DU CONSEIL

du 25 octobre 2017

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

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







Article premier

Objet

Le présent règlement établit des dispositions visant à préserver la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans l'Union en garantissant le fonctionnement correct et continu du marché intérieur du gaz naturel (ci-après dénommé «gaz»), en permettant la mise en œuvre de mesures exceptionnelles lorsque le marché ne peut plus fournir les volumes de gaz requis, y compris une mesure de solidarité de dernier recours, et en instaurant une définition et une répartition claires des responsabilités entre les entreprises de gaz naturel, les États membres et l'Union tant du point de vue de l'action préventive que de la réaction à des ruptures concrètes de l'approvisionnement en gaz. Le présent règlement établit également des mécanismes transparents concernant, dans un esprit de solidarité, la coordination de la préparation et de la réaction à des urgences aux niveaux national, régional et de l'Union.

Article 2

Définitions

Aux fins du présent règlement, les définitions suivantes s'appliquent:

1) «sécurité», la sécurité au sens de l'article 2, point 32, de la directive 2009/73/CE;

2) «client», un client au sens de l'article 2, point 24, de la directive 2009/73/CE;

3) «client résidentiel», un client résidentiel au sens de l'article 2, point 25, de la directive 2009/73/CE;

4) «service social essentiel», un service de soins de santé, d'aide sociale essentielle, d'urgence, de sécurité, d'éducation ou d'administration publique;

5) «client protégé», un client résidentiel qui est connecté à un réseau de distribution de gaz et, en outre, lorsque l'État membre concerné le décide, une ou plusieurs des entités suivantes, pour autant que les entreprises ou services visés aux points a) et b) ne représentent pas conjointement plus de 20 % de la consommation finale totale annuelle de gaz dans cet État membre: a) une petite ou moyenne entreprise, pour autant qu'elle soit connectée à un réseau de distribution de gaz; b) un service social essentiel, pour autant qu'il soit connecté à un réseau de distribution ou de transport de gaz; c) une installation de chauffage urbain, dans la mesure où elle fournit du chauffage à des clients résidentiels, à de petites ou moyennes entreprises ou à des services sociaux essentiels, pour autant que cette installation ne soit pas en mesure de passer à d'autres combustibles que le gaz;

6) «client protégé au titre de la solidarité», un client résidentiel qui est connecté à un réseau de distribution de gaz et, en outre, peut comprendre une des entités suivantes ou les deux: a) une installation de chauffage urbain s'il s'agit d'un client protégé dans l'État membre concerné et uniquement dans la mesure où elle fournit du chauffage à des ménages ou à des services sociaux essentiels autres que des services d'éducation ou d'administration publique; b) un service social essentiel s'il s'agit d'un client protégé dans l'État membre concerné, autre qu'un service d'éducation ou d'administration publique;

7) «autorité compétente», une autorité gouvernementale nationale ou une autorité de régulation nationale désignée par un État membre pour veiller à la mise en œuvre des mesures prévues dans le présent règlement;

8) «autorité de régulation nationale», une autorité de régulation nationale désignée conformément à l'article 39, paragraphe 1, de la directive 2009/73/CE;

9) «entreprise de gaz naturel», une entreprise de gaz naturel au sens de l'article 2, point 1, de la directive 2009/73/CE;

10) «contrat de fourniture de gaz», un contrat de fourniture de gaz au sens de l'article 2, point 34, de la directive 2009/73/CE;

11) «transport», le transport au sens de l'article 2, point 3, de la directive 2009/73/CE;

12) «gestionnaire de réseau de transport», un gestionnaire de réseau de transport au sens de l'article 2, point 4, de la directive 2009/73/CE;

13) «distribution», la distribution au sens de l'article 2, point 5, de la directive 2009/73/CE;

14) «gestionnaire de réseau de distribution», un gestionnaire de réseau de distribution au sens de l'article 2, point 6, de la directive 2009/73/CE;

15) «interconnecteur», une interconnexion au sens de l'article 2, point 17, de la directive 2009/73/CE;

16) «corridors d'approvisionnement d'urgence», des voies d'approvisionnement en gaz de l'Union qui aident les États membres à mieux atténuer les effets d'éventuelles ruptures d'approvisionnement ou de défaillances d'infrastructures;

17) «capacité de stockage», une capacité de stockage au sens de l'article 2, point 28, du règlement (CE) no 715/2009;

18) «capacité technique», une capacité technique au sens de l'article 2, point 18, du règlement (CE) no 715/2009;

19) «capacité ferme», une capacité ferme au sens de l'article 2, point 16, du règlement (CE) no 715/2009;

20) «capacité interruptible», une capacité interruptible au sens de l'article 2, point 13, du règlement (CE) no 715/2009;

21) «capacité d'installation de GNL», la capacité d'installation de GNL au sens de l'article 2, point 24, du règlement (CE) no 715/2009;

22) «installation de GNL», une installation de GNL au sens de l'article 2, point 11, de la directive 2009/73/CE;

23) «installation de stockage», une installation de stockage au sens de l'article 2, point 9, de la directive 2009/73/CE;

24) «réseau», un réseau au sens de l'article 2, point 13, de la directive 2009/73/CE;

25) «utilisateur du réseau», un utilisateur du réseau au sens de l'article 2, point 23, de la directive 2009/73/CE;

26) «services auxiliaires», des services auxiliaires au sens de l'article 2, point 14, de la directive 2009/73/CE;

▼M2

27) «trajectoire de remplissage», une série d'objectifs intermédiaires pour les installations de stockage souterrain de gaz de chaque État membre, tels qu'ils sont énumérés à l'annexe I bis pour 2022, et fixés conformément à l'article 6 bis pour les années suivantes;

28) «objectif de remplissage», un objectif contraignant pour le niveau de remplissage de la capacité agrégée des installations de stockage souterrain de gaz;

29) «stockage stratégique», un stockage souterrain ou une partie de stockage souterrain de gaz naturel non liquéfié qui est acheté(e), géré(e) et stocké(e) par des gestionnaires de réseau de transport, une entité désignée par les États membres ou une entreprise, et qui ne peut être libéré(e) qu'après une notification préalable ou une autorisation de déblocage délivrée par les autorités publiques, et qui est généralement débloquée en cas de: a) grave pénurie de l'approvisionnement; b) rupture d'approvisionnement; ou c) déclaration d'urgence telle qu'elle est visée à l'article 11, paragraphe 1, point c);

30) «stock d'équilibrage», du gaz naturel non liquéfié: a) qui est acheté, géré et stocké sous terre par des gestionnaires de réseau de transport ou par une entité désignée par l'État membre, aux seules fins de l'exercice des fonctions de gestionnaire de réseau de transport et de la sécurité de l'approvisionnement en gaz; et b) qui n'est acheminé que si cela est nécessaire pour maintenir le réseau en service dans des conditions sûres et fiables conformément à l'article 13 de la directive 2009/73/CE et aux articles 8 et 9 du règlement (UE) n° 312/2014;

31) «installation de stockage souterrain de gaz», une installation de stockage au sens de l'article 2, point 9), de la directive 2009/73/CE, qui est utilisée pour le stockage de gaz naturel, y compris le stock d'équilibrage, et qui est raccordée à un réseau de transport ou de distribution, à l'exclusion des sphères de stockage ou du stockage en conduite en surface.

▼B

Article 3

Responsabilité de la sécurité de l'approvisionnement en gaz

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

2. Chaque État membre désigne une autorité compétente. Les autorités compétentes coopèrent entre elles aux fins de la mise en œuvre du présent règlement. Les États membres peuvent autoriser l'autorité compétente à déléguer à d'autres organismes des tâches spécifiques prévues dans le présent règlement. Lorsque les autorités compétentes délèguent la tâche de déclarer l'un des niveaux de crise visés à l'article 11, paragraphe 1, elles ne peuvent le faire qu'à une autorité publique, un gestionnaire de réseau de transport ou un gestionnaire de réseau de distribution. Les tâches déléguées sont exécutées sous le contrôle de l'autorité compétente et sont précisées dans le plan d'action préventif et le plan d'urgence.

3. Chaque État membre notifie, sans tarder, à la Commission et rend public le nom de son autorité compétente et tout changement y afférent.

4. Lorsqu'elle met en œuvre les mesures prévues dans le présent règlement, l'autorité compétente définit les rôles et responsabilités des différents acteurs concernés de façon à garantir une approche à trois niveaux impliquant, en premier lieu, les entreprises de gaz naturel concernées, les entreprises d'électricité le cas échéant, et l'industrie, en second lieu, les États membres au niveau national ou régional et, en troisième lieu, l'Union.

5. La Commission coordonne l'action des autorités compétentes aux niveaux régional et de l'Union, en vertu du présent règlement, notamment par l'intermédiaire du groupe de coordination pour le gaz ou, en particulier, en cas d'urgence au niveau régional ou de l'Union en vertu de l'article 12, paragraphe 1, par l'intermédiaire du groupe de gestion de crise visé à l'article 12, paragraphe 4.

6. En cas d'urgence au niveau régional ou de l'Union, les gestionnaires de réseau de transport coopèrent et échangent des informations par l'intermédiaire du SCRG institué par le REGRT pour le gaz. Le REGRT pour le gaz informe la Commission et les autorités compétentes des États membres concernés en conséquence.

7. Conformément à l'article 7, paragraphe 2, les risques transnationaux majeurs pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans l'Union doivent être identifiés et les groupes de risque doivent être constitués sur cette base. Ces groupes de risque servent de fondement à la coopération régionale renforcée en vue d'accroître la sécurité de l'approvisionnement en gaz et permettent à tous les États membres concernés au sein ou en dehors des groupes de risque le long des corridors d'approvisionnement d'urgence de trouver un accord sur des mesures transfrontalières appropriées et efficaces.

La liste de ces groupes de risque et leur composition figurent à l'annexe I. La composition des groupes de risque n'empêche pas toute autre forme de coopération régionale favorisant la sécurité de l'approvisionnement.

8. La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l'article 19 pour mettre à jour la composition des groupes de risque figurant à l'annexe I en modifiant cette annexe afin de refléter l'évolution des risques transnationaux majeurs pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans l'Union et son impact sur les États membres, compte tenu du résultat de la simulation de scénarios de rupture de l'approvisionnement en gaz et de défaillance d'infrastructures effectuée à l'échelle de l'Union par le REGRT pour le gaz conformément à l'article 7, paragraphe 1. Avant de procéder à une mise à jour, la Commission soumet le projet de mise à jour au groupe de coordination pour le gaz, sous la forme prévue à l'article 4, paragraphe 4.

