CELEX ID: 32024R1789

--- ENGLISH ---

Document:
Official Journal 
of the European Union
EN
L series
2024/1789
15.7.2024
REGULATION (EU) 2024/1789 OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL
of 13 June 2024
on the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Regulations (EU) No 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 and (EU) 2022/869 and Decision (EU) 2017/684 and repealing Regulation (EC) No 715/2009 (recast)
(Text with EEA relevance)
THE EUROPEAN PARLIAMENT AND THE COUNCIL OF THE EUROPEAN UNION,
Having regard to the Treaty on the Functioning of the European Union, and in particular Article 194(2) thereof,
Having regard to the proposal from the European Commission,
After transmission of the draft legislative act to the national parliaments,
Having regard to the opinion of the European Economic and Social Committee 
(
1
)
,
Having regard to the opinion of the Committee of the Regions 
(
2
)
,
Acting in accordance with the ordinary legislative procedure 
(
3
)
,
Whereas:
(1)
Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council 
(
4
)
 has been substantially amended several times. Since further amendments are to be made, that Regulation should be recast in the interests of clarity.
(2)
The internal market for natural gas, which has been progressively implemented since 1999, aims to deliver real choice for all consumers in the Union, be they citizens or businesses, new business opportunities and more cross-border trade, so as to achieve efficiency gains, competitive prices and higher standards of service, and to contribute to security of supply and sustainability.
(3)
By means of Regulation (EU) 2021/1119 of the European Parliament and of the Council 
(
5
)
, the Union has committed to cutting greenhouse gas emissions. The internal market rules for gaseous fuels need to be aligned with that Regulation. In that context, the Union has set out how to update its energy markets, including as regards the decarbonisation of markets for gas, in the communications of the Commission of 8 July 2020 entitled ‘Powering a climate-neutral economy: An EU Strategy for Energy System Integration’ and ‘A hydrogen strategy for a climate-neutral Europe’ (the ‘EU Hydrogen Strategy’), as well as in the European Parliament resolution of 10 July 2020 on a comprehensive European approach to energy storage 
(
6
)
. This Regulation should contribute to achieving the Union’s objective to cut greenhouse gas emissions at the same time as ensuring security of supply and the proper functioning of the internal markets for natural gas and hydrogen.
(4)
This Regulation complements related Union policy and legislative instruments, in particular those proposed pursuant to the communication of the Commission of 11 December 2019 entitled the ‘European Green Deal’, such as Regulations (EU) 2023/857 
(
7
)
, (EU) 2023/957 
(
8
)
, (EU) 2023/1805 
(
9
)
 and (EU) 2023/2405 
(
10
)
 of the European Parliament and of the Council and Directives (EU) 2023/959 
(
11
)
, (EU) 2023/1791 
(
12
)
 and (EU) 2023/2413 
(
13
)
 of the European Parliament and of the Council, which aim to incentivise the decarbonisation of the Union’s economy and ensure that it remains on a trajectory towards a climate-neutral Union by 2050, in accordance with Regulation (EU) 2021/1119. The main objective of this Regulation is to enable and facilitate such transition towards climate neutrality by ensuring the ramp-up of a market for hydrogen and an efficient market for natural gas.
(5)
This Regulation aims to facilitate the penetration of renewable gas and low-carbon gas and hydrogen into the energy system, enabling a shift away from fossil gas, and to allow renewable gas and low-carbon gas and hydrogen to play an important role in achieving the Union’s 2030 climate objectives and climate-neutrality by 2050. This Regulation also aims to set up a regulatory framework which enables and incentivises all market participants to shift away from fossil gas and plan their activities to avoid lock-in effects and aims to ensure a gradual and timely phase-out of fossil gas, in particular, in all relevant industrial sectors and for heating purposes.
(6)
The EU Hydrogen Strategy recognises that, as Member States have different potential for the production of renewable hydrogen, an open and competitive internal market with unhindered cross-border trade has significant benefits for competition, affordability and security of supply. Moreover, the EU Hydrogen Strategy stresses that moving towards a liquid market with commodity-based hydrogen trading would facilitate entry of new producers and be beneficial for deeper integration with other energy carriers and would create viable price signals for investment decisions and operational decisions. The rules laid down in this Regulation should thus facilitate the emergence of markets for hydrogen, commodity-based hydrogen trading and liquid trading hubs. Any undue barriers, including disproportionate tariffs at interconnection points, should be eliminated by Member States. While recognising the inherent differences, existing rules that enabled efficient commercial operations and trading developed for the markets for electricity and natural gas should also be considered for a market for hydrogen. While this Regulation lays down general principles applicable to the operation of the market for hydrogen, it is appropriate to take account of the stage of development of that market when applying those principles.
(7)
Supporting the coal and carbon-intensive regions in the phase-out of fossil fuels and phase-in of renewable energy is a key element of the just transition policy. That support has to be pursued consistently with the relevant legal framework, in particular the Just Transition Fund, established by Regulation (EU) 2021/1056 of the European Parliament and of the Council 
(
14
)
, which allows funding of technologies for renewable energy. The Commission plays a key role in ensuring such support to national policies aimed at progressively reducing existing coal and other solid fossil fuel generation and mining capacity. That process requires funding to address the social and economic impact, including the reskilling of the workforce for the purpose of the clean energy transition of regions that undergo structural change. The support to coal and carbon-intensive regions will need to take into account the specific goals, scopes and criteria of each relevant Union funding programme. The Just Transition Fund does not provide for funding of technologies other than renewable energy.
(8)
Directive (EU) 2024/1788 of the European Parliament and of the Council 
(
15
)
 provides for the possibility of a combined system operator. The rules laid down in this Regulation do not therefore require modification of the organisation of national systems that are consistent with the relevant provisions of that Directive.
(9)
It is necessary to specify the criteria according to which tariffs for access to the network are determined, in order to ensure that they fully comply with the principle of non-discrimination and the needs of a properly functioning internal market, take fully into account the need for system integrity and reflect the actual costs incurred, insofar as such costs correspond to those of an efficient and structurally comparable network operator and are transparent, whilst including the appropriate return on investments, and enabling the integration of renewable gas and low-carbon gas. The rules on network access tariffs laid down in this Regulation are complemented by further rules on network access tariffs, in particular in the network codes and guidelines adopted pursuant to this Regulation, in Regulations (EU) 2022/869 
(
16
)
 and (EU) 2024/1787 
(
17
)
 of the European Parliament and of the Council and in Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council 
(
18
)
 and Directive (EU) 2023/1791.
(10)
It is, in general, most efficient to finance infrastructure by means of revenue obtained from the users of that infrastructure and to avoid cross-subsidies. Moreover, cross-subsidies would, in the case of regulated assets, be incompatible with the general principle of cost-reflective tariffs. In exceptional cases, cross-subsidies could nonetheless bring societal benefits, in particular during earlier phases of network development where booked capacity is low compared to technical capacity and uncertainty as to when future capacity demand will materialise is significant. Cross-subsidies could therefore contribute to reasonable and predictable tariffs for early network users and de-risk investments made by network operators, thus contributing to an investment climate that supports the decarbonisation objectives of the Union. As an alternative to the expected higher network tariffs that would otherwise have to be charged to early hydrogen network users, it should be possible for hydrogen network operators to spread network development costs over time by allowing Member States to provide for the possibility that future users pay part of the initial costs, by way of an inter-temporal cost allocation. Such inter-temporal cost allocation and its underlying methodology and features should be approved by the regulatory authority. It should be possible for Member States to accompany such mechanism by measures to cover the financial risk of hydrogen network operators, such as a State guarantee, provided that they comply with Article 107 of the Treaty on the Functioning of the European Union (TFEU). Where the financing of networks through network access tariffs paid by network users is not viable, the regulatory authority should be able to allow financial transfers between separate regulated services from natural gas and hydrogen networks, subject to certain conditions. Costs associated with feasibility studies related to the repurposing of natural gas networks to hydrogen networks should not be considered to be cross-subsidies. Cross-subsidies should not be financed by network users in other Member States and it is thus appropriate to collect financing for cross-subsidies only from exit points to final customers within the same Member State. Moreover, as cross-subsidies are exceptional, it should be ensured that they are proportional, transparent, limited in time and established under regulatory supervision, subject to notification to the Commission and to the European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) established by Regulation (EU) 2019/942 of the European Parliament and of the Council 
(
19
)
.
(11)
The use of market-based arrangements, such as auctions, to determine tariffs is to comply with Directive (EU) 2024/1788 and Commission Regulation (EU) 2017/459 
(
20
)
.
(12)
A common minimum set of third-party access services is necessary to provide a common minimum standard of access in practice throughout the Union, to ensure that third-party access services are sufficiently compatible and to allow the benefits accruing from a properly functioning internal market for natural gas to be exploited.
(13)
Arrangements on third-party access should be based on the principles laid down in this Regulation. The organisation of entry-exit systems, which enable a free allocation of natural gas on the basis of firm capacity, was welcomed by the XXIV European Gas Regulatory Forum (Madrid Forum) in October 2013. Therefore a definition of entry-exit system should be introduced, which would help to achieve a level playing field for renewable gas and low-carbon gas connected to either the transmission or distribution level. Tariff setting for distribution system operators and hydrogen distribution network operators and the organisation of capacity allocation between the transmission and distribution levels for natural gas and hydrogen should be left to the regulatory authorities on the basis of the principles laid down in Directive (EU) 2024/1788.
(14)
Access to the entry-exit system should be generally based on firm capacity. Network operators should be required to cooperate in a way that maximises the offer of firm capacity, which in turn enables network users to freely allocate the natural gas entering or exiting on the basis of firm capacity to any entry or exit point in the same entry-exit system.
(15)
Member States should be able to establish full or partial regional integration where two or more adjacent entry-exit systems are merged. It should be possible for partial regional integration to encompass various balancing zones as an important step towards integrating fragmented markets for natural gas and improving the functioning of the internal market for natural gas.
(16)
Where regional market integration is undertaken, the transmission system operators concerned and regulatory authorities should address issues having a cross-border impact such as tariff structures, the balancing regime, capacities at remaining cross-border points, investment plans and the fulfilment of tasks of transmissions system operators and of regulatory authorities.
(17)
Conditional capacity should be offered only where network operators are not able to offer firm capacity. Network operators should define the conditions for conditional capacity on the basis of operational constraints in a transparent and clear manner. The regulatory authority should approve the conditions and ensure that the number of conditional capacity products is limited to avoid a fragmentation of the market for natural gas and to ensure compliance with the principle of providing efficient third-party access.
(18)
A sufficient level of cross-border natural gas interconnection capacity should be achieved and market integration fostered in order to complete the internal market for natural gas.
(19)
This Regulation aims to support the production of sustainable biomethane in the Union. In its staff working document of 18 May 2022‘Implementing the Repower EU Action Plan: Investment needs, hydrogen accelerator and achieving the bio-methane targets’, accompanying the communication of the Commission of 18 May 2022 entitled ‘REPower EU Plan’ (the ‘REPowerEU Plan’), the Commission proposed to increase significantly the production of sustainable biomethane in the Union up to 35 bcm per year by 2030.
(20)
The coordinated mapping for the deployment of biogas and biomethane serves as a tool for Member States to determine the contribution of biomethane to their estimated trajectories from 2021 to 2030, including the expected total gross final energy consumption and the total planned installed capacity, as provided for in their integrated national energy and climate plans. Where Member States have established national trajectories for biogas and biomethane, they should specify in their national energy and climate plans policies and measures for their development, such as adopting national strategies on sustainable biogas and biomethane or setting national targets of annual production or consumption of biomethane, either expressed in absolute volumes or as a percentage of the volume of natural gas consumed by customers connected to the natural gas network. In order to facilitate that, the Commission has provided Member States with significant biomethane potential an analysis of their national potential, as well as suggestions how the potential could be best harnessed. Furthermore, pursuant to Article 25(2), point (b), of Directive (EU) 2018/2001, Member States may take into account for the transport sector targets referred to in Article 25(1) of that Directive biogas that is injected into the national gas transmission and distribution infrastructure.
(21)
Increased cooperation and coordination among transmission system operators and, where relevant, distribution system operators is required to create network codes for providing and managing effective and transparent access to the transmission networks across borders, and to ensure coordinated and sufficiently forward looking planning and sound technical evolution of the natural gas system in the Union, including the creation of interconnection capacities, with due regard to the environment. The network codes should be in line with framework guidelines, which are non-binding in nature and which are developed by ACER. ACER should have a role in reviewing, on the basis of facts, draft network codes, including their compliance with the framework guidelines, and it should be enabled to recommend them for adoption by the Commission. ACER should assess proposed amendments to the network codes and it should be enabled to recommend them for adoption by the Commission. Transmission system operators should operate their networks in accordance with those network codes.
(22)
In order to ensure optimal management of the natural gas transmission network in the Union, a European Network of Transmission System Operators for Gas (the ‘ENTSO for Gas’), should be provided for. With the aim of ensuring a fair representation of small-size, non-interconnected or isolated Member States, in addition to natural gas transmission system operators, those natural gas system operators which benefit from a derogation from Article 60 of Directive (EU) 2024/1788 pursuant to Article 86 of that Directive, should be eligible to be members of the ENTSO for Gas. The Commission, when approving the statutes of the ENTSO for Gas, may seek to ensure an appropriate differentiation of membership rights reflecting the different status of the members. The tasks of the ENTSO for Gas should be carried out in accordance with Union competition rules which are applicable to the decisions of the ENTSO for Gas. The tasks of the ENTSO for Gas should be well defined and its working methods should ensure efficiency, transparency and the representative nature of the ENTSO for Gas. Where appropriate, network codes can be developed jointly by the ENTSO for Gas and the European Network of Network Operators for Hydrogen (ENNOH) with regard to cross-sectoral issues. The network codes prepared by the ENTSO for Gas are not intended to replace the necessary national technical rules applicable to non-cross-border issues. Given that more effective progress may be achieved through an approach at regional level, transmission system operators should set up regional structures within the overall cooperation structure, whilst ensuring that results at regional level are compatible with network codes and non-binding ten-year network development plans at Union level. Cooperation within such regional structures presupposes effective unbundling of network activities from production and supply activities. In the absence of such unbundling, regional cooperation between transmission system operators gives rise to a risk of anti-competitive conduct. Member States should promote cooperation and monitor the effectiveness of network operations at regional level. Cooperation at regional level should be compatible with progress towards a competitive and efficient internal markets for natural gas and hydrogen.
(23)
In order to ensure greater transparency regarding the development of the natural gas transmission network in the Union, the ENTSO for Gas should draw up, publish and regularly update a non-binding Union-wide ten-year network development plan for natural gas (the ‘Union-wide network development plan for natural gas’) on the basis of a joint scenario and the interlinked model. The Union-wide network development plan for natural gas should be developed following a transparent process involving meaningful public consultation, including involvement of independent scientific bodies, and it should be based on objective and scientific criteria. To that end, the European Scientific Advisory Board on Climate Change may provide input on the scenarios for the Union-wide network development plan for natural gas pursuant to Regulation (EU) 2022/869. Viable natural gas transmission networks and necessary regional interconnections, relevant from a commercial or security of supply point of view, should be included in that Union-wide network development plan for natural gas. The Union-wide network development plan for natural gas should promote the energy efficiency first principle and energy system integration and contribute to the prudent and rational use of natural resources and the achievement of the Union’s climate and energy targets.
(24)
To enhance competition through a liquid wholesale market for natural gas, it is vital that natural gas can be traded independently of its location in the system. The only way to do this is to give network users the freedom to book entry and exit capacity independently, thereby creating natural gas transport through zones instead of along contractual paths. To ensure the freedom of booking capacity independently at entry and exit points, tariffs set for one entry point should therefore not be related to the tariff set for one exit point but should instead be offered for those points separately and the tariff should not bundle the entry and exit charge in a single price.
(25)
While Commission Regulation (EU) No 312/2014 
(
21
)
 provides rules for setting up technical rules that build up a balancing regime, it leaves various design choices for each balancing regime that is applied in a specific entry-exit system. The combination of choices made lead to a specific balancing regime that is applicable in a specific entry-exit system, which are currently mostly reflecting Member States territories.
(26)
Network users should bear the responsibility of balancing their inputs against their off-takes with trading platforms established to better facilitate natural gas trade between network users. In order to ensure equal access to the market for renewable gas and low-carbon gas, the balancing zone should also cover, to the extent possible, the distribution system level. The virtual trading point should be used to exchange natural gas between balancing accounts of network users.
(27)
References to harmonised transport contracts in the context of non-discriminatory access to the network of transmission system operators do not mean that the terms and conditions of the transport contracts of a particular system operator in a Member State must be the same as those of another transmission system operator in that Member State or in another Member State, unless minimum requirements are set which must be met by all transport contracts.
(28)
Equal access to information on the physical status and efficiency of the system is necessary to enable all market participants to assess the overall demand and supply situation and to identify the reasons for movements in the wholesale price. That includes more precise information on supply and demand, network capacity, flows and maintenance, balancing and availability and usage of storage. The importance of that information for the functioning of the market requires alleviating existing limitations to publication for confidentiality reasons.
(29)
Confidentiality requirements for commercially sensitive information are, however, particularly relevant where data of a commercially strategic nature for the undertaking are concerned, where there is only a single user for a natural gas storage facility, or where data are concerned regarding exit points within a system or subsystem that is not connected to another transmission or distribution system but to a single industrial final customer, where the publication of such data would reveal confidential information as to the production process of that customer.
(30)
To enhance trust in the market, market participants need to be sure that those engaging in abusive behaviour can be subjected to effective, proportionate and dissuasive penalties. The competent authorities should be given the competence to investigate effectively allegations of market abuse. To that end, it is necessary that competent authorities have access to data that provides information on operational decisions made by supply undertakings. In the natural gas market, all those decisions are communicated to the system operators in the form of capacity reservations, nominations and realised flows. System operators should keep information in relation thereto available to and easily accessible by the competent authorities for a fixed period of time. The competent authorities should, furthermore, regularly monitor the compliance of the system operators with the rules.
(31)
Access to natural gas storage facilities and liquefied natural gas (LNG) facilities is insufficient in some Member States, and therefore the implementation of the existing rules needs to be improved as regards transparency and the objectives of REPowerEU Plan. Such improvement should take into account the potential and uptake of renewable gas and low-carbon gas for those facilities on the internal market.
(32)
Non-discriminatory and transparent balancing systems for natural gas, operated by transmission system operators, are important mechanisms, in particular for new entrants on the market which may have more difficulty balancing their overall sales portfolio than undertakings already established within a relevant market. It is therefore necessary to lay down rules to ensure that transmission system operators operate such mechanisms in a manner compatible with non-discriminatory, transparent and effective access conditions to the network.
(33)
Regulatory authorities should ensure compliance with this Regulation and the network codes and guidelines adopted pursuant thereto.
(34)
In the guidelines laid down in an annex, more detailed rules are established. Where appropriate, those rules should evolve over time, taking into account the differences of national natural gas systems and their development.
(35)
When proposing to amend the guidelines laid down in the annex, the Commission should ensure prior consultation of all relevant parties concerned by those guidelines, represented by the professional organisations, and of the Member States within the Madrid Forum.
(36)
The Member States and the competent national authorities should be required to provide, upon request, relevant information to the Commission. The request for the information should include the reasons why the information is necessary for the purposes of implementing this Regulation. Such information should be treated confidentially by the Commission.
(37)
This Regulation and the network codes and guidelines adopted pursuant thereto are without prejudice to the application of the Union competition rules.
(38)
Member States and the Energy Community Contracting Parties should closely cooperate on all matters concerning the development of an integrated natural gas trading region and should take no measures that endanger the further integration of natural gas markets or the security of supply of the Member States and the Contracting Parties.
(39)
The energy transition and the continuing integration of the market for natural gas requires further transparency with regard to the allowed or target revenue of the transmission system operator. A number of decisions related to natural gas networks are to be based on that information. For example, the transfer of transmission assets from a natural gas network operator to a hydrogen network operator or the implementation of an inter-transmission-system-operator compensation mechanism (ITC) require more transparency than currently exists. In addition, the assessments of tariff evolutions on the long term requires clarity on both natural gas demand and cost projections. Transparency with regard to allowed revenue is likely to facilitate cost projections. Regulatory authorities should, in particular, regularly provide information on the methodology used to calculate the revenue of transmission system operators, the value of their regulatory asset base and its depreciation over time, the value of operational expenditure, the cost of capital applied to transmission system operators and the incentives and premia applied, as well as the long-term evolution of transmission tariffs on the basis of the expected changes to the allowed or target revenue of transmission system operators and in natural gas demand. In order to ensure the proper coordination of the process of collecting and interpreting the data for the transparent and reproducible transmission system operator efficiency comparison study, ACER should liaise with the transmission system operators and ENTSO for Gas.
(40)
The expenditure of transmission system operators is predominantly fixed costs. Their business model and the current national regulatory frameworks rely on the assumption of a long-term utilisation of their networks entailing long depreciation periods: from 30 to 60 years. In the context of the energy transition, regulatory authorities should therefore be able to anticipate natural gas demand decrease to modify the regulatory arrangements in due time and prevent a situation where the cost recovery of transmission system operators through tariffs threatens the affordability of natural gas for consumers due to an increasing ratio of fixed costs to natural gas demand. Where necessary, the depreciation profile or remuneration of transmission assets could, for example, be modified.
(41)
The transparency of allowed or target revenue of transmission system operators should be increased to enable benchmarking and an assessment by network users. Transparency should also be increased to facilitate cross-border cooperation and the setting up of ITCs between transmission system operators either for regional integration or for the implementation of tariff discounts for renewable gas and low-carbon gas as laid down in this Regulation.
(42)
In order to exploit the most economic locations for the production of renewable gas and low-carbon gas, network users should benefit from discounts in capacity-based tariffs. Such discounts could include a discount for the injection from renewable gas and low-carbon gas production facilities, a discount for tariffs at entry points from and exit points to natural gas storage facilities, and a discount on the cross-border tariffs at interconnection points between Member States. Regulatory authorities should be able to decide not to apply the discounts to those tariffs under certain circumstances. In the case of a change of the value of non-cross border discounts, the regulatory authority should balance out the interest between network users and network operators taking into account stable financial frameworks specifically designed for existing investments, in particular for renewable production facilities. Where possible, indicators or conditions for changing the discount should be provided sufficiently before any decision to change the discount is taken. That discount should not affect the general tariff setting methodology, but should be provided ex post on the relevant tariff. In order to benefit from the discount, network users should submit to the transmission system operator the required information on the basis of a sustainability certificate registered in the Union database referred to in Article 31a of Directive (EU) 2018/2001.
(43)
Revenue decreases from the application of discounts should be treated as general revenue decreases, for example from reduced capacity sales, and would need to be recovered via tariffs in a timely manner, for instance by an increase of the specific tariffs in accordance with the general rules laid down in this Regulation.
(44)
In order to increase efficiency in the natural gas distribution networks in the Union and to ensure close cooperation with transmission system operators and the ENTSO for Gas, as well as to increase efficiency in the hydrogen distribution networks in the Union and to ensure close cooperation with hydrogen transmission network operators and the ENNOH, a European entity for distribution system operators (the ‘EU DSO entity’) should be provided for. The EU DSO entity should also include natural gas distribution system operators and should be able to include hydrogen distribution network operators. The tasks of the EU DSO entity should be well defined and its working methods should ensure efficiency, transparency and representativeness among Union distribution system and hydrogen distribution network operators. The EU DSO entity should be free to establish its statutes and rules of procedure taking into account the differences between the natural gas, hydrogen and electricity sectors. The EU DSO entity should cooperate closely with the ENTSO for Gas and with the ENNOH on the preparation and implementation of the network codes, where applicable, and should work on providing guidance on the integration, inter alia, of distributed generation and other areas, which relate to the management of distribution networks.
(45)
Distribution system operators have an important role to play when it comes to the integration of renewable gas and low-carbon gas into the system, as for example about half of the biomethane production capacity is connected to the distribution grid. In order to facilitate the participation of such gas on the wholesale market, production facilities connected to the distribution grid in all Member States should have access to the virtual trading point. Furthermore, pursuant to this Regulation distribution system operators and transmission system operators should work together to enable reverse flows from the distribution to the transmission network or to ensure the integration of the distribution system through alternative means, equivalent in effect, to facilitate the market integration of renewable gas and low-carbon gas.
(46)
The mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, and the mechanism to support the market development of hydrogen can play a pivotal role in achieving the objectives of the Union’s energy policy: market transparency, decarbonisation, diversification and security of supply.
(47)
The mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, and the mechanism to support the market development of hydrogen contribute to the unity of the Union’s energy market by improving transparency, as well as ensuring visibility of demand for energy sources across Member States for suppliers concerned.
(48)
Demand aggregation for natural gas may enhance international outreach to natural gas suppliers, whether pipeline or LNG, that is essential to help achieve the objectives of the Union’s energy policy and the unity of the Union’s energy market. In particular, much stronger coordination with and among Member States as regards third countries by means of the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, and the mechanism to support the market development of hydrogen would ensure a more effective use of the Union’s collective weight.
(49)
Demand aggregation for natural gas can contribute to the Union’s decarbonisation objectives by incorporating environmental standards in the aggregation of demand and the collection of offers. Launching the mechanism to support the market development of hydrogen may also help to achieve those objectives.
(50)
The mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas established under this Regulation should include a number of steps, starting with natural gas undertakings or undertakings consuming natural gas established in the Union being enabled to aggregate their natural gas demand through a service provider, contracted by the Commission. That would allow natural gas suppliers to make offers on the basis of large, aggregated volumes, instead of many smaller offers to purchasers approaching them individually. The service provider would then collect the supply offers and match them with the amounts of natural gas previously aggregated. The negotiation and conclusion of contracts for the purchase of natural gas following demand aggregation should be voluntary.
(51)
Demand aggregation is able to ensure more equal access for undertakings across Member States to new or additional natural gas sources and lead to competitive contractual conditions for the purchase of natural gas from Member States and third countries, to the benefit of final customers. Demand aggregation should continue to support also those undertakings that were previously purchasing natural gas only or mainly from a single supplier by helping them to obtain natural gas supplies from alternative natural gas suppliers or providers in advantageous conditions. Demand aggregation could improve the position of such undertakings on the global LNG markets.
(52)
The Commission should ensure that service providers organise their tasks as laid down in this Regulation taking into account the objectives of the mechanism and the specificities of natural gas. In particular, when allocating supply offers of natural gas among undertakings aggregating demand, the service providers should apply methods that would not discriminate between smaller and larger participants. For instance, the service providers should allocate supply offers of natural gas in proportion to the volumes that individual undertakings declared as demand. This might be relevant where supply does not sufficiently cover demand for natural gas in the Union energy market. The Commission should specify the relevant requirements applicable to the tasks of the service providers in the relevant tender specifications.
(53)
The Commission should contract the necessary services of service providers through the relevant procurement procedures under Regulation (EU, Euratom) 2018/1046 of the European Parliament and of the Council 
(
22
)
 in order to implement the mechanisms established under this Regulation. In order to safeguard the essential security interests or the security of supply of the Union or of a Member State, the services should be procured from service providers established in the Union.
(54)
The process of aggregating demand for natural gas should be carried out by an appropriate service provider. The aggregation of demand and the purchasing of natural gas is a complex process, which needs to take into account various elements, which are not limited to prices, but also include volumes, delivery points and other parameters. Given the importance of the services relating to demand aggregation of natural gas and the mechanism to support the market development of hydrogen for transparency, diversification, decarbonisation, and the security of supply of the Union, in particular in the case of a deterioration of the security of supply situation, undertakings subject to Union restrictive measures adopted pursuant to Article 29 of the Treaty on European Union (TEU) or Article 215 TFEU, or directly or indirectly owned or controlled by, or acting on behalf or at the direction of any natural or legal person, entity or body subject to such Union restrictive measures, should be excluded from becoming a service provider for demand aggregation for natural gas or a service provider for the mechanism to support the market development of hydrogen. The Commission should specify the requirements applicable for the service providers in the tender specifications.
(55)
Industrial consumers which use natural gas intensively in their production processes, such as producers of fertilisers, steel, ceramic or glass, may also benefit from demand aggregation by enabling them to pool their demand, to contract natural gas and LNG supplies, and to structure them according to their specific needs. The process of organising the demand aggregation should have transparent rules on how to join it and should ensure its openness.
(56)
The mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, and the mechanism to support the market development of hydrogen should be open to undertakings established in the Union and, given the close alignment with the Union energy acquis and the internal energy market, undertakings established in the Energy Community Contracting Parties, provided that the necessary measures or arrangements are in place.
(57)
However, in order to phase out existing or avoid new dependencies of the Union on natural gas or hydrogen supplied by undertakings from third countries subject to Union restrictive measures, and to protect essential security interests, the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, and the mechanism to support the market development of hydrogen should not be open to undertakings subject to Union restrictive measures adopted pursuant to Article 29 TEU or Article 215 TFEU, or directly or indirectly owned or controlled by, or acting on behalf or at the direction of, a natural or legal person, entity or body subject to such restrictive measures. Such undertakings should therefore be excluded from participating in both mechanisms, in particular as a supplier or buyer.