Article 4

Groupe de coordination pour le gaz

1. Un groupe de coordination pour le gaz est créé pour faciliter la coordination des mesures relatives à la sécurité de l'approvisionnement en gaz. Le groupe de coordination pour le gaz est composé de représentants des États membres, en particulier des représentants de leurs autorités compétentes, ainsi que de l'agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ci-après dénommée «agence»), du REGRT pour le gaz et des instances représentatives du secteur concerné et de celles des clients concernés. La Commission, en consultation avec les États membres, décide de la composition du groupe de coordination pour le gaz en veillant à ce que celui-ci soit pleinement représentatif. Elle exerce la présidence du groupe de coordination pour le gaz. Le groupe de coordination pour le gaz arrête son règlement intérieur.

2. Le groupe de coordination pour le gaz est consulté et assiste la Commission, notamment sur les questions suivantes: a) la sécurité de l'approvisionnement en gaz, à tout moment et plus particulièrement en cas d'urgence; b) toutes les informations pertinentes pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz aux niveaux national, régional et de l'Union; c) les bonnes pratiques et les éventuelles lignes directrices pour toutes les parties concernées; d) le niveau de sécurité de l'approvisionnement en gaz, les niveaux de référence et les méthodologies d'évaluation; e) les scénarios nationaux, régionaux et à l'échelle de l'Union et l'examen des niveaux de préparation; f) l'évaluation des plans d'action préventifs et des plans d'urgence, la cohérence entre les différents plans et la mise en œuvre des mesures qu'ils prévoient; g) la coordination des mesures visant à gérer une urgence au niveau de l'Union, avec les parties contractantes de la Communauté de l'énergie et avec d'autres pays tiers; h) l'assistance dont ont besoin les États membres les plus touchés.

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

4. La Commission peut convoquer le groupe de coordination pour le gaz sous une forme restreinte aux représentants des États membres et, en particulier, de leurs autorités compétentes. La Commission convoque le groupe de coordination pour le gaz sous cette forme restreinte à la demande d'un ou de plusieurs représentants des États membres et, en particulier, de leurs autorités compétentes. Dans ce cas, l'article 16, paragraphe 2, ne s'applique pas.

Article 5

Normes relatives aux infrastructures

1. Chaque État membre ou, lorsqu'un État membre le prévoit, son autorité compétente veille à ce que les mesures nécessaires soient prises afin qu'en cas de défaillance de la plus grande infrastructure gazière, la capacité technique des infrastructures restantes, déterminée conformément à la formule N – 1 énoncée à l'annexe II, point 2, permette, sans préjudice du paragraphe 2 du présent article, de satisfaire la demande totale de gaz de la zone couverte pendant une journée de demande en gaz exceptionnellement élevée se produisant avec une probabilité statistique d'une fois en vingt ans. Cela doit se faire en tenant compte des tendances de la consommation de gaz, de l'incidence à long terme des mesures d'efficacité énergétique et des taux d'utilisation des infrastructures existantes.

L'obligation énoncée au premier alinéa du présent paragraphe s'entend sans préjudice de la responsabilité des gestionnaires de réseau de transport de procéder aux investissements correspondants et des obligations des gestionnaires de réseau de transport établies dans le règlement (CE) no 715/2009 et la directive 2009/73/CE.

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

3. Le cas échéant, conformément aux évaluations des risques visées à l'article 7, les autorités compétentes des États membres voisins peuvent convenir de s'acquitter conjointement de l'obligation énoncée au paragraphe 1 du présent article. En pareil cas, les autorités compétentes prévoient, dans l'évaluation des risques, le calcul de la formule N – 1 accompagné d'une explication, dans les chapitres régionaux des plans d'action préventifs, sur la façon dont les arrangements convenus permettent de remplir cette obligation. L'annexe II, point 5, s'applique.

4. Les gestionnaires de réseau de transport mettent en place une capacité physique permanente de transport du gaz dans les deux directions (ci-après dénommée «capacité bidirectionnelle») sur toutes les interconnexions entre États membres, sauf: a) dans le cas des connexions aux installations de production, aux installations de GNL et aux réseaux de distribution; ou b) lorsqu'une dérogation à cette obligation a été accordée, après évaluation détaillée et consultation des autres États membres et de la Commission, conformément à l'annexe III.

Aux fins de la procédure de mise en place ou de renforcement d'une capacité bidirectionnelle sur une interconnexion ou pour obtenir ou prolonger une dérogation à cette obligation, l'annexe III s'applique. La Commission rend publique la liste des dérogations et la tient à jour.

5. Une proposition de mise en place ou de renforcement d'une capacité bidirectionnelle ou une demande d'octroi ou de prorogation d'une dérogation comprend une analyse des coûts et avantages élaborée sur la base de la méthodologie définie en vertu de l'article 11 du règlement (UE) no 347/2013 du Parlement européen et du Conseil ( 1 ) et s'appuie sur les éléments suivants: a) une évaluation de la demande du marché; b) des projections de la demande et de l'offre; c) l'impact économique éventuel sur les infrastructures existantes; d) une étude de faisabilité; e) les coûts de la capacité bidirectionnelle, y compris le renforcement nécessaire du réseau de transport; et f) les avantages pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz, compte tenu de l'éventuelle contribution de la capacité bidirectionnelle au respect des normes relatives aux infrastructures prévues au présent article.

6. Les autorités de régulation nationales prennent en compte les coûts encourus pour remplir de manière efficiente l'obligation énoncée au paragraphe 1 du présent article et les coûts de la mise en place de la capacité bidirectionnelle, de manière à accorder le bénéfice de mesures incitatives appropriées lors de la fixation ou de l'approbation, de manière transparente et détaillée, des tarifs ou des méthodes, conformément à l'article 13 du règlement (CE) n o 715/2009 et à l'article 41, paragraphe 8, de la directive 2009/73/CE.

7. Dans la mesure où un investissement permettant de mettre en place ou de renforcer une capacité bidirectionnelle ne répond pas à un besoin du marché mais est jugé nécessaire à des fins de sécurité de l'approvisionnement en gaz, et lorsque cet investissement implique des coûts dans plus d'un État membre, ou dans un État membre au bénéfice d'un autre État membre, les autorités de régulation nationales de tous les États membres concernés prennent une décision coordonnée sur la répartition des coûts avant qu'une décision d'investissement ne soit prise. La répartition des coûts tient compte des principes énoncés et des éléments figurant à l'article 12, paragraphe 4, du règlement (UE) n o 347/2013, en particulier, la proportion des avantages que les investissements dans les infrastructures procurent en termes d'accroissement de la sécurité de l'approvisionnement en gaz des États membres concernés ainsi que les investissements déjà consentis dans les infrastructures en question. La répartition des coûts ne fausse pas indûment la concurrence ni le fonctionnement efficace du marché intérieur et elle vise à éviter tout effet de distorsion indu sur le marché.

8. L'autorité compétente veille à ce que toute nouvelle infrastructure de transport contribue à la sécurité de l'approvisionnement en gaz grâce au développement d'un réseau bien connecté, y compris, le cas échéant, au moyen d'un nombre suffisant de points d'entrée et de sortie transfrontaliers par rapport à la demande du marché et aux risques identifiés.

L'autorité compétente détermine dans l'évaluation des risques si, dans une perspective intégrée des réseaux de gaz et d'électricité, il existe des goulets d'étranglement internes et si les capacités d'entrée et les infrastructures nationales, en particulier les réseaux de transport, permettent d'adapter les flux nationaux et transfrontaliers de gaz au scénario de défaillance de la plus grande infrastructure gazière au niveau national et de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun pour le groupe de risque identifié dans l'évaluation des risques.

9. Par dérogation au paragraphe 1 du présent article et sous réserve des conditions fixées au présent paragraphe, le Luxembourg, la Slovénie et la Suède ne sont pas liés par l'obligation énoncée audit paragraphe mais s'efforcent de la respecter, tout en assurant l'approvisionnement en gaz des clients protégés conformément à l'article 6.

La dérogation s'applique au Luxembourg pour autant que:

a) il ait au moins deux interconnecteurs avec d'autres États membres;

b) il ait au moins deux sources d'approvisionnement en gaz différentes; et

c) il n'ait aucune installation de stockage du gaz sur son territoire.

La dérogation s'applique à la Slovénie pour autant que:

a) elle ait au moins deux interconnecteurs avec d'autres États membres;

b) elle ait au moins deux sources d'approvisionnement en gaz différentes; et

c) elle n'ait aucune installation de stockage du gaz ou installation de GNL sur son territoire.

La dérogation s'applique à la Suède pour autant que:

a) elle n'assure aucun transit de gaz vers d'autres États membres sur son territoire;

b) sa consommation intérieure brute annuelle de gaz soit inférieure à 2 Mtep; et

c) moins de 5 % de sa consommation totale d'énergie primaire provienne du gaz.

Le Luxembourg, la Slovénie et la Suède informent la Commission de toute évolution des conditions fixées au présent paragraphe. La dérogation prévue au présent paragraphe cesse de s'appliquer lorsqu'au moins une de ces conditions cesse d'être remplie.

Dans le cadre de l'évaluation nationale des risques effectuée conformément à l'article 7, paragraphe 3, le Luxembourg, la Slovénie et la Suède décrivent la situation en ce qui concerne les conditions respectives fixées au présent paragraphe et les perspectives de respect de l'obligation prévue au paragraphe 1 du présent article, compte tenu de l'impact économique de la mise en conformité avec les normes relatives aux infrastructures, de l'évolution du marché du gaz et des projets d'infrastructures gazières au sein du groupe de risque. Sur la base des informations fournies dans l'évaluation nationale des risques et si les conditions respectives fixées au présent paragraphe sont toujours réunies, la Commission peut décider que la dérogation peut continuer à s'appliquer pendant quatre années supplémentaires. En cas de décision positive, la procédure énoncée au présent alinéa est répétée après quatre ans.

Article 6

Normes d'approvisionnement en gaz

1. L'autorité compétente exige que les entreprises de gaz naturel qu'elle identifie prennent des mesures visant à garantir l'approvisionnement en gaz des clients protégés de l'État membre dans les cas suivants: a) des températures extrêmes pendant une période de pointe de sept jours, se produisant avec une probabilité statistique d'une fois en vingt ans; b) une période de trente jours de demande de gaz exceptionnellement élevée, se produisant avec une probabilité statistique d'une fois en vingt ans; c) pendant une période de trente jours en cas de défaillance de la plus grande infrastructure gazière dans des conditions hivernales moyennes.

Au plus tard le 2 février 2018, chaque État membre notifie à la Commission sa définition de clients protégés, les volumes de consommation annuelle de gaz des clients protégés et le pourcentage que ces volumes de consommation représentent dans la consommation finale totale annuelle de gaz dans cet État membre. Lorsqu'un État membre inclut dans sa définition de clients protégés les catégories visées à l'article 2, point 5) a) ou b), il précise les volumes de consommation de gaz correspondant aux clients appartenant à ces catégories et le pourcentage que représente chacun de ces groupes de clients dans la consommation finale totale annuelle de gaz.

L'autorité compétente identifie les entreprises de gaz naturel visées au premier alinéa du présent paragraphe et les indique dans le plan d'action préventif.

Toute nouvelle mesure non fondée sur le marché envisagée pour garantir le respect des normes d'approvisionnement en gaz respecte la procédure établie à l'article 9, paragraphes 4 à 9.

Les États membres peuvent s'acquitter de l'obligation fixée au premier alinéa en mettant en œuvre des mesures d'efficacité énergétique ou en substituant au gaz une autre source d'énergie, notamment une source d'énergie renouvelable, dans la mesure où le même niveau de protection est assuré.

2. Toute norme d'approvisionnement en gaz renforcée d'une durée supérieure à la période de trente jours visée au paragraphe 1, points b) et c), ou toute obligation supplémentaire imposée pour des raisons tenant à la sécurité de l'approvisionnement en gaz, repose sur l'évaluation des risques, figure dans le plan d'action préventif et: a) respecte l'article 8, paragraphe 1; b) ne porte pas préjudice à la capacité de tout autre État membre d'assurer l'approvisionnement en gaz de ses clients protégés conformément au présent article en cas d'urgence au niveau national, régional ou de l'Union; et c) respecte l'article 12, paragraphe 5, en cas d'urgence au niveau régional ou de l'Union.

La Commission peut demander une justification démontrant la conformité de toute mesure visée au premier alinéa avec les conditions qui y sont fixées. Cette justification est rendue publique par l'autorité compétente de l'État membre qui introduit la mesure.

Toute nouvelle mesure non fondée sur le marché prise en vertu du premier alinéa du présent paragraphe et adoptée le 1er novembre 2017 ou après cette date respecte la procédure établie à l'article 9, paragraphes 4 à 9.

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

4. Les obligations imposées aux entreprises de gaz naturel pour le respect des normes d'approvisionnement en gaz fixées au présent article sont non discriminatoires et ne font pas peser une charge excessive sur ces entreprises.

5. Les entreprises de gaz naturel sont autorisées à s'acquitter de leurs obligations fondées sur le présent article au niveau régional ou de l'Union, le cas échéant. Les autorités compétentes n'exigent pas que les normes d'approvisionnement en gaz fixées au présent article soient respectées en tenant compte uniquement des infrastructures situées sur leur territoire.

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

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Article 6 bis

Objectifs et trajectoires de remplissage

1. Sous réserve des paragraphes 2 à 5, les États membres atteignent les objectifs de remplissage suivants pour la capacité agrégée de toutes les installations de stockage souterrain de gaz situées sur leur territoire et directement interconnectées à une zone de marché sur leur territoire et pour les installations de stockage énumérées à l'annexe I ter au plus tard le 1er novembre de chaque année: a) pour 2022: 80 %; b) à partir de 2023: 90 %.

Aux fins du respect du présent paragraphe, les États membres tiennent compte de l'objectif consistant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans l'Union conformément à l'article 1er.

2. Nonobstant le paragraphe 1, et sans préjudice des obligations qui incombent aux autres États membres de remplir les installations de stockage souterrain de gaz concernées, l'objectif de remplissage pour chaque État membre dans lequel les installations de stockage souterrain de gaz sont situées est ramené à un volume correspondant à 35 % de la consommation annuelle moyenne de gaz au cours des cinq années précédentes dans ledit État membre.

3. Nonobstant le paragraphe 1, et sans préjudice des obligations qui incombent aux autres États membres de remplir les installations de stockage souterrain de gaz concernées, l'objectif de remplissage de chaque État membre dans lequel les installations de stockage souterrain de gaz sont situées est réduit du volume fourni aux pays tiers au cours de la période de référence 2016 à 2021 si le volume moyen fourni était supérieur à 15 TWh par an pendant la période de soutirage des stocks de gaz (octobre-avril).

4. Pour les installations de stockage souterrain de gaz énumérées à l'annexe I ter , les objectifs de remplissage prévus au paragraphe 1 et les trajectoires de remplissage prévues au paragraphe 7 s'appliquent. Les modalités des obligations incombant à chaque État membre sont déterminées dans un accord bilatéral conformément à l'annexe I ter .

5. Un État membre peut atteindre partiellement l’objectif de remplissage en comptabilisant le GNL physiquement stocké et disponible dans ses installations de GNL si les deux conditions suivantes sont remplies: a) le réseau gazier comprend une importante capacité de stockage de GNL, représentant chaque année plus de 4 % de la consommation nationale moyenne au cours des cinq années précédentes; b) l'État membre a imposé aux fournisseurs de gaz l'obligation de stocker des volumes minimaux de gaz dans des installations de stockage souterrain de gaz et/ou des installations de GNL conformément à l'article 6 ter, paragraphe 1, point a).

6. Les États membres prennent les mesures nécessaires pour atteindre les objectifs intermédiaires ou faire en sorte qu'ils soient atteints, comme suit: a) pour 2022: conformément à l'annexe I bis; et b) à partir de 2023: conformément au paragraphe 7.

7. Pour 2023 et les années suivantes, chaque État membre disposant d'installations de stockage souterrain de gaz soumet à la Commission, sous une forme agrégée et au plus tard le 15 septembre de l'année précédente, un projet de trajectoire de remplissage avec des objectifs intermédiaires pour les mois de février, mai, juillet et septembre, y compris des informations techniques, pour les installations de stockage souterrain de gaz situées sur son territoire et directement interconnectées à sa zone de marché. La trajectoire de remplissage et les objectifs intermédiaires sont fondés sur le taux de remplissage moyen au cours des cinq années précédentes.

Pour les États membres dont l'objectif de remplissage est ramené à 35 % de leur consommation annuelle moyenne de gaz conformément au paragraphe 2, les objectifs intermédiaires de la trajectoire de remplissage sont réduits en conséquence.

Sur la base des informations techniques fournies par chaque État membre et compte tenu de l'évaluation réalisée par le groupe de coordination pour le gaz, la Commission adopte des actes d'exécution pour définir la trajectoire de remplissage pour chaque État membre. Ces actes d'exécution sont adoptés en conformité avec la procédure d'examen visée à l'article 18 bis, paragraphe 2. Ils sont adoptés au plus tard le 15 novembre de l'année précédente, lorsque cela est nécessaire et y compris lorsqu'un État membre a soumis un projet trajectoire de remplissage actualisé. Ils sont fondés sur une évaluation de la situation générale en matière de sécurité d'approvisionnement et de l'évolution de la demande et de l'offre de gaz dans l'Union et les différents États membres, et sont établis de manière à assurer la sécurité de l'approvisionnement en gaz tout en évitant une charge inutile pour les États membres, les acteurs du marché du gaz, les gestionnaires d'installations de stockage ou les clients, et sans fausser indûment la concurrence entre les installations de stockage situées dans des États membres voisins.

8. Lorsqu'un État membre, au cours d'une année donnée, n'est pas en mesure d'atteindre son objectif de remplissage au plus tard le 1 er novembre, en raison de caractéristiques techniques propres à une ou plusieurs installations de stockage souterrain de gaz situées sur son territoire, telles que des taux d'injection exceptionnellement bas, il est autorisé à l'atteindre au plus tard le 1 er décembre. L'État membre en informe la Commission au plus tard le 1 er novembre, en indiquant les raisons de ce retard.

9. L'objectif de remplissage ne s'applique pas lorsque et aussi longtemps que la Commission a déclaré une urgence au niveau régional ou de l'Union en application de l'article 12 à la demande, selon le cas, d'un ou de plusieurs États membres qui ont déclaré une urgence nationale.

10. L'autorité compétente de chaque État membre surveille en permanence le respect de la trajectoire de remplissage et fait régulièrement rapport au groupe de coordination pour le gaz. Si le niveau de remplissage d'un État membre donné est inférieur de plus de cinq points de pourcentage au niveau de la trajectoire de remplissage, l'autorité compétente prend sans tarder des mesures efficaces pour l'augmenter. Les États membres informent la Commission et le groupe de coordination pour le gaz des mesures adoptées.

11. Dans le cas où un État membre s'écarte de manière importante et durable de la trajectoire de remplissage, compromettant ainsi la réalisation de l'objectif de remplissage, ou en cas d'écart par rapport à l'objectif de remplissage, la Commission, après avoir consulté le groupe de coordination pour le gaz et les États membres concernés, adresse une recommandation à cet État membre ou aux autres États membres concernés quant aux mesures à prendre immédiatement.

Lorsque l'écart n'est pas sensiblement réduit dans un délai d'un mois à compter de la réception de la recommandation de la Commission, celle-ci prend, après avoir consulté le groupe de coordination pour le gaz et l'État membre en question et en dernier recours, une décision visant à exiger de l'État membre concerné qu'il prenne des mesures qui permettent de remédier efficacement à l'écart, y compris, le cas échéant, une ou plusieurs des mesures prévues à l'article 6 ter, paragraphe 1, ou toute autre mesure visant à faire en sorte que l'objectif de remplissage en vertu du présent article soit atteint.

Lorsqu'elle décide des mesures qui sont à prendre en vertu du deuxième alinéa, la Commission tient compte des circonstances propres aux États membres concernés, telles que la taille des installations de stockage souterrain de gaz par rapport à la consommation intérieure de gaz, l'importance des installations de stockage souterrain de gaz pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans la région et toute installation existante de stockage de GNL.

Toute mesure prise par la Commission pour remédier aux écarts par rapport à la trajectoire de remplissage ou à l'objectif de remplissage pour 2022 tient compte de la brièveté du délai de mise en œuvre du présent article au niveau national, qui peut avoir contribué à l'écart par rapport à la trajectoire ou à l'objectif de remplissage pour 2022.

La Commission veille à ce que les mesures prises au titre du présent paragraphe:

a) n'aillent pas au-delà de ce qui est nécessaire pour assurer la sécurité de l'approvisionnement en gaz;

b) ne fassent pas peser une charge disproportionnée sur les États membres, les acteurs du marché du gaz, les gestionnaires d'installations de stockage ou les clients.

Article 6 ter

Mise en œuvre des objectifs de remplissage

1. Les États membres prennent toutes les mesures nécessaires, y compris en prévoyant des incitations financières ou des compensations pour les acteurs du marché, pour atteindre les objectifs de remplissage figurant à l'article 6 bis . Lorsqu'ils veillent à ce que les objectifs de remplissage soient atteints, les États membres accordent la priorité, lorsque cela est possible, aux mesures fondées sur le marché.

Pour autant que les mesures prévues dans le présent article constituent des missions et compétences de l'autorité de régulation nationale, conformément à l'article 41 de la directive 2009/73/CE, les autorités de régulation nationales sont responsables de l'adoption de ces mesures.