(58)
In order to effectively engage in the joint purchasing of natural gas and conclude natural gas agreements with suppliers, undertakings are able to create consortia or enter into other forms of cooperation with the purpose of jointly negotiating certain conditions of the purchase, such as volumes, delivery conditions of the purchase points and time, within the limits laid down in Union law. Undertakings engaging in joint purchasing should, however, ensure that the information directly or indirectly exchanged is limited to what is strictly necessary to achieve the objective pursued. The set-up and implementation of joint purchasing under this Regulation should be carried out in accordance with Union competition rules, in particular Articles 101 and 102 TFEU.
(59)
The protection of commercially sensitive information is of utmost importance when information is made available to the Commission, the Steering Board, coordination groups, expert groups or the service providers. The Commission should therefore apply effective instruments to protect that information against any unauthorised access and cybersecurity risks. Any personal data that might be processed as part of the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, and the mechanism to support the market development of hydrogen should be processed in accordance with Regulations (EU) 2016/679 
(
23
)
 and (EU) 2018/1725 
(
24
)
 of the European Parliament and of the Council.
(60)
Russia’s unprovoked and unjustified war against Ukraine since February 2022, supported by Belarus, and subsequent weaponised reductions of natural gas supplies and manipulation of the markets through intentional disruptions of natural gas flows have laid bare vulnerabilities and dependencies in the Union and its Member States, with the clear potential of a direct and serious impact on their essential security interests and security of energy supply. At the same time, alternative gas supply sources from the global LNG market grew only modestly in 2022 and 2023. Significant new LNG liquefaction capacity is set to come online only in the course of 2025. Therefore, global natural gas markets remain very tight and are expected to remain tight for a certain period of time, leading to a continued vulnerable situation for the Union and its Member States. Against that background, it is appropriate to take measures to address that continued vulnerability.
(61)
The mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas is an important instrument to organise the diversification of natural gas supplies and phasing out of the dependency on Russian natural gas in many Member States, in line with the communication of the Commission of 8 March 2022 entitled ‘REPowerEU: Joint European Action for more affordable, secure and sustainable energy’ (the ‘REPowerEU’). In order to protect the essential security interests of the Union or of a Member State, in the interests of safeguarding security of supply, and to allow the effective and swift phase out of natural gas dependence, natural gas supplies originating in, and LNG supplies from LNG facilities located in, the Russian Federation or Belarus should not be offered through the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas until 31 December 2025. After that date, the Commission should be able to decide to temporarily exclude natural gas supplies originating in, or LNG supplies from LNG facilities located in, the Russian Federation or Belarus for periods of up to one year, which may be renewed if justified, where that is necessary to protect the essential security interests or security of supply of the Union or of a Member State. Any such limitations should not unduly disrupt the proper functioning of the internal natural market for gas, and cross-border flows of natural gas between Member States, should not undermine the security of supply of the Union or of a Member State, should respect the principle of energy solidarity, and should be taken in accordance with the rights and obligations of the Union or of the Member States with respect to third countries.
(62)
The Commission should take the appropriate available measures to ensure that the exclusion of natural gas or LNG supplies originating in, and LNG supplies from LNG facilities located in, the Russian Federation or Belarus from the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas is effective. In that regard, the Commission should request the relevant service provider to carry out the necessary verifications. Those verifications could take the form, inter alia, of a request from natural gas suppliers or producers participating in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas to provide the relevant shipping documents when delivering the supplies, where technically feasible. Furthermore, participants in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas should be requested to provide assurance on the compliance with their obligation not to offer or supply natural gas from, or LNG supplies from LNG facilities located in, the Russian Federation or Belarus, where applicable.
(63)
The Commission should be assisted by a Steering Board composed of representatives of Member States and the Commission with the aim of facilitating coordination and information exchange in relation to the demand aggregation of natural gas. The participation of Member States should be voluntary and depends in particular upon the agenda of the Steering Board’s meetings.
(64)
Hydrogen is an energy carrier with different features than natural gas in terms of quality, transport means and demand patterns. There is also still a significant gap between the costs of renewable and low-carbon hydrogen production and the market price of less sustainable alternatives, which may require public intervention to provide incentives until such time that electrolysers and other related hydrogen technologies and inputs are sufficiently competitive.
(65)
Nevertheless, the Union has a strong renewable and low-carbon hydrogen production potential. In that regard, the initiative of the European Hydrogen Bank was launched by the Commission in March 2023. The European Hydrogen Bank describes a number of activities, by which the Commission facilitates the creation of a Union hydrogen market, enables supplies from reliable international partners, and gathers and disseminates information on the development of the Union hydrogen market and on funding for hydrogen projects. Those activities are carried out within the framework of the relevant existing legal instruments, such as Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council 
(
25
)
. The voluntary tools applied to hydrogen in the framework of the European Hydrogen Bank, in particular the mechanism to support the market development of hydrogen, should focus on the acceleration of the scale-up of Union hydrogen production and market development, including by increasing the transparency of hydrogen demand, supply, flows and prices and playing a coordination role, connecting producers and consumers and facilitate blending with the existing financial instruments.
(66)
In the context of the work carried out under the European Hydrogen Bank, the Commission should be able to establish the mechanism to support the market development of hydrogen, with a focus on Union-based production. Given the characteristics of hydrogen and the hydrogen market, that mechanism should be established for a limited period in order to identify the most effective tools for the identification of the demand and supply of hydrogen in the Union and to explore the most optimal market and infrastructure arrangements.
(67)
Access to information for suppliers and off-takers in the context of the mechanism to support the market development of hydrogen should be subject to the consent of those undertakings and to compliance with Union competition law.
(68)
The Commission should itself be able to implement the mechanism to support the market development of hydrogen or should be able to do so through the relevant service providers. If the Commission decides to implement such a mechanism through a service provider, the provisions of this Regulation regarding the contracts with service providers, the criteria for selecting service providers, and the tasks of service providers should apply.
(69)
The mechanism to support the market development of hydrogen could consist of tools focused on transparency, market development visibility and voluntary demand assessment. That mechanism should be implemented under the European Hydrogen Bank. The European Hydrogen Bank should coordinate information on hydrogen supply, demand, flows and prices to strengthen confidence in the developing hydrogen market and to provide increased demand visibility for hydrogen producers and hydrogen off-takers. The mechanism to support the market development of hydrogen should take into account the maturity and liquidity of the hydrogen market as well as infrastructure availability.
(70)
If the Commission establishes a coordination group for matters related to the mechanism to support the market development of hydrogen, such a coordination group should be dedicated specifically to hydrogen.
(71)
The Union’s efforts aiming to phase out existing, and avoid new, dependence on natural gas supplies from the Russian Federation and protect the essential security interests of the Union and of the Member States should also be reflected in the context of the mechanism to support the market development of hydrogen also in view of the weaponisation of energy supplies by Russian Federation as evidenced by the reduction of natural gas supplies and disruptions of natural gas flows. The Commission should therefore have the possibility to decide to restrict activities in respect of the assessment of offers as regards hydrogen supplies originating in the Russian Federation or Belarus within the mechanism to support the market development of hydrogen by means of an implementing decision. Such a decision should be taken only where necessary to protect the essential security interests of the Union and of the Member States and should be based on the same principles as those applicable to participation in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, but adapted to the activities carried out through the mechanism to support the market development of hydrogen. In particular, the timeline for adoption and prior assessment of such a decision should be adjusted to the planned launch of the operation of the mechanism.
(72)
Prior to the expiry of the mechanism to support the market development of hydrogen and not later than 31 December 2029, the Commission should submit a report to the European Parliament and to the Council assessing the performance of that mechanism and, in particular, its contribution to the development of the hydrogen market in the Union. On the basis of such an assessment, the Commission should be able to submit a legislative proposal to develop a mechanism for voluntary demand aggregation and the joint purchasing of hydrogen.
(73)
The integration of growing volumes of renewable gas and low-carbon gas in the Union natural gas system will change the quality of natural gas transported and consumed in the Union. To ensure unhindered cross-border flow of natural gas, maintain the interoperability of markets and enable market integration, it is necessary to increase the transparency of gas quality and of the costs of its management, provide for a harmonised approach on the roles and responsibilities of regulatory authorities and system operators and reinforce cross-border coordination. While ensuring a harmonised approach on gas quality for cross-border interconnection points, Member States’ flexibility as regards the application of gas quality standards in their national natural gas systems should be maintained.
(74)
The blending of hydrogen into the natural gas system should be a last-resort solution, as it is less efficient compared to using hydrogen in its pure form and diminishes the value of hydrogen. It also affects the operation of natural gas infrastructure, end-user applications and the interoperability of cross-border systems. The production and use of hydrogen in its pure form and its transportation in the dedicated hydrogen system should therefore be prioritised. Best efforts should be made to avoid the use of hydrogen for applications with regard to which more energy-efficient alternatives exist. Member States’ right to take the decision on whether to apply blending of hydrogen into their national natural gas systems should be preserved. At the same time, a harmonised approach on blending of hydrogen into the natural gas system in the form of a Union-wide allowed cap at cross-border interconnection points between Member States, where transmission system operators have to accept natural gas with a blended hydrogen level below the cap, would limit the risk of market segmentation. Adjacent transmission systems should remain free to agree on higher or lower hydrogen blending levels for cross-border interconnection points. When considering such agreements, Member States should consult other Member States that are likely to be affected by the measure and take into account the situation in those Member States.
(75)
A strong cross-border coordination and dispute settlement process between transmission system operators on gas quality, including on biomethane and hydrogen blends, is essential to facilitate efficient transport of natural gas across natural gas systems within the Union and thereby to move towards greater internal market integration. Enhanced transparency requirements on gas quality parameters, including on gross calorific value, Wobbe Index and oxygen content, and hydrogen blends and their development over time combined with monitoring and reporting obligations should contribute to the proper functioning of an open and efficient internal market for natural gas.
(76)
Member States should remain able to use their original gas quality specifications where their regulatory authorities or ACER decide to maintain a cross-border restriction caused by differences in hydrogen blending levels or practices. The possibility of maintaining such cross-border restriction is particularly important in Member States with a single interconnection point or where natural gas volumes enter mainly through a single interconnection point. To ensure unhindered cross-border flows and preserve the integrity of the internal energy market, the regulatory authorities concerned and ACER, where relevant, should be empowered to restart the common dispute settlement process on a rolling basis, in order to reflect the developments that have occurred in markets for natural gas and technologies.
(77)
Interoperability and data exchange rules for the natural gas system that are laid down in Commission Regulation (EU) 2015/703 
(
26
)
 are essential, in particular with respect to interconnection agreements, including rules for flow control, measurement principles for natural gas quantity and quality, rules for the matching process and for the allocation of natural gas quantities, communication procedures in the case of exceptional circumstances; common set of units, gas quality, including rules on managing cross-border trade restrictions due to gas quality differences and due to differences in odorisation practices, short- and long-term gas quality monitoring and information provision; data exchange and reporting on gas quality; transparency, communication, information provision and cooperation among relevant market participants.
(78)
In order to ensure optimal management of the Union hydrogen network and to allow trading and supplying hydrogen across borders in the Union, the ENNOH should be established. The tasks of the ENNOH should be carried out in accordance with Union competition rules. The tasks of the ENNOH should be well defined and its working methods should ensure efficiency, transparency and the representative nature of the ENNOH. Where appropriate, network codes can be developed jointly by the ENTSO for Gas and the ENNOH on cross-sectoral issues.
(79)
In order to ensure that all Member States that are in the process of developing hydrogen transmission networks are represented in the ENNOH, they should, by way of a derogation from a general rule on ENNOH membership laid down in this Regulation, be able to nominate a hydrogen transmission network operator that benefits from a derogation from Article 68 of Directive (EU) 2024/1788 as a member of the ENNOH, provided that the operator is established in a Member State where no other hydrogen transmission network operator is a member of the ENNOH. Member States which do not yet have a dedicated hydrogen transmission network operator but which are planning to develop a hydrogen transmission network in accordance with their integrated national energy and climate plans, should be able to nominate an entity as associated partner within the ENNOH to be informed about the work undertaken by the ENNOH, and, as such, be able to attend assembly, board and committee meetings and participate in working groups, until their hydrogen network operators become members of the ENNOH. To that end, Member States can delegate the representative of a national association dedicated to hydrogen matters.
(80)
In order to ensure transparency regarding the development of the hydrogen network in the Union, the ENNOH should establish, publish and regularly update a non-binding Union-wide ten-year network development plan for hydrogen (the ‘Union-wide network development plan for hydrogen’) targeted at the needs of the developing hydrogen markets. Viable hydrogen transport networks and necessary interconnections, relevant from a commercial point of view, should be included in the Union-wide network development plan for hydrogen. The ENNOH should participate in the development of the energy system wide cost-benefit analysis – including the interlinked energy market and network model including electricity, natural gas and hydrogen transport infrastructure as well as storage, LNG and electrolysers – the scenarios for the ten-year network development plans and the infrastructure gaps identification report as laid down in Articles 11, 12 and 13 of Regulation (EU) 2022/869 for the development of the Union lists of projects of common interest and projects of mutual interest. For that purpose, the ENNOH should closely cooperate with the European Network of Transmission System Operators for Electricity (the ‘ENTSO for Electricity’) and the ENTSO for Gas to facilitate energy system integration.
(81)
To facilitate energy system integration, harness synergies and support overall system efficiency, the ENNOH, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas should cooperate closely in Union-level integrated network planning. That cooperation should cover the preparation of the joint scenarios for electricity, hydrogen and natural gas, the coordinated infrastructure gap reports, the consistent draft methodologies for energy system wide cost-benefit analysis and the integrated model pursuant to Articles 11, 12 and 13 of Regulation (EU) 2022/869. To make that cooperation efficient, the ENNOH, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas should set up common working groups preparing those deliverables. During the transitional period until 1 January 2027, the ENTSO for Gas should develop the 2026 Union-wide network development plan for hydrogen. To that end the ENTSO for Gas should fully involve hydrogen transmission network operators and the ENNOH as soon as the ENNOH is established. The 2026 Union-wide network development plan for hydrogen should consist of two separate chapters, one for hydrogen and one for natural gas. The ENNOH should develop the 2028 Union-wide network development plan for hydrogen in line with the Union-level integrated network planning pursuant to this Regulation.
(82)
All market participants have an interest in the tasks performed by the ENNOH. An effective consultation process is therefore essential. Overall, the ENNOH should seek, build on and integrate in its work experience with infrastructure planning, development and operation in cooperation with other relevant market participants and their associations.
(83)
Given that more effective progress could be achieved through an approach at regional level, hydrogen transmission network operators should set up regional structures within the overall cooperation structure, while ensuring that results at regional level are compatible with network codes and Union-wide network development plans for hydrogen. Member States should promote cooperation and monitor the effectiveness of the network at regional level.
(84)
Transparency requirements are necessary to ensure that trust in the emerging hydrogen markets in the Union can develop among market participants. Equal access to information on the physical status and functioning of the hydrogen system is necessary to enable all market participants to assess the overall demand and supply situation and to identify the reasons for market price developments. Information should be always disclosed in a meaningful, easily accessible and non-discriminatory manner.
(85)
The ENNOH should establish a central, web-based platform for making available all data relevant for market participants to obtain effective access to the hydrogen network.
(86)
The conditions for access to hydrogen networks in the early phase of market for hydrogen development should ensure efficient operation, non-discrimination and transparency for hydrogen network users while preserving sufficient flexibility for hydrogen network operators. Limiting the maximum duration of capacity contracts should reduce the risk of contractual congestion and capacity hoarding.
(87)
General conditions for granting third-party access to hydrogen storage facilities and hydrogen terminals should be laid down in this Regulation in order to ensure non-discriminatory access and transparency for hydrogen network users.
(88)
Hydrogen network operators should cooperate to develop network codes for the purpose of providing and managing transparent and non-discriminatory access to the hydrogen networks across borders and to ensure coordinated development of the hydrogen network in the Union, including the creation of interconnection capacities. The Commission should establish the first priority list for the identification of areas to be included in the development of hydrogen network codes one year after the establishment of the ENNOH as provided for in this Regulation. The network codes should be in line with framework guidelines developed by ACER. ACER should have a role in reviewing, on the basis of facts, draft network codes, including their compliance with the framework guidelines, and it should be enabled to recommend them for adoption by the Commission. ACER should assess proposed amendments to the network codes and it should be enabled to recommend them for adoption by the Commission. Hydrogen network operators should operate their hydrogen networks in accordance with those network codes.
(89)
The network codes prepared by the ENNOH are not intended to replace the necessary national rules for non-cross-border issues.
(90)
The quality of hydrogen transported and consumed in the Union can vary depending on its production technology and transport specificities. Therefore, a harmonised approach at Union level to hydrogen quality management at cross-border interconnectors should lead to the cross-border flow of hydrogen and to market integration.
(91)
Where the regulatory authority considers it to be necessary, hydrogen transmission network operators could become responsible for managing hydrogen quality in their networks, within the framework of applicable hydrogen quality standards, ensuring reliable and stable hydrogen quality for end-consumers.
(92)
A strong cross-border coordination and dispute settlement process between hydrogen transmission network operators is essential to facilitate the transport of hydrogen across hydrogen transmission networks within the Union and thereby to move towards greater internal market integration. Enhanced transparency requirements on hydrogen quality parameters and on their development over time combined with monitoring and reporting obligations should contribute to the proper functioning of an open and efficient internal market for hydrogen.
(93)
In order to amend non-essential elements of this Regulation or to supplement this Regulation in respect of non-essential elements of certain specific areas which are fundamental for market integration, the power to adopt acts in accordance with Article 290 TFEU should be delegated to the Commission in respect of providing guidelines setting out the details of the procedure to be followed by the transmission system operators or hydrogen transmission network operators, changing the discount levels to mitigate structural imbalances of revenue for transmission system operators, establishing the definition of the geographical area covered by each regional cooperation structure, taking into account existing regional cooperation structures, establishing network codes and guidelines for natural gas and hydrogen, amending guidelines laid down in an annex and setting guidelines as regards new natural gas and hydrogen infrastructure. It is of particular importance that the Commission carry out appropriate consultations during its preparatory work, including at expert level, and that those consultations be conducted in accordance with the principles laid down in the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 on Better Law-Making 
(
27
)
. In particular, to ensure equal participation in the preparation of delegated acts, the European Parliament and the Council should receive all documents at the same time as Member States’ experts, and their experts should systematically have access to meetings of Commission expert groups dealing with the preparation of delegated acts.
(94)
In order to ensure uniform conditions for the implementation of this Regulation, implementing powers in accordance with Article 291 TFEU should be conferred on the Commission. Those powers should be exercised in accordance with Regulation (EU) No 182/2011 of the European Parliament and of the Council 
(
28
)
.
(95)
Network codes and guidelines should be applied to entry points from and exit points to third countries. Specific circumstances, including the existence of existing long-term contractual arrangements or legal difficulties in establishing a dispute resolution procedure with transmission network operators or natural gas suppliers established in third countries, may prevent an effective application in the short term. Where justified on the basis of objective reasons, regulatory authorities should be able to apply to the Commission for a derogation from the application of the network codes or guidelines, or specific provisions thereof, which cannot be implemented at entry points from and exit points to third countries. Such derogations should be limited in time, for the minimum necessary period to remove the existing obstacles for the application of the network codes or guidelines.
(96)
To ensure the efficient operation of the European hydrogen networks, hydrogen network operators should be responsible for the operation, maintenance and development of the hydrogen transport network in close cooperation with other hydrogen network operators as well as with other system operators their networks are connected with, including to facilitate energy system integration.
(97)
It is in the interest of the proper functioning of the internal market to have standards which have been harmonised at Union level. Once the reference to such a standard has been published in the Official Journal of the European Union, compliance with it should raise a presumption of conformity with the corresponding requirements laid down in the implementing measure adopted pursuant to this Regulation, although other means of demonstrating such conformity should be allowed. In line with Article 10 of Regulation (EU) No 1025/2012 of the European Parliament and of the Council 
(
29
)
, the Commission can request European standardisation organisations to develop technical specifications, European standards and harmonised standards. One of the main roles of harmonised standards should be to help operators in applying the implementing measures adopted pursuant to this Regulation and Directive (EU) 2024/1788.
(98)
The current Union standardisation framework, which is based on Regulation (EU) No 1025/2012, represents the framework by default to elaborate standards that provide a presumption of conformity with the relevant requirements of this Regulation or set out in specific delegated or implementing acts adopted pursuant to this Regulation. European standards should be market-driven and should take into account the public interest, as well as the policy objectives that are clearly stated in the Commission’s request to one or more European standardisation organisations to draft harmonised standards, within a set deadline and on the basis of consensus. However, in the absence of relevant references to harmonised standards, or where the standardisation process is blocked or there are delays in the establishment of appropriate harmonised standards, the Commission should be able to establish, by means of delegated or implementing acts, common specifications for the requirements of this Regulation, provided that in doing so it duly respects the role and functions of the European standardisation organisations. That option should be understood as an exceptional fallback solution to facilitate operators in applying relevant measures under delegated or implementing acts adopted pursuant to this Regulation and Directive (EU) 2024/1788. If a delay in establishing harmonised standards is due to the technical complexity of the standard concerned, that should be considered by the Commission before contemplating the establishment of common specifications.
(99)
In order to fully take into account the quality requirements of hydrogen end-users, technical specifications and standards for the quality of hydrogen in the hydrogen network should take into account already existing standards setting such end-user requirements, for example, the standard EN 17124.
(100)
Hydrogen transmission network operators should build sufficient cross-border capacity for the transport of hydrogen accommodating all economically reasonable and technically feasible demands for such capacity, thereby enabling market integration.
(101)
In view of the potential of hydrogen as an energy carrier and the possibility that Member States will engage in trade in hydrogen with third countries, it is necessary to clarify that the notification obligations in accordance with Decision (EU) 2017/684 of the European Parliament and of the Council 
(
30
)
 for intergovernmental agreements in the field of energy relating to natural gas also applies to intergovernmental agreements relating to hydrogen, including hydrogen compounds such as ammonia and liquid organic hydrogen carriers. That Decision should therefore be amended accordingly.
(102)
Investments in major new infrastructure should be strongly promoted while ensuring the proper functioning of the internal markets for natural gas and for hydrogen. In order to enhance the positive effect of exempted infrastructure projects on competition and security of supply, market interest during the project planning phase should be tested and congestion management rules should be implemented. Where infrastructure is located in the territory of more than one Member State, ACER should handle as a last resort the request for exemption in order to take better account of the cross-border implications of the exemption and to facilitate the administrative handling of that request. Moreover, given the exceptional risk profile of constructing those exempted new major infrastructure projects, it should be possible temporarily to grant full or partial derogations to undertakings with supply and production interests in respect of the unbundling rules for the projects concerned. The possibility of temporary derogations should apply, for security of supply reasons, in particular to new pipelines within the Union transporting natural gas from third countries into the Union. Exemptions and derogations granted pursuant to Directives 2003/55/EC 
(
31
)
 and 2009/73/EC 
(
32
)
 of the European Parliament and of the Council should continue to apply for the period for which they have been granted by the relevant exemption or derogation.
(103)
The escalation of the Russian military aggression against Ukraine since February 2022 has led to declining natural gas supplies from that country, and the resources from natural gas sales have been used to finance Russia’s war at the Union’s border. In particular, pipeline flows of natural gas from Russia through Belarus and the Nord Stream 1 pipeline have stopped and natural gas supplies through Ukraine have steadily decreased, seriously jeopardising the security of energy supply in the Union as a whole. Those weaponised reductions of natural gas supplies and manipulation of the markets through intentional disruptions of natural gas flows have laid bare vulnerabilities and dependencies in the Union and its Member States with the clear potential of a direct and serious impact on their essential international security interests. Past evidence has also shown that natural gas may be used to weaponise and manipulate energy markets, for instance by hoarding capacities in natural gas infrastructure, to the detriment of the Union’s essential international security interests. In order to mitigate the impact of such events, both in the current context and for the future, Member States should exceptionally be able to take proportionate measures to limit temporarily up-front bidding for capacity by any single network user at entry points and at LNG terminals for deliveries from the Russian Federation and Belarus, where necessary to protect their essential security interests and those of the Union, taking into account also the need to ensure security of supply in the Union. It should be possible for such temporary measures to be renewed where justified. That possibility should apply only in respect of the Russian Federation and Belarus, with a view to enabling Member States to respond with adequate measures to any threat to their essential security interests and those of the Union arising from the situation, including by phasing out their dependence on Russian fossil fuels, inter alia by taking early action in line with the REPowerEU objectives. Any such limitations should not run counter to international obligations of the Union or the Member States and should be in accordance with Article XXI of the General Agreement on Tariffs and Trade. Before applying any such limitations, Member States should consult the Commission and, in so far as they are likely to be affected by the limitation, other Member States, the Energy Community Contracting Parties, the Contracting Parties to the Agreement on the European Economic Area, and the United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland, and take into account the situation in those Member States and third countries, in particular in terms of security of supply. Member States should take due account of potential effects of their measure on other Member States and in particular respect the principle of energy solidarity, including with a view to ensuring security of supply, when assessing the appropriateness and scope of any envisaged limitation.
(104)
The European energy sector is undergoing a significant change towards a highly efficient decarbonised economy based on renewable energy sources, while ensuring security of supply and competitiveness. While cybersecurity in the electricity subsector is already advancing with a network code on cross-border electricity flow, sector-specific mandatory rules for the natural gas subsector are needed to ensure security of the Union energy system.
(105)
In reaction to the significant and Union-wide energy price increases evidenced in autumn 2021 and their negative impacts, the communication of the Commission of 13 October 2021 entitled ‘Tackling rising energy prices: a toolbox for action and support’ highlighted the importance of a proper functioning internal energy market and of a better coordination of security of supply across borders for the resilience against future shocks. On 20-21 October 2021, the European Council adopted conclusions inviting the Commission to swiftly consider measures that increase the resilience of the Union’s energy system and the internal energy market, including measures which enhance security of supply. In response to Russia’s invasion of Ukraine, the Commission on 8 March 2022 submitted REPowerEU in order to phase out the Union’s dependence on Russian fossil fuels and to accelerate the clean energy transition. To contribute to a consistent and timely response to that crisis and possible new crises at Union level, specific rules to improve cooperation and resilience, in particular concerning solidarity rules, should be introduced in this Regulation and in Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council 
(
33
)
. Regulation (EU) 2017/1938 should therefore be amended accordingly.
(106)
As demonstrated in the Union-wide simulations of 2017, 2021 and 2022, regional cooperation and solidarity measures are essential to ensure the resilience of the Union in the case of a serious deterioration of the supply situation. Solidarity measures applicable in the case of an emergency should ensure the supply of protected solidarity customers such as households across borders. Member States should adopt the necessary measures for the implementation of the provisions concerning the solidarity mechanism, including by the Member States concerned agreeing on technical, legal and financial arrangements. Member States should describe the details of those arrangements in their emergency plans. For Member States who have not agreed on bilateral agreements, the default rules of this Regulation should apply in order to ensure such effective solidarity.
(107)
Such solidarity measures may therefore give rise to an obligation for a Member State to pay compensation to those affected by its measures. To ensure that the compensation paid by the Member State requesting solidarity to the Member State providing solidarity is fair and reasonable, the regulatory authorities and ACER should have, as independent authorities, the power to audit the amount of compensation requested and paid and, if necessary, request a rectification, in particular taking into account the level of indirect costs occurred due to the provision of solidarity on the basis of non-market-based measures. The newly established cooperation between indirectly connected Member States using market-based measures pursuant to this Regulation also helps to reduce potentially substantial costs that could arise when using more costly non-market-based measures.
(108)
Providing voluntary contributions of natural gas using market-based measures to indirectly connected Member States should be introduced in Regulation (EU) 2017/1938 in particular to avoid directly connected Member States having to use non-market-based measures where another non-directly connected Member State could provide natural gas volumes for solidarity by using market-based measures. The voluntary nature of the market-based measures and the resulting contribution of natural gas are without prejudice to the obligations of the Member States to assess and indicate in a timely manner whether and how market-based measures can provide the natural gas requested. Such a mechanism is intended to reduce the indirect and overall cost of solidarity, by avoiding the recourse to more costly non-market-based measures. Solidarity between indirectly connected Member States spreads to burden across more Member States and facilitates access of Member States without LNG facilities to global LNG supply.
(109)
The risk-based approach to assess the security of gas supply and the establishment of preventive and mitigation measures should include scenarios examining the impact of a decrease in natural gas demand through energy savings or energy efficiency measures, including in the Union-wide simulations of natural gas supply and infrastructure disruption scenarios pursuant this Regulation. Examining energy savings and energy efficiency scenarios ensures that the Union-wide simulation, as well as the subsequent national and common risk assessments and preventive measures, are future-proof and compatible with the energy efficiency first principle and the Union objectives of climate neutrality laid down in Regulation (EU) 2021/1119, and that they contribute to phasing out the dependence of the Union on Russian fossil fuels. This Regulation also enables Member States to reduce the non-essential gas consumption of protected customers to facilitate more natural gas savings, in particular during a crisis.