Les mesures prises au titre du présent paragraphe peuvent notamment consister:

a) à exiger des fournisseurs de gaz qu'ils stockent des volumes minimaux de gaz dans des installations de stockage de gaz, y compris dans des installations de stockage souterrain de gaz et/ou dans des installations de stockage de GNL, ces volumes devant être déterminés sur la base de la quantité de gaz livrée par les fournisseurs de gaz aux clients protégés;

b) à exiger des gestionnaires d'installations de stockage qu'ils invitent les acteurs du marché à soumissionner pour leurs capacités;

c) à exiger des gestionnaires de réseau de transport ou des entités désignées par les États membres qu'ils achètent et gèrent des stocks d'équilibrage aux seules fins de l'exercice de leurs fonctions de gestionnaires de réseau de transport et, le cas échéant, à imposer une obligation à d'autres entités désignées aux fins d'assurer la sécurité de l'approvisionnement en gaz en cas d'urgence telle qu'elle est visée à l'article 11, paragraphe 1, point c);

d) à utiliser des instruments coordonnés, tels que des plateformes d'achat de GNL avec d'autres États membres, afin de maximiser l'utilisation du GNL et de réduire les obstacles à l'utilisation partagée du GNL, qu'ils soient liés aux infrastructures ou de nature réglementaire, pour remplir les installations de stockage souterrain de gaz;

e) à recourir à des mécanismes volontaires d'achats conjoints de gaz naturel, pour l'application desquels la Commission peut, si nécessaire, donner des orientations au plus tard le 1er août 2022;

f) à proposer aux acteurs du marché, notamment les gestionnaires d'installations de stockage, des incitations financières telles que des contrats d'écart compensatoire, ou à proposer aux acteurs du marché une compensation pour les pertes de recettes ou pour les frais qu'ils ont encourus en raison des obligations imposées aux acteurs du marché, y compris les gestionnaires de réseau de stockage, et qui ne peuvent pas être couverts par les recettes;

g) à exiger des détenteurs de capacités de stockage qu'ils utilisent ou débloquent les capacités réservées non utilisées, tout en obligeant le détenteur de capacité de stockage qui n'utilise pas la capacité de stockage à payer le prix convenu pendant toute la durée du contrat de stockage;

h) à adopter des instruments efficaces pour l'achat et la gestion du stockage stratégique par des entités publiques ou privées, à condition que ces instruments ne faussent pas la concurrence ou le bon fonctionnement du marché intérieur;

i) à désigner une entité dédiée chargée d'atteindre l'objectif de remplissage dans le cas où l'objectif de remplissage ne serait pas atteint autrement;

j) à prévoir des rabais sur les tarifs de stockage;

k) à collecter les recettes nécessaires au recouvrement des coûts d'investissement et des coûts d'exploitation liés aux installations de stockage réglementées, sous la forme de tarifs de stockage et d'une redevance spécifique incorporée dans les tarifs de transport et perçue uniquement aux points de sortie à destination de clients finaux situés dans les mêmes États membres, à condition que les recettes perçues par le biais des tarifs ne soient pas supérieures aux recettes autorisées.

2. Les mesures prises par les États membres en application du paragraphe 1sont limitées à ce qui est nécessaire pour atteindre les trajectoires de remplissage et les objectifs de remplissage. Elles sont clairement définies, transparentes, proportionnées, non discriminatoires et vérifiables. Elles ne faussent pas indûment la concurrence ou le bon fonctionnement du marché intérieur du gaz ni ne compromettent la sécurité de l'approvisionnement en gaz d'autres États membres ou de l'Union.

3. Les États membres prennent toutes les mesures nécessaires pour assurer une utilisation efficace des infrastructures existantes au niveau national et régional, au bénéfice de la sécurité de l'approvisionnement en gaz. Ces mesures ne bloquent ou ne restreignent en aucun cas l'utilisation transfrontalière d'installations de stockage ou d'installations de GNL et ne limitent pas les capacités de transport transfrontalières allouées conformément au règlement (UE) 2017/459 de la Commission ( 2 ).

4. Lorsqu'ils prennent des mesures en vertu du présent article, les États membres appliquent le principe de primauté de l'efficacité énergétique, tout en continuant à atteindre les objectifs de leurs mesures respectives, conformément au règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil ( 3 ).

Article 6 quater

Accords de stockage et mécanisme de partage de la charge

1. Un État membre sans installations de stockage souterrain de gaz veille à ce que les acteurs du marché au sein dudit État membre aient mis en place des accords avec les gestionnaires d'installations de stockage souterrain ou d'autres acteurs du marché dans les États membres disposant d'installations de stockage souterrain de gaz. Ces accords prévoient l'utilisation, au plus tard le 1 er novembre, de volumes de stockage correspondant à au moins 15 % de la consommation annuelle moyenne de gaz des cinq années précédentes de l'État membre sans installations de stockage souterrain de gaz. Cependant, lorsque la capacité de transport transfrontalière ou d'autres limitations techniques empêchent un État membre ne disposant pas d'installations de stockage souterrain de gaz d'utiliser 15 % de ces volumes de stockage, cet État membre ne stocke que les volumes qu'il est techniquement possible de stocker.

Si des limitations techniques ne permettent pas à un État membre de respecter l'obligation prévue au premier alinéa et si ledit État membre a mis en place une obligation de stockage d'autres combustibles pour remplacer le gaz, l'obligation prévue au premier alinéa peut exceptionnellement être remplie par une obligation équivalente de stocker d'autres combustibles que le gaz. L'existence de limitations techniques et l'équivalence de la mesure sont démontrées par l'État membre concerné.

2. Par dérogation au paragraphe 1, un État membre sans installations de stockage souterrain de gaz peut élaborer un mécanisme de partage de la charge avec un ou plusieurs États membres disposant d'installations de stockage souterrain de gaz (ci-après dénommé «mécanisme de partage de la charge»).

Le mécanisme de partage de la charge est fondé sur les données pertinentes de la dernière évaluation des risques effectuée conformément à l'article 7 et tient compte de tous les paramètres suivants:

a) le coût du soutien financier permettant d'atteindre l'objectif de remplissage, à l'exclusion des coûts liés au respect de toute obligation relative au stockage stratégique;

b) les volumes de gaz nécessaires pour répondre à la demande des clients protégés conformément à l'article 6, paragraphe 1;

c) toute limitation technique, y compris la capacité de stockage souterrain disponible, la capacité de transport transfrontalière technique et les taux de soutirage.

Les États membres notifient le mécanisme de partage de la charge à la Commission au plus tard le 2 septembre 2022. En l'absence d'accord sur le mécanisme de partage de la charge au plus tard à cette date, les États membres qui ne disposent pas d'installations de stockage souterrain de gaz démontrent qu'ils respectent le paragraphe 1 et en informent la Commission.

3. À titre de mesure transitoire, les États membres qui n'ont pas d'installations de stockage souterrain de gaz mais qui ont inclus des installations de stockage souterrain de gaz dans la dernière liste de projets d'intérêt commun visés dans le règlement (UE) 2022/869 du Parlement européen et du Conseil ( 4 ), peuvent respecter partiellement le paragraphe 1 en comptabilisant les stocks de GNL dans les unités flottantes de stockage existantes, jusqu'à ce que les installations de stockage souterrain de gaz soient exploitées.

4. Les États membres sans installations de stockage souterrain de gaz peuvent prévoir d'octroyer des incitations ou une compensation financière aux acteurs du marché ou aux gestionnaires de réseau de transport, le cas échéant, pour les pertes de recettes ou pour les coûts qu'ils subissent en raison du respect de leurs obligations de stockage au titre du présent article, lorsque ces pertes ou ces coûts ne peuvent pas être couverts par les recettes, afin de garantir le respect de leur obligation de stocker du gaz dans d'autres États membres en application du paragraphe 1 ou la mise en œuvre du mécanisme de partage de la charge. Si l'incitation ou la compensation financière est financée par un prélèvement, ce prélèvement n'est pas appliqué aux points d'interconnexion transfrontaliers.

5. Nonobstant le paragraphe 1, lorsqu'un État membre dispose d'installations de stockage souterrain de gaz situées sur son territoire et que la capacité agrégée de ces installations est supérieure à la consommation annuelle de gaz de cet État membre, les États membres sans installation de stockage souterrain de gaz qui ont accès à ces installations: a) soit veillent à ce que, au 1er novembre au plus tard, les volumes de stockage correspondent au moins à l'utilisation moyenne de la capacité de stockage au cours des cinq années précédentes, déterminée notamment en tenant compte des flux au cours de la saison de soutirage durant les cinq années précédentes en provenance des États membres dans lesquels les installations de stockage sont situées; b) soit démontrent que des capacités de stockage équivalentes au volume couvert par l'obligation prévue au point a) ont été réservées.

Si l'État membre sans installations de stockage souterrain de gaz peut démontrer que des capacités de stockage équivalentes au volume couvert par l'obligation prévue au premier alinéa, point a), ont été réservées, le paragraphe 1 s'applique.

L'obligation prévue au présent paragraphe est limitée à 15 % de la consommation annuelle moyenne de gaz au cours des cinq années précédentes dans l'État membre concerné.

6. Sauf indication contraire à l'annexe I ter , dans le cas d'installations de stockage souterrain de gaz situées dans un État membre qui ne sont pas couvertes par le paragraphe 5 mais qui sont directement reliées à la zone de marché d'un autre État membre, ce dernier est tenu de veiller à ce que, au 1 er novembre au plus tard, les volumes de stockage correspondent au moins à la moyenne de la capacité de stockage réservée au point transfrontalier concerné au cours des cinq années précédentes.

Article 6 quinquies

Surveillance et contrôle de l'application

1. Les gestionnaires d'installations de stockage communiquent le niveau de remplissage à l'autorité compétente de chaque État membre dans lequel les installations de stockage souterrain de gaz concernées sont situées et, le cas échéant, à une entité désignée par ledit État membre (ci-après dénommée «entité désignée»), comme suit: a) pour 2022: pour chacun des objectifs intermédiaires décrits à l'annexe I bis; et ▼C1 b) à partir de 2023: conformément à l’article 6 bis, paragraphe 7. ▼M2

2. L'autorité compétente et, le cas échéant, l'entité désignée de chaque État membre surveillent les niveaux de remplissage des installations de stockage souterrain de gaz situées sur leur territoire à la fin de chaque mois et communiquent les résultats à la Commission dans les meilleurs délais.

La Commission peut, s'il y a lieu, inviter l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ACER) de l'Union européenne à l'aider à assurer cette surveillance.

3. La Commission fait régulièrement rapport au groupe de coordination pour le gaz en s'appuyant sur les informations fournies par l'autorité compétente et, le cas échéant, l'entité désignée de chaque État membre.

4. Le groupe de coordination pour le gaz assiste la Commission dans la surveillance des trajectoires de remplissage et des objectifs de remplissage et élabore, à l'intention de la Commission, des orientations sur les mesures adéquates pour assurer le respect des règles dans le cas où les États membres s'écartent des trajectoires de remplissage ou ne respectent pas les objectifs de remplissage.

5. Les États membres prennent les mesures nécessaires pour atteindre les trajectoires de remplissage et les objectifs de remplissage et pour faire respecter les obligations de stockage par les acteurs du marché pour les atteindre, y compris en infligeant à ces acteurs du marché des sanctions et des amendes suffisamment dissuasives.

Les États membres informent sans tarder la Commission des mesures relatives au contrôle de l'application prises au titre du présent paragraphe.

6. Lorsque des informations commercialement sensibles doivent être échangées, la Commission peut convoquer des réunions du groupe de coordination pour le gaz limitées à elles-mêmes et aux États membres.

7. Toute information échangée se limite à ce qui est nécessaire pour contrôler le respect du présent règlement.

La Commission, les autorités de régulation nationales et les États membres préservent la confidentialité des informations commercialement sensibles reçues aux fins de l'exécution des obligations qui leur incombent.

▼B

Article 7

Évaluation des risques

▼M2

1. Au plus tard le 1 er septembre 2022, le REGRT pour le gaz effectue une simulation à l'échelle de l'Union des scénarios de rupture de l'approvisionnement et de défaillance d'infrastructures, y compris des scénarios de rupture prolongée d'une seule source d'approvisionnement. Cette simulation comprend l'identification et l'évaluation des corridors d'approvisionnement d'urgence en gaz et indique également quels États membres sont en mesure de faire face aux risques identifiés, y compris en ce qui concerne le GNL. Les scénarios de rupture de l'approvisionnement en gaz et de défaillance d'infrastructures ainsi que la méthodologie pour la simulation sont définis par le REGRT pour le gaz en coopération avec le groupe de coordination pour le gaz. Le REGRT pour le gaz garantit un niveau de transparence approprié et l'accès aux hypothèses de modélisation qu'il a utilisées dans ses scénarios. La simulation à l'échelle de l'Union des scénarios de rupture de l'approvisionnement en gaz et de défaillance d'infrastructures est répétée tous les quatre ans, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes.

▼B

2. Les autorités compétentes au sein de chaque groupe de risque figurant à l'annexe I effectuent une évaluation commune au niveau du groupe de risque (ci-après dénommée «évaluation commune des risques») de tous les facteurs de risque pertinents, tels que les risques de catastrophe naturelle, technologiques, commerciaux, sociaux, politiques et autres risques, qui pourraient conduire à la réalisation du risque transnational majeur pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz pour lequel le groupe de risque a été constitué. Les autorités compétentes tiennent compte des résultats de la simulation visée au paragraphe 1 du présent article pour élaborer les évaluations des risques, les plans d'action préventifs et les plans d'urgence.

Les autorités compétentes dans chaque groupe de risque se mettent d'accord sur un mécanisme de coopération aux fins de la réalisation de l'évaluation commune des risques et font rapport à ce sujet au groupe de coordination pour le gaz, onze mois avant l'expiration du délai pour la notification de l'évaluation commune des risques et de ses mises à jour. À la demande d'une autorité compétente, la Commission peut jouer un rôle de facilitateur lors de l'élaboration de l'évaluation commune des risques, en particulier pour la mise en place du mécanisme de coopération. Si les autorités compétentes au sein d'un groupe de risque ne parviennent pas à se mettre d'accord sur un mécanisme de coopération, la Commission propose un mécanisme de coopération pour ce groupe de risque, après avoir consulté les autorités compétentes concernées. Les autorités compétentes concernées se mettent d'accord sur un mécanisme de coopération pour ce groupe de risque en tenant le plus grand compte de la proposition de la Commission.

Dix mois avant l'expiration du délai pour la notification de l'évaluation commune des risques ou de ses mises à jour, chaque autorité compétente partage et met à jour, au sein du mécanisme de coopération convenu, toutes les données nationales nécessaires pour élaborer l'évaluation commune des risques, en particulier pour élaborer les différents scénarios visés au paragraphe 4, point c).

3. L'autorité compétente de chaque État membre réalise une évaluation nationale des risques (ci-après dénommée «évaluation nationale des risques») de l'ensemble des risques pertinents affectant la sécurité de l'approvisionnement en gaz. Cette évaluation est totalement cohérente avec les hypothèses et les résultats de la ou des évaluations communes des risques.

4. Les évaluations des risques visées aux paragraphes 2 et 3 du présent article sont effectuées, selon le cas: a) selon les normes précisées aux articles 5 et 6. L'évaluation des risques décrit le calcul de la formule N – 1 au niveau national et, le cas échéant, comprend un calcul de la formule N – 1 au niveau régional. L'évaluation des risques inclut également les hypothèses utilisées, notamment, s'il y a lieu, celles pour le calcul de la formule N – 1 au niveau régional, et les données nécessaires à ce calcul. Le calcul de la formule N – 1 au niveau national s'accompagne d'une simulation de la défaillance de la plus grande infrastructure gazière selon une modélisation hydraulique pour le territoire national, ainsi que d'un calcul de la formule N – 1 prenant en considération un niveau de gaz dans les installations de stockage de 30 % et de 100 % du volume utile maximal; b) en tenant compte de toutes les circonstances nationales et transnationales pertinentes, en particulier de la taille du marché, de la configuration du réseau, des flux réels, y compris les flux sortant des États membres concernés, de la possibilité de flux physiques de gaz dans les deux directions, y compris l'éventuelle nécessité d'un renforcement consécutif du réseau de transport, de la présence de capacités de production et de stockage et du rôle du gaz dans la palette énergétique, en particulier en ce qui concerne le chauffage urbain, la production d'électricité et les usages industriels, ainsi que de considérations de sûreté et de qualité du gaz; c) en élaborant différents scénarios de demande de gaz exceptionnellement élevée et de rupture de l'approvisionnement en gaz, compte tenu de l'historique, de la probabilité, de la saison, de la fréquence et de la durée de ces événements, et en évaluant les conséquences probables de ces scénarios, par exemple: i) la défaillance des infrastructures pertinentes pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz, en particulier les infrastructures de transport, les installations de stockage ou les terminaux GNL, y compris la plus grande infrastructure gazière identifiée pour le calcul de la formule N – 1; et ii) la rupture des approvisionnements en provenance de fournisseurs de pays tiers et, le cas échéant, les risques géopolitiques; d) en identifiant l'interaction et la corrélation des risques parmi les États membres du groupe de risque et avec d'autres États membres ou d'autres groupes de risque, selon le cas, y compris en ce qui concerne les interconnexions, les approvisionnements transfrontaliers, l'accès transfrontalier aux installations de stockage et la capacité bidirectionnelle; e) en tenant compte des risques liés au contrôle des infrastructures pertinentes pour la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans la mesure où cela peut notamment impliquer des risques de sous-investissement, la remise en cause de la diversification, le détournement des infrastructures existantes ou le non-respect du droit de l'Union; f) en tenant compte de la capacité maximale d'interconnexion de chaque point d'entrée et de sortie frontalier et de différents niveaux de remplissage des installations de stockage; ▼M2 g) en tenant compte des scénarios de rupture prolongée d'une seule source d'approvisionnement. ▼B

5. Les évaluations communes et nationales des risques sont élaborées conformément au modèle pertinent figurant à l'annexe IV ou V. Si nécessaire, les États membres peuvent inclure des informations complémentaires. La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l'article 19 en vue de modifier les modèles figurant aux annexes IV et V, après avoir consulté le groupe de coordination pour le gaz, afin de tenir compte de l'expérience acquise dans l'application du présent règlement et de réduire la charge administrative pour les États membres.

6. Les entreprises de gaz naturel, les clients industriels consommant du gaz, les organisations pertinentes représentant les intérêts des clients résidentiels et industriels consommant du gaz ainsi que les États membres et, lorsqu'elles ne sont pas les autorités compétentes, les autorités de régulation nationales coopèrent avec les autorités compétentes et leur fournissent sur demande toutes les informations nécessaires pour les évaluations communes et nationales des risques.

7. Au plus tard le 1 er octobre 2018, les États membres notifient à la Commission la première évaluation commune des risques, une fois approuvée par tous les États membres du groupe de risque, et les évaluations nationales des risques. Les évaluations des risques sont mises à jour tous les quatre ans par la suite, à moins que les circonstances ne justifient des mises à jour plus fréquentes. Les évaluations des risques tiennent compte des progrès réalisés dans les investissements nécessaires pour se conformer aux normes relatives aux infrastructures définies à l'article 5 ainsi que des difficultés spécifiques rencontrées par chaque pays lors de la mise en œuvre de nouvelles solutions de substitution. Elles s'appuient également sur l'expérience acquise grâce à la simulation des plans d'urgence prévue à l'article 10, paragraphe 3.

Article 8

Mise en place des plans d'action préventifs et des plans d'urgence

1. Les mesures visant à garantir la sécurité de l'approvisionnement en gaz figurant dans un plan d'action préventif et un plan d'urgence sont clairement définies, transparentes, proportionnées, non discriminatoires et contrôlables, ne faussent pas indûment la concurrence ou le fonctionnement efficace du marché intérieur du gaz, et ne menacent pas la sécurité de l'approvisionnement en gaz d'autres États membres ou de l'Union.

2. L'autorité compétente de chaque État membre met en place, après avoir consulté les entreprises de gaz naturel, les organisations concernées représentant les intérêts des clients résidentiels et industriels consommant du gaz, y compris les producteurs d'électricité, les gestionnaires de réseau de transport d'électricité et, lorsqu'elle n'est pas l'autorité compétente, l'autorité de régulation nationale: a) un plan d'action préventif contenant les mesures nécessaires pour éliminer ou atténuer les risques identifiés, y compris les effets des mesures d'efficacité énergétique et des mesures axées sur la demande, figurant dans les évaluations communes et nationales des risques conformément à l'article 9; b) un plan d'urgence contenant les mesures à prendre pour éliminer ou atténuer l'impact des ruptures de l'approvisionnement en gaz conformément à l'article 10.

3. Le plan d'action préventif et le plan d'urgence contiennent un chapitre régional, ou plusieurs chapitres régionaux, lorsqu'un État membre fait partie de différents groupes de risque au sens de l'annexe I.

Les chapitres régionaux sont élaborés conjointement par tous les États membres faisant partie du groupe de risque avant d'être intégrés dans les plans nationaux respectifs. La Commission fait office de facilitateur de manière à faire en sorte que les chapitres régionaux renforcent collectivement la sécurité de l'approvisionnement en gaz dans l'Union et ne donnent lieu à aucune contradiction, et de manière à lever tout obstacle à la coopération.

Les chapitres régionaux contiennent des mesures transfrontalières appropriées et efficaces, y compris en ce qui concerne le GNL, sous réserve d'un accord entre les États membres faisant partie d'un même groupe de risque ou de groupes de risque différents qui sont touchés par lesdites mesures et qui les mettront en œuvre sur la base de la simulation visée à l'article 7, paragraphe 1, et de l'évaluation commune des risques.