(110)
The risks for the security of gas supply brought about by the Russian military aggression against Ukraine that justified the amendments to Regulation (EU) 2017/1938 introduced by Regulation (EU) 2022/1032 of the European Parliament and of the Council 
(
34
)
 persist today. In addition, supplementary risks should be considered such as further disruptions of critical infrastructures, following the acts of sabotage against the Nord Stream pipelines in September 2022 and the disruption of the Balticconnector pipeline in October 2023, and a deterioration of the geopolitical environment and threat landscape in supplying regions, for example with the crisis in the Middle East. Therefore, the report that the Commission is to submit by 28 February 2025 is to be accompanied, where necessary, by a legislative proposal to amend Regulation (EU) 2017/1938.
(111)
Certain provisions of this Regulation are building on the crisis measures introduced by Council Regulation (EU) 2022/2576 
(
35
)
 in reaction to the Russian war of aggression against Ukraine and the subsequent natural gas supply crisis. While Regulation (EU) 2022/2576 addressed an immediate and severe natural gas supply crisis, including by way of derogating from the existing permanent framework, this Regulation aims to transform some of the crisis measures into permanent features of the natural gas market. This concerns, in particular, the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, measures to enhance the use of LNG facilities and natural gas storage, as well as additional solidarity measures in the event of a natural gas emergency. However, the implementation of those permanent features of the natural gas market requires time, inter alia due to the necessary tender procedures for the permanent mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, which will not be concluded before the end of 2024. In addition, the risks relating to natural gas supply are expected to last throughout 2024 in the Union. Therefore, in order to make sufficient allowance for the preparatory phase concerning those measures and with a view to avoiding an overlap with the measures introduced by Regulation (EU) 2022/2576, the relevant provisions of this Regulation should apply only from 1 January 2025. The provisions of this Regulation concerning the establishment and the selection of a service provider to perform tasks under the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas should apply from the date of entry into force of this Regulation, in order to ensure that the mechanism is operational from the date on which Regulation (EU) 2022/2576 expires.
(112)
Regulation (EU) No 1227/2011 of the European Parliament and of the Council 
(
36
)
 and Regulations (EU) 2019/942 and (EU) 2022/869 should therefore be amended accordingly.
(113)
Since the objective of this Regulation, namely the setting of fair rules for access conditions to natural gas transmission networks, storage and LNG facilities and of the measures with respect to the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, and the mechanism to support the market development of hydrogen, cannot be sufficiently achieved by the Member States but can rather, by reason of the scale or effects of such an action, be better achieved at Union level, the Union may adopt measures, in accordance with the principle of subsidiarity as set out in Article 5 TEU. In accordance with the principle of proportionality as set out in that Article, this Regulation does not go beyond what is necessary in order to achieve that objective,
HAVE ADOPTED THIS REGULATION:
CHAPTER I
SUBJECT MATTER, SCOPE AND DEFINITIONS
Article 1
Subject matter and scope
This Regulation:
(a)
establishes non-discriminatory rules for access conditions to natural gas and hydrogen systems taking into account the special characteristics of national and regional markets, with a view to ensuring the proper functioning of the internal markets for natural gas and hydrogen and to contributing to the flexibility of the energy system; and
(b)
facilitates the emergence and operation of properly functioning and transparent markets for natural gas and hydrogen with a high level of security of supply and provides mechanisms by which to harmonise the network access rules for cross-border exchanges in natural gas and hydrogen.
The objectives referred to in the first paragraph shall include:
(a)
the setting of harmonised principles for tariffs, or the methodologies for underlying the calculation of tariffs, for access to the natural gas network excluding natural gas storage facilities,
(b)
the establishment of third-party access services and harmonised principles for capacity-allocation and congestion-management,
(c)
the establishment of transparency requirements, balancing rules and imbalance charges, and the facilitation of capacity trading.
This Regulation, with the exception of Article 34(5) thereof, shall apply only to the natural gas storage facilities and hydrogen storage facilities referred to in Article 33(3) or (4) or Article 37 of Directive (EU) 2024/1788.
The Member States may establish an entity or body set up in accordance with Directive (EU) 2024/1788, for the purpose of carrying out one or more functions typically attributed to the transmission system operator or hydrogen transmission network operator, which shall be subject to the requirements of this Regulation. That entity or body shall be subject to certification in accordance with Article 14 of this Regulation and shall be subject to designation pursuant to Article 71 of Directive (EU) 2024/1788.
Article 2
Definitions
1.   For the purpose of this Regulation, the following definitions apply:
(1)
‘regulatory asset base’ means the network assets of a transmission system operator, distribution system operator, hydrogen transmission network operator and hydrogen distribution network operator used for the provision of regulated network services that are taken into account when calculating network-related service revenue;
(2)
‘transmission’ means transmission as defined in Article 2, point (17), of Directive (EU) 2024/1788;
(3)
‘transport contract’ means a contract which the transmission system operator or hydrogen network operator has concluded with a network user with a view to carrying out transport services for natural gas or hydrogen;
(4)
‘capacity’ means the maximum flow, expressed in normal cubic meters per time unit or in energy unit per time unit, to which the network user is entitled in accordance with the provisions of the transport contract;
(5)
‘unused capacity’ means firm capacity which a network user has acquired under a transport contract but which that user has not nominated by the deadline specified in the contract;
(6)
‘congestion management’ means management of the capacity portfolio of the transmission system operator with a view to optimal and maximum use of the technical capacity and the timely detection of future congestion and saturation points;
(7)
‘secondary market’ means the market of the capacity traded otherwise than on the primary market;
(8)
‘nomination’ means the reporting by the network user to the transmission system operator of the actual flow that the network user wishes to inject into or withdraw from the system, prior to such an injection or withdrawal;
(9)
‘re-nomination’ means the reporting of a corrected nomination, subsequent to a nomination;
(10)
‘system integrity’ means any situation in which the pressure and the quality of the natural gas natural gas or hydrogen remain within the minimum and maximum limits, so that the transport of natural gas or hydrogen is guaranteed from a technical standpoint;
(11)
‘balancing period’ means the period within which the off-take of an amount of natural gas or hydrogen, expressed in units of energy, is to be offset by every network user by means of the injection of the same amount of natural gas or hydrogen in accordance with the network code;
(12)
‘network user’ means network user as defined in Article 2, point (60), of Directive (EU) 2024/1788;
(13)
‘interruptible services’ means services offered by the transmission system operator or, where applicable, the distribution system operator, or the hydrogen network operator in relation to interruptible capacity;
(14)
‘interruptible capacity’ means natural gas or hydrogen transmission capacity that may be interrupted by the transmission system operator or, where applicable, the distribution system operator, or the hydrogen network operator, in accordance with the conditions stipulated in the transport contract;
(15)
‘long-term services’ means services offered by the transmission system operator or, where applicable, the distribution system operator, or the hydrogen network operator with a duration of one year or more;
(16)
‘short-term services’ means services offered by the transmission system operator or, where applicable, the distribution system operator, or the or hydrogen network operator with a duration of less than one year;
(17)
‘firm capacity’ means natural gas and hydrogen transmission and distribution capacity contractually guaranteed as uninterruptible by the transmission system operator or, where applicable, the distribution system operator, or the hydrogen network operator;
(18)
‘firm services’ mean services offered by the transmission system operator or, where applicable, the distribution system operator, or the hydrogen network operator in relation to firm capacity;
(19)
‘technical capacity’ means the maximum firm capacity that can be offered to the network users, taking account of system integrity and the operational requirements of the transmission system operator or, where applicable, the distribution system operator, or the hydrogen network operator;
(20)
‘contracted capacity’ means capacity that has been allocated to a network user by means of a transport contract;
(21)
‘available capacity’ means the part of the technical capacity that is not allocated and that is still available to the system at a particular moment;
(22)
‘contractual congestion’ means a situation where the level of firm capacity demand exceeds the technical capacity;
(23)
‘primary market’ means the market of the capacity traded directly by the transmission system operator or, where applicable, the distribution system operator, or the hydrogen transmission network operator;
(24)
‘physical congestion’ means a situation where the level of demand for actual deliveries exceeds the technical capacity at a particular moment;
(25)
‘LNG facility capacity’ means capacity at an LNG terminal for the liquefaction of natural gas or the importation, offloading, ancillary services, temporary storage and re-gasification of LNG;
(26)
‘space’ means the volume of natural gas or hydrogen which a user of a storage facility is entitled to use for the storage of natural gas or hydrogen;
(27)
‘deliverability’ means the rate at which the storage facility user is entitled to withdraw natural gas or hydrogen from the natural gas storage facility or hydrogen storage facility;
(28)
‘injectability’ means the rate at which the storage facility user is entitled to inject natural gas or hydrogen into the natural gas storage facility or hydrogen storage facility;
(29)
‘storage capacity’ means any combination of space, injectability and deliverability;
(30)
‘entry-exit system’ means entry-exit system as defined in Article 2, point (57), of Directive (EU) 2024/1788;
(31)
‘balancing zone’ means balancing zone as defined in Article 2, point (58), of Directive (EU) 2024/1788;
(32)
‘virtual trading point’ means virtual trading point as defined in Article 2, point (59), of Directive (EU) 2024/1788;
(33)
‘entry point’ means entry point as defined in Article 2, point (61), of Directive (EU) 2024/1788;
(34)
‘exit point’ means exit point as defined in Article 2, point (62), of Directive (EU) 2024/1788;
(35)
‘conditional capacity’ means firm capacity that entails transparent and predefined conditions for either providing access from and to the virtual trading point or limited allocability;
(36)
‘allocability’ means the discretionary combination of any entry capacity with any exit capacity or vice versa;
(37)
‘allowed revenue’ means the sum of transmission service revenue and non-transmission service revenue for the provision of services by the transmission system operator for a specific time period within a given regulatory period which such transmission system operator is entitled to obtain under a non-price cap regime and which is set in accordance with Article 78(7), point (a), of Directive (EU) 2024/1788;
(38)
‘target revenue’ means the sum of expected transmission service revenue calculated in accordance with the principles set out in Article 17(1) and expected non-transmission service revenue for the provision of services by the transmission system operator for a specific time period within a given regulatory period under a price cap regime;
(39)
‘new infrastructure’ means an infrastructure not completed by 4 August 2003;
(40)
‘natural gas’ means natural gas as defined in Article 2, point (1), of Directive (EU) 2024/1788;
(41)
‘renewable gas’ means renewable gas as defined in Article 2, point (2), of Directive (EU) 2024/1788;
(42)
‘natural gas system’ means natural gas system as defined in Article 2, point (3), of Directive (EU) 2024/1788;
(43)
‘hydrogen system’ means hydrogen system as defined in Article 2, point (4), of Directive (EU) 2024/1788;
(44)
‘hydrogen storage facility’ means a hydrogen storage facility as defined in Article 2, point (5), of Directive (EU) 2024/1788;
(45)
‘hydrogen storage operator’ means a hydrogen storage operator as defined in Article 2, point (6), of Directive (EU) 2024/1788;
(46)
‘hydrogen terminal’ means hydrogen terminal as defined in Article 2, point (8), of Gas Directive (EU) 2024/1788;
(47)
‘hydrogen terminal operator’ means hydrogen terminal operator as defined in Article 2, point (9), of Directive (EU) 2024/1788;
(48)
‘hydrogen quality’ means hydrogen quality as defined in Article 2, point (10), of Directive (EU) 2024/1788;
(49)
‘low-carbon hydrogen’ means low-carbon hydrogen as defined in Article 2, point (11), of Directive (EU) 2024/1788;
(50)
‘low-carbon gas’ means low-carbon gas as defined in Article 2, point (12), of Directive (EU) 2024/1788;
(51)
‘transmission system operator’ means transmission system operator as defined in Article 2, point (18), of Directive (EU) 2024/1788;
(52)
‘upstream pipeline network’ means upstream pipeline network as defined in Article 2, point (16), of Directive (EU) 2024/1788;
(53)
‘distribution’ means distribution as defined in Article 2, point (19), of Directive (EU) 2024/1788;
(54)
‘distribution system operator’ means distribution system operator as defined in Article 2, point (20), of Directive (EU) 2024/1788;
(55)
‘hydrogen network’ means hydrogen network as defined in Article 2, point (21), of Directive (EU) 2024/1788;
(56)
‘hydrogen transport’ means hydrogen transport as defined in Article 2, point (22), of Directive (EU) 2024/1788;
(57)
‘hydrogen transmission network’ means hydrogen transmission network as defined in Article 2, point (23), of Directive (EU) 2024/1788;
(58)
‘hydrogen distribution network’ means hydrogen distribution network as defined in Article 2, point (24), of Directive (EU) 2024/1788;
(59)
‘hydrogen network operator’ means hydrogen network operator as defined in Article 2, point (25), of Directive (EU) 2024/1788;
(60)
‘hydrogen transmission network operator’ means hydrogen transmission network operator as defined in Article 2, point (26), of Directive (EU) 2024/1788;
(61)
‘hydrogen distribution network operator’ means hydrogen distribution network operator as defined in Article 2, point (27), of Directive (EU) 2024/1788;
(62)
‘supply’ means supply as defined in Article 2, point (28), of Directive (EU) 2024/1788;
(63)
‘natural gas storage facility’ means natural gas storage facility as defined in Article 2, point (31), of Directive (EU) 2024/1788;
(64)
‘natural gas storage system operator’ means natural gas storage system operator as defined in Article 2, point (32), of Directive (EU) 2024/1788;
(65)
‘LNG facility’ means LNG facility as defined in Article 2, point (33), of Directive (EU) 2024/1788;
(66)
‘LNG system operator’ means LNG system operator as defined in Article 2, point (34), of Directive (EU) 2024/1788;
(67)
‘system’ means system as defined in Article 2, point (35), of Directive (EU) 2024/1788;
(68)
‘ancillary services’ means ancillary services as defined in Article 2, point (36), of Directive (EU) 2024/1788;
(69)
‘interconnector’ means interconnector as defined in Article 2, point (39), of Gas Directive (EU) 2024/1788;
(70)
‘hydrogen interconnector’ means hydrogen interconnector as defined in Article 2, point (40), of Directive (EU) 2024/1788;
(71)
‘system user’ means system user as defined in Article 2, point (46), of Directive (EU) 2024/1788;
(72)
‘customer’ means customer as defined in Article 2, point (47), of Directive (EU) 2024/1788;
(73)
‘final customer’ means final customer as defined in Article 2, point (50), of Directive (EU) 2024/1788;
(74)
‘wholesale customer’ means wholesale customer as defined in Article 2, point (51), of Directive (EU) 2024/1788;
(75)
‘control’ means control as defined in Article 2, point (55), of Directive (EU) 2024/1788;
(76)
‘long-term contract’ means long-term contract as defined in Article 2, point (56), of Directive (EU) 2024/1788;
(77)
‘interconnection point’ means interconnection point as defined in Article 2, point (63), of Directive (EU) 2024/1788;
(78)
‘virtual interconnection point’ means virtual interconnection point as defined in Article 2, point (64), of Directive (EU) 2024/1788;
(79)
‘market participant’ means market participant as defined in Article 2, point (65), of Directive (EU) 2024/1788;
(80)
‘interoperability’ means interoperability as defined in Article 2, point (71), of Directive (EU) 2024/1788;
(81)
‘energy efficiency first’ means energy efficiency first as defined in Article 2, point (18), of Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council 
(
37
)
;
(82)
‘repurposing’ means repurposing as defined in Article 2, point (18), of Regulation (EU) 2022/869;
(83)
‘vertically integrated undertaking’ means vertically integrated undertaking as defined in Article 2, point (43), of Directive (EU) 2024/1788.
2.   The definitions in paragraph 1, points (4) to (24), in relation to transmission apply by analogy in relation to storage and LNG facilities.
CHAPTER II
GENERAL RULES APPLICABLE TO THE NATURAL GAS SYSTEMS AND HYDROGEN SYSTEMS
Section 1
General rules for the organisation of the markets and infrastructure access
Article 3
General principles
Member States, regulatory authorities designated pursuant to Article 76 of Directive (EU) 2024/1788 (the ‘regulatory authorities’), operators of natural gas systems or hydrogen systems and delegated operators such as market area managers or booking platform operators shall ensure that markets for natural gas and hydrogen are operated in accordance with the following principles:
(a)
prices for natural gas and hydrogen shall be formed on the basis of demand and supply;
(b)
transmission system operators and distribution system operators, and hydrogen transmission network operators and hydrogen distribution network operators shall cooperate with each other to provide network users with the freedom to book entry and exit capacity independently; natural gas and, from 2033, hydrogen shall be transported by means of the entry-exit system, rather than contractual paths;
(c)
tariffs charged at the entry and exit points in the natural gas system and in the hydrogen system shall be structured in such a way as to contribute to market integration, enhancing security of supply and promoting the interconnection between natural gas networks and between hydrogen networks;
(d)
undertakings that are active in the same entry-exit system shall exchange natural gas and, from 2033, hydrogen at the virtual trading point; producers of renewable gas and low-carbon gas shall have equal access to the virtual trading point, irrespective of whether they are connected to the distribution system or transmission system; natural gas and, from 2033, hydrogen may be exchanged physically at entry points from or exit points to third countries;
(e)
network users shall be responsible for balancing their balancing portfolios in order to minimise the need for transmission system operators and hydrogen transmission network operators to undertake balancing actions;
(f)
balancing actions shall be performed on the basis of standardised products in accordance with the network code on balancing established pursuant to this Regulation and conducted on a trading platform or by means of balancing services in accordance with that network code;
(g)
market rules shall avoid actions which prevent price formation on the basis of demand and supply for natural gas and hydrogen;
(h)
market rules shall ensure a consumer-centred and energy efficient approach in the markets for natural gas and hydrogen;
(i)
market rules shall foster the emergence and functioning of liquid trading for natural gas and hydrogen, fostering price formation and price transparency;
(j)
market rules shall enable the decarbonisation of the natural gas systems and hydrogen systems, including by enabling the integration into the markets of natural gas and hydrogen from renewable energy sources and by providing incentives for energy savings and efficiency, demand reduction, demand flexibility and energy system integration and facilitating the achievement of the Union’s climate and energy targets;
(k)
market rules shall deliver appropriate investment incentives, in particular for long-term investments in a decarbonised and sustainable natural gas system and hydrogen system, for energy storage, energy efficiency, demand reduction and demand response to meet market needs and system integration needs, and shall facilitate fair competition and security of supply, while implementing the energy efficiency first principle in avoiding investment incentives that lead to stranded assets;
(l)
rules on network planning shall, where appropriate, target the use of hydrogen for hard-to-decarbonise sectors, taking into account greenhouse gas abatement potential, encourage measures to reduce fossil gas demand, and contribute to the prudent and rational use of natural resources and the achievement of the Union’s climate and energy targets;
(m)
barriers to cross-border natural gas and hydrogen flows, if existing, between entry-exit systems shall be removed;
(n)
market rules shall facilitate regional cooperation and integration.
Article 4
Upscaling of renewable gas and low-carbon gas in coal and carbon-intensive regions
The Commission shall support and encourage the penetration of renewable gas and low-carbon gas, in particular hydrogen and biomethane, into the Union energy system, in particular in coal and carbon-intensive regions, with the aim of increasing the share of renewable gas in particular in industrial processes, district heating and energy storage and thereby accelerate the phase out of solid fossil fuels in industrial and district heating sectors. The Commission shall also support the conversion of fossil fuels to renewable and low-carbon hydrogen and biomethane, as well as the creation of a hydrogen-ready workforce.
Article 5
Separation of regulatory asset bases
1.   Where a transmission system operator, a distribution system operator or a hydrogen network operator provides regulated services for natural gas, hydrogen or electricity, it shall comply with the requirement for unbundling of accounts as laid down in Article 75 of Directive (EU) 2024/1788 and Article 56 of Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council 
(
38
)
 and it shall have a separate regulatory asset base for natural gas, hydrogen or electricity assets. That separate regulatory asset base shall ensure that:
(a)
service revenue obtained from the provision of specific regulated services can be used only to recover the capital and operational expenditure related to the assets included in the regulatory asset base on which the regulated services were provided;
(b)
when assets are transferred to a different regulatory asset base, their value is established, subject to an audit and approval by the regulatory authority and is such that cross-subsidies do not occur.
2.   A Member State shall not allow financial transfers between regulated services that are separate within the meaning of paragraph 1.
3.   Member States may allow hydrogen network operators to spread the recovery through network access tariffs of hydrogen network costs over time in order to ensure that future users duly contribute to initial hydrogen network development costs. Such an inter-temporal cost allocation and its underlying methodology shall be subject to approval by the regulatory authority. Member States may put in place measures, such as a State guarantee, to cover the financial risk of hydrogen network operators associated with the initial cost recovery gap arising from the application of inter-temporal cost allocation provided that such measures comply with Article 107 TFEU.
4.   By way of derogation from paragraph 2, a Member State may allow financial transfers between regulated services that are separate within the meaning of paragraph 1, provided that the regulatory authority has established that the financing of networks through network access tariffs paid by its network users only is not viable. The regulatory authority shall consider in its assessment, inter alia, the value of projected financial transfers, the resulting cross-subsidisation between users of the respective networks and the cost-efficiency of those financial transfers.
The following conditions shall apply to a financial transfer within the meaning of this paragraph:
(a)
all revenue needed for the financial transfer is collected as a dedicated charge;
(b)
the dedicated charge is collected only from exit points to final customers located within the same Member States as the beneficiary of the financial transfer;
(c)
the dedicated charge and financial transfer or the methodologies underlying their calculation are approved prior to their entry into force by the regulatory authority;
(d)
the approved dedicated charge and financial transfer and the methodologies, where methodologies are approved, are published no later than thirty days before their date of implementation;
(e)
the Commission and ACER have been notified by the Member State that it has allowed financial transfers.
5.   The regulatory authority may approve a financial transfer and dedicated charge referred to in paragraph 4, provided that:
(a)
network access tariffs are charged to users of the regulatory asset base that benefits from a financial transfer;
(b)
the sum of financial transfers and service revenue collected through network access tariffs is not larger than the allowed or target revenue;
(c)
a financial transfer is approved for a limited period in time, and that period is no longer than one third of the remaining depreciation period of the infrastructure concerned.
6.   By 5 August 2025, ACER shall issue recommendations to transmission system operators, distribution system operators, hydrogen network operators and regulatory authorities on the methodologies for setting the inter-temporal cost allocation.
ACER shall update the recommendations referred to in the first subparagraph at least every two years.
ACER may issue recommendations to transmission system operators, distribution system operators, hydrogen network operators and regulatory authorities on the methodologies for:
(a)
the determination of the value of the assets that are transferred to another regulatory asset base and the destination of any profits and losses that may occur as a result;
(b)
the calculation of the size and maximum duration of the financial transfer and dedicated charge;
(c)
the criteria to allocate contributions to the dedicated charge among final customers connected to the regulatory asset base.
Article 6
Third-party access services concerning transmission system operators
1.   Transmission system operators shall:
(a)
offer capacity and services on a non-discriminatory basis to all network users;
(b)
provide both firm and interruptible capacity; the price of interruptible capacity shall reflect the probability of interruption;
(c)
offer to network users both long and short-term capacity.
As regards the first subparagraph, point (a), where a transmission system operator offers the same service to different customers, it shall do so under equivalent contractual terms and conditions, either using harmonised transport contracts or a common network code approved by the regulatory authority in accordance with the procedure laid down in Article 78 or 79 of Directive (EU) 2024/1788.
2.   By 5 August 2025, the Commission shall:
(a)
carry out an evaluation of the impact on the natural gas system of a tariff regime whereby no tariffs will be charged for access to transmission systems at interconnection points between Member States, or at interconnection points with third countries whose systems connect two or more Member States; and
(b)
submit a report to the European Parliament and to the Council.
That report may, where appropriate, be accompanied by legislative proposals to address the obstacles identified in the evaluation.
3.   Transport contracts signed with non-standard start dates or with a shorter duration than a standard annual transport contract shall not result in arbitrarily higher or lower tariffs that do not reflect the market value of the service, in accordance with the principles laid down in Article 17(1).
4.   Where two or more interconnection points connect the same two adjacent entry-exit systems, the adjacent transmission system operators concerned shall offer the available capacities at the interconnection points at one virtual interconnection point. Any contracted capacity at the interconnection points, regardless of the date of its conclusion, shall be transferred to the virtual interconnection point.
A virtual interconnection point shall be established provided that the following conditions are met:
(a)
the total technical capacity at the virtual interconnection points is equal to or higher than the sum of the technical capacities at each of the interconnection points contributing to the virtual interconnection points;
(b)
the virtual interconnection point facilitates the economic and efficient use of the system including the rules laid down in Articles 10 and 11.
5.   Where appropriate, third-party access services may be granted subject to appropriate guarantees from network users with respect to the creditworthiness of such users. Such guarantees shall not constitute undue market-entry barriers and shall be non-discriminatory, transparent and proportionate.
6.   Transmission system operators shall, if necessary for the purpose of carrying out their functions including in relation to cross-border transmission, have access to the network of other transmission system operators.
7.   Paragraphs 1 to 6 shall be without prejudice to the possibility for Member States to take proportionate measures to temporarily restrict natural gas supplies from the Russian Federation and Belarus, for a fixed term, which may be renewed if justified, by limiting up-front bidding for capacity by any single network user at entry points from the Russian Federation or Belarus, where that is necessary to protect their essential security interests and those of the Union, provided that such measures:
(a)
do not unduly disrupt the proper functioning of the internal market for natural gas and cross-border flows of natural gas between Member States, and do not undermine the security of supply of the Union or of a Member State;
(b)
respect the principle of energy solidarity;
(c)
are taken in accordance with the rights and obligations of the Union and of the Member States with respect to third countries.
Taking into account the need to ensure the security of supply of the Union, measures taken by Member States pursuant to the first subparagraph may aim to diversify natural gas supplies with a view to phasing out dependence on Russian natural gas, where it can be demonstrated that such measures are necessary to protect their essential security interests and those of the Union.
Before deciding on a measure as referred to in the first subparagraph, the Member State concerned shall consult the Commission and, in so far as they are likely to be affected by the measure concerned, other Member States, the Energy Community Contracting Parties, third countries that are Contracting Parties to the Agreement on the European Economic Area, and the United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland. The Member State concerned shall take the utmost account of the situation in those Member States and third countries and any concerns raised in that respect by those Member States, third countries or the Commission.
Article 7
Third-party access services concerning hydrogen network operators
1.   Hydrogen network operators shall offer their services on a non-discriminatory basis to all network users, subject to equivalent contractual terms and conditions for the same service. Hydrogen network operators shall publish contractual terms and tariffs charged for network access and, if applicable, balancing charges, on their website.
2.   The maximum capacity of a hydrogen network shall be made available to market participants, taking into account system integrity and efficient and safe network operation.
3.   The maximum duration for capacity contracts shall be 20 years for infrastructure completed before 1 January 2028 and 15 years for infrastructure completed on or after that date. Regulatory authorities shall have the right to impose shorter maximum durations if necessary to ensure hydrogen market functioning, to safeguard competition and to ensure future cross-border integration. When adopting a decision on the imposition of a shorter maximum duration, the regulatory authorities shall take into account, inter alia, commitment from network users to secure network financing, negative implications on planning and refinancing possibilities.
4.   Hydrogen transmission network operators shall implement and publish non-discriminatory and transparent congestion-management procedures, which also facilitate cross-border exchanges in hydrogen on a non-discriminatory basis.
5.   Hydrogen network operators shall regularly assess market demand for new investments, taking into account security of supply and the efficiency of the final hydrogen use.
6.   From 1 January 2033, hydrogen networks shall be organised as entry-exit systems.
7.   Member States may decide not to apply paragraph 6 of this Article to hydrogen networks that benefit from a derogation pursuant to Article 52 Directive (EU) 2024/1788 and are not connected to another hydrogen network.
8.   From 1 January 2033, or where a Member State decides to apply regulated third-party access to hydrogen networks in accordance with Article 35 of Directive (EU) 2024/1788 before 1 January 2033, Article 17 of this Regulation shall apply to tariffs for access to hydrogen networks and the obligations on transmission system operators set out in Article 17(1), (2), (4) and (5) of this Regulation shall apply to hydrogen network operators. Articles 18 and 19 of this Regulation shall not apply to hydrogen networks. Those Articles shall apply only to natural gas networks.
Regulatory authorities shall consult regulatory authorities of directly connected Member States and relevant stakeholders before taking a decision on the methodology for setting hydrogen network access tariffs for the entry and exit points at cross-border interconnection points between those directly connected Member States, including for any virtual interconnection points. Regulatory authorities shall also submit the envisaged tariff methodology to ACER. By way of derogation from Article 17, the regulatory authorities may decide to charge no hydrogen network access tariffs or, when capacity is allocated via auctions, to set the reserve prices to zero.
When deciding on the methodology for setting hydrogen network access tariffs at an interconnection point between Member States, the regulatory authorities concerned shall apply the tariff principles referred to in Article 17(1), (2), (4) and (5) and shall take into account the outcome of the consultations referred to in the second subparagraph of this paragraph, in particular of the consultations of the regulatory authorities of directly connected Member States, and the impact of the chosen network access tariffs on cross-border trade and market functioning in the directly connected Member States.
The regulatory authorities of directly connected Member States may request ACER to provide a factual opinion on the methodology for setting the hydrogen network access tariffs or reserve prices for the entry and exit points at cross-border interconnection points between those Member States, in accordance with Article 6(5) of Regulation (EU) 2019/942. ACER shall inform the Commission accordingly, where relevant, in accordance with Article 6(6) of Regulation (EU) 2019/942. When providing a factual opinion, ACER shall carry out its assessment with due regard to the tariff principles referred to in Article 17(1) and (2) of this Regulation.
Further details required to implement this paragraph, in particular the procedure for cross-border consultation or requesting an opinion of ACER, shall be set in a network code established pursuant to Article 72(1).
9.   From 1 January 2033, hydrogen transmission network operators shall comply with the requirements on transmission system operators pursuant to Articles 5, 10 and 13 when offering their services, and shall publish tariffs for each network point on an online platform operated by the European Network of Network Operators for Hydrogen (ENNOH). Until a network code on capacity allocation for hydrogen transmission networks has been adopted pursuant to Article 72(1), point (d) and has entered into force, such publication may occur via links to the publication of tariffs on websites of hydrogen transmission network operators.
Article 8
Third-party access services concerning natural gas storage facilities, hydrogen terminals, LNG facilities and hydrogen storage facilities
1.   LNG system operators, hydrogen terminal operators, hydrogen storage operators and natural gas storage system operators shall:
(a)
offer services on a non-discriminatory basis to all network users that accommodate market demand; in particular, where an LNG system operator, hydrogen terminal operator, hydrogen storage operator or natural gas storage system operator offers the same service to different customers, it shall do so under equivalent contractual terms and conditions;
(b)
offer services that are compatible with the use of the interconnected natural gas and hydrogen transport systems and facilitate access through cooperation with the transmission system operator or hydrogen network operator; and
(c)
make relevant information public, in particular data on the use and availability of services, in a time-frame compatible with reasonable commercial needs of users of LNG facilities, natural gas storage facilities, hydrogen terminals or hydrogen storage facilities, subject to the monitoring of such publication by the regulatory authority.
2.   Each natural gas storage system operator and hydrogen storage operator shall:
(a)
provide both firm and interruptible third-party access services; the price of interruptible capacity shall reflect the probability of interruption;
(b)
offer to storage facility users both long and short-term services;
(c)
offer to storage facility users both bundled and unbundled services of storage capacity.
3.   Each LNG system operator shall offer to LNG facility users both bundled and unbundled services within the LNG facility depending on the needs expressed by LNG facility users.
4.   LNG and natural gas storage facility contracts and hydrogen storage facility and hydrogen terminal contracts shall not result in arbitrarily higher tariffs where they are signed:
(a)
outside a gas year with non-standard start dates; or
(b)
with a shorter duration than a standard contract on an annual basis.
5.   Where appropriate, third-party access services may be granted subject to appropriate guarantees from network users with respect to the creditworthiness of such users. Such guarantees shall not constitute undue market-entry barriers and shall be non-discriminatory, transparent and proportionate.
6.   Contractual limits on the required minimum size of LNG facility or hydrogen terminal capacity and natural gas or hydrogen storage capacity shall be justified on the basis of technical constraints and shall allow smaller storage users to obtain access to storage services.
7.   Paragraphs 1 to 6 shall be without prejudice to the possibility for Member States to take proportionate measures to temporarily restrict LNG supplies from the Russian Federation and Belarus, for a fixed term, which may be renewed if justified, by limiting up-front bidding by any single network user or provision for LNG facility capacity to any single network user for deliveries from the Russian Federation or Belarus, where that is necessary to protect their essential security interests and those of the Union, provided that such measures:
(a)
do not unduly disrupt the proper functioning of the internal market for natural gas, and cross-border flows of natural gas between Member States, and do not undermine the security of supply of the Union or of a Member State;
(b)
respect the principle of energy solidarity;
(c)
are taken in accordance with the rights and obligations of the Union and of the Member States with respect to third countries.
Taking into account the need to ensure the security of supply of the Union, measures taken by Member States pursuant to the first subparagraph may aim to diversify LNG supplies with a view to phasing out dependence on Russian natural gas, where it can be demonstrated that such measures are necessary to protect their essential security interests and those of the Union.
Before deciding on a measure as referred to in the first subparagraph, the Member State concerned shall consult the Commission and, in so far as they are likely to be affected by the measure concerned, other Member States, the Energy Community Contracting Parties, third countries that are Contracting Parties to the Agreement on the European Economic Area, and the United Kingdom of Great Britain and Northern Ireland. The Member State concerned shall take the utmost account of the situation in those Member States and third countries, and any concerns raised in that respect by those Member States, third countries or the Commission.
Article 9
Market-demand assessment for renewable gas and low-carbon gas by LNG system operators and natural gas storage system operators
LNG system operators and natural gas storage system operators shall, at least every two years, assess market demand for new investments allowing the use of renewable gas and low-carbon gas, including hydrogen compounds, such as liquid ammonia and liquid organic hydrogen carriers, in the facilities. Those operators shall inform relevant regulatory authorities on the outcome of the market demand assessment. When planning new investments, LNG system operators and natural gas storage system operators shall assess market demand in view of facilitating the usage of renewable gas and low-carbon gas in their facilities and take into account security of supply. LNG system operators and natural gas storage system operators shall make publicly available any plans regarding new investments allowing the usage of renewable gas and low-carbon gas in their facilities.
Article 10
Principles of capacity-allocation mechanisms and congestion-management procedures concerning transmission system operators
1.   The maximum capacity at all relevant points referred to in Article 33(3) shall be made available to market participants, taking into account system integrity and efficient network operation.
2.   The transmission system operator shall implement and publish non-discriminatory and transparent capacity-allocation mechanisms, which shall:
(a)
provide appropriate economic signals for the efficient and maximum use of technical capacity, facilitate investments in new infrastructure and in alternative demand-side solutions not requiring new infrastructure investments and facilitate cross-border exchanges in natural gas;
(b)
be compatible with the market mechanisms including spot markets and trading hubs, while being flexible and capable of adapting to evolving market circumstances; and
(c)
be compatible with the network access systems of the Member States.
3.   The transmission system operator shall implement and publish non-discriminatory and transparent congestion-management procedures which facilitate cross-border exchanges in natural gas on a non-discriminatory basis and which shall be based on the following principles:
(a)
in the event of contractual congestion, the transmission system operator shall offer unused capacity on the primary market at least on a day-ahead and interruptible basis; and
(b)
network users may re-sell or sublet their unused contracted capacity on the secondary market.
As regards the first subparagraph, point (a), a Member State may require notification or information of the transmission system operator by network users.
4.   Transmission system operators shall regularly assess market demand for new investments taking into account the joint scenario as developed for the ten-year network development plan pursuant to Article 55 of Directive (EU) 2024/1788 as well as security of supply.
Article 11
Principles of capacity-allocation mechanisms and congestion-management procedures concerning natural gas storage facilities, hydrogen terminals, hydrogen storage facilities and LNG facilities
1.   The maximum capacity of a natural gas storage facility, LNG facility, hydrogen storage facility or hydrogen terminal shall be made available to market participants, taking into account system integrity and operation.
2.   LNG system operators, hydrogen storage operators, hydrogen terminal operators and natural gas storage system operators shall implement and publish non-discriminatory and transparent capacity-allocation mechanisms which shall:
(a)
provide appropriate economic signals for the efficient and maximum use of capacity and facilitate investments in new infrastructure;
(b)
be compatible with the market mechanisms including spot markets and trading hubs, while being flexible and capable of adapting to evolving market circumstances; and
(c)
be compatible with the connected network access systems.
3.   Contracts for LNG terminals, hydrogen terminals, hydrogen storage facilities and natural gas storage facilities shall include measures to prevent capacity-hoarding, by taking into account the following principles which are to apply in the case of contractual congestion:
(a)
the system operator shall offer unused capacity on the primary market without delay, and, for natural gas storage facilities, they shall offer such capacity at least on a day-ahead and interruptible basis;
(b)
users may resell their contracted capacity on the secondary market;
(c)
by 5 February 2026, LNG system operators, hydrogen terminal operators, hydrogen storage operators and natural gas storage system operators, individually or jointly with other such operators, shall ensure that a transparent and non-discriminatory booking platform for users of LNG facilities, hydrogen terminals, hydrogen storage facilities and natural gas storage facilities is available to allow such users to resell their contracted capacity on the secondary market pursuant to point (b).
Article 12
Trading of capacity rights
Each transmission system operator, natural gas storage system operator, LNG system operator, hydrogen transmission network operator, hydrogen terminal operator and hydrogen storage operator shall take reasonable steps to allow capacity rights to be freely tradable and to facilitate such trade in a transparent and non-discriminatory manner. Every such operator shall develop harmonised contracts and procedures for transport, LNG facilities, hydrogen terminals, natural gas storage facilities and hydrogen storage facilities on the primary market to facilitate secondary trade of capacity and shall recognise the transfer of primary capacity rights where notified by system users.
The harmonised contracts and procedures shall be notified to the regulatory authorities.
Article 13
Balancing rules and imbalance charges
1.   Balancing rules shall be designed in a fair, non-discriminatory and transparent manner and shall be based on objective criteria. Balancing rules shall reflect genuine system needs taking into account the resources available to the transmission system operator. Balancing rules shall be market-based.
2.   In order to enable network users to take timely corrective action, the transmission system operator shall provide sufficient, timely and reliable on-line based information on the balancing status of network users.
The information provided shall reflect the level of information available to the transmission system operator and the settlement period for which imbalance charges are calculated.
No charge shall be levied for the provision of information pursuant to this paragraph.
3.   Imbalance charges shall be cost-reflective to the extent possible, whilst providing appropriate incentives on network users to balance their input and off-take of natural gas. They shall avoid cross-subsidisation between network users and shall not hamper the entry of new entrants on the market.
Any calculation methodology for imbalance charges as well as the final values shall be made public by the regulatory authorities or the transmission system operator, as appropriate.
4.   Member States shall ensure that transmission system operators endeavour to harmonise balancing regimes and streamline structures and levels of balancing charges in order to facilitate natural gas trade carried out at the virtual trading point.
Article 14
Certification of transmission system operators and hydrogen transmission network operators
1.   The Commission shall examine any notification of a decision on the certification of a transmission system operator or a hydrogen transmission network operator as laid down in Article 71(6) of Directive (EU) 2024/1788 as soon as it is received. Within 50 working days of the date of receipt of such a notification, the Commission shall issue its opinion to the relevant regulatory authority with regard to its compatibility with Article 71(2) or Article 72 as well as with Article 60 of Directive (EU) 2024/1788 for transmission system operators or Article 68 of that Directive for hydrogen transmission network operators, as applicable.
When preparing its opinion referred to in the first subparagraph, the Commission may request ACER to provide its opinion on the regulatory authority’s decision. In such a case, the 50-working day period referred to in the first subparagraph shall be extended by a further 50 working days.
In the absence of a Commission opinion within the periods referred to in the first and second subparagraphs, the Commission shall be considered not to have any objections against the regulatory authority’s decision.
2.   Within a period of 50 working days of receipt of a Commission opinion pursuant to paragraph 1, the regulatory authority shall adopt its final decision regarding the certification of the transmission system operator or hydrogen transmission network operator, taking the utmost account of that opinion. The regulatory authority’s decision and the Commission’s opinion shall be published together.
3.   At any time during the procedure regulatory authorities or the Commission may request from a transmission system operator, a hydrogen transmission network operator or an undertaking performing any of the functions of production or supply any information relevant to the fulfilment of their tasks under this Article.
4.   Regulatory authorities and the Commission shall preserve the confidentiality of commercially sensitive information.
5.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 80 to supplement this Regulation by providing guidelines setting out the details of the procedure to be followed for the application of paragraphs 1 and 2 of this Article.
6.   Where the Commission has received notification of the certification of a transmission system operator under Article 60(9) of Directive (EU) 2024/1788, the Commission shall take a decision relating to certification. The regulatory authority shall comply with the Commission decision.
Article 15
Certification of natural gas storage system operators
1.   Member States shall ensure that each natural gas storage system operator, including any natural gas storage system operator controlled by a transmission system operator, is certified in accordance with the procedure laid down in this Article, either by the regulatory authority or by a competent authority designated by the Member State concerned pursuant to Article 3(2) of Regulation (EU) 2017/1938 (in either case referred to as the ‘certifying authority’).
This Article also applies to natural gas storage system operators controlled by transmission system operators which are certified pursuant to Directive 2009/73/EC or (EU) 2024/1788.
2.   By 1 February 2023 or within 150 working days of the date of receipt of a notification pursuant to paragraph 9, the certifying authority shall issue a draft certification decision in respect of natural gas storage system operators that operate underground natural gas storage facilities with a capacity of over 3,5 TWh where, regardless of the number of natural gas storage system operators, total natural gas storage facilities were filled on 31 March 2021 and on 31 March 2022 at a level which, on average, was less than 30 % of their maximum capacity.
With respect to natural gas storage system operators as referred to in the first subparagraph, the certifying authority shall make its best efforts to issue a draft certification decision by 1 November 2022.
With respect to natural gas storage system operators other than those referred to in the first subparagraph, the certifying authority shall issue a draft certification decision by 2 January 2024 or within 18 months of the date of receipt of a notification pursuant to paragraph 8 or 9.
3.   When considering the risk to the security of energy supply in the Union, the certifying authority shall take into account any security of natural gas supply risk at Union, national or regional level as well as any mitigation of such risk, resulting, inter alia, from:
(a)
ownership, supply or other commercial relationships that could negatively affect the incentives and the ability of the natural gas storage system operator to fill the underground natural gas storage facility;
(b)
the rights and obligations of the Union with respect to a third country arising under international law, including any agreement concluded with one or more third countries to which the Union is a party and which addresses the issue of the security of energy supply;
(c)
the rights and obligations of the Member States concerned with respect to a third country arising under agreements concluded by the Member States concerned with one or more third countries, in so far as those agreements comply with Union law; or
(d)
any other specific facts and circumstances of the case.
4.   If the certifying authority concludes that a person who directly or indirectly controls, or exercises any right over, the natural gas storage system operator could endanger the security of energy supply or the essential security interests of the Union or of any Member State, the certifying authority shall refuse the certification. Alternatively, the certifying authority may issue a certification decision subject to conditions to ensure the sufficient mitigation of the risks which could negatively influence the filling of the underground natural gas storage facilities, provided that the practicability of the conditions can be fully ensured by effective implementation and monitoring. Such conditions may include, in particular, a requirement that the natural gas storage system owner or natural gas storage system operator transfer management of the natural gas storage system.
5.   Where the certifying authority concludes that the natural gas supply risks cannot be mitigated by conditions pursuant to paragraph 4, including by requiring the natural gas storage system owner or natural gas storage system operator to transfer management of the natural gas storage system, and therefore refuses the certification, it shall:
(a)
require the natural gas storage system owner or natural gas storage system operator or any person that it considers could endanger the security of energy supply or the essential security interests of the Union or of any Member State to dispose of the shareholding or rights they have over the natural gas storage system ownership or natural gas storage system operator ownership, and set a time limit for such disposal;
(b)
order, where appropriate, interim measures, to ensure that such a person is not able to exercise any control or right over that natural gas storage system owner or natural gas storage system operator until the disposal of the shareholding or rights; and
(c)
provide for appropriate compensatory measures in accordance with national law.
6.   The certifying authority shall notify the Commission of its draft certification decision without delay, together with all relevant information.
The Commission shall issue an opinion on the draft certification decision to the certifying authority within 25 working days of such notification. The certifying authority shall take the utmost account of the Commission’s opinion.
7.   The certifying authority shall issue the certification decision within 25 working days of receipt of the Commission’s opinion.
8.   Before a newly built underground natural gas storage facility is put into operation, the natural gas storage system operator shall be certified in accordance with paragraphs 1 to 7. The natural gas storage system operator shall notify the certifying authority of its intention to put the natural gas storage facility into operation.
9.   Natural gas storage system operators shall notify the relevant certifying authority of any planned transaction which would require a reassessment of their compliance with the certification requirements set out in paragraphs 1 to 4.
10.   Certifying authorities shall continuously monitor natural gas storage system operators as regards compliance with the certification requirements set out in paragraphs 1 to 4. They shall reopen a certification procedure to reassess compliance in any of the following circumstances:
(a)
upon receipt of a notification by the natural gas storage system operator pursuant to paragraph 8 or 9;
(b)
on their own initiative where they have knowledge that a planned change to rights or to influence over a natural gas storage system operator could lead to non-compliance with the requirements of paragraphs 1, 2 and 3;
(c)
upon the reasoned request of the Commission.
11.   Member States shall take all necessary measures to ensure the continuous operation of the underground natural gas storage facilities on their respective territories. Those underground natural gas storage facilities may cease operations only where technical and safety requirements are not met or where the certifying authority concludes, after conducting an assessment and having taken into account the opinion of the European Network of Transmission System Operators for Gas (the ‘ENTSO for Gas’), that such a cessation would not weaken the security of natural gas supply at Union or national level.
Appropriate compensatory measures shall be taken, where appropriate, if cessation of operations is not allowed.
12.   The Commission may issue guidance relating to the application of this Article.
13.   This Article shall not apply to parts of LNG facilities that are used for storage.
Article 16
Cooperation of transmission system operators
1.   Transmission system operators shall cooperate with other transmission system and infrastructure operators in coordinating the maintenance of their respective networks in order to minimise any disruption of transmission services to network users and transmission system operators in other areas.
2.   Transmission system operators shall cooperate with each other as well as with other infrastructure operators in order to maximise technical capacity within the entry-exit system and minimise energy consumption to operate the natural gas system to the extent possible.
Section 2
Network access
Article 17
Tariffs for access to networks
1.   Tariffs, or the methodologies used to calculate them, applied by the transmission system operators and approved by the regulatory authorities pursuant to Article 78(7) of Directive (EU) 2024/1788, as well as tariffs published pursuant to Article 31(1) of that Directive, shall be transparent, take into account the need for system integrity and its improvement and reflect the actual costs incurred, insofar as such costs correspond to those of an efficient and structurally comparable network operator and are transparent, whilst including an appropriate return on investments. Tariffs, or the methodologies used to calculate them, shall be applied in a non-discriminatory manner.
Tariffs may also be determined through market-based arrangements, such as auctions, provided that such arrangements and the revenue arising therefrom are approved by the regulatory authority.
Tariffs, or the methodologies used to calculate them, shall facilitate efficient natural gas trade and competition, while at the same time avoiding cross-subsidies between network users and providing incentives for investment and maintaining or creating interoperability for transmission networks.
Tariffs for network users shall be non-discriminatory and shall be set separately for every entry point into or exit point out of the transmission system. Cost-allocation mechanisms and rate setting methodology regarding entry points and exit points shall be approved by the regulatory authorities. Regulatory authorities shall ensure that network tariffs shall not be calculated on the basis of contract paths.
2.   Tariffs for network access shall neither restrict market liquidity nor distort trade across borders of different transmission systems. Where, notwithstanding Article 78(7) of Directive (EU) 2024/1788, differences in tariff structures would hamper trade across transmission systems, transmission system operators shall, in close cooperation with the relevant national authorities, actively pursue convergence of tariff structures and charging principles.
3.   Until 31 December 2025, the regulatory authority may apply a discount of up to 100 % to capacity-based transmission and distribution tariffs at entry points from, and exit points to, underground natural gas storage facilities and at entry points from LNG facilities, unless and to the extent that such a storage facility which is connected to more than one transmission or distribution network is used to compete with an interconnection point.
From 1 January 2026, the regulatory authority may apply a discount of up to 100 % to capacity-based transmission and distribution tariffs at entry points from, and exit points to, underground natural gas storage facilities and at entry points from LNG facilities for the purpose of increasing security of supply. The regulatory authority shall re-examine that tariff discount and its contribution to the security of supply during every regulatory period, in the framework of the periodic consultation carried out pursuant to the network code adopted pursuant to Article 71(2), first subparagraph, point (d).
4.   Regulatory authorities may merge adjacent entry-exit systems with a view to enabling full or partial regional integration where tariffs may be abolished at the interconnection points between the entry-exit systems concerned. Following the public consultations conducted by the regulatory authorities or by the transmission system operators, the regulatory authorities may approve a common tariff and an effective compensation mechanism between transmission system operators for the redistribution of costs arising from the abolition of interconnection points.
5.   Member States with more than one interconnected entry-exit system, or more than one network operator within one entry-exit system, may implement a uniform network tariff with the aim of creating a level playing field for network users, provided that a network plan has been approved and a compensation mechanism between the network operators is implemented.
Article 18
Tariff discounts for renewable gas and low-carbon gas
1.   When setting tariffs, a discount for renewable gas and low-carbon gas shall be applied to:
(a)
entry points from renewable gas and low-carbon gas production facilities;
(b)
capacity-based transmission tariffs at entry points from and exit points to natural gas storage facilities, unless such a storage facility is connected to more than one transmission or distribution network and is used to compete with an interconnection point.
The discount pursuant to the first subparagraph, point (a), shall be set at 100 % with regard to the relevant capacity-based tariffs for the purpose of scaling-up the injection of renewable gas and a discount of 75 % to low-carbon gas.
The discount pursuant to the first subparagraph, point (b), shall be set at 100 % in the Member States where the renewable gas or low-carbon gas was first injected into the system.
2.   Details on the discounts granted in accordance with paragraph 1 of this Article may be laid down in the network code on tariff structures as referred to in Article 71(2), first subparagraph, point (d).
3.   By 5 August 2029 and every five years thereafter, the Commission shall re-examine the level of the discounts laid down in paragraphs 1 and 4. The Commission shall issue a report providing an overview of the implementation of the discounts and assess whether the level of those discounts is still adequate in view of the latest market developments. The Commission shall be empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 80 to amend this Regulation by changing the level of the discounts laid down in paragraphs 1 and 4 of this Article.
4.   From 5 August 2025, network users shall obtain a discount of 100 % on the capacity-based tariff from the transmission system operator at interconnection points between Member States, for renewable gas and 75 % for low-carbon gas, after providing the transmission system operator concerned with a proof of sustainability, on the basis of a valid sustainability certificate obtained for renewable gas pursuant to Articles 29 and 30 of Directive (EU) 2018/2001 and registered in the Union database referred to in Article 31a of that Directive, and for low-carbon gas on the basis of a valid certificate obtained pursuant to Article 9 of Directive (EU) 2024/1788.
With regard to the discounts referred to in the first subparagraph:
(a)
transmission system operators shall be required to provide the discount only for the shortest possible route in terms of border crossings between the location of where the specific proof of sustainability declaration, on the basis of a certificate referred to in the first subparagraph, was first recorded in the Union database and where it has been cancelled as considered consumed, provided that any potential auction premium is not covered by the discount;
(b)
transmission system operators shall provide the relevant regulatory authority with information on actual and expected volumes of renewable gas and low-carbon gas and the effect of applying the tariff discount on their revenue and regulatory authorities shall monitor and assess the impact of the discount on tariff stability;
(c)
once the revenue of a transmission system operator from those specific tariffs is reduced by 10 % as a result of applying the discount, the affected and all neighbouring transmission system operators shall negotiate an inter-transmission-system-operator compensation mechanism;
(d)
further details required to implement the discount for renewable gas and low-carbon gas, such as the calculation of the eligible capacity for which the discount applies and the required processes, shall be set in a network code established pursuant to Article 71.
The transmission system operators concerned shall agree on an inter-transmission-system-operator compensation mechanism within three years of their revenue from specific tariffs being reduced by 10 % as referred to in the second subparagraph, point (c), of this paragraph. Where, within that period, no agreement is reached, the relevant regulatory authorities shall decide jointly on an appropriate inter-transmission-system-operator compensation mechanism within two further years. In the absence of an agreement among the regulatory authorities, Article 6 of Regulation (EU) 2019/942 shall apply. Where the regulatory authorities are not able to reach an agreement within two years, or upon their joint request, ACER shall adopt an individual decision, in accordance with Article 6(10) of Regulation (EU) 2019/942.
5.   By way of derogation from paragraphs 1 and 4 of this Article, regulatory authorities may decide not to apply discounts or to lay down discounts lower than those laid down in paragraphs 1 and 4 of this Article, provided that such a derogation is in line with the general tariff principles as set out in Article 17 and in particular the principle of cost-reflectiveness, where one of the following criteria is met:
(a)
the derogation is necessary for the efficient operation of the transmission system, to ensure a stable financial framework for existing investments or to avoid undue cross-subsidies, distortion to cross-border trade or an ineffective inter-transmission-system-operator compensation mechanism;
(b)
the application of discounts laid down in paragraphs 1 and 4 is not necessary due to the degree of advancement of the roll-out of renewable gas and low-carbon gas in the Member State concerned or the existence of alternative support mechanisms for scaling-up the use of renewable gas or low-carbon gas.
Article 19
Revenue of transmission system operators
1.   From 5 August 2025, the relevant regulatory authority shall ensure the transparency of the methodologies, parameters and values used to determine allowed or target revenue of transmission system operators. The regulatory authority shall publish the information referred to in Annex I, or shall require the publication by the relevant transmission system operator subject to the protection of data considered by the relevant regulatory authority to be commercially sensitive. That information shall be made available in a freely accessible, downloadable and read-only format and, to the extent possible, in one or more commonly understood languages.
2.   The costs of the transmission system operator shall be subject to an efficiency comparison between transmission system operators. ACER shall carry out that efficiency comparison. By 5 August 2027 and every four years thereafter, ACER shall publish a study comparing the efficiency of transmission system operators’ costs, subject to the protection of data considered by ACER to be commercially sensitive. The relevant regulatory authorities and the transmission system operators shall provide ACER with all the data necessary for that comparison. When periodically setting the allowed or target revenue of transmission system operators, the relevant regulatory authorities shall take into account such comparison and national circumstances.
3.   The relevant regulatory authorities shall assess the long-term evolution of transmission tariffs on the basis of the expected changes to their allowed or target revenue and in natural gas demand within the relevant regulatory period, and, where available until 2050. To conduct that assessment, the regulatory authority shall include the information about the strategy described in the integrated national energy and climate plan of the Member State concerned and the scenarios underpinning the ten-year network development plan as developed in accordance with Article 55 of Directive (EU) 2024/1788.
Section 3
Transmission, natural gas storage, LNG and hydrogen terminal system operation
Article 20
Firm capacity for renewable gas and low-carbon gas to the transmission system
1.   Transmission system operators shall ensure firm capacity for the access of production facilities of renewable gas and low-carbon gas connected to their grid. To that end, transmission system operators shall, in cooperation with the distribution system operators, develop procedures and arrangements, including investments, to ensure reverse flow from the distribution network to the transmission network. Major investments shall be reflected in the ten-year network development plan pursuant to Article 55(2), point (a), of Directive (EU) 2024/1788.
2.   Paragraph 1 shall be without prejudice to the possibility for transmission system operators to develop alternatives to reverse-flow investments, such as smart grid solutions or connection to other network operators including the direct connection of production facilities of renewable gas and low-carbon gas to the transmission network. Firm capacity access may be limited to offering capacities subject to operational limitations, in order to ensure infrastructure safety and economic efficiency. The regulatory authority shall be responsible for reviewing and approving the transmission system operators’ conditions for conditional capacity and shall ensure that any limitations in firm capacity or operational limitations are introduced by transmission system operators on the basis of transparent and non-discriminatory procedures and do not create undue barriers to market entry. Where the production facility bears the costs related to ensuring firm capacity, no limitation shall apply.
Article 21
Cross-border coordination with regard to gas quality in the natural gas system
1.   Transmission system operators shall cooperate to avoid restrictions to cross-border flows due to gas quality differences at interconnection points between Member States. When so cooperating, transmission system operators shall take into account the characteristics of installations of final natural gas customers.
This Article shall not apply to hydrogen blends where the hydrogen content blended into the natural gas system exceeds 2 % by volume.
2.   Member States shall ensure that diverging technical specifications, including gas quality parameters such as oxygen content and hydrogen blending in the natural gas system, are not used to restrict cross-border natural gas flows. In addition, Member States shall ensure that hydrogen blends in the natural gas system are aligned with the technical specifications acceptable to customers.
3.   Where a restriction to cross-border flows due to gas quality differences cannot be avoided by the transmission system operators concerned in their standard operations, they shall inform the regulatory authorities concerned without delay. The information shall include a description and the reasons justifying any measures already taken by the transmission system operators.
4.   The regulatory authorities concerned shall jointly agree, within six months of receipt of the information referred to in paragraph 3, whether to recognise the restriction.
5.   As regards restrictions to cross-border flows caused by differences in hydrogen blending in the natural gas system and that are recognised pursuant to paragraph 4, transmission system operators shall accept natural gas flows with a hydrogen content at interconnection points between Member States in the natural gas system subject to paragraphs 6 to 13, and after completion of the procedure laid down therein.