4. Les autorités compétentes font régulièrement rapport au groupe de coordination pour le gaz sur l'état d'avancement de l'élaboration et de l'adoption des plans d'action préventifs et des plans d'urgence, en particulier des chapitres régionaux. Plus particulièrement, les autorités compétentes se mettent d'accord sur un mécanisme de coopération pour l'élaboration du plan d'action préventif et du plan d'urgence, y compris l'échange de projets de plans. Elles font rapport au groupe de coordination pour le gaz en ce qui concerne le mécanisme de coopération convenu, seize mois avant l'expiration du délai fixé pour dégager un accord sur ces plans et leurs mises à jour.

La Commission peut jouer un rôle de facilitateur lors de l'élaboration du plan d'action préventif et du plan d'urgence, en particulier pour la mise en place du mécanisme de coopération. Si les autorités compétentes au sein d'un groupe de risque ne parviennent pas à se mettre d'accord sur un mécanisme de coopération, la Commission propose un mécanisme de coopération pour ce groupe de risque. Les autorités compétentes concernées se mettent d'accord sur un mécanisme de coopération pour ce groupe de risque en tenant compte de la proposition de la Commission. Les autorités compétentes assurent le suivi régulier de la mise en œuvre du plan d'action préventif et du plan d'urgence.

5. Le plan d'action préventif et le plan d'urgence sont élaborés conformément aux modèles figurant aux annexes VI et VII. La Commission est habilitée à adopter des actes délégués conformément à l'article 19 en vue de modifier les modèles figurant aux annexes VI et VII, après avoir consulté le groupe de coordination pour le gaz, afin de tenir compte de l'expérience acquise dans l'application du présent règlement et de réduire la charge administrative pour les États membres.

6. Les autorités compétentes d'États membres voisins se concertent en temps utile en vue d'assurer la cohérence de leurs plans d'action préventifs et de leurs plans d'urgence.

Les autorités compétentes échangent, au sein de chaque groupe de risque, les projets de plans d'action préventifs et de plans d'urgence assortis de propositions de coopération, au plus tard cinq mois avant l'expiration du délai pour la présentation des plans.

Les versions finales des chapitres régionaux visés au paragraphe 3 sont approuvées par tous les États membres faisant partie du groupe de risque. Les plans d'actions préventifs et les plans d'urgence contiennent également les mesures nationales nécessaires pour mettre en œuvre et faire appliquer les mesures transfrontalières figurant dans les chapitres régionaux.

7. Les plans d'action préventifs et les plans d'urgence sont rendus publics et notifiés à la Commission au plus tard le 1 er mars 2019. La Commission informe le groupe de coordination pour le gaz de la notification des plans et publie ceux-ci sur son site internet.

Dans un délai de quatre mois à compter de la notification par les autorités compétentes, la Commission évalue les plans en tenant compte des vues exprimées au sein du groupe de coordination pour le gaz.

8. La Commission adresse à l'autorité compétente un avis accompagné de la recommandation visant à réviser un plan d'action préventif ou un plan d'urgence si un ou plusieurs des éléments suivants s'appliquent: a) il n'est pas efficace pour atténuer les risques identifiés dans l'évaluation des risques; b) il n'est pas cohérent avec les scénarios de risques évalués ou avec les plans d'un autre État membre ou d'un groupe de risque; c) il ne respecte pas l'exigence fixée au paragraphe 1 de ne pas fausser indûment la concurrence ou le fonctionnement efficace du marché intérieur; d) il ne respecte pas les dispositions du présent règlement ou d'autres dispositions du droit de l'Union.

9. Dans un délai de trois mois à compter de la notification de l'avis de la Commission visé au paragraphe 8, l'autorité compétente concernée notifie le plan d'action préventif ou le plan d'urgence modifié à la Commission ou informe celle-ci des raisons pour lesquelles elle n'est pas d'accord avec les recommandations.

En cas de désaccord en rapport avec des éléments visés au paragraphe 8, la Commission peut, dans un délai de quatre mois à compter de la réponse de l'autorité compétente, retirer sa demande ou convoquer l'autorité compétente et, lorsqu'elle le juge nécessaire, le groupe de coordination pour le gaz, afin d'étudier la question. La Commission expose de manière détaillée les motifs qui l'amènent à demander une modification du plan d'action préventif ou du plan d'urgence. L'autorité compétente concernée tient pleinement compte des motifs détaillés de la Commission.

S'il y a lieu, l'autorité compétente concernée procède sans tarder aux modifications et rend public le plan d'action préventif ou le plan d'urgence modifié.

Lorsque la position finale de l'autorité compétente concernée diverge des motifs détaillés de la Commission, cette autorité compétente expose et rend public, conjointement avec sa position et les motifs détaillés de la Commission, la justification qui sous-tend sa position, dans un délai de deux mois à compter de la réception des motifs détaillés de la Commission.

10. Pour les mesures non fondées sur le marché adoptées le 1 er novembre 2017 ou après cette date, la procédure établie à l'article 9, paragraphes 4, 6, 8 et 9, s'applique.

11. La confidentialité des informations sensibles sur le plan commercial est préservée.

12. Les plans d'action préventifs et les plans d'urgence élaborés en application du règlement (UE) n o 994/2010, et mis à jour conformément audit règlement, demeurent en vigueur jusqu'à ce que les plans d'action préventifs et les plans d'urgence visés au paragraphe 1 du présent article soient mis en place pour la première fois.

Article 9

Contenu des plans d'action préventifs

1. Le plan d'action préventif contient: a) les résultats de l'évaluation des risques et un résumé des scénarios considérés, visés à l'article 7, paragraphe 4, point c); b) la définition de clients protégés et les informations décrites à l'article 6, paragraphe 1, deuxième alinéa; c) les mesures, les volumes et les capacités nécessaires pour satisfaire aux normes relatives aux infrastructures et aux normes d'approvisionnement en gaz fixées aux articles 5 et 6, y compris, le cas échéant, l'indication de la mesure dans laquelle des mesures axées sur la demande peuvent compenser suffisamment et en temps utile une rupture de l'approvisionnement en gaz visée à l'article 5, paragraphe 2, l'identification de la plus grande infrastructure gazière d'intérêt commun dans le cas de l'application de l'article 5, paragraphe 3, les volumes de gaz nécessaires par catégorie de clients protégés et par scénario visés à l'article 6, paragraphe 1, et toute norme d'approvisionnement en gaz renforcée, y compris toute justification démontrant la conformité avec les conditions fixées à l'article 6, paragraphe 2, et une description d'un mécanisme visant à réduire temporairement toute norme d'approvisionnement en gaz renforcée ou obligation supplémentaire conformément à l'article 11, paragraphe 3; d) les obligations imposées aux entreprises de gaz naturel, aux entreprises d'électricité le cas échéant et aux autres organismes pertinents susceptibles d'avoir un impact sur la sécurité de l'approvisionnement en gaz, telles que des obligations concernant la sûreté de fonctionnement du réseau de gaz; e) d'autres mesures préventives conçues pour faire face aux risques identifiés dans l'évaluation des risques, telles que celles liées à la nécessité de renforcer les interconnexions entre États membres voisins, d'accroître davantage l'efficacité énergétique, de réduire la demande de gaz, et à la possibilité de diversifier les voies et les sources d'approvisionnement en gaz et l'utilisation régionale des capacités de stockage et de GNL existantes, le cas échéant, de manière à maintenir l'approvisionnement en gaz de tous les clients dans toute la mesure du possible; f) des informations sur l'impact économique, l'efficacité et l'efficience des mesures contenues dans le plan, y compris les obligations visées au point k); g) une description des effets des mesures contenues dans le plan sur le fonctionnement du marché intérieur de l'énergie ainsi que des marchés nationaux, y compris les obligations visées au point k); h) une description de l'impact des mesures sur l'environnement et sur les clients; i) les mécanismes à utiliser pour la coopération avec les autres États membres, y compris les mécanismes pour l'élaboration et la mise en œuvre des plans d'action préventifs et des plans d'urgence; j) des informations sur les interconnexions et infrastructures existantes et futures, y compris celles donnant accès au marché intérieur, sur les flux transfrontaliers, sur l'accès transfrontalier aux installations de stockage et de GNL ainsi que sur la capacité bidirectionnelle, en particulier en cas d'urgence; k) des informations relatives à toutes les obligations de service public en rapport avec la sécurité de l'approvisionnement en gaz.

Les informations sensibles concernant les points a), c) et d) du premier alinéa qui, si elles étaient divulguées, pourraient menacer la sécurité de l'approvisionnement en gaz peuvent être exclues.

2. Le plan d'action préventif, notamment les actions visant à respecter les normes relatives aux infrastructures prévues à l'article 5, tient compte du TYNDP dans l'ensemble de l'Union élaboré par le REGRT pour le gaz conformément à l'article 8, paragraphe 10, du règlement (CE) n o 715/2009.

3. Le plan d'action préventif repose essentiellement sur des mesures fondées sur le marché et ne fait pas peser une charge excessive sur les entreprises de gaz naturel ni ne porte préjudice au fonctionnement du marché intérieur du gaz.

4. Les États membres et, en particulier, leurs autorités compétentes veillent à ce que toutes les mesures préventives non fondées sur le marché, telles que celles visées à l'annexe VIII, qui sont adoptées le 1 er novembre 2017 ou après cette date, qu'elles fassent partie du plan d'action préventif ou qu'elles soient adoptées ultérieurement, respectent les critères énoncés à l'article 6, paragraphe 2, premier alinéa.

5. L'autorité compétente rend publique toute mesure visée au paragraphe 4 qui ne figure pas encore dans le plan d'action préventif, et notifie à la Commission la description de toute mesure de ce type ainsi que de son impact sur le marché national du gaz et, dans la mesure du possible, sur les marchés du gaz des autres États membres.

6. Si la Commission a des doutes quant au fait qu'une mesure visée au paragraphe 4 du présent article respecte les critères fixés à l'article 6, paragraphe 2, premier alinéa, elle demande à l'État membre concerné de lui notifier une analyse d'impact.

7. Une analyse d'impact en application du paragraphe 6 porte au moins sur les aspects suivants: a) l'impact potentiel sur le développement du marché national du gaz et la concurrence au niveau national; b) l'impact potentiel sur le marché intérieur du gaz; c) l'impact potentiel sur la sécurité de l'approvisionnement en gaz des États membres voisins, notamment pour les mesures qui pourraient réduire la liquidité des marchés régionaux ou restreindre les flux vers les États membres voisins; d) les coûts et avantages évalués par rapport à des mesures de substitution fondées sur le marché; e) une évaluation de la nécessité et de la proportionnalité par rapport à d'éventuelles mesures fondées sur le marché; f) une appréciation de la mesure quant aux possibilités égales qu'elle garantit à tous les acteurs du marché; g) une stratégie de retrait progressif, la durée attendue de la mesure envisagée et un calendrier de révision approprié.