6.   Where the regulatory authorities concerned recognise the restriction pursuant to paragraph 4, they shall request the transmission system operators concerned to perform, within 12 months of the recognition of the restriction as referred to in that paragraph, the following actions in sequence:
(a)
to cooperate and develop technically feasible options, without changing the gas quality specifications, which may include flow commitments and natural gas treatment, in order to remove the recognised restriction taking into account information provided by final customers directly connected to the natural gas system of the transmission system operator concerned or any other stakeholder that could be affected by that procedure;
(b)
jointly to carry out a cost-benefit analysis on the technically feasible options to define economically efficient solutions which shall specify the breakdown of costs and benefits among the categories of affected parties;
(c)
to produce an estimate of the implementation time for each potential option;
(d)
to conduct a public consultation, in particular of final customers affected that are connected to the natural gas system, on identified feasible solutions and take into consideration the results of that consultation;
(e)
to submit a joint proposal, on the basis of the cost-benefit analysis and results of the public consultation, for a solution removing the recognised restriction, including the timeframe for its implementation, to their regulatory authorities concerned for approval and to the other competent national authorities of each Member State concerned for information.
7.   Where the transmission system operators concerned do not reach an agreement to submit a joint proposal pursuant to paragraph 6, point (e), each transmission system operator shall inform its regulatory authority without delay.
8.   The regulatory authorities concerned shall take a joint coordinated decision to remove the recognised restriction, taking into account the cost-benefit analysis carried out by the transmission system operators concerned and the results of the public consultation conducted pursuant to paragraph 6, point (d), of this Article within six months of receipt of the information referred to in paragraph 7 of this Article in accordance with Article 6(10) of Regulation (EU) 2019/942.
9.   By way of derogation from paragraph 8 of this Article, for restrictions to cross-border flows caused by differences in hydrogen blending in the natural gas system, the regulatory authorities concerned may jointly declare that no further action is to be pursued to remove such restrictions. The joint coordinated decision shall be taken within six months of receipt of the information referred to in paragraph 7 of this Article in accordance with Article 6(10) of Regulation (EU) 2019/942 and shall take into account the cost-benefit analysis and the results of the public consultation conducted pursuant to paragraph 6, point (d), of this Article. The regulatory authorities concerned shall review a decision to maintain the recognised restriction pursuant to this paragraph every four years.
10.   The joint coordinated decision of the regulatory authorities concerned referred to in paragraph 8 shall include a decision on the allocation of the investment costs to be borne by each transmission system operator for implementing the agreed solution, as well as their inclusion in the allowed or target revenue of transmission system operators, taking into account the economic, social and environmental costs and benefits of the solution in the Member States concerned and its consequences for tariffs.
11.   ACER may issue recommendations to the regulatory authorities on the details of such cost allocation decisions as referred to in paragraph 10.
12.   Where the regulatory authorities concerned cannot reach an agreement as referred to in paragraph 4 of this Article, ACER shall decide on the restriction in accordance with Article 6(10) of Regulation (EU) 2019/942. Where ACER recognises the restriction, it shall request the transmission system operators concerned to perform, within 12 months, the actions referred to in paragraph 6 of this Article in sequence.
13.   Where the regulatory authorities concerned cannot take a joint coordinated decision as referred to in paragraphs 8 and 10 of this Article, ACER shall decide on the solution to remove the recognised restriction and on the allocation of the investment costs to be borne by each transmission system operator for implementing the agreed solution or stating that no further action is to be pursued pursuant to paragraph 9 of this Article, in accordance with Article 6(10) of Regulation (EU) 2019/942. A decision to maintain the recognised restriction pursuant to this paragraph shall be reviewed every four years by ACER.
14.   Further details required to implement this Article, including details on the cost-benefit analysis, shall be laid down in a network code established pursuant to Article 71(2).
Article 22
Presumption of conformity of practices with harmonised standards for natural gas
Practices which are in conformity with harmonised standards, or parts thereof, the references of which have been published in the Official Journal of the European Union shall be presumed to be in conformity with the requirements laid down in implementing acts adopted pursuant to Article 71(2), first subparagraph, point (a).
Article 23
Common specifications for biomethane
1.   The Commission may adopt implementing acts establishing common specifications for facilitating the cost-effective integration of large volumes of biomethane in the existing natural gas system, including at cross-border interconnection points, or may establish those specifications in a network code pursuant to Article 71(2), first subparagraph, point (a), where:
(a)
those requirements are not covered by harmonised standards, or parts thereof, the references of which have been published in the Official Journal of the European Union;
(b)
the Commission has requested, pursuant to Article 10(1) of Regulation (EU) No 1025/2012, one or more European standardisation organisation to draft a harmonised standard for those requirements and at least one of the following conditions has been fulfilled:
(i)
the request of the Commission has not been accepted by any of the European standardisation organisations;
(ii)
the Commission observes undue delays in the adoption of the requested harmonised standards;
(iii)
a European standardisation organisation has delivered a standard that does not entirely correspond with the request of the Commission; or
(c)
the Commission has decided in accordance with the procedure referred to in Article 11(5) of Regulation (EU) No 1025/2012 to maintain with restriction or to withdraw the references to the harmonised standards, or parts thereof, by which those requirements are covered.
The implementing acts referred to in the first subparagraph of this paragraph shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 81(3).
2.   In the early preparation of the draft implementing act establishing the common specifications referred to in paragraph 1, the Commission shall gather the views of relevant bodies or expert groups established under relevant sectorial Union law, and shall duly consult all relevant stakeholders. On the basis of that consultation, the Commission shall prepare the draft implementing act.
3.   Practices which are in conformity with common specifications, or parts thereof, shall be presumed to be in conformity with the requirements laid down in the implementing acts adopted pursuant to Article 71(2), first subparagraph, point (a), to the extent that those requirements are covered by such common specifications or parts thereof.
4.   Where a harmonised standard is adopted by a European standardisation organisation and proposed to the Commission for the purpose of publishing its reference in the Official Journal of the European Union, the Commission shall assess the harmonised standard in accordance with Regulation (EU) No 1025/2012. When the reference of a harmonised standard is published in the Official Journal of the European Union, the Commission shall repeal implementing acts referred to in paragraph 1 of this Article, or parts thereof which cover the same requirements referred to in paragraph 1 of this Article.
5.   In setting the common specifications pursuant to this Article, the Commission shall take the utmost account of the safety requirements necessary for the safe operation of the natural gas system, in particular of the safe operation of the natural gas storage facilities across the Union.
Article 24
European network of transmission system operators for gas
All transmission system operators shall cooperate at Union level through the ENTSO for Gas, in order to promote the completion and proper functioning of the internal market for natural gas and cross-border trade and to ensure the optimal management, coordinated operation and sound technical evolution of the natural gas transmission network.
Article 25
Organisation of the ENTSO for Gas
1.   The ENTSO for Gas shall, on their own initiative or upon a reasoned request of the Commission or ACER, publish and submit to the Commission and to ACER any draft amendment to the statutes, list of members or rules of procedure, including the rules of procedure on the consultation of other stakeholders, of the ENTSO for Gas.
2.   Within four months of receipt of the documents referred to in paragraph 1, ACER shall, after formally consulting the organisations representing all stakeholders, in particular the system users including customers, provide an opinion to the Commission on the draft amendment to the statutes, list of members and rules of procedure of the ENTSO for Gas.
3.   The Commission shall issue an opinion on the draft amendment to the statutes, list of members and rules of procedure of the ENTSO for Gas, taking into account ACER’s opinion referred to in paragraph 2, within three months of the date of receipt of that opinion.
4.   Within three months of receipt of the Commission’s favourable opinion, the ENTSO for Gas shall adopt and publish the revised statutes, list of members and rules of procedure of the ENTSO for Gas.
Article 26
Tasks of the ENTSO for Gas
1.   The ENTSO for Gas shall elaborate network codes in the areas referred to in Article 71(1) and (2) upon a request addressed to it by the Commission in accordance with Article 71(9).
The network code referred to in Article 71(2), first subparagraph, point (d), shall be developed jointly with the ENNOH.
2.   The ENTSO for Gas may elaborate network codes in the areas set out in Article 71(1) and (2) with a view to achieving the objectives set out in Article 24, where those network codes do not relate to areas covered by a request addressed to it by the Commission. Those network codes shall be submitted to ACER for an opinion. That opinion shall be duly taken into account by the ENTSO for Gas.
3.   The ENTSO for Gas shall adopt:
(a)
common network operation tools to ensure the coordination of network operation in normal and emergency conditions, including a common incidents classification scale, and research plans;
(b)
a non-binding Union-wide ten-year network development plan for natural gas referred to in Article 32 (the ‘Union-wide network development plan for natural gas’), including a European supply adequacy outlook, every two years;
(c)
recommendations relating to the coordination of technical cooperation between Union and third-country transmission system operators;
(d)
recommendations to transmission system operators on their technical cooperation with distribution system operators and hydrogen network operators;
(e)
an annual work programme;
(f)
an annual report;
(g)
annual summer and winter supply outlooks;
(h)
a gas quality monitoring report by 1 January 2025 and every two years thereafter, including developments of gas quality parameters, developments of the level and volume of hydrogen blended into the natural gas system, forecasts for the expected development of gas quality parameters and of the volume of hydrogen blended into the natural gas system, the impact of blending hydrogen on cross-border flows as well as information on cases related to differences in gas quality specifications or in specifications of blending levels and how such cases were settled, with a view to meeting the quality requirements of different end-use applications;
(i)
an annual report including the quantity of renewable gas and low-carbon gas injected into the natural gas network.
The gas quality monitoring report referred to in the first subparagraph, point (h) shall also cover the development for the areas listed in that point, as far as relevant for the distribution network, on the basis of information provided by the European entity for distribution system operators (the ‘EU DSO entity’) established pursuant to Article 52(1) of Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council 
(
39
)
.
4.   The European supply adequacy outlook referred to in paragraph 3, point (b), shall cover the overall adequacy of the natural gas system to supply current and planned demands for natural gas for the next five-year period as well as for the period between five and 10 years from the date of that outlook. The European supply adequacy outlook shall build on national supply outlooks prepared by each individual transmission system operator. The European supply adequacy outlook shall specifically provide for monitoring of progress on the annual production of sustainable biomethane.
Where both the European supply adequacy outlook and the final updated integrated national energy and climate plans show that the annual production is not sufficiently progressing or that the natural gas consumption is not sufficiently decreasing in view of the available potential, the Commission may issue recommendations to the Member States, if necessary to achieve the objectives of the Energy Union, pursuant to Article 34 of Regulation (EU) 2018/1999.
The Union-wide network development plan for natural gas shall include the modelling of the integrated network, including hydrogen networks, scenario development, a European supply adequacy outlook and an assessment of the resilience of the system. That plan shall promote the energy efficiency first principle and energy system integration.
5.   The annual work programme referred to in paragraph 3, point (e), shall contain a list and description of the network codes to be prepared, a plan on the coordination of the operation of the network, and a list of research and development activities, to be realised in the course of that year, and an indicative calendar.
6.   The network codes shall be developed for cross-border network issues and market integration issues and shall be without prejudice to the Member States’ right to establish national network codes which do not affect cross-border trade.
7.   The ENTSO for Gas shall monitor and analyse the implementation of the network codes and the guidelines adopted by the Commission in accordance with Article 71(13) or Article 74, and their effect on the harmonisation of applicable rules aimed at facilitating market integration. The ENTSO for Gas shall report its findings to ACER and shall include the results of the analysis in the annual report referred to in paragraph 3, point (f), of this Article.
8.   The ENTSO for Gas shall make available all information required by ACER to fulfil its tasks under Article 27(1).
9.   ACER shall review national ten-year network development plans to assess their consistency with the Union-wide network development plan for natural gas. If ACER identifies inconsistencies between a national ten-year network development plan and the Union-wide network development plan for natural gas, it shall recommend amending the national ten-year network development plan or the Union-wide network development plan for natural gas as appropriate. If such national ten-year network development plan is elaborated in accordance with Article 55 of Directive (EU) 2024/1788, ACER shall recommend that the relevant regulatory authority amend the national ten-year network development plan in accordance with Article 55(5) of that Directive and inform the Commission thereof.
10.   Upon request of the Commission, the ENTSO for Gas shall give its views to the Commission on the adoption of the guidelines as laid down in Article 74.
11.   The ENTSO for Gas shall cooperate with the European Network of Transmission System Operators for Electricity (the ‘ENTSO for Electricity’) and with the ENNOH.
Article 27
ACER’s monitoring of the ENTSO for Gas
1.   ACER shall monitor the execution of the tasks of the ENTSO for Gas referred to in Article 26(1), (2) and (3) and report its findings to the Commission.
ACER shall monitor the implementation by the ENTSO for Gas of network codes elaborated pursuant to Article 26(2) and network codes which have been developed in accordance with Article 71(1) to (12) but which have not been adopted by the Commission pursuant to Article 71(13). Where the ENTSO for Gas has failed to implement such network codes, ACER shall request the ENTSO for Gas to provide a duly reasoned explanation as to why it has failed to do so. ACER shall inform the Commission of that explanation and provide its opinion thereon.
ACER shall monitor and analyse the implementation of the network codes and the guidelines adopted by the Commission as laid down in Articles 70, 71, 73 and 74, and their effect on the harmonisation of applicable rules aimed at facilitating market and energy system integration as well as on non-discrimination, effective competition and the proper functioning of the market, and report to the Commission.
2.   The ENTSO for Gas shall submit the draft Union-wide network development plan for natural gas, the draft annual work programme, including the information regarding the consultation process, and the other documents referred to in Article 26(3), to ACER for its opinion.
Within two months of the date of receipt, ACER shall provide a duly reasoned opinion as well as recommendations to the ENTSO for Gas and to the Commission where it considers that the draft annual work programme or the draft Union-wide network development plan for natural gas submitted by the ENTSO for Gas does not contribute to non-discrimination, effective competition, the proper functioning of the market or a sufficient level of cross-border interconnection open to third-party access. The ENTSO for Gas shall duly take into account ACER’s opinion and recommendations.
Article 28
Regulatory authorities
When carrying out their duties and exercising their powers under this Regulation, the regulatory authorities shall ensure compliance with this Regulation, the network codes and the guidelines adopted pursuant to Articles 70 to 74.
Where appropriate, they shall cooperate with each other, with the Commission and ACER pursuant to Chapter V of Directive (EU) 2024/1788.
Article 29
Consultations by the ENTSO for Gas
1.   While preparing the network codes, the draft Union-wide network development plan for natural gas and the annual work programme referred to in Article 26(1), (2) and (3), the ENTSO for Gas shall conduct an extensive public consultation process, at an early stage and in an open and transparent manner, involving all relevant market participants, and, in particular, the organisations representing all stakeholders, in accordance with the rules of procedure referred to in Article 25(1). That consultation shall also involve regulatory authorities and other national authorities, supply and production undertakings, network users including customers, distribution system operators, including relevant industry associations, technical bodies and stakeholder platforms. The ENTSO for Gas shall publish drafts of the network codes, the Union-wide network development plan for natural gas and the annual work programme for comments by the stakeholders and provide sufficient time for them to participate in the consultation process effectively. The aim of that consultation is to identify the views and proposals of the relevant stakeholders during the decision-making process.
2.   All documents and minutes of meetings related to the consultations referred to in paragraph 1 shall be made public.
3.   Before adopting the annual work programme and the network codes referred to in Article 26(1), (2) and (3), the ENTSO for Gas shall indicate how the observations received during the consultation have been taken into consideration. It shall provide reasons where observations have not been taken into account.
Article 30
Costs of the ENTSO for Gas
The costs related to the activities of the ENTSO for Gas referred to in Articles 24, 25, 26, 70 and 71 of this Regulation, and in Article 11 of Regulation (EU) 2022/869, shall be borne by the transmission system operators and shall be taken into account in the calculation of tariffs. Regulatory authorities shall approve those costs provided that they are reasonable and appropriate.
Article 31
Regional cooperation of transmission system operators
1.   Transmission system operators shall establish regional cooperation within the ENTSO for Gas to contribute to the tasks referred to in Article 26(1), (2) and (3).
2.   Transmission system operators shall promote operational arrangements in order to ensure the optimum management of the network and shall promote the development of energy exchanges, the coordinated allocation of cross-border capacity through non-discriminatory market-based solutions, paying due attention to the specific merits of implicit auctions for short-term allocations and the integration of balancing mechanisms.
3.   For the purposes of achieving the objectives set out in paragraphs 1 and 2 of this Article, the Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 80 to supplement this Regulation by establishing the definition of the geographical area covered by each regional cooperation structure, taking into account existing regional cooperation structures. Each Member State shall be allowed to promote cooperation in more than one geographical area.
For the purpose of drawing up the delegated acts referred to in the first subparagraph, the Commission shall consult ACER and the ENTSO for Gas.
Article 32
Union-wide network development plan for natural gas
The ENTSO for Gas shall adopt and publish the Union-wide network development plan for natural gas every two years. The Union-wide network development plan for natural gas shall include the modelling of the integrated network, scenario development, a European supply adequacy outlook and an assessment of the resilience of the system, including infrastructure to be decommissioned.
The Union-wide network development plan for natural gas shall, in particular:
(a)
build on national investment plans and Chapter IV of Regulation (EU) 2022/869;
(b)
regarding cross-border interconnections, also build on the reasonable needs of different network users and integrate long-term commitments from investors as referred to in Article 55(7) of Directive (EU) 2024/1788; and
(c)
identify investment gaps, in particular with respect to cross-border capacities.
With regard to the second paragraph, point (c), a review of barriers to the increase of cross-border capacity of the network arising from different approval procedures or practices may be annexed to the Union-wide network development plan for natural gas.
Article 33
Transparency requirements concerning transmission system operators
1.   The transmission system operator shall make public detailed information regarding the capacity and services it offers and the relevant conditions applied, together with the technical information necessary for network users to obtain effective network access.
2.   In order to ensure transparent, objective and non-discriminatory tariffs and facilitate efficient utilisation of the natural gas network, transmission system operators or relevant regulatory authorities shall publish reasonably and sufficiently detailed information on tariff derivation, methodology and structure.
3.   For the services provided, each transmission system operator shall make public information on technical, contracted and available capacities on a numerical basis for all relevant points including entry and exit points on a regular and rolling basis and in a user-friendly and standardised manner in accordance with the guidelines laid down in Annex I.
4.   The relevant points of a transmission system on which the information is to be made public shall be approved by the competent authorities after consultation with network users.
5.   The transmission system operator shall always disclose the information required by this Regulation in a meaningful, quantifiably clear, easily accessible and non-discriminatory manner.
6.   The transmission system operator shall make public ex ante and ex post supply and demand information, on the basis of nominations and allocations, forecasts and realised flows in and out of the system. The regulatory authority shall ensure that all such information is made public. The level of detail of the information that is made public shall reflect the information available to the transmission system operator.
The transmission system operator shall make public measures taken as well as costs incurred and revenue generated to balance the system.
The market participants concerned shall provide the transmission system operator with the data referred to in this Article.
7.   The transmission system operators shall make public detailed information regarding the quality of natural gas transported in their networks, which might affect network users, pursuant to Articles 16 and 17 of Regulation (EU) 2015/703.
Article 34
Transparency requirements concerning natural gas storage facilities, hydrogen storage facilities, LNG facilities and hydrogen terminals
1.   LNG system operators, natural gas storage system operators, hydrogen terminal operators and hydrogen storage operators shall make public detailed information regarding all services they offer and the relevant conditions applied, together with the technical information necessary for users of LNG facility, natural gas storage facility, hydrogen storage facility and hydrogen terminal to obtain effective access to the LNG facilities, natural gas storage facilities, hydrogen storage facilities and hydrogen terminals. Regulatory authorities may request those operators to make public any additional relevant information for system users.
2.   LNG system operators shall provide user-friendly instruments for calculating tariffs for the services available.
3.   For the services provided, LNG system operators, natural gas storage system operators, hydrogen terminal operators and hydrogen storage operators shall make public information on contracted and available LNG facility, natural gas storage facility, hydrogen storage facility and hydrogen terminal capacities on a numerical basis on a regular and rolling basis and in a user-friendly standardised manner.
4.   LNG system operators, natural gas storage system operators, hydrogen terminal operators and hydrogen storage operators shall disclose the information required by this Regulation in a meaningful, quantifiably clear, easily accessible and non-discriminatory manner.
5.   LNG system operators, natural gas storage system operators, hydrogen terminal operators and hydrogen storage operators shall make public the amount of natural gas or hydrogen in each LNG facility, natural gas storage facility, hydrogen storage facility and hydrogen terminal, or group of storage facilities if that corresponds to the way in which the access is offered to system users, inflows and outflows, and the available LNG facility, natural gas storage facility, hydrogen storage facility and hydrogen terminal capacities, including for those facilities exempted from third-party access. That information shall also be communicated to the transmission system operator or to the hydrogen network operator for hydrogen storage and terminals, which shall make it public on an aggregated level per system or subsystem defined by the relevant points. The information shall be updated at least daily.
Where a natural gas or hydrogen storage facility user is the only user of a natural gas storage facility or hydrogen storage facility, the natural gas or hydrogen storage system user may submit to the regulatory authority a reasoned request for confidential treatment of the data referred to in the first subparagraph. Where the regulatory authority comes to the conclusion that such a request is justified, taking into account, in particular, the need to balance the interest of legitimate protection of business secrets, the disclosure of which would negatively affect the overall commercial strategy of the storage user, with the objective of creating competitive internal markets for natural gas and hydrogen, it may allow the natural gas storage system operator or hydrogen storage operator not to make public the data referred to in the first subparagraph, for a duration of up to one year.
The second subparagraph shall apply without prejudice to the obligations referred to in the first subparagraph, unless the aggregated data are identical to the individual natural gas or hydrogen storage system data for which the regulatory authority has approved non-publication.
6.   In order to ensure transparent, objective and non-discriminatory tariffs and facilitate efficient utilisation of the infrastructures, the LNG system operators, natural gas storage system operators, hydrogen terminal operators and hydrogen storage operators or relevant regulatory authorities shall make public sufficiently detailed information on tariff derivation, the methodologies and the structure of tariffs for infrastructure under regulated third-party access. LNG facilities that have been granted an exemption, pursuant to Article 78 of this Regulation, Article 22 of Directive 2003/55/EC and Article 36 of Directive 2009/73/EC, and natural gas storage system operators under the negotiated third-party access regime shall make public tariffs for infrastructure in order to ensure a sufficient degree of transparency.
LNG system operators and natural gas storage system operators shall each publish in a transparent, continuous and user-friendly manner the information required pursuant to this Article on a single European platform that shall be maintained by those operators.
Article 35
Record keeping by system operators
Transmission system operators, natural gas storage system operators and LNG system operators shall keep at the disposal of the national authorities, including the regulatory authorities and the national competition authorities, and the Commission, all information referred to in Articles 33 and 34 and in point 3 of Annex I for a period of five years.
Section 4
Distribution system operation
Article 36
Firm capacity for renewable gas and low-carbon gas to the distribution system
1.   Distribution system operators shall ensure firm capacity for the access of the production facilities of renewable gas and low-carbon gas connected to their grid. To that end, distribution system operators shall in cooperation among themselves and with the transmission system operators, develop procedures and arrangements, including investments, to ensure reverse flow from the distribution network to the transmission network. Major investments in the natural gas transmission network resulting from the need for additional capacities in the distribution network shall be reflected in the ten-year network development plan in accordance with Article 55(2), point (a), of Directive (EU) 2024/1788.
2.   Paragraph 1 shall be without prejudice to the possibility for distribution system operators to develop alternatives to reverse-flow investments, such as smart grid solutions or connection to other network operators. Firm capacity access may be limited to offering capacities subject to operational limitations, in order to ensure infrastructure safety and economic efficiency. The regulatory authority shall ensure that any limitations in firm capacity or operational limitations are introduced by distribution system operators on the basis of transparent and non-discriminatory procedures and do not create undue barriers to market entry. Where the production facility bears the costs related to ensuring firm capacity, no limitation shall apply.
Article 37
Cooperation between distribution system operators and transmission system operators
Distribution system operators shall cooperate with other distribution system operators and transmission system operators to coordinate the maintenance, system development, new connections, decommissioning and the operation of the system to ensure system integrity, with a view to maximising capacity and minimising the use of fuel gas.
Article 38
Transparency requirements concerning distribution system operators
Where distribution system operators are responsible for gas quality management in their networks, they shall make public detailed information regarding the quality of natural gas transported in their networks, which might affect network users, pursuant to Articles 16 and 17 of Regulation (EU) 2015/703.
Article 39
European entity for distribution system operators
Distribution system operators operating a natural gas system shall and hydrogen distribution network operators operating a hydrogen network may cooperate at Union level through the EU DSO entity, in order to promote the completion and proper functioning of the internal market for natural gas, cooperate in the development of the hydrogen market and promote optimal management and a coordinated operation of distribution and transmission systems.
Registered members may participate in the EU DSO entity directly or be represented by a national association designated by a Member State or by a Union-level association.
The costs related to the activities of the EU DSO entity shall be borne by the distribution system operators and hydrogen distribution network operators that are registered members and shall be taken into account in the calculation of tariffs. Regulatory authorities shall approve costs provided that they are reasonable and proportionate and provide reasons where they are not approved.
Article 40
Changes to the principal rules and procedures for the EU DSO entity
1.   The principal rules and procedures for the EU DSO entity pursuant to Article 54 of Regulation (EU) 2019/943 shall also apply to distribution system operators operating a natural gas system and hydrogen distribution network operators.
2.   The Strategic Advisory Group referred to in Article 54(2), point (f), of Regulation (EU) 2019/943 shall also consist of representatives of associations representing European distribution system operators operating a natural gas system or European hydrogen distribution network operators.
3.   By 5 August 2025, the EU DSO entity shall submit to the Commission and to ACER draft updated statutes, including a code of conduct, a list of registered members, draft updated rules of procedure, including rules of procedure on the consultation with the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and other stakeholders, and draft updated financing rules.
The draft updated rules of procedure of the EU DSO entity shall ensure fair and balanced representation of all participating distribution system operators, including those owning or operating natural gas systems, and of hydrogen distribution network operators.
4.   Within four months of receipt of the documents submitted pursuant to paragraph 3, ACER shall provide the Commission with its opinion, after consulting organisations representing all stakeholders, in particular distribution system users, including customers.
5.   Within three months of receipt of ACER’s opinion, the Commission shall issue an opinion on the documents submitted pursuant to paragraph 3, taking into account ACER’s opinion referred to in paragraph 4.
6.   Within three months of receipt of the Commission’s positive opinion, the distribution system operators shall adopt and publish the EU DSO’s updated statutes, rules of procedure and financing rules.
7.   The documents referred to in paragraph 3 shall be submitted to the Commission and to ACER where there are changes thereto or upon the reasoned request of either of them. The Commission and ACER may issue an opinion in accordance with the process laid down in paragraphs 3, 4 and 5.
Article 41
Additional tasks of the EU DSO entity
1.   The EU DSO entity shall exercise the tasks listed in Article 55(1), points (a) to (e), of Regulation (EU) 2019/943 and undertake the activities listed in Article 55(2), points (c), (d) and (e), of that Regulation also as regards distribution systems for natural gas or hydrogen distribution networks.
2.   In addition to the tasks listed in Article 55(1) of Regulation (EU) 2019/943, the EU DSO entity shall participate in the development of network codes which are relevant to the operation and planning of distribution grids and the coordinated operation of the transmission networks and distribution networks pursuant to this Regulation and contribute to mitigating fugitive methane emissions from the natural gas system.
When participating in the development of new network codes pursuant to Article 71 of this Regulation, the EU DSO entity shall comply with the consultation requirements as laid down in Article 56 of Regulation (EU) 2019/943.
3.   In addition to the activities listed in Article 55(2) of Regulation (EU) 2019/943, the EU DSO entity shall:
(a)
cooperate with the ENTSO for Gas and the ENNOH on the monitoring of the implementation of the network codes and guidelines adopted pursuant to this Regulation which are relevant to the operation and planning of distribution grids for natural gas and hydrogen and the coordinated operation of the transmission networks and distribution networks and the hydrogen transmission networks and distribution networks;
(b)
cooperate with the ENTSO for Gas and the ENNOH and adopt best practices on the coordinated operation and planning of transmission and distribution systems and hydrogen transmission and distribution networks including issues such as the exchange of data between operators and the coordination of distributed energy resources;
(c)
work on identifying best practices for the implementation of the results of the assessments pursuant to Article 23(1b) of Directive (EU) 2018/2001 and Article 25 of Directive (EU) 2023/1791 and for the cooperation between operators of electricity distribution systems, of natural gas distribution systems, of hydrogen distribution networks and of district heating and cooling systems including for the purpose of the assessment pursuant to Article 24(8) of Directive (EU) 2018/2001, including recommendations for the appropriate placement of electrolysers with a view to ensuring the use of waste heat in district heating network.
4.   The EU DSO entity shall provide input to the ENTSO for Gas for its reporting on gas quality, with regard to the distribution systems where distribution system operators are responsible for gas quality management, as referred to in Article 26(3).
5.   The EU DSO entity shall provide input to the ENNOH for the hydrogen quality monitoring report to be adopted pursuant to Article 59(1), point (j), of this Regulation with regard to the hydrogen distribution networks where hydrogen distribution network operators are responsible for hydrogen quality management pursuant to Article 50 of Directive (EU) 2024/1788.
Section 5
Demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, and mechanism to support the market development of hydrogen
Article 42
Mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas
The Commission shall establish a mechanism for voluntary demand aggregation and the joint purchasing of natural gas pursuant to Articles 43 to 49.
Article 43
Contract with a service provider
1.   By way of derogation from Article 176 of Regulation (EU, Euratom) 2018/1046, the Commission may contract the necessary services of an entity or entities established in the Union through the relevant procurement procedures under Regulation (EU, Euratom) 2018/1046, in order to implement the objective laid down in Article 42 of this Regulation.
2.   Where the Commission selects a service provider, it shall do so on the basis of criteria that safeguard the integrity of the internal market, that ensure competition and security of supply, and that comply with Article 44. The Commission shall specify the requirements applicable to the service provider in the relevant tender specifications.
Article 44
Criteria for selecting the service provider
1.   The service provider shall be selected by the Commission among entities complying with the following eligibility criteria:
(a)
the service provider shall be established and have its operational seat in the territory of a Member State;
(b)
the service provider and its subcontractors shall not be:
(i)
subject to Union restrictive measures adopted pursuant to Article 29 TEU or Article 215 TFEU, consisting of a prohibition to make available or transfer funds or economic resources or to provide financing or financial assistance to them directly or indirectly, or of an asset freeze; or
(ii)
directly or indirectly owned or controlled by, or acting on behalf or at the direction of natural or legal persons, entities or bodies subject to such Union restrictive measures.
2.   Without prejudice to other due diligence obligations, contractual obligations between the Commission and the service providers shall be put in place to ensure that the service provider when carrying out its tasks under Article 45 does not make any funds or economic resources available, directly or indirectly, to or for the benefit of natural or legal persons, entities or bodies:
(a)
subject to Union restrictive measures adopted pursuant to Article 29 TEU or Article 215 TFEU, consisting of a prohibition to make available or transfer funds or economic resources or to provide financing or financial assistance to them directly or indirectly, or of an asset freeze; or
(b)
directly or indirectly owned or controlled by, or acting on behalf or at the direction of natural or legal persons, entities or bodies subject to such Union restrictive measures.
3.   The service provider shall not be part of a vertically integrated undertaking, except for an entity unbundled in accordance with Chapter IX of Directive (EU) 2024/1788.
Article 45
Tasks of the service provider
1.   The service provider shall organise the tasks of demand aggregation and the joint purchasing of natural gas. In particular, but not exclusively, the service provider may implement the following elements:
(a)
assessment and aggregation of demand of natural gas undertakings and undertakings consuming natural gas;
(b)
collection of offers from natural gas suppliers or producers in order to match such offers with the aggregated demand;
(c)
allocation of supply offers to participants in demand aggregation, taking into account a proportionate distribution between smaller and larger participants depending on the volumes of demand submitted;
(d)
provide any related ancillary services, including services to facilitate the conclusion of contracts for the purchase of natural gas.
Article 46
Participation in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas
1.   Participation in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas shall be open to natural gas undertakings and undertakings consuming natural gas established in the Union on a non-discriminatory basis. Such undertakings shall be precluded from participating as suppliers, producers and purchasers, if they are:
(a)
subject to Union restrictive measures adopted pursuant to Article 29 TEU or Article 215 TFEU, consisting of a prohibition to make available or transfer funds or economic resources or to provide financing or financial assistance to them directly or indirectly, or of an asset freeze; or
(b)
directly or indirectly owned or controlled by, or acting on behalf or at the direction of natural or legal persons, entities or bodies subject to such Union restrictive measures.
2.   Contractual obligations shall be put in place to ensure that no funds or economic resources are made available, directly or indirectly, to or for the benefit of natural or legal persons, entities or bodies, which are:
(a)
subject to Union restrictive measures adopted pursuant to Article 29 TEU or Article 215 TFEU, consisting of a prohibition to make available or transfer funds or economic resources or to provide financing or financial assistance to them directly or indirectly, or of an asset freeze; or
(b)
directly or indirectly owned or controlled by, or acting on behalf or at the direction of natural or legal persons, entities or bodies subject to such Union restrictive measures.
3.   Natural gas undertakings and undertakings consuming natural gas established in the Energy Community Contracting Parties may participate in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas provided that the necessary measures or arrangements are in place to allow their participation in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas pursuant to this Section.
4.   Natural gas undertakings and undertakings consuming natural gas participating in demand aggregation may, on a transparent basis, coordinate elements of the conditions of the purchase contract or use joint purchase contracts in order to achieve better conditions with their suppliers, provided that they comply with Union law, including Union competition law, in particular Articles 101 and 102 TFEU.
5.   Participants in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas shall report to the Commission or the relevant service provider, as appropriate, the following elements of the concluded contracts:
(a)
volume;
(b)
counterparts;
(c)
duration.
6.   Participants in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas may report to the Commission or the relevant service provider, as appropriate, if matching and tendering did not result in the conclusion of a supply contract.
7.   The recipient of the information reported under paragraphs 5 and 6 shall ensure that access to confidential information is strictly limited to the service provider and to Commission services for whom it is absolutely necessary to have the information available. Such information shall be handled with due confidentiality.
Article 47
Temporary limitation of participation in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas
1.   In order to protect the essential security interests of the Union and of its Member States, and in the interest of safeguarding security of supply, natural gas supplies originating in, and LNG supplies from LNG facilities located in, the Russian Federation or Belarus shall not be offered through the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas until 31 December 2025.
2.   The exclusion referred to in paragraph 1 shall apply to all LNG supplies originating in any LNG facility located in the Russian Federation or Belarus and natural gas supplies entering the Member States or Energy Community Contracting Parties through the following entry points:
(a)
Greifswald;
(b)
Lubmin II;
(c)
Imatra;
(d)
Narva;
(e)
Värska;
(f)
Luhamaa;
(g)
Šakiai;
(h)
Kotlovka;
(i)
Kondratki;
(j)
Wysokoje;
(k)
Tieterowka;
(l)
Mozyr;
(m)
Kobryń;
(n)
Sudzha (RU)/(UA);
(o)
Belgorod (RU)/(UA);
(p)
Valuyki (RU)/(UA);
(q)
Serebryanka (RU)/(UA);
(r)
Pisarevka (RU)/(UA);
(s)
Sokhranovka (RU)/(UA);
(t)
Prokhorovka (RU)/(UA);
(u)
Platovo (RU)/(UA);
(v)
Strandzha 2 (BG)/Malkoclar (TR).
Article 48
Possibility to limit the participation in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas
1.   From 1 January 2026, the Commission may decide, by means of an implementing act, to temporarily exclude natural gas originating in, or LNG supplies from LNG facilities located in, the Russian Federation or Belarus from the participation in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, where that is necessary to protect the essential security interests or the security of supply of the Union or of a Member State, provided that such measures:
(a)
do not unduly disrupt the proper functioning of the internal market for natural gas and cross-border flows of natural gas between Member States, and do not undermine the security of supply of the Union or of a Member State;
(b)
respect the principle of energy solidarity;
(c)
are taken in accordance with the rights and obligations of the Union or of the Member States with respect to third countries.
2.   Sufficiently in advance of the first tendering round in 2026, the Commission shall assess whether all the conditions laid down in paragraph 1 are met with the view to deciding on any measures referred to therein. Any such decision shall be valid for a period of up to one year and may be renewed if justified.
The Commission shall continuously assess whether the conditions laid down in paragraph 1 are met and shall keep the European Parliament and the Council duly informed about its assessments, including the assessment referred to in the first subparagraph of this paragraph.
3.   Taking into account the need to ensure the security of supply of the Union, the measures taken by the Commission pursuant to paragraph 1 may be aimed at diversifying natural gas or LNG supplies with a view to reducing dependence on Russian natural gas, where it can be demonstrated that such measures are necessary to protect the essential security interests of the Union and of the Member States.
4.   Decisions referred to in paragraph 1 shall contain a list of:
(a)
all entry points from the Russian Federation or Belarus or other third countries serving as transit countries which shall not be used to deliver natural gas supplies subject to demand aggregation and joint purchasing; and
(b)
all LNG facilities located in the Russian Federation or Belarus.
Natural gas suppliers or producers participating in the mechanism for demand aggregation and joint purchasing of natural gas shall provide assurance on the compliance with Article 47 and the decisions adopted pursuant to paragraph 1 of this Article.
5.   The Commission shall take appropriate measures to ensure the effective application of this Article and of Article 47 and may require from natural gas suppliers or producers participating in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas all the necessary information to assist it in that task, including the submission to the purchasers of the relevant shipping documents when delivering the natural gas supplies, where technically feasible.
Article 49
Steering Board
1.   In order to facilitate coordination and information exchange in relation to the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, the Commission shall be assisted by a Steering Board.
2.   The Steering Board shall be composed of representatives of Member States and one representative of the Commission. The participation of Member States shall be voluntary and depends in particular upon the agenda of the Steering Board’s meetings. The representatives of the Energy Community Contracting Parties may participate in the Steering Board upon invitation of the Commission on all matters of mutual concern. The Commission shall chair the Steering Board.
Article 50
Guarantees
Member States, in respect of participants established in their territories, or other relevant stakeholders may provide liquidity support, including guarantees, to participants in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, in accordance with State aid rules where applicable, in particular where the competent authority of the relevant Member State has declared one of the crisis levels referred to in Article 11(1) of Regulation (EU) 2017/1938.
Article 51
Reporting
The Commission shall regularly report to the Steering Board and submit an annual report to the European Parliament and to the Council on the functioning of the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas.
The information provided in the report shall include at least:
(a)
information on the number of natural gas undertakings and volumes of natural gas participating in the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas;
(b)
information on the number of contracts concluded and the resulting volumes of natural gas respectively contracted and delivered to the Union;
(c)
a description of the applicable rules in tendering rounds to participants in demand aggregation and natural gas suppliers or producers;
(d)
an overview of the overall cost of the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas, including the expenses incurred for the service provider;
(e)
any major development of the functioning of the mechanism for demand aggregation and the joint purchasing of natural gas.
Article 52
Mechanism to support the market development of hydrogen
1.   The Commission may establish a mechanism to support the market development of hydrogen including the elements specified in paragraph 2 to be implemented under the activities of the European Hydrogen Bank. That voluntary mechanism may be in place until 31 December 2029.
2.   The Commission may contract the relevant service provider, applying by analogy the procedure set out in Articles 43 and 44, for the implementation, in particular, but not exclusively, of the following elements:
(a)
collection and processing of market data on, for instance, availability of infrastructure or development of hydrogen flows and prices, to increase the transparency of the market development of hydrogen;
(b)
collection and assessment of demand from off-takers;
(c)
collection of offers for hydrogen from suppliers;
(d)
access to relevant and necessary information collected pursuant to this paragraph to suppliers and off-takers, subject to their consent and pursuant to Union competition rules.
3.   In order to contribute to the decarbonisation objectives laid down in this Regulation, Member States may ensure liquidity support, including guarantees, for hydrogen under the activities of the European Hydrogen Bank and in accordance with State aid rules where applicable.
4.   Coordination and information exchange in relation to the mechanism referred to in paragraph 1 may be facilitated by the relevant coordination group separate from expert groups dedicated to natural gas.
In the case of hydrogen, such coordination group shall be established and it shall carry out its activities under those of the European Hydrogen Bank.
5.   Prior to the expiry of the mechanism referred to in paragraph 1, the Commission shall submit a report to the European Parliament and to the Council assessing the performance of that mechanism. In particular, the Commission shall assess the contribution of that mechanism to the development of the hydrogen market in the Union.
Where appropriate, that assessment may be accompanied by a legislative proposal to develop a mechanism for voluntary demand aggregation and the joint purchasing of hydrogen.
Article 53
Participation in the mechanism to support the market development of hydrogen
1.   Participation in the mechanism to support the market development of hydrogen shall be open to hydrogen undertakings and undertakings consuming hydrogen established in the Union on a non-discriminatory basis. Such undertakings shall be precluded from participating as suppliers and off-takers if they are:
(a)
subject to Union restrictive measures adopted pursuant to Article 29 TEU or Article 215 TFEU, consisting of a prohibition to make available or transfer funds or economic resources or to provide financing or financial assistance to them directly or indirectly, or of an asset freeze; or
(b)
directly or indirectly owned or controlled by, or acting on behalf or at the direction of natural or legal persons, entities or bodies subject to such Union restrictive measures.
2.   Contractual obligations shall be put in place to ensure that no funds or economic resources are made available, directly or indirectly, to or for the benefit of natural or legal persons, entities or bodies which are:
(a)
subject to Union restrictive measures adopted pursuant to Article 29 TEU or Article 215 TFEU, consisting of a prohibition to make available or transfer funds or economic resources or to provide financing or financial assistance to them directly or indirectly, or of an asset freeze; or
(b)
directly or indirectly owned or controlled by, or acting on behalf or at the direction of natural or legal persons, entities or bodies subject to such Union restrictive measures.
3.   Hydrogen undertakings and undertakings consuming hydrogen established in the Energy Community Contracting Parties may participate in the mechanism to support the market development of hydrogen provided that the necessary measures or arrangements are in place to allow their participation in the mechanism to support the market development of hydrogen pursuant to this Article and to Articles 52 and 54.
Article 54
Possibility to limit the participation in the mechanism to support the market development of hydrogen
1.   The Commission may decide, by means of an implementing act, to temporarily exclude offers of hydrogen supplies originating in the Russian Federation or Belarus from being collected through the mechanism to support the market development of hydrogen, where necessary to protect the essential security interests or the security of supply of the Union or of a Member State, provided that such measures:
(a)
do not unduly disrupt the proper functioning of the internal market for hydrogen and do not undermine the security of supply of the Union or of a Member State;
(b)
respect the principle of energy solidarity;
(c)
are taken in accordance with the rights and obligations of the Union or of the Member States with respect to third countries.
2.   Sufficiently in advance of the first collection of offers, the Commission shall assess whether all the conditions laid down in paragraph 1 are met with the view to deciding on any measures referred to therein. Any such decision shall be valid for a period of up to one year and may be renewed if justified.
The Commission shall continuously assess whether the conditions laid down in paragraph 1 are met and shall keep the European Parliament and the Council duly informed about its assessments, including the assessment referred to in the first subparagraph of this paragraph.
3.   The Commission shall take appropriate measures to ensure the effective application of this Article.
CHAPTER III
RULES APPLICABLE TO THE HYDROGEN NETWORKS
Article 55
Cross-border coordination with regard to hydrogen quality
1.   Hydrogen transmission network operators shall cooperate to avoid restrictions to cross-border flows of hydrogen due to hydrogen quality differences in order to meet the quality requirements of different end-use applications in line with the applicable hydrogen quality standards.
2.   Where a restriction to cross-border flows due to hydrogen quality differences cannot be avoided by the hydrogen transmission network operators concerned in their standard operations, they shall inform the regulatory authorities concerned without delay. The information shall include a description and the reasons justifying any measures already taken by the hydrogen transmission network operators.
3.   The regulatory authorities concerned shall jointly agree, within six months of receipt of the information referred to in paragraph 2, whether to recognise the restriction.
4.   Where the regulatory authorities concerned recognise the restriction pursuant to paragraph 3, they shall request the hydrogen transmission network operators concerned to perform, within 12 months of the recognition of the restriction as referred to in that paragraph, the following actions in sequence:
(a)
to cooperate and develop technically feasible options in order to remove the recognised restriction;
(b)
jointly to carry out a cost-benefit analysis on the technically feasible options to define economically efficient solutions which shall specify the breakdown of costs and benefits among the categories of affected parties;
(c)
to produce an estimate of the implementation time for each potential option;
(d)
to conduct a public consultation on identified feasible solutions and take into consideration the results of that consultation;
(e)
to submit a joint proposal, on the basis of the cost-benefit analysis and results of the public consultation, for a solution removing the recognised restriction, including the timeframe for its implementation, to their regulatory authorities concerned for approval and to the other competent national authorities of each Member State concerned for information.
5.   Where the hydrogen transmission network operators concerned do not reach an agreement to submit a joint proposal pursuant to paragraph 4, point (e), each hydrogen transmission network operator shall inform its regulatory authority without delay.
6.   The regulatory authorities concerned shall take a joint coordinated decision to remove the recognised restriction, taking into account the cost-benefit analysis carried out by the hydrogen transmission network operators concerned and the results of the public consultation conducted pursuant to paragraph 4, point (d), of this Article within six months of receipt of the information referred to in paragraph 5 of this Article, in accordance with Article 6(10) of Regulation (EU) 2019/942.
7.   The joint coordinated decision of the regulatory authorities concerned referred to in paragraph 6 shall include a decision on the allocation of the investment costs to be borne by each hydrogen transmission network operator for implementing the agreed solution, as well as their inclusion in tariffs after 1 January 2033, taking into account the economic, social and environmental costs and benefits of the solution in the Member States concerned.
8.   ACER may issue recommendations to the regulatory authorities on the details of such cost allocation decisions as referred to in paragraph 7.
9.   Where the regulatory authorities concerned cannot reach an agreement as referred to in paragraph 3 of this Article, ACER shall decide on the restriction, in accordance with Article 6(10) of Regulation (EU) 2019/942. Where ACER recognises the restriction, it shall request the hydrogen transmission network operators concerned to perform, within 12 months, the actions referred to in paragraph 4 of this Article in sequence.
10.   Where the regulatory authorities concerned cannot take a joint coordinated decision as referred to in paragraphs 6 and 7 of this Article, ACER shall decide on the solution to remove the recognised restriction and on the allocation of the investment costs to be borne by each hydrogen transmission network operator for implementing the agreed solution, in accordance with Article 6(10) of Regulation (EU) 2019/942.
11.   Further details required to implement this Article, including details on a common binding hydrogen quality specification for cross-border hydrogen interconnectors, cost benefit analysis for removing cross-border flow restrictions due to hydrogen quality differences, interoperability rules for cross-border hydrogen infrastructure, including addressing interconnection agreements, units, data exchange, communication and information provision among relevant market participants, shall be laid down in a network code established pursuant to Article 72(1), point (b).
Article 56
Cooperation between hydrogen distribution network operators and hydrogen transmission network operators
Hydrogen distribution network operators shall cooperate with other hydrogen distribution network operators and hydrogen transmission network operators to coordinate the maintenance, hydrogen network development, new connections, decommissioning and the operation of the hydrogen system to ensure hydrogen system integrity, with a view to maximising capacity and minimising the energy consumption to operate the hydrogen system.
Article 57
European Network of Network Operators for Hydrogen
1.   Hydrogen transmission network operators shall cooperate at Union level through the ENNOH, in order to promote the development and proper functioning of the internal market for hydrogen and cross-border trade and to ensure the optimal management, coordinated operation and sound technical evolution of the European hydrogen transmission network.
2.   The ENNOH shall cooperate closely with the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas on identifying synergies and on fostering system integration across energy carriers in order to facilitate overall energy system efficiency.
3.   The ENNOH shall consist of hydrogen transmission network operators certified pursuant to Article 71 of Directive (EU) 2024/1788.
Hydrogen transmission network operators shall be eligible to become a member of the ENNOH from the start of the certification procedure conducted by the regulatory authority, subject to:
(a)
subsequent positive certification in accordance with Article 14 of this Regulation and Article 71 of Directive (EU) 2024/1788 conducted within 24 months of becoming a member of the ENNOH; and
(b)
at least developing hydrogen infrastructure projects with a final investment decision within four years of becoming a member of the ENNOH.
If the final certification decision referred to in the second subparagraph, point (a), has not been taken within 24 months of becoming a member of the ENNOH or if the final investment decision referred to in the second subparagraph, point (b), has not been taken within four years of becoming a member of the ENNOH, the ENNOH membership of the hydrogen transmission network operator shall expire.
4.   By way of derogation from paragraph 3 of this Article, a hydrogen transmission network operator that benefits from a derogation from Article 68 of Directive (EU) 2024/1788 shall be eligible to become a member of the ENNOH, provided that the operator is established in a Member State where no other hydrogen transmission network operator is a member of the ENNOH pursuant to paragraph 3 of this Article. Member States may nominate such a hydrogen transmission network operator and shall submit any such nomination to the ENNOH, the Commission and ACER. Member States may revoke such a nomination at any time. Where the hydrogen transmission network operator has not taken a final investment decision with regard to a hydrogen infrastructure project within four years of becoming a member of the ENNOH, that operator’s membership of the ENNOH shall expire.
5.   Member States which have not designated a hydrogen transmission network operator, but which plan to develop a hydrogen transmission network in accordance with their integrated national energy and climate plans, may nominate an entity as associated partner within the ENNOH. The Member State concerned shall submit a nomination pursuant to this paragraph to the ENNOH, the Commission and ACER. The Member State concerned may revoke such a nomination at any time. That nomination shall expire when a hydrogen transmission network operator established in the Member State concerned becomes a member of the ENNOH.
6.   When performing its functions under Union law, the ENNOH shall act with a view to establishing a properly functioning and integrated internal market for hydrogen and shall contribute to the efficient and sustainable achievement of the objectives laid down in the policy framework for climate and energy, in particular by contributing to the efficient integration of hydrogen produced from renewable energy sources and to increases in energy efficiency while maintaining hydrogen system security. The ENNOH shall have adequate human and financial resources to carry out its duties.
7.   By 1 September 2024, the hydrogen transmission network operators shall submit to the Commission and to ACER the draft statutes, a list of members and draft rules of procedure, including the rules of procedure on the consultation of stakeholders, of the ENNOH to be established.
8.   The hydrogen transmission network operators shall submit to the Commission and to ACER any draft amendments to the statutes, list of members or rules of procedure of the ENNOH.
9.   Within four months of receipt of the drafts referred to in paragraph 7 and the draft amendments to the statutes, list of members or rules of procedure referred to in paragraph 8, ACER shall, after consulting the organisations representing all stakeholders, in particular the hydrogen system users, including customers, provide an opinion to the Commission on those drafts or draft amendments to the statutes, list of members or rules of procedure.
10.   The Commission shall issue an opinion on the drafts and draft amendments to the statutes, list of members or rules of procedure, taking into account ACER’s opinion referred to in paragraph 9, within three months of the date of receipt of that opinion.
11.   Within three months of receipt of the Commission’s favourable opinion, the hydrogen transmission network operators shall adopt and publish the statutes, list of members and rules of procedure of the ENNOH.
12.   The documents referred to in paragraph 7 shall be submitted to the Commission and ACER where there are changes thereto or upon the reasoned request of the Commission or ACER. The Commission and ACER shall issue their opinions in accordance with paragraphs 9, 10 and 11.
Article 58
Transition to the ENNOH
Until the ENNOH is established, the ENTSO for Gas shall be responsible for the development of Union-wide network development plans for natural gas and hydrogen referred to in Articles 32 and 60. When carrying out that task, the ENTSO for Gas shall ensure the effective consultation and inclusion of all market participants, including hydrogen market participants.
Article 59
Tasks of the ENNOH
1.   The ENNOH shall have the following tasks:
(a)
develop network codes in the areas listed in Article 72 with a view to achieving the objectives set out in Article 57;
(b)
develop jointly with the ENTSO for Gas the network codes referred to in Article 72(1), point (f);
(c)
adopt and publish, every two years, a non-binding Union-wide ten-year network development plan for hydrogen referred to in Article 60 (the ‘Union-wide network development plan for hydrogen’), including a European supply adequacy outlook;
(d)
cooperate with the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the EU DSO entity;
(e)
develop recommendations to hydrogen transmission network operators on their technical cooperation with hydrogen distribution network operators and with transmission system operators and distribution system operators in the Union;
(f)
develop recommendations relating to the coordination of technical cooperation between Union and third-country hydrogen network operators;
(g)
adopt an annual work programme;
(h)
adopt an annual report;
(i)
adopt an annual outlook for the hydrogen supply covering Member States where hydrogen is used in electricity generation;
(j)
adopt a hydrogen quality monitoring report by 15 May 2026 and every two years thereafter, including developments and forecasts for the expected developments of hydrogen quality parameters, as well as information on cases related to differences in hydrogen quality specifications and how such cases were settled;
(k)
promote cybersecurity and data protection in cooperation with relevant authorities and regulated entities;
(l)
develop and promote best practices in the detection, monitoring and reduction of hydrogen leaks.
2.   The ENNOH shall monitor and analyse the implementation of the network codes and the guidelines adopted by the Commission in accordance with Articles 72, 73 and 74, and their effect on the harmonisation of applicable rules aimed at facilitating hydrogen market development and integration. The ENNOH shall report its findings to ACER and shall include the results of the analysis in the annual report referred to in paragraph 1, point (h), of this Article.
3.   The ENNOH shall publish the minutes of its assembly meetings, board meetings and committee meetings and provide the public with regular information on its decision-making and activities.
4.   The annual work programme referred to in paragraph 1, point (g), shall contain a list and description of the network codes to be prepared, a plan on the coordination of the operation of the hydrogen network, a list of research and development activities, to be realised in the course of that year, and an indicative calendar.
5.   The ENNOH shall provide ACER with the information ACER requires to fulfil its tasks pursuant to Article 64. In order to enable the ENNOH to meet that requirement, hydrogen transmission network operators shall provide the ENNOH with the requested information.
6.   Upon request of the Commission, the ENNOH shall give its views to the Commission on the adoption of the guidelines as laid down in Article 74.
Article 60
Union-wide network development plan for hydrogen
1.   The Union-wide network development plan for hydrogen shall include the modelling of the integrated hydrogen network, scenario development, a European supply adequacy outlook and an assessment of the resilience of the system.
The Union-wide network development plan for hydrogen shall, in particular:
(a)
build on the national hydrogen transmission network development plans as laid down in Article 55 of Directive (EU) 2024/1788 and Chapter IV of Regulation (EU) 2022/869;
(b)
regarding cross-border interconnections, also build on the reasonable needs of different network users and integrate long-term commitments from investors as referred to in Article 55(7) of Directive (EU) 2024/1788; and
(c)
identify investment gaps, in particular with respect to the necessary cross-border capacities, to implement the priority corridors for hydrogen and electrolysers as referred to in point 3 of Annex I to Regulation (EU) 2022/869.
With regard to the second subparagraph, point (c), a review of barriers to the increase of cross-border capacity of the network arising from different approval procedures or practices may be annexed to the Union-wide network development plan for hydrogen. Such a review may be accompanied, where appropriate, by a comprehensive plan to remove such barriers and accelerate the implementation of the priority corridors for hydrogen and electrolysers.
2.   ACER shall provide an opinion on the national hydrogen transmission network development plans where relevant to assess their consistency with the Union-wide network development plan for hydrogen. If ACER identifies inconsistencies between a national hydrogen transmission network development plan and the Union-wide network development plan for hydrogen, it shall recommend amending the national hydrogen transmission network development plan or the Union-wide network development plan for hydrogen as appropriate.
3.   When developing the Union-wide network development plan for hydrogen, the ENNOH shall cooperate with the ENTSO for Electricity and with the ENTSO for Gas, in particular on the development of the energy system wide cost-benefit analysis and the interlinked energy market and network model including electricity, natural gas and hydrogen transport infrastructure as well as natural gas storage, hydrogen storage, LNG and hydrogen terminals and electrolysers referred to in Article 11 of Regulation (EU) 2022/869, the scenarios for the ten-year network development plans referred to in Article 12 of that Regulation and the infrastructure gaps identification referred to in Article 13 of that Regulation.
Article 61
Union-level integrated network planning
1.   During the transitional period until 1 January 2027, the ENTSO for Gas shall develop the 2026 Union-wide network development plan for hydrogen, with the full involvement of hydrogen transmission network operators and together with the ENNOH as soon as it is established. The 2026 Union-wide network development plan for hydrogen shall consist of two separate chapters, one for hydrogen and one for natural gas. The ENTSO for Gas shall without delay transfer to the ENNOH all the information, including data and analyses it collected during the preparation of the Union-wide network development plans for hydrogen by 1 January 2027.
2.   The ENNOH shall develop the 2028 Union-wide network development plan for hydrogen pursuant to this Article and Article 60.