L'analyse visée aux points a) et b) est effectuée par l'autorité de régulation nationale. L'analyse d'impact est rendue publique par l'autorité compétente et est notifiée à la Commission.

8. Lorsque, sur la base de l'analyse d'impact, la Commission estime que la mesure est susceptible de menacer la sécurité de l'approvisionnement en gaz d'autres États membres ou de l'Union, elle prend, dans un délai de quatre mois à compter de la notification de l'analyse d'impact, une décision exigeant, dans la mesure nécessaire, la modification ou le retrait de la mesure.

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

Le délai de quatre mois commence à courir à compter du jour suivant celui de la réception d'une notification complète. Ce délai de quatre mois peut être prolongé avec le consentement de la Commission et de l'autorité compétente.

9. Lorsque, sur la base de l'analyse d'impact, la Commission estime que la mesure ne respecte pas les critères fixés à l'article 6, paragraphe 2, premier alinéa, elle peut émettre un avis dans un délai de quatre mois à compter de la notification de l'analyse d'impact. La procédure énoncée à l'article 8, paragraphes 8 et 9, s'applique.

Le délai de quatre mois commence à courir à compter du jour suivant celui de la réception d'une notification complète. Ce délai de quatre mois peut être prolongé avec le consentement de la Commission et de l'autorité compétente.

10. L'article 8, paragraphe 9, s'applique à toute mesure soumise aux paragraphes 6 à 9 du présent article.

11. Le plan d'action préventif est mis à jour tous les quatre ans après le 1 er mars 2019, ou plus fréquemment si les circonstances le justifient ou à la demande de la Commission. Le plan mis à jour tient compte de l'évaluation des risques mise à jour et des résultats des essais effectués conformément à l'article 10, paragraphe 3. L'article 8 s'applique au plan mis à jour.

Article 10

Contenu des plans d'urgence

1. Le plan d'urgence: a) se fonde sur les niveaux de crise visés à l'article 11, paragraphe 1; b) précise le rôle et les responsabilités des entreprises de gaz naturel, des gestionnaires de réseau de transport d'électricité le cas échéant, et des clients industriels consommant du gaz, y compris des producteurs d'électricité concernés, en tenant compte de la façon dont ils sont touchés en cas de rupture de l'approvisionnement en gaz, ainsi que leur interaction avec les autorités compétentes et, le cas échéant, avec les autorités de régulation nationales à chacun des niveaux de crise visés à l'article 11, paragraphe 1; c) précise le rôle et les responsabilités des autorités compétentes et des autres organismes auxquels des tâches ont été déléguées conformément à l'article 3, paragraphe 2, à chacun des niveaux de crise visés à l'article 11, paragraphe 1; d) veille à ce que les entreprises de gaz naturel et les clients industriels consommant du gaz, y compris les producteurs d'électricité concernés, aient une latitude suffisante pour réagir aux niveaux de crise visés à l'article 11, paragraphe 1; e) définit, si c'est approprié, les mesures et les actions à prendre pour atténuer l'impact potentiel d'une rupture de l'approvisionnement en gaz sur le chauffage urbain et sur l'approvisionnement en électricité produite à partir du gaz, notamment à l'aide d'une vue intégrée du fonctionnement des réseaux énergétiques d'électricité et de gaz, le cas échéant; f) établit des procédures et mesures détaillées à suivre pour les niveaux de crise visés à l'article 11, paragraphe 1, notamment les mécanismes correspondants de flux d'information; g) désigne un gestionnaire de crise et précise son rôle; h) définit la contribution des mesures fondées sur le marché pour faire face à la situation en cas d'alerte et pour atténuer les conséquences en cas d'urgence; i) définit la contribution des mesures non fondées sur le marché prévues ou à mettre en œuvre en cas d'urgence et évalue la nécessité d'utiliser de telles mesures pour faire face à une crise. Les effets des mesures non fondées sur le marché sont évalués et des procédures pour leur mise en œuvre sont définies. Des mesures non fondées sur le marché ne doivent être utilisées que lorsque les mécanismes fondés sur le marché ne peuvent plus à eux seuls assurer les approvisionnements, en particulier au profit des clients protégés, ou aux fins de l'application de l'article 13; j) décrit les mécanismes employés pour la coopération avec les autres États membres pour les niveaux de crise visés à l'article 11, paragraphe 1, et les modalités de l'échange d'informations entre les autorités compétentes; k) précise les obligations en matière de présentation de rapports imposées aux entreprises de gaz naturel et, le cas échéant, aux entreprises d'électricité en cas d'alerte et en cas d'urgence; l) décrit les arrangements techniques ou juridiques en place pour empêcher une consommation de gaz indue de la part de clients qui sont connectés à un réseau de distribution ou de transport de gaz mais qui ne sont pas des clients protégés; m) décrit les arrangements techniques, juridiques et financiers en place pour satisfaire aux obligations en matière de solidarité fixées à l'article 13; n) fait une estimation des volumes de gaz susceptibles d'être consommés par les clients protégés au titre de la solidarité, compte tenu au moins des cas décrits à l'article 6, paragraphe 1; o) établit une liste d'actions prédéfinies visant à rendre du gaz disponible en cas d'urgence, y compris les accords commerciaux entre les parties impliquées dans ces actions et, le cas échéant, les mécanismes d'indemnisation pour les entreprises de gaz naturel, en tenant dûment compte de la confidentialité des données sensibles. Ces actions peuvent impliquer des accords transfrontaliers entre des États membres et/ou des entreprises de gaz naturel.

Pour empêcher une consommation indue de gaz pendant une urgence, visée au point l) du premier alinéa, ou pendant l'application des mesures visées à l'article 11, paragraphe 3, et à l'article 13, l'autorité compétente de l'État membre concerné informe les clients qui ne sont pas des clients protégés qu'ils doivent interrompre ou réduire leur consommation de gaz sans générer de situation dangereuse d'un point de vue technique.

2. Le plan d'urgence est mis à jour tous les quatre ans après le 1 er mars 2019, ou plus fréquemment si les circonstances le justifient ou à la demande de la Commission. Le plan mis à jour tient compte de l'évaluation des risques mise à jour et des résultats des essais effectués conformément au paragraphe 3 du présent article. L'article 8, paragraphes 4 à 11, s'applique au plan mis à jour.

3. Les mesures, actions et procédures prévues dans le plan d'urgence sont testées au moins une fois entre les mises à jour prévues tous les quatre ans visées au paragraphe 2. Pour tester le plan d'urgence, l'autorité compétente simule des scénarios à impact élevé et moyen et des réponses en temps réel conformément audit plan d'urgence. Les résultats des essais sont présentés par l'autorité compétente au groupe de coordination pour le gaz.

4. Le plan d'urgence veille au maintien de l'accès transfrontalier aux infrastructures conformément au règlement (CE) n o 715/2009 autant que possible au regard des contraintes techniques et de sûreté en cas d'urgence, et il n'introduit pas de mesure limitant indûment le flux de gaz transfrontalier.

Article 11

Déclaration de crise

1. Il existe les trois niveaux de crise suivants: a) niveau d'alerte précoce (alerte précoce): lorsqu'il existe des informations concrètes, sérieuses et fiables, selon lesquelles un événement qui est de nature à nuire considérablement à l'état de l'approvisionnement en gaz peut se produire et est susceptible d'entraîner le déclenchement du niveau d'alerte ou d'urgence; le niveau d'alerte précoce peut être activé au moyen d'un mécanisme d'alerte précoce; b) niveau d'alerte (alerte): lorsqu'il y a rupture de l'approvisionnement en gaz ou que la demande de gaz est exceptionnellement élevée, ce qui nuit considérablement à l'état de l'approvisionnement en gaz, mais que le marché est encore en mesure de faire face à cette rupture ou à cette demande sans qu'il soit nécessaire de recourir à des mesures non fondées sur le marché; c) niveau d'urgence (urgence): lorsqu'il y a une demande de gaz exceptionnellement élevée, une interruption significative de l'approvisionnement en gaz ou une autre détérioration significative de l'état de l'approvisionnement en gaz et que toutes les mesures pertinentes fondées sur le marché ont été mises en œuvre sans que l'approvisionnement en gaz soit suffisant pour satisfaire la demande de gaz restante, de sorte que des mesures supplémentaires, non fondées sur le marché, doivent être mises en place, en vue, en particulier, de garantir l'approvisionnement en gaz des clients protégés conformément à l'article 6.

2. Lorsque l'autorité compétente déclare l'un des niveaux de crise visés au paragraphe 1, elle informe immédiatement la Commission ainsi que les autorités compétentes des États membres avec lesquels l'État membre de cette autorité compétente est directement connecté et leur fournit toutes les informations nécessaires, notamment au sujet des actions qu'elle compte entreprendre. En cas d'urgence susceptible de provoquer une demande d'assistance adressée à l'Union et à ses États membres, l'autorité compétente de l'État membre concerné informe sans tarder le Centre de coordination de la réaction d'urgence (ERCC) de la Commission.

3. Lorsqu'un État membre a déclaré une urgence et a indiqué qu'une action transfrontalière est requise, toute norme d'approvisionnement en gaz renforcée ou toute obligation supplémentaire imposée aux entreprises de gaz naturel dans d'autres États membres faisant partie du même groupe de risque en vertu de l'article 6, paragraphe 2, est temporairement ramenée au niveau établi à l'article 6, paragraphe 1.

Les obligations fixées au premier alinéa du présent paragraphe cessent de s'appliquer immédiatement après que l'autorité compétente déclare la fin de l'urgence ou que la Commission conclut, conformément au paragraphe 8, premier alinéa, que la déclaration d'urgence n'est pas ou n'est plus justifiée.

4. Lorsque l'autorité compétente déclare une urgence, elle lance les actions prédéfinies exposées dans son plan d'urgence et elle informe immédiatement la Commission et les autorités compétentes au sein du groupe de risque, ainsi que les autorités compétentes des États membres avec lesquels l'État membre de cette autorité compétente est directement connecté, notamment des actions qu'elle compte entreprendre. Dans des circonstances exceptionnelles dûment justifiées, l'autorité compétente peut entreprendre des actions s'écartant du plan d'urgence. L'autorité compétente informe immédiatement la Commission et les autorités compétentes au sein de son groupe de risque, figurant à l'annexe I, ainsi que les autorités compétentes des États membres avec lesquels l'État membre de cette autorité compétente est directement connecté, de ces actions et elle justifie cet écart.

5. Le gestionnaire de réseau de transport veille à ce que, lorsqu'une urgence est déclarée dans un État membre voisin, la priorité sur toute capacité concurrente aux points de sortie vers des installations de stockage soit accordée à la capacité aux points d'interconnexion vers cet État membre, qu'elle soit ferme ou interruptible et qu'elle ait été réservée avant ou pendant l'urgence. L'utilisateur du réseau bénéficiant de la capacité prioritaire verse rapidement une indemnisation équitable à l'utilisateur du réseau bénéficiant de la capacité ferme pour la perte financière subie du fait du traitement prioritaire appliqué, y compris un remboursement proportionné des frais liés à l'interruption de la capacité ferme. Le processus de détermination et de versement de l'indemnisation ne porte pas atteinte à l'application de la règle de priorité.

6. Les États membres et, en particulier, les autorités compétentes, veillent à ce que: a) aucune mesure ne soit prise, à aucun moment, qui restreigne indûment le flux de gaz au sein du marché intérieur; b) aucune mesure ne soit prise qui risque de compromettre gravement l'état de l'approvisionnement en gaz dans un autre État membre; et c) l'accès transfrontalier aux infrastructures conformément au règlement (CE) no 715/2009 soit maintenu autant que possible au regard des contraintes techniques et de sûreté, conformément au plan d'urgence.

7. Pendant une urgence et pour des motifs raisonnables, à la demande du gestionnaire de réseau de transport d'électricité ou de gaz concerné, un État membre peut décider d'assurer en priorité l'approvisionnement en gaz de certaines centrales au gaz d'importance stratégique par rapport à l'approvisionnement en gaz de certaines catégories de clients protégés, si le déficit d'approvisionnement en gaz de ces centrales au gaz d'importance stratégique est susceptible: a) d'entraîner un dysfonctionnement grave du réseau d'électricité; ou b) de nuire à la production et/ou au transport du gaz.

Les États membres fondent une telle mesure sur l'évaluation des risques.

Les centrales au gaz d'importance stratégique visées au premier alinéa sont clairement identifiées comme le sont les volumes de gaz qui feraient éventuellement l'objet d'une telle mesure et ces données sont consignées dans les chapitres régionaux des plans d'action préventifs et des plans d'urgence. Leur identification est effectuée en étroite coopération avec les gestionnaires de réseau de transport du réseau d'électricité et du réseau de gaz de l'État membre concerné.

8. La Commission vérifie, dans les meilleurs délais, mais en tout état de cause dans un délai de cinq jours à compter de la réception, de la part de l'autorité compétente, des informations visées au paragraphe 2, si la déclaration d'urgence est justifiée conformément au paragraphe 1, point c), et si les mesures prises suivent d'aussi près que possible les actions répertoriées dans le plan d'urgence, ne font pas peser une charge excessive sur les entreprises de gaz naturel et sont conformes au paragraphe 6. La Commission peut, à la demande d'une autre autorité compétente, d'entreprises de gaz naturel ou de sa propre initiative, demander à l'autorité compétente de modifier les mesures lorsqu'elles ne remplissent pas les conditions visées dans la première phrase du présent paragraphe. La Commission peut également demander à l'autorité compétente de déclarer la fin de l'urgence lorsqu'elle conclut que cette déclaration d'urgence n'est pas ou n'est plus justifiée conformément au paragraphe 1, point c).

Dans un délai de trois jours à compter de la notification de la demande de la Commission, l'autorité compétente modifie les mesures et les notifie à la Commission ou informe celle-ci des raisons pour lesquelles elle n'est pas d'accord avec la demande. Dans ce dernier cas, la Commission peut, dans un délai de trois jours à compter de son information, modifier ou retirer sa demande ou convoquer l'autorité compétente ou, le cas échéant, les autorités compétentes concernées et, lorsqu'elle le juge nécessaire, le groupe de coordination pour le gaz, afin d'étudier la question. La Commission expose de manière détaillée les motifs qui l'amènent à demander la modification de l'action. L'autorité compétente tient pleinement compte de la position de la Commission. Lorsque la décision finale de l'autorité compétente diverge de la position de la Commission, l'autorité compétente expose les motifs qui sous-tendent cette décision.

9. Lorsque l'autorité compétente déclare la fin d'un des niveaux de crise visés au paragraphe 1, elle en informe la Commission ainsi que les autorités compétentes des États membres avec lesquels l'État membre de cette autorité compétente est directement connecté.

Article 12

Mesures d'urgence aux niveaux régional et de l'Union

1. La Commission peut déclarer une urgence au niveau régional ou de l'Union à la demande d'une autorité compétente qui a déclaré une urgence et à la suite des vérifications menées conformément à l'article 11, paragraphe 8.

La Commission déclare, selon le cas, une urgence au niveau régional ou de l'Union à la demande d'au moins deux autorités compétentes qui ont déclaré une urgence et à la suite des vérifications prévues à l'article 11, paragraphe 8, et lorsque les motifs de ces urgences sont liés.

Dans tous les cas, quand elle déclare une urgence au niveau régional ou de l'Union, la Commission, utilisant les moyens de communication les plus appropriés à la situation, consulte d'autres autorités compétentes et tient dûment compte de toutes les informations pertinentes fournies par celles-ci. Lorsque la Commission décide, à la suite d'une évaluation, qu'il n'y a plus de raison suffisante au niveau régional ou de l'Union pour justifier la déclaration d'urgence, la Commission déclare la fin de l'urgence au niveau régional ou de l'Union, elle motive sa décision et en informe le Conseil.

2. La Commission convoque le groupe de coordination pour le gaz dès qu'elle déclare une urgence au niveau régional ou de l'Union.

3. En cas d'urgence au niveau régional ou de l'Union, la Commission coordonne les actions des autorités compétentes, en tenant pleinement compte des informations pertinentes découlant de la consultation du groupe de coordination pour le gaz et des résultats de cette consultation. La Commission veille notamment: a) aux échanges d'informations; b) à la cohérence et à l'efficacité des actions aux niveaux de l'État membre et de la région par rapport au niveau de l'Union; c) à la coordination des actions vis-à-vis des pays tiers.

4. La Commission peut convoquer un groupe de gestion de crise composé des gestionnaires de crise visés à l'article 10, paragraphe 1, point g), des États membres concernés par l'urgence. Elle peut, en accord avec les gestionnaires de crise, inviter d'autres parties prenantes concernées à participer. Elle veille à ce que le groupe de coordination pour le gaz soit régulièrement informé des travaux du groupe de gestion de crise.

5. Les États membres et, en particulier, les autorités compétentes, veillent à ce que: a) aucune mesure ne soit prise, à aucun moment, qui restreigne indûment le flux de gaz au sein du marché intérieur, notamment le flux de gaz à destination des marchés touchés; b) aucune mesure ne soit prise qui risque de compromettre gravement l'état de l'approvisionnement en gaz dans un autre État membre; et c) l'accès transfrontalier aux infrastructures conformément au règlement (CE) no 715/2009 soit maintenu autant que possible au regard des contraintes techniques et de sûreté, conformément au plan d'urgence.

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

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

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

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

Article 13

Solidarité

1. Si un État membre a demandé l'application de la mesure de solidarité au titre du présent article, un État membre qui est directement connecté à l'État membre demandeur ou, lorsque celui-ci le prévoit, son autorité compétente ou le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire de réseau de distribution, prend, dans la mesure du possible sans générer de situation dangereuse, les mesures nécessaires pour que l'approvisionnement en gaz de clients autres que les clients protégés au titre de la solidarité sur son territoire soit réduit ou interrompu dans la mesure nécessaire et aussi longtemps que l'approvisionnement en gaz des clients protégés au titre de la solidarité n'est pas assuré dans l'État membre demandeur. L'État membre demandeur veille à ce que le volume de gaz concerné soit effectivement fourni aux clients protégés au titre de la solidarité sur son territoire.

Dans des circonstances exceptionnelles et sur demande dûment motivée adressée par le gestionnaire de réseau de transport d'électricité ou de gaz concerné à son autorité compétente, l'approvisionnement en gaz peut aussi être maintenu pour certaines centrales au gaz d'importance stratégique au sens de l'article 11, paragraphe 7, dans l'État membre qui répond à la demande de solidarité si le déficit d'approvisionnement en gaz de ces centrales devait entraîner un dysfonctionnement grave du réseau d'électricité ou nuire à la production et/ou au transport du gaz.

2. Un État membre prend également la mesure de solidarité en faveur d'un autre État membre auquel il est connecté via un pays tiers, à moins que les flux transitant par ce pays tiers ne soient réduits. Cette extension de la mesure de solidarité est subordonnée à l'accord des États membres concernés, lesquels associent, le cas échéant, le pays tiers via lequel ils sont connectés.

3. Une mesure de solidarité est prise en dernier recours et s'applique uniquement si l'État membre demandeur: a) n'a pas été en mesure de combler le déficit d'approvisionnement en gaz de ses clients protégés au titre de la solidarité, malgré l'application de la mesure visée à l'article 11, paragraphe 3; b) a épuisé toutes les mesures fondées sur le marché et toutes les mesures prévues dans son plan d'urgence; c) a notifié à la Commission et aux autorités compétentes de tous les États membres avec lesquels il est connecté soit directement, soit, en vertu du paragraphe 2, via un pays tiers, une demande explicite accompagnée d'une description des mesures mises en œuvre visées au point b) du présent paragraphe; d) s'engage à verser rapidement une indemnisation équitable à l'État membre qui répond à la demande de solidarité conformément au paragraphe 8.

4. Si plus d'un État membre est susceptible de répondre à la demande de solidarité d'un État membre, l'État membre demandeur, après avoir consulté tous les États membres tenus de répondre à la demande de solidarité, recherche l'offre la plus avantageuse en se fondant sur les coûts, la rapidité de la livraison, la fiabilité et la diversification des approvisionnements en gaz. Les États membres concernés font ces offres sur la base de mesures volontaires axées sur la demande autant que possible et le plus longtemps possible, avant de recourir à des mesures non fondées sur le marché.

5. Lorsque les mesures fondées sur le marché se révèlent insuffisantes pour l'État membre qui répond à la demande de solidarité pour faire face au déficit d'approvisionnement en gaz des clients protégés au titre de la solidarité dans l'État membre demandeur, l'État membre qui répond à la demande de solidarité peut introduire des mesures non fondées sur le marché pour satisfaire aux obligations fixées aux paragraphes 1 et 2.

6. L'autorité compétente de l'État membre demandeur informe immédiatement la Commission et les autorités compétentes des États membres qui répondent à la demande de solidarité lorsque l'approvisionnement en gaz des clients protégés au titre de la solidarité sur son territoire est assuré ou lorsque les obligations établies aux paragraphes 1 et 2 sont, compte tenu de ses besoins, réduites ou lorsqu'elles sont suspendues à la demande de l'État membre qui bénéficie de la solidarité.

7. Les obligations fixées aux paragraphes 1 et 2 s'appliquent sous réserve de la sûreté et de la fiabilité techniques du fonctionnement du réseau de gaz d'un État membre qui répond à une demande de solidarité et à concurrence de la capacité maximale d'exportation à l'interconnexion de l'infrastructure de l'État membre concerné vers l'État membre demandeur. Les arrangements techniques, juridiques et financiers peuvent tenir compte de ces circonstances, en particulier celles dans lesquelles le marché sera