3.   The ENNOH shall cooperate closely with the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas to develop integrated Union-wide network development plans pursuant to Articles 32 and 60 of this Regulation and to Article 30 of Regulation (EU) 2019/943 respectively. That cooperation shall include in particular the following:
(a)
the ENNOH, together with the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas, shall develop a single set of joint scenarios for the ten-year network development plans pursuant to Article 12 of Regulation (EU) 2022/869;
(b)
the ENNOH, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas, working together, shall each develop coordinated infrastructure gaps reports within the framework of the Union-wide ten-year network development plans pursuant to Article 13 of Regulation (EU) 2022/869;
(c)
within six months of approval of the joint scenarios report pursuant to Article 12(6) of Regulation (EU) 2022/869 and every two years thereafter, the ENNOH shall publish the infrastructure gaps reports developed within the framework of the Union-wide ten-year network development plans;
(d)
the ENNOH shall draft a single sector draft methodology for an energy system wide hydrogen cost-benefit analysis and a consistent and progressively integrated model together with the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas pursuant to Article 11 of Regulation (EU) 2022/869, which shall be consistent with the methodologies developed both by the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas pursuant to Article 11 of Regulation (EU) 2022/869 and shall provide transparency with regard to the most cost-efficient solutions across energy carriers, including non-infrastructure-based solutions;
(e)
the methodologies referred to in point (d) of this paragraph shall be applied for the preparation of each subsequent Union-wide network development plan for hydrogen developed by the ENNOH pursuant to Article 60 of this Regulation;
(f)
the ENNOH shall develop the joint scenarios, infrastructure gaps reports, the single sector draft methodology and the integrated model in accordance with Articles 11, 12 and 13 of Regulation (EU) 2022/869;
(g)
where decisions need to be made to ensure system efficiency as defined in Article 2, point (4), of Directive (EU) 2023/1791 across energy-carriers the Commission shall ensure that the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH cooperate closely;
(h)
the ENNOH, the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas shall cooperate in an efficient, inclusive and transparent manner, they shall facilitate taking decisions by consensus and they shall develop the necessary working arrangements for the purpose of enabling such cooperation and ensuring their fair representation.
The ENNOH, together with the ENTSO for Electricity and the ENTSO for Gas, may establish working groups to fulfil its obligations pursuant to the first subparagraph, points (a), (b) and (d) and shall ensure fair and equal representation of the hydrogen, electricity and gas sectors in the working groups.
Article 62
Costs of the ENNOH
The costs related to the execution of tasks of the ENNOH referred to in Article 59 shall be borne by the hydrogen transmission network operators and shall be taken into account in the calculation of tariffs. Regulatory authorities shall approve those costs provided that they are reasonable and appropriate.
Article 63
Consultations by the ENNOH
1.   While preparing the proposals pursuant to the tasks referred to in Article 59, the ENNOH shall conduct an extensive public consultation process, at an early stage and in an open and transparent manner, involving all relevant market participants, and, in particular, the organisations representing all stakeholders, in accordance with the rules of procedure referred to in Article 57. The consultation process shall accommodate stakeholder comments before the final adoption of the proposal, with the aim of identifying the views and proposals of all relevant stakeholders during the decision-making process. That consultation shall also involve regulatory authorities and other national authorities, producers, network users including customers, technical bodies and stakeholder platforms.
2.   All documents and minutes of meetings related to the consultations referred to in paragraph 1 shall be made public.
3.   Before adopting the proposals referred to in Article 59, the ENNOH shall indicate how the observations received during the consultation have been taken into consideration. It shall provide reasons where observations have not been taken into account.
Article 64
ACER’s monitoring of the ENNOH
1.   ACER shall monitor the execution of the tasks of the ENNOH referred to in Article 59 and report its findings to the Commission.
2.   ACER shall monitor the implementation by the ENNOH of network codes and guidelines adopted by the Commission as laid down in Articles 72, 73 and 74. Where the ENNOH has failed to implement such network codes or guidelines, ACER shall request the ENNOH to provide a duly reasoned explanation as to why it has failed to do so. ACER shall inform the Commission of that explanation and provide its opinion thereon.
3.   The ENNOH shall submit the draft Union-wide network development plan for hydrogen, the draft annual work programme, including the information regarding the consultation process, and the other documents referred to in Article 59 to ACER for its opinion.
Within two months of the date of receipt, ACER shall provide a duly reasoned opinion as well as recommendations to the ENNOH and to the Commission where it considers that the draft annual work programme or the draft Union-wide network development plan for hydrogen submitted by the ENNOH does not contribute to non-discrimination, effective competition, the proper functioning of the market or a sufficient level of cross-border interconnection. The ENNOH shall duly take into account ACER’s opinion and recommendations.
Article 65
Regional cooperation of hydrogen transmission network operators
1.   Hydrogen transmission network operators shall establish regional cooperation within the ENNOH to contribute to the tasks referred to in Article 59.
2.   Hydrogen transmission network operators shall promote operational arrangements in order to ensure the optimum management of the network and shall ensure interoperability of the interconnected Union hydrogen system for facilitating commercial and operational cooperation between adjacent hydrogen transmission network operators.
Article 66
Transparency requirements concerning hydrogen network operators
1.   The hydrogen network operator shall make public detailed information regarding the services it offers and the relevant conditions applied, together with the technical information necessary for hydrogen network users to obtain effective network access.
2.   In order to ensure transparent, objective and non-discriminatory tariffs and facilitate efficient utilisation of the hydrogen network, from 1 January 2031 hydrogen network operators or relevant regulatory authorities shall publish complete information on tariff derivation, methodology and structure.
3.   The hydrogen network operators shall make public detailed information regarding the quality of hydrogen transported in their networks, which might affect network users.
4.   The relevant points of a hydrogen network on which the information is to be made public shall be approved by the competent authorities after consultation with hydrogen network users.
5.   The hydrogen network operators shall always disclose the information required by this Regulation in a meaningful, quantifiably clear, easily accessible and non-discriminatory manner.
6.   The hydrogen network operators shall make public ex ante and ex post supply and demand information, including a periodic forecast and the recorded information. The regulatory authority shall ensure that all such information is made public. The level of detail of the information that is made public shall reflect the information available to the hydrogen network operator.
7.   The market participants concerned shall provide the hydrogen network operator with the data referred to in this Article.
8.   Further details required to implement the transparency requirements for hydrogen network operators, including further details on the content, frequency and form of information provision by hydrogen network operators, shall be laid down in a network code established in accordance with Article 72(2).
Article 67
Record keeping in the hydrogen system
Hydrogen network operators, hydrogen storage operators and hydrogen terminal operators shall keep at the disposal of the national authorities, including the regulatory authorities and the national competition authorities, and the Commission, all information referred to in Articles 34 and 66 and in point 4 of Annex I for a period of five years.
Article 68
Presumption of conformity of practices with harmonised standards for hydrogen
Practices which are in conformity with harmonised standards, or parts thereof, the references of which have been published in the Official Journal of the European Union shall be presumed to be in conformity with the requirements laid down in delegated acts adopted pursuant to Article 72(1), point (b).
Article 69
Common specifications for hydrogen
1.   The Commission may lay down common specifications in a network code pursuant to Article 72(1), point (b), of this Regulation or may adopt implementing acts establishing common specifications for the requirements laid down in Article 50 of Directive (EU) 2024/1788, where:
(a)
those requirements are not covered by harmonised standards, or parts thereof, the references of which have been published in the Official Journal of the European Union;
(b)
the Commission has requested, pursuant to Article 10(1) of Regulation (EU) No 1025/2012, one or more European standardisation organisation to draft a harmonised standard for those requirements and at least one of the following conditions has been fulfilled:
(i)
the request of the Commission has not been accepted by any of the European standardisation organisations;
(ii)
the Commission observes undue delays in the adoption of the requested harmonised standards;
(iii)
a European standardisation organisation has delivered a standard that does not entirely correspond with the request of the Commission; or
(c)
the Commission has decided in accordance with the procedure referred to in Article 11(5) of Regulation (EU) No 1025/2012 to maintain with restriction or to withdraw the references to the harmonised standards, or parts thereof, by which those requirements are covered.
The implementing acts referred to in the first subparagraph of this paragraph shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 81(3).
2.   In the early preparation of the draft implementing act establishing the common specifications referred to in paragraph 1, the Commission shall gather the views of relevant bodies or expert groups established under relevant sectorial Union law, and shall duly consult all relevant stakeholders. On the basis of that consultation, the Commission shall prepare the draft implementing act.
3.   Practices which are in conformity with common specifications, or parts thereof, shall be presumed to be in conformity with the requirements laid down in the delegated acts adopted pursuant to Article 72(1), point (b), to the extent that those requirements are covered by such common specifications or parts thereof.
4.   Where a harmonised standard is adopted by a European standardisation organisation and proposed to the Commission for the purpose of publishing its reference in the Official Journal of the European Union, the Commission shall assess the harmonised standard in accordance with Regulation (EU) No 1025/2012. When the reference of a harmonised standard is published in the Official Journal of the European Union, the Commission shall repeal implementing acts referred to in paragraph 1 of this Article, or parts thereof which cover the same requirements referred to in paragraph 1 of this Article.
CHAPTER IV
NETWORK CODES AND GUIDELINES
Article 70
Adoption of network codes and guidelines
1.   The Commission may, subject to the empowerments laid down in Articles 71 to 74, adopt delegated or implementing acts. Such acts may either be adopted as network codes on the basis of text proposals developed by the ENTSO for Gas or the ENNOH, or, where so provided for in the priority list established pursuant to Article 71(3), by the EU DSO entity, where relevant in cooperation with the ENTSO for Gas, the ENNOH and ACER, pursuant to the procedure laid down in Articles 71, 72 and 73, or as guidelines pursuant to the procedure laid down in Article 74.
2.   The network codes and guidelines shall:
(a)
provide the minimum degree of harmonisation required to achieve the objectives of this Regulation;
(b)
take into account regional specificities, where appropriate;
(c)
not go beyond what is necessary for the purposes of point (a); and
(d)
apply to all interconnection points within the Union and entry points from and exit points to third countries from 5 August 2026.
3.   Until 5 February 2026, regulatory authorities may submit a request to the Commission for a derogation from the application of the network codes and guidelines referred to in paragraph 1 at entry points from and exit points to third countries pursuant to paragraph 2, point (d). The request for a derogation shall be submitted simultaneously to the Commission and to ACER. Within three months of the date of receipt of the request for a derogation ACER shall provide a reasoned opinion to the Commission.
The Commission shall adopt a decision on the request for a derogation, taking into account ACER’s reasoned opinion and after assessing whether the regulatory authority has:
(a)
demonstrated that a network code or guideline, or specific element of those acts, cannot be effectively implemented at entry points from and exit points to third countries; in the case of interconnection points with third countries which have the obligation to adapt to the Union energy acquis, including this Regulation, pursuant to an agreement concluded between the Union and those third countries, but where application or implementation has not been completed, the request for a derogation shall specify which provisions of this Regulation have not been effectively applied or implemented in the third country concerned or which technical rules or lack of technical rules in the third country impede the application of the specific provisions of the relevant network code or guideline;
(b)
explained which measures were taken to alleviate the obstacles to the application of the specific provisions of the relevant network code or guideline;
(c)
demonstrated that the derogation is not detrimental to the proper functioning of the internal market for natural gas, or to the security of supply of the Union or of a Member State.
The derogation shall be limited to the specific provisions that cannot be effectively implemented and shall be granted for a limited period of time.
Article 71
Establishment of network codes for natural gas
1.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 80 to supplement this Regulation by establishing network codes in the following areas:
(a)
network security and reliability rules including rules for operational network security as well as reliability rules ensuring the quality of service of the network;
(b)
network connection rules including rules on the connection of renewable gas and low-carbon gas production facilities, and procedures for connection requests;
(c)
operational procedures in an emergency including system defence plans, restoration plans, market interactions, information exchange and communication tools and facilities;
(d)
rules for trading related to technical and operational provision of network access services and system balancing;
(e)
energy efficiency of natural gas networks and components as well as energy efficiency with regard to network planning and investments enabling the most energy efficient solution from a system perspective;
(f)
cybersecurity aspects of cross-border natural gas flows, including rules on common minimum requirements, planning, monitoring, reporting and crisis management.
2.   The Commission may adopt implementing acts establishing network codes in the following areas:
(a)
interoperability rules for the natural gas system, implementing Article 21 of this Regulation and Articles 10, 39 and 44 of Directive (EU) 2024/1788, including addressing interconnection agreements, rules on flow control and measurement principles for the quantity of natural gas and gas quality, allocation and matching rules, common sets of units, data exchange, gas quality, including rules on managing cross-border restrictions due to gas quality differences or due to differences in odorisation practices or due to differences in the volume of hydrogen blended in the natural gas system, cost-benefit analyses for removing cross-border flow restrictions, Wobbe Index classification, mitigating measures, minimum acceptance levels for gas quality parameters relevant for ensuring the unhindered cross-border flow of biomethane, for example oxygen content, short- and long-term gas quality monitoring, information provision and cooperation among relevant market participants, reporting on gas quality, transparency, communication procedures including in the case of exceptional circumstances;
(b)
capacity-allocation and congestion-management rules implementing Articles 8 to 11 of this Regulation and Article 31 of Directive (EU) 2024/1788, including rules on cooperation on maintenance procedures and capacity calculation affecting capacity allocation, the standardisation of capacity products and units including bundling, the allocation methodology including auction algorithms, sequence and procedure for existing, incremental, firm and interruptible capacity, capacity booking platforms, oversubscription and buy back schemes, short and long-term use-it-or-lose-it schemes or any other congestion-management scheme that prevents the hoarding of capacity;
(c)
balancing rules including network-related rules on nomination procedures, rules for imbalance charges, settlement processes associated with the daily imbalance charge and rules for operational balancing between transmission system operators’ systems implementing Articles 8 to 11 of this Regulation and Article 39(5) of Directive (EU) 2024/1788;
(d)
rules on harmonised transmission tariff structures implementing Articles 17 and 18 of this Regulation and Article 78(7) of Directive (EU) 2024/1788, including rules on the application of a reference price methodology, the associated consultation and publication requirements including for the allowed or target revenue as well as the calculation of reserve prices for standard capacity products, discounts for LNG terminal and storage, procedures for the implementation of providing a discount for renewable gas and low-carbon gas, including common principles for inter-transmission-system-operator compensation mechanisms pursuant to Article 17(4) and Article 18 of this Regulation, where appropriate;
(e)
rules for determining the value of transferred assets and the dedicated charge.
The implementing acts referred to in the first subparagraph of this paragraph shall be adopted in accordance with the examination procedure referred to in Article 81(3).
3.   The Commission shall, after consulting ACER, the ENTSO for Gas, the ENNOH, the EU DSO entity and other relevant stakeholders, establish, every three years, a priority list, identifying the areas set out in paragraphs 1 and 2 to be included in the development of network codes.
If the subject matter of the network code is directly related to the operation of the distribution system and not primarily relevant to the transmission system, the Commission may require the EU DSO entity, in cooperation with the ENTSO for Gas, to convene a drafting committee and submit a proposal for a network code to ACER.
4.   The Commission shall request ACER to submit to it, within a reasonable period not exceeding six months of receipt of the Commission’s request, non-binding framework guidelines setting out clear and objective principles for the development of network codes relating to the areas identified in the priority list. The request of the Commission may include conditions which the framework guidelines shall address. Those framework guidelines shall contribute to market integration, non-discrimination, effective competition, and the proper functioning of the market. Upon the reasoned request of ACER, the Commission may extend the period for submitting the framework guidelines.
5.   ACER shall consult the ENTSO for Gas, the ENNOH, the EU DSO entity, and other relevant stakeholders with regard to the framework guidelines, for a period of no less than two months, in an open and transparent manner.
6.   ACER shall submit framework guidelines to the Commission where requested to do so under paragraph 4.
7.   If the Commission considers that the framework guidelines do not contribute to market integration, non-discrimination, effective competition and the proper functioning of the market, it may request ACER to review the framework guidelines within a reasonable period and resubmit it to the Commission.
8.   If ACER fails to submit or resubmit framework guidelines within the period set by the Commission under paragraph 4 or 7, the Commission shall develop the framework guidelines concerned.
9.   The Commission shall request the ENTSO for Gas or, where provided for in the priority list referred to in paragraph 3, the EU DSO entity in cooperation with the ENTSO for Gas, to submit to ACER, within a reasonable period not exceeding 12 months of receipt of the Commission’s request, a proposal for a network code in accordance with the relevant framework guidelines.
10.   The ENTSO for Gas, or where provided for in the priority list referred to in paragraph 3 the EU DSO entity, in cooperation with the ENTSO for Gas, shall convene a drafting committee to assist it in the network code development process. The drafting committee shall consist of representatives of ACER, the ENTSO for Gas, the ENNOH, where appropriate the EU DSO entity, and a limited number of the main affected stakeholders. The ENTSO for Gas or where provided for in the priority list referred to paragraph 3 the EU DSO entity, in cooperation with the ENTSO for Gas, shall develop proposals for network codes in the areas referred to in paragraphs 1 and 2 where so requested by the Commission pursuant to paragraph 9.
11.   ACER shall revise the proposal for a network code to ensure that it complies with the relevant framework guidelines and contributes to market integration, non-discrimination, effective competition and the proper functioning of the market, and shall submit the revised network code to the Commission within six months of receipt of the proposal. In the proposal submitted to the Commission, ACER shall take into account the views provided by all involved parties during the drafting of the proposal for a network code led by the ENTSO for Gas or the EU DSO entity and shall consult the relevant stakeholders on the revised version of the proposal for a network code to be submitted to the Commission.
12.   Where the ENTSO for Gas or the EU DSO entity have failed to develop a network code within the period set by the Commission pursuant to paragraph 9, the Commission may request ACER to prepare a draft network code on the basis of the relevant framework guidelines. ACER may launch a further consultation for the purpose of preparing a draft network code pursuant to this paragraph. ACER shall submit a draft network code prepared pursuant to this paragraph to the Commission and may recommend that it be adopted.
13.   Where the ENTSO for Gas or the EU DSO entity have failed to develop a network code, or ACER has failed to develop a draft network code as referred to in paragraph 12, the Commission may adopt, on its own initiative, or upon the proposal of ACER under paragraph 11, one or more network codes in the areas listed in paragraphs 1 and 2.
14.   Where the Commission proposes to adopt a network code on its own initiative as referred to in paragraph 13, the Commission shall consult ACER, the ENTSO for Gas and all relevant stakeholders with regard to the draft network code for a period of no less than two months.
15.   This Article shall be without prejudice to the Commission’s right to adopt and amend the guidelines as laid down in Article 74. It shall be without prejudice to the possibility for the ENTSO for Gas to develop non-binding guidance in the areas set out in paragraphs 1 and 2 of this Article where such guidance does not relate to areas covered by a request addressed to the ENTSO for Gas by the Commission. The ENTSO for Gas shall submit any such guidance to ACER for an opinion and shall duly take that opinion into account.
Article 72
Establishment of network codes for hydrogen
1.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 80 to supplement this Regulation by establishing network codes in the following areas:
(a)
energy efficiency regarding hydrogen networks and components as well as energy efficiency with regard to network planning and investments enabling the most energy efficient solution from a system perspective;
(b)
interoperability rules for the hydrogen network, including addressing interconnection agreements, units, data exchange, transparency, communication, information provision and cooperation among relevant market participants as well as hydrogen quality, including common specifications at interconnection points and standardisation, odorisation, cost benefit analyses for removing cross-border flow restrictions due to hydrogen quality differences and reporting on hydrogen quality;
(c)
rules for the system of financial compensation for cross-border hydrogen infrastructure referred to in Article 59 of Directive (EU) 2024/1788;
(d)
capacity-allocation and congestion-management rules, including rules on cooperation on maintenance procedures and capacity calculation affecting capacity allocation, the standardisation of capacity products and units including bundling, the allocation methodology including auction algorithms, sequence and procedure for existing, incremental, firm and interruptible capacity, capacity booking platforms, oversubscription and buy back schemes, short and long-term use-it-or-lose-it schemes or any other congestion-management scheme that prevents the hoarding of capacity;
(e)
rules regarding harmonised tariff structures for hydrogen network access, including for tariffs at interconnection points as referred to in Article 7(8), rules on the application of a reference price methodology, the associated consultation and publication requirements including for the allowed or target revenue, as well as the calculation of reserve prices for standard capacity products and allowed revenue;
(f)
rules for determining the value of transferred assets and the dedicated charge;
(g)
rules for determining the inter-temporal cost allocation;
(h)
balancing rules including network-related rules on nomination procedure, rules for imbalance charges and rules for operational balancing between hydrogen network operators’ networks, imbalance charges, settlement processes associated with the daily imbalance charge and operational balancing between hydrogen network operators’ networks;
(i)
cybersecurity aspects of cross-border hydrogen flows, including rules on common minimum requirements, planning, monitoring, reporting and crisis management.
2.   The Commission may adopt implementing acts establishing network codes in the area of transparency rules implementing Article 66, including further details on the content, frequency and form of information provision by hydrogen network operators and implementing point 4 of Annex I, including details on the format and content of the information necessary for network users for effective access to the network, information to be published at relevant points, and details on time schedules.
The implementing acts referred to in the first subparagraph of this paragraph shall be adopted in accordance with the advisory procedure referred to in Article 81(2).
3.   The Commission shall, after consulting ACER, the ENNOH and, where relevant, the ENTSO for Gas or the EU DSO entity, as well as other relevant stakeholders, establish, every three years, a priority list, identifying the areas set out in paragraphs 1 and 2 of this Article to be included in the development of network codes. The Commission shall establish the first priority list for the development of hydrogen network codes within one year of the establishment of the ENNOH as provided for in Article 57.
4.   The Commission shall request ACER to submit to it, within a reasonable period not exceeding six months of receipt of the Commission’s request, non-binding framework guidelines setting out clear and objective principles for the development of network codes relating to the areas identified in the priority list. The request of the Commission may include conditions which the framework guidelines shall address. Those framework guidelines shall contribute to market integration, non-discrimination, effective competition, and the proper functioning of the market. Upon the reasoned request of ACER, the Commission may extend the period for submitting the framework guidelines.
5.   ACER shall consult the ENNOH and, where relevant, the ENTSO for Gas, as well as other relevant stakeholders with regard to the framework guidelines, for a period of no less than two months, in an open and transparent manner.
6.   ACER shall submit framework guidelines to the Commission where requested to do so under paragraph 4.
7.   If the Commission considers that the framework guidelines do not contribute to market integration, non-discrimination, effective competition and the proper functioning of the market, it may request ACER to review the framework guidelines within a reasonable period and resubmit it to the Commission.
8.   If ACER fails to submit or resubmit framework guidelines within the period set by the Commission under paragraph 4 or 7, the Commission shall develop the framework guidelines concerned.
9.   The Commission shall request the ENNOH to submit to ACER, within a reasonable period not exceeding 12 months of receipt of the Commission’s request, a proposal for a network code in accordance with the relevant framework guidelines.
10.   The ENNOH shall convene a drafting committee to assist it in the network code development process. The drafting committee shall consist of representatives of ACER, the ENTSO for Gas, the ENTSO for Electricity and, where appropriate, the EU DSO entity, and a limited number of the main affected stakeholders. The ENNOH shall develop proposals for network codes in the areas referred to in paragraphs 1 and 2 where so requested by the Commission pursuant to paragraph 9.
11.   ACER shall revise the proposal for a network code to ensure that it complies with the relevant framework guidelines and contributes to market integration, non-discrimination, effective competition and the proper functioning of the market and shall submit the revised network code to the Commission within six months of receipt of the proposal. In the proposal submitted to the Commission, ACER shall take into account the views provided by all involved parties during the drafting of the proposal for a network code led by the ENNOH and shall consult the relevant stakeholders on the revised version of the proposal for a network code to be submitted to the Commission.
12.   Where the ENNOH has failed to develop a network code within the period set by the Commission pursuant to paragraph 9, the Commission may request ACER to prepare a draft network code on the basis of the relevant framework guidelines. ACER may launch a further consultation for the purpose of preparing a draft network code pursuant to this paragraph. ACER shall submit a draft network code prepared pursuant to this paragraph to the Commission and may recommend that it be adopted.
13.   Where the ENNOH has failed to develop a network code, or ACER has failed to develop a draft network code as referred to in paragraph 12, the Commission may adopt, on its own initiative, or upon the proposal of ACER pursuant to paragraph 11, one or more network codes in the areas listed in paragraphs 1 and 2.
14.   Where the Commission proposes to adopt a network code on its own initiative as referred to in paragraph 13, it shall consult ACER, the ENNOH, the ENTSO for Gas and all relevant stakeholders with regard to the draft network code for a period of no less than two months.
15.   This Article shall be without prejudice to the Commission’s right to adopt and amend the guidelines as laid down in Article 74. It shall be without prejudice to the possibility for the ENNOH to develop non-binding guidance in the areas set out in paragraphs 1 and 2 of this Article where such guidance does not relate to areas covered by a request addressed to the ENNOH by the Commission. The ENNOH shall submit any such guidance to ACER for an opinion and shall duly take that opinion into account.
Article 73
Amendments to network codes
1.   The Commission is empowered to amend the network codes within the areas listed in Article 71(1) and (2) and in Article 72(1) and (2) in accordance with the relevant procedure set out in those Articles.
2.   Persons who are likely to have an interest in any network code adopted pursuant to Articles 70, 71, 72 and this Article, including the ENTSO for Gas, the ENNOH, the EU DSO entity, regulatory authorities, transmission system operators, distribution system operators, system users and consumers, may propose draft amendments to that network code to ACER. ACER may also propose amendments on its own initiative.
3.   ACER may make reasoned proposals to the Commission for amendments, explaining how such proposals are consistent with the objectives of the network codes set out in Article 70 of this Regulation. Where it considers a proposal for an amendment to be admissible and where it proposes amendments on its own initiative, ACER shall consult all relevant stakeholders in accordance with Article 14 of Regulation (EU) 2019/942.
Article 74
Guidelines
1.   The Commission is empowered to adopt binding guidelines in the areas listed in this Article.
2.   The Commission is empowered to adopt guidelines in the areas where such acts could also be developed under the network code procedure pursuant to Articles 71 and 72. Those guidelines shall be adopted in the form of delegated or implementing acts, depending on the relevant empowerment provided for in this Regulation.
3.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 80 to supplement this Regulation by establishing guidelines in the following areas:
(a)
details of third-party access services, including the character, duration and other requirements of those services, in accordance with Articles 6, 7 and 8;
(b)
details of the principles underlying capacity-allocation mechanisms and on the application of congestion-management procedures in the event of contractual congestion, in accordance with Articles 10 and 11;
(c)
details of the provision of information, definition of the technical information necessary for network users to obtain effective access to the system and the definition of all relevant points for transparency requirements, including the information to be published at all relevant points and the time schedule for the publication of that information, in accordance with Articles 33 and 34;
(d)
details of tariff methodology related to cross-border trade of natural gas, in accordance with Articles 17 and 18.
4.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 80 in order to amend the guidelines laid down in Annex I, with a view to specifying:
(a)
the details of the information to be published on the methodology used to set the regulated revenue of the transmission system operator, in accordance with Articles 33 and 34;
(b)
the details of the principles of capacity-allocation mechanisms and congestion-management procedures implementing Articles 10 and 11;
(c)
the details of the technical information necessary for network users to obtain effective access to the natural gas system implementing Article 33(1);
(d)
the details of the definition of all relevant points, the information to be published and the schedule for transparency requirements implementing Article 33;
(e)
the details of the format and content of technical information on network access to be published by hydrogen network operators implementing Article 66.
5.   When amending guidelines, the Commission shall consult:
(a)
ACER, the ENTSO for Gas and the EU DSO entity and, where relevant, other stakeholders for guidelines that concern natural gas;
(b)
ACER, the ENNOH and the EU DSO entity and, where relevant, other stakeholders for guidelines that concern hydrogen.
Article 75
Right of Member States to provide for more detailed measures
This Regulation shall be without prejudice to the rights of Member States to maintain or introduce measures that contain more detailed provisions than those set out in this Regulation, in the guidelines referred to in Article 74 or in the network codes referred to in Articles 70 to 73, provided that those measures comply with Union law.
Article 76
Provision of information and confidentiality
1.   Member States and regulatory authorities shall, upon request, provide the Commission with the information necessary for the purposes of enforcing this Regulation, including the guidelines and the network codes adopted pursuant to this Regulation.
2.   The Commission shall set a reasonable time limit within which the information is to be provided, taking into account the complexity and urgency of the information required.
3.   If the Member State or the regulatory authority concerned does not provide the information within the time limit set by the Commission, the Commission may request all the information necessary for the purpose of enforcing this Regulation directly from the undertakings concerned.
When sending a request for information to an undertaking, the Commission shall, at the same time, forward a copy of the request to the Member State or the regulatory authority concerned of the Member State in whose territory the seat of the undertaking is situated.
4.   In its request for information, the Commission shall state the legal basis of the request, the time limit within which the information is to be provided, the purpose of the request, and the penalties provided for in Article 77(2) for supplying incorrect, incomplete or misleading information.
5.   The owners of the undertakings or their representatives and, in the case of legal persons, the natural persons authorised to represent the undertaking by law or by their instrument of incorporation, shall supply the information requested. Where lawyers are authorised to supply the information on behalf of their client, the client shall remain fully responsible in the event that the information supplied is incomplete, incorrect or misleading.
6.   Where an undertaking does not provide the information requested within the time limit set by the Commission or supplies incomplete information, the Commission may by decision require the information to be provided. That decision shall specify what information is required and set a reasonable time limit within which it is to be supplied. It shall indicate the penalties provided for in Article 77(2). It shall also indicate the right to have the decision reviewed by the Court of Justice of the European Union.
The Commission shall, at the same time, send a copy of its decision to the Member State where the person is resident or the seat of the undertaking is situated or the regulatory authority of that Member State.
7.   The information referred to in paragraphs 1 and 2 shall be used only for the purposes of enforcing this Regulation.
The Commission shall not disclose information acquired pursuant to this Regulation where that information is covered by the obligation of professional secrecy.
Article 77
Penalties
1.   Member States shall lay down the rules on penalties applicable to infringements of this Regulation, the network codes and guidelines adopted pursuant to Articles 70 to 74 and the guidelines laid down in Annex I and shall take all measures necessary to ensure that they are implemented. The penalties provided for shall be effective, proportionate and dissuasive. Member States shall, without delay, notify the Commission of those rules and of those measures and shall notify it, without delay, of any subsequent amendment affecting them.
2.   The Commission may, by decision, impose on undertakings fines not exceeding 1 % of the total turnover in the preceding business year where, intentionally or negligently, those undertakings supply incorrect, incomplete or misleading information in response to a request for information made pursuant to Article 76(4) or fail to supply information within the time-limit set in a decision adopted pursuant to Article 76(6), first subparagraph. When setting the amount of a fine, the Commission shall take into account the gravity of the undertaking’s failure to comply with the network codes and guidelines adopted pursuant to Articles 70 to 74 and the guidelines laid down in Annex I.
3.   The penalties provided for pursuant to paragraph 1 and any decisions taken pursuant to paragraph 2 shall not be of a criminal law nature.
CHAPTER V
FINAL PROVISIONS
Article 78
New natural gas and hydrogen infrastructure
1.   Major new natural gas infrastructure, namely interconnectors, LNG facilities and natural gas storage facilities, may, upon request, be exempted, for a set period, from the application of provisions of this Regulation, except from Article 34(5) and (6), and from the application of Article 31(1), Article 32, Article 33, Article 60, Article 78(7) and (9) and Article 79(1) of Directive (EU) 2024/1788.
Major new hydrogen infrastructure, namely interconnectors, hydrogen terminals and underground hydrogen storage facilities, may, upon request, be exempted, for a set period, from the application of provisions of this Regulation, except from Article 34(5) and (6), and from the application of Articles 35, 36, 37 and 68 of Directive (EU) 2024/1788.
Any such exemption shall be subject to all of the following conditions:
(a)
the investment enhances competition in natural gas supply or hydrogen supply and enhance security of supply;
(b)
the investment contributes to decarbonisation and the achievement of the Union’s climate and energy targets and was decided by applying the energy efficiency first principle;
(c)
the level of risk attached to the investment is such that the investment would not take place unless an exemption is granted;
(d)
the infrastructure is owned by a natural or legal person which is separate at least in terms of its legal form from the system operators in whose systems that infrastructure will be built;
(e)
charges are levied on users of that infrastructure;
(f)
the exemption is not detrimental to competition in the relevant markets which are likely to be affected by the investment, to the proper functioning of the internal integrated market for natural gas or hydrogen, to the proper functioning of the regulated systems concerned, to decarbonisation or to the security of supply of the Union;
(g)
the infrastructure has not received Union financial assistance for works under Regulation (EU) 2021/1153 of the European Parliament and of the Council 
(
40
)
.
The conditions referred to in the third subparagraph shall be assessed taking into account the principle of energy solidarity. Competent national authorities shall take into account the situation in other affected Member States and balance possible negative effects with the beneficial effects on its territory.
2.   The exemption referred to in paragraph 1 shall also apply to significant increases of capacity in existing infrastructure and to modifications of such infrastructure which enable the development of new sources of renewable gas and low-carbon gas supply.
3.   The regulatory authority may, on a case-by-case basis, decide on the exemption referred to in paragraphs 1 and 2.
Before the adoption of the decision on the exemption, the regulatory authority, or, where appropriate, another competent authority of the Member State concerned, shall consult:
(a)
the regulatory authorities of the Member States the markets of which are likely to be affected by the new infrastructure; and
(b)
the relevant authorities of the third countries, where the infrastructure concerned is connected with the Union network under the jurisdiction of a Member State, and originates from or ends in one or more third countries.
Where the third-country authorities consulted do not respond to the consultation within a reasonable period or by a set deadline not exceeding three months, the regulatory authority concerned may adopt the necessary decision.
4.   Where the infrastructure concerned is located in the territory of more than one Member State, ACER may submit an advisory opinion to the regulatory authorities of the Member States concerned within two months of the date on which the request for exemption was received by the last of those regulatory authorities. Such an advisory opinion may be used as a basis for the decision of the regulatory authorities.
Where all the regulatory authorities concerned agree on the request for exemption within six months of the date on which it was received by the last of the regulatory authorities, they shall inform ACER of their decision. Where the infrastructure concerned is a transmission line between a Member State and a third country, the regulatory authority, or, where appropriate, another competent authority of the Member State where the first interconnection point with the Member States’ network is located, may consult before the adoption of the decision on the exemption the relevant authority of that third country with a view to ensuring, as regards the infrastructure concerned, that this Regulation is applied consistently in the territory and, where applicable, in the territorial sea of that Member State. Where the third-country authority consulted does not respond to the consultation within a reasonable period or by a set deadline not exceeding three months, the regulatory authority concerned may adopt the necessary decision.
ACER shall exercise, in accordance with Article 10 of Regulation (EU) 2019/942, the tasks conferred on the regulatory authorities of the Member States pursuant to this Article:
(a)
where all regulatory authorities concerned have not been able to reach an agreement within a period of six months of the date on which the request for exemption was received by the last of those regulatory authorities; or
(b)
upon a joint request from the regulatory authorities concerned.
All regulatory authorities concerned may, jointly, request that the period referred to in the third subparagraph, point (a), is extended by up to three months.
5.   Before adopting a decision, ACER shall consult the relevant regulatory authorities and the applicants.
6.   An exemption may cover all or part of the capacity of the new infrastructure or of the existing infrastructure with significantly increased capacity.
In deciding to grant an exemption, consideration shall be given, on a case-by-case basis, to the need to impose conditions regarding the duration of the exemption and non-discriminatory access to the infrastructure. In deciding on those conditions, account shall be taken, in particular, of the additional capacity to be built or the modification of existing capacity, the projected period of the project and national circumstances.
Before granting an exemption, the regulatory authority shall decide upon the rules and mechanisms for management and allocation of capacity. The rules shall require that all potential users of the infrastructure are invited to indicate their interest in contracting capacity before capacity allocation in the new infrastructure, including for own use, takes place. The regulatory authority shall require congestion management rules to include the obligation to offer unused capacity on the market, and shall require users of the infrastructure to be entitled to trade their contracted capacities on the secondary market. In its assessment of the criteria referred to in paragraph 1, points (a), (c) and (f), the regulatory authority shall take into account the results of that capacity allocation procedure.
The exemption decision, including any conditions referred to in the second subparagraph, shall be duly reasoned and published.
7.   When analysing whether a major new infrastructure is expected to enhance security of supply pursuant to paragraph 1, point (a), of this Article, the competent authority shall consider to what extent the new infrastructure is expected to improve Member States’ compliance with their obligations under Regulation (EU) 2017/1938, both at regional and national level.
8.   Where an authority other than the regulatory authority is competent to adopt exemption decisions, Member States may provide that their regulatory authority or ACER, as the case may be, is to submit an opinion on the request for an exemption to that competent authority in the Member State concerned, before the adoption of the formal exemption decision. That opinion shall be published together with the decision.
9.   The competent authority shall transmit to the Commission, without delay, a copy of every request for exemption following receipt. The competent authority shall notify, without delay, the Commission of the exemption decision together with all the relevant information. That information may be submitted to the Commission in aggregate form, enabling the Commission to assess the exemption decision and shall contain, in particular:
(a)
the detailed reasons on the basis of which the regulatory authority, or Member State, granted or refused the exemption together with a reference to the relevant point or points of paragraph 1 setting out the conditions on which that decision is based, including the financial information justifying the need for the exemption;
(b)
the analysis undertaken of the effect on competition and the proper functioning of the internal market resulting from the granting of the exemption;
(c)
the reasons for the duration of the exemption and the share of the total capacity of the infrastructure for which the exemption is granted;
(d)
where the exemption relates to an interconnector, the result of the consultation with the regulatory authorities concerned;
(e)
the contribution of the infrastructure to the diversification of supply.
10.   Within 50 working days of the day following that of receipt of the notification under paragraph 9, the Commission may adopt a decision requesting the notifying bodies to amend or withdraw the decision to grant an exemption. Before adopting the decision on the exemption, the Commission may seek an opinion of the European Scientific Advisory Board on Climate Change established under Article 10a of Regulation (EC) No 401/2009 of the European Parliament and of the Council 
(
41
)
 as to whether the exemption contributes to achieving the Union’s climate and energy targets. That period may be extended by an additional 50 working days where further information is requested by the Commission. The additional period shall begin on the day following receipt of the complete information. The initial period may also be extended by consent of both the Commission and the notifying bodies.
Where the requested information is not provided within the period set out in the request, the notification shall be considered to be withdrawn unless, before the expiry of that period, either the period has been extended with the consent of both the Commission and the regulatory authority, or the regulatory authority, in a duly reasoned statement, has informed the Commission that it considers the notification to be complete.
The regulatory authority shall comply with the Commission decision to amend or withdraw the exemption decision within a period of one month and shall inform the Commission accordingly.
The Commission shall preserve the confidentiality of commercially sensitive information.
Where the Commission approves an exemption decision, that approval shall lose its effect:
(a)
after two years from its adoption where the construction of the infrastructure has not yet started;
(b)
after five years from its adoption where the infrastructure has not become operational within that period, unless the Commission decides that any delay is due to major obstacles beyond the control of the person to whom the exemption has been granted.
11.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 80 in order to supplement this Regulation by setting guidelines for the application of the conditions laid down in paragraph 1 of this Article and for the procedure to be followed for the application of paragraphs 3, 6, 8 and 9 of this Article.
Article 79
Derogations
This Regulation shall not apply to natural gas transmission systems situated in Member States for the duration of derogations granted pursuant to Article 86 of Directive (EU) 2024/1788.
Article 80
Exercise of the delegation
1.   The power to adopt delegated acts is conferred on the Commission subject to the conditions laid down in this Article.
2.   The power to adopt delegated acts referred to in Article 14(5), Article 18(3), Article 31(3), Article 71(1), Article 72(1), Article 74(3) and (4) and Article 78(11) shall be conferred on the Commission for an indeterminate period of time from 4 August 2024.
3.   The delegation of power referred to in Article 14(5), Article 18(3), Article 31(3), Article 71(1), Article 72(1), Article 74(3) and (4) and Article 78(11) may be revoked at any time by the European Parliament or by the Council. A decision to revoke shall put an end to the delegation of power specified in that decision. It shall take effect on the day following the publication of the decision in the Official Journal of the European Union or at a later date specified therein. It shall not affect the validity of any delegated acts already in force.
4.   Before adopting a delegated act, the Commission shall consult experts designated by each Member State in accordance with the principles laid down in the Interinstitutional Agreement of 13 April 2016 on Better Law-Making.
5.   As soon as it adopts a delegated act, the Commission shall notify it simultaneously to the European Parliament and to the Council.
6.   A delegated act adopted pursuant to Article 14(5), Article 18(3), Article 31(3), Article 71(1), Article 72(1), Article 74(3) or (4) or Article 78(11) shall enter into force only if no objection has been expressed either by the European Parliament or by the Council within a period of two months of notification of that act to the European Parliament and to the Council or if, before the expiry of that period, the European Parliament and the Council have both informed the Commission that they will not object. That period shall be extended by two months at the initiative of the European Parliament or of the Council.
Article 81
Committee procedure
1.   The Commission shall be assisted by the committee established by Article 91 of Directive (EU) 2024/1788. That committee shall be a committee within the meaning of Regulation (EU) No 182/2011.
2.   Where reference is made to this paragraph, Article 4 of Regulation (EU) No 182/2011 shall apply.
3.   Where reference is made to this paragraph, Article 5 of Regulation (EU) No 182/2011 shall apply.
Article 82
Review and reporting
1.   By 31 December 2030, the Commission shall review this Regulation and shall submit a report to the European Parliament and to the Council, accompanied, where appropriate, by legislative proposals.
2.   By 5 August 2029, the Commission may prepare a report assessing how to enable stronger system integration and harness further synergies across the hydrogen, electricity and natural gas sectors, including assessing the possibility of enhanced cooperation between, or integration of, the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH. That report shall be accompanied, where appropriate, by legislative proposals.
Article 83
Amendments to Regulation (EU) No 1227/2011
Regulation (EU) No 1227/2011 is amended as follows:
(1)
in Article 2, point (1)(b) and points (4) and (5), Article 3(3) and (4), point (c), Article 4(1) and Article 8(5), the term ‘electricity or natural gas’ is replaced by the term ‘electricity, hydrogen or natural gas’;
(2)
in Article 6(2), points (a) and (b), the term ‘electricity and gas markets’ is replaced by the term ‘electricity, hydrogen and natural gas markets’.
Article 84
Amendments to Regulation (EU) 2017/1938
Regulation (EU) 2017/1938 is amended as follows:
(1)
Article 1 is replaced by the following:
‘Article 1
Subject matter
This Regulation establishes provisions aiming to safeguard the security of gas supply in the Union by ensuring the proper and continuous functioning of the internal market for gas by allowing for exceptional measures to be implemented when the market can no longer deliver the gas supplies required, including solidarity measure of a last resort, and by providing for the clear definition and attribution of responsibilities among natural gas undertakings, the Member States and the Union regarding both preventive action and the reaction to concrete disruptions of gas supply. This Regulation also establishes transparent mechanisms concerning, in a spirit of solidarity, the coordination of planning for, and response to, emergencies at national, regional and Union level.’
;
(2)
Article 2 is amended as follows:
(a)
point (1) is deleted;
(b)
the following point is added:
‘(32)
“gas” means natural gas as defined in Article 2, point (1), of Directive (EU) 2024/1788
 (
*1
)
.
(
*1
)
  Directive (EU) 2024/1788 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 on common rules for the internal markets in renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Directive (EU) 2023/1791 and repealing Directive 2009/73/EC (
OJ L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj
).’;"
(3)
Article 7 is amended as follows:
(a)
paragraph 1 is replaced by the following:
‘1.   By 1 November 2026, ENTSOG shall carry out a Union-wide simulation of gas supply and infrastructure disruption scenarios, including scenarios of a prolonged disruption of a single supply source. The simulation shall include the identification and assessment of emergency gas supply corridors and shall also identify which Member States can address identified risks, including in relation to gas storage and LNG as well as scenarios examining the impact of a decrease in gas demand through energy savings or energy efficiency measures. The gas supply and infrastructure disruption scenarios and the methodology for the simulation shall be defined by ENTSOG in cooperation with the GCG. ENTSOG shall ensure an appropriate level of transparency and access to the modelling assumptions used in its scenarios. The Union-wide simulation of gas supply and infrastructure disruption scenarios shall be repeated every four years until circumstances warrant more frequent updates.’
;
(b)
in paragraph 4, point (e) is replaced by the following:
‘(e)
taking into account risks relating to the control of infrastructure relevant to the security of gas supply to the extent that they may involve, inter alia, risks of underinvestment, undermining diversification, misuse of existing infrastructure, including hoarding of storage capacities, or an infringement of Union law;’
;
(4)
Article 8 is amended as follows:
(a)
paragraph 1 is deleted;
(b)
in paragraph 3, the third subparagraph is replaced by the following:
‘The regional chapters shall contain appropriate and effective cross-border measures, including in relation to gas storage and LNG, subject to agreement between the Member States implementing the measures from the same or different risk groups affected by the measure on the basis of the simulation referred to in Article 7(1) and the common risk assessment.’
                                          
;
(5)
the following article is inserted:
‘Article 8a
Measures on cybersecurity
1.   When establishing the preventive action plans and the emergency plans, the Member States shall consider the appropriate measures related to cybersecurity.
2.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 19 to supplement this Regulation by establishing gas sector-specific rules for the cybersecurity aspects of cross-border gas flows, including rules on common minimum requirements, planning, monitoring, reporting and crisis management.
3.   For the purpose of drafting the delegated acts referred to in paragraph 2 of this Article, the Commission shall work closely with the Agency, the European Union Agency for Cybersecurity (ENISA), ENTSOG and a limited number of main stakeholders concerned, as well as entities with existing competences in cybersecurity, within their own mandate, such as Security Operation Centres (SOCs) relevant for regulated entities, and computer security incident response teams (CSIRTs), as referred to in Article 10 of Directive (EU) 2022/2555 of the European Parliament and of the Council
 (
*2
)
.
(
*2
)
  Directive (EU) 2022/2555 of the European Parliament and of the Council of 14 December 2022 on measures for a high common level of cybersecurity across the Union, amending Regulation (EU) No 910/2014 and Directive (EU) 2018/1972, and repealing Directive (EU) 2016/1148 (NIS 2 Directive)(
OJ L 333, 27.12.2022, p. 80
).’;"
(6)
Article 9, paragraph 1 is amended as follows:
(a)
point (e) is replaced by the following:
‘(e)
other preventive measures designed to address the risks identified in the risk assessment such as those relating to the need to enhance interconnections between neighbouring Member States, to further improve energy efficiency, to prevent capacity hoarding, to reduce gas demand and the possibility to diversify gas routes and sources of gas supply and the regional utilisation of existing storage and LNG capacities, if appropriate, in order to maintain gas supply to all customers as far as possible;’
;
(b)
the following point is added:
‘(l)
information on measures related to cybersecurity, as referred to in Article 8a.’
;
(7)
in Article 11, the following paragraph is inserted:
‘7a.   By way of derogation from Article 6(1), (2) and (3), Article 6b(1), third subparagraph, point (a), Article 6c(2), second subparagraph, point (b), and Article 10(1), point (l), Member States may, exceptionally, decide to take temporary measures to reduce the non-essential gas consumption of protected customers, in particular when one of the crisis levels pursuant to paragraph 1 of this Article or a regional or Union emergency pursuant to Article 12 is declared. Such temporary measures shall be limited to non-essential gas consumption and shall take into account the following elements:
(a)
the impact of a disruption on supply chains that are critical for society;
(b)
the possible negative impacts in other Member States, in particular on supply chains of downstream sectors that are critical for society;
(c)
the potential long-lasting damage to industrial installations;
(d)
the possibilities for reducing consumption and substituting products in the Union.
Such exceptional measures may be taken only after an assessment is carried out by the competent authorities with regard to the conditions to determine such non-essential volumes of gas.
As a result of measures referred to in the first subparagraph of this paragraph, the reduction of non-essential gas consumption of vulnerable customers, as defined by Member States in accordance with Article 26 of Directive (EU) 2024/1788, shall be avoided.’
;
(8)
in Article 12(6), the second subparagraph is replaced by the following:
‘Within three days of notification of the Commission request, the Member State or the competent authority shall modify its action and notify the Commission thereof, or shall inform the Commission of the reasons for which it disagrees with the request. In the latter case, the Commission may, within three days of being informed, amend or withdraw its request or convene the Member State or the competent authority and, where the Commission considers it to be necessary, the GCG in order to consider the issue. The Commission shall set out its detailed reasons for requesting any modification to the action. The Member State or the competent authority shall modify its action or take action in order to ensure compliance with paragraph 5 as far as technically and safely possible for the integrity of the gas system. The Member State or the competent authority shall inform the Commission of the measures adopted.’
                              
;
(9)
Article 13 is amended as follows:
(a)
paragraphs 3, 4 and 5 are replaced by the following:
‘3.   A solidarity measure shall be taken as a last resort and shall apply provided that the requesting Member State has:
(a)
declared an emergency under Article 11;
(b)
not been able to cover the deficit in gas supply to its solidarity protected customers despite the application of the measure referred to in Article 11(3) or, where a Member State has taken temporary measures to reduce the non-essential gas consumption of protected customers in accordance with Article 11(7a), the essential volumes of gas consumption to its solidarity protected customers;
(c)
exhausted all market-based measures (voluntary measures), all non-market-based measures (mandatory measures) and other measures contained in its emergency plan;
(d)
notified an explicit request to the Commission and to the competent authorities of all Member States with which it is connected either directly or pursuant to paragraph 2 via a third country, accompanied by a description of the implemented measures referred to in point (c) of this paragraph.
3a.   The Member States which are obliged to provide solidarity pursuant to paragraph 1 shall be entitled to deduct from the solidarity offer the supplies to its solidarity protected customers or, where a Member State has taken temporary measures to reduce the non-essential gas consumption of protected customers in accordance with Article 11(7a), the supplies of the essential volumes of consumption of gas to its solidarity protected customers.
4.   The Member States that receive a request for a solidarity measure shall make offers on the basis of voluntary demand-side measures as much as and for as long as possible, before resorting to non-market-based measures.
Where market-based measures prove to be insufficient for the Member State providing solidarity to cover the deficit in gas supply to solidarity protected customers in the requesting Member State, the Member State providing solidarity may introduce non-market-based measures in order to comply with the obligations laid down in paragraphs 1 and 2.
5.   If there is more than one Member State that could provide solidarity to a requesting Member State, the requesting Member State shall, after consulting all Member States required to provide solidarity, seek the most advantageous offer on the basis of costs, speed of delivery, reliability and diversification of gas supplies. Where the available market-based offers prove not to be sufficient to cover the deficit in gas supply to the solidarity protected customers in the requesting Member State or, where the requesting Member State has taken temporary measures to reduce the non-essential gas consumption of protected customers in accordance with Article 11(7a), the deficit in gas supply of the essential volumes of gas consumption to its solidarity protected customers, the Member States required to provide solidarity shall be obliged to activate non-market-based measures.’
;
(b)
paragraph 8 is amended as follows:
(i)
in the first subparagraph, the introductory wording is replaced by the following:
‘Solidarity under this Regulation shall be provided on the basis of compensation. The Member State requesting solidarity shall promptly pay, or ensure prompt payment of, fair compensation to the Member State providing solidarity.
Where two Member States have agreed on the necessary technical and legal arrangements pursuant to paragraph 10 (solidarity agreement), such fair compensation shall cover at least:’
                                                      
;
(ii)
the second and the third subparagraphs are replaced by the following:
‘Fair compensation pursuant to the first and second subparagraphs shall include, inter alia, all reasonable costs that the Member State providing solidarity incurs from an obligation to pay compensation by virtue of fundamental rights guaranteed by Union law and by virtue of the applicable international obligations when implementing this Article and further reasonable costs incurred from payment of compensation pursuant to national compensation rules.
Member States shall adopt the necessary measures, in particular the technical, legal and financial arrangements pursuant to paragraph 10, to implement the first, second and third subparagraphs of this paragraph. Such measures may provide for the practical arrangements of prompt payment.’
                                                      
;
(c)
the following paragraphs are inserted:
‘8a.   Where two Member States have not agreed on the necessary technical, legal and financial arrangements pursuant to paragraph 10 by means of a solidarity agreement, the delivery of gas pursuant to the obligation laid down in paragraph 1 in the event of an emergency shall be subject to the conditions set out in this paragraph.
The compensation for the solidarity measure shall not exceed reasonable costs. Unless both the Member State requesting solidarity and the Member State providing solidarity agree otherwise, the compensation shall include:
(a)
the price for gas in the Member State providing solidarity;
(b)
the storage and transport costs;
(c)
litigation costs for related judicial or arbitration proceedings involving the Member State providing solidarity;
(d)
other indirect costs that are not covered by the price for gas, such as the reimbursement of financial or other damages resulting from enforced firm load shedding of customers related to the provision of solidarity.
Unless the Member State requesting solidarity and the Member State providing solidarity agree on another price, the price for the gas supplied to the Member State requesting solidarity shall correspond to the day-ahead market price in the Member State providing solidarity the day preceding the request for solidarity or the corresponding day-ahead market price at the closest accessible exchange, at the closest accessible virtual trading point, or at an agreed hub over the day preceding the request for solidarity. Compensation for the gas volumes delivered in the context of a solidarity request shall be paid directly by the Member State requesting solidarity to the Member State providing solidarity or the entity both Member States indicate in their response to the solidarity request and the confirmation of receipt and of the volume to be taken.
The Member State to which the request for a solidarity measure is addressed shall provide the solidarity measure as soon as possible and no later than the indicated delivery time for the request. A Member State may refuse to provide solidarity to a Member State requesting solidarity provided that the requested Member State demonstrates that:
(a)
it does not have enough gas for the volumes to be supplied to the solidarity protected customers; or
(b)
it does not have sufficient interconnection capacity available, as set out in Article 13(7), or gas flows are restricted through a third country.
Such refusal shall be strictly limited to the volumes of gas affected by one or both of the limitations referred to in the fourth subparagraph.
In addition to the default rules provided for in this paragraph, Member States may agree on technical arrangements and on the coordination of the provision of solidarity. This paragraph shall be without prejudice to existing arrangements for the safe and reliable operation of the gas system.
8b.   Where two Member States have not agreed on the necessary technical, legal and financial arrangements pursuant to paragraph 10 by means of a solidarity agreement, the Member State requesting the application of the solidarity measures shall issue a solidarity request to another Member State, indicating at least the following information:
(a)
the contact details of the competent authority of the Member State;
(b)
where relevant, the contact details of the relevant transmission system operators of the Member State;
(c)
where relevant, the contact details of the third party acting on behalf of the Member State;
(d)
the delivery period including timing of the first possible delivery and the anticipated duration of deliveries;
(e)
the delivery and interconnection points;
(f)
the gas volume in kWh for each interconnection point;
(g)
the gas quality.
The solidarity request shall be sent simultaneously to Member States potentially being able to provide solidarity measures, to the Commission and to the crisis managers designated pursuant to Article 10(1), point (g).
The Member States receiving a solidarity request shall send a response that indicates the contact details referred to in the first subparagraph, points (a), (b) and (c), and the volume and quality that can be supplied to the interconnection points at the time requested as referred to in the first subparagraph, points (d) to (g). If the volume that can be supplied by voluntary measures is insufficient, the response shall indicate the volume resulting from possible curtailment, from the release of strategic stocks or from the application of other measures.
Solidarity requests shall be submitted at least 48 hours before the indicated delivery time for gas.
The response to solidarity requests shall be effective within 18 hours. The confirmation of the volume to be taken by the Member State requesting solidarity shall be effective within six hours of receipt of the solidarity offer and at least 24 hours before the indicated delivery time for gas. The request may be submitted for a period of one day or several days, and the response shall match the requested duration. Where there are several Member States providing solidarity and bilateral solidarity arrangements are in place with one or several of them, those arrangements shall prevail between the Member States having agreed bilaterally. The default rules provided for in this paragraph shall only be applicable in relation to the other Member States providing solidarity.
The Commission may facilitate the implementation of solidarity, in particular by means of a template accessible on a secured online platform to enable real-time transmission of requests and offers.
8c.   Where a solidarity measure has been provided in accordance with paragraphs 1 and 2, the final amount of the fair compensation that has been paid by the requesting Member State shall be subject to ex post control by the national regulatory authorities of the providing Member State and the requesting Member State, within three months of the end of the emergency.
Where the national regulatory authorities have not reached an agreement on the calculation of the final amount of the fair compensation, they shall inform the relevant competent authorities, the Commission and the Agency without delay. In that case, or upon a joint request from the national regulatory authorities, the Agency shall calculate the appropriate level of the fair compensation for the indirect costs occurred as a result of the provision of solidarity and provide a factual opinion within three months of the date of referral to the Agency. Before providing such factual opinion, the Agency shall consult the national regulatory authorities and the relevant competent authorities.
The three-month period referred to in the second subparagraph may be extended by an additional period of two months where further information is requested by the Agency. That additional period shall begin on the day following receipt of the complete information. The requesting Member State shall be consulted and give its opinion on the conclusion of the ex post control. Following the consultation with the requesting Member State, the authority which exercises that ex post control is entitled to require a rectification of the amount of the compensation, taking into account the opinion of the requesting Member State. The conclusions of that ex post control shall be transmitted to the Commission, which shall take them into consideration in its report on the emergency pursuant to Article 14(3).’
;
(d)
paragraphs 10 and 11 are replaced by the following:
‘10.   The Member States shall adopt the necessary measures to ensure that gas is supplied to solidarity protected customers in the requesting Member State in accordance with paragraphs 1 and 2 and shall make their best endeavours to agree on technical, legal and financial arrangements. Such technical, legal and financial arrangements shall be agreed among the Member States which are directly connected or, in accordance with paragraph 2, connected via a third country, and shall be described in their respective emergency plans. Such arrangements may cover, among others, the following elements:
(a)
the operational safety of networks;
(b)
gas prices to be applied and the methodology for their setting, taking into account the impact on the functioning of the market;
(c)
the use of interconnections, including bi-directional capacity and underground gas storage;
(d)
gas volumes or the methodology for their setting;
(e)
categories of costs that will have to be covered by a fair and prompt compensation, that may include damages for curtailed industry;
(f)
an indication of the method how the fair compensation could be calculated.
The financial arrangement agreed between Member States before solidarity is requested shall contain provisions that allow for the calculation of the fair compensation of at least all relevant and reasonable costs incurred when providing solidarity and an undertaking that such compensation will be paid.
Any compensation mechanism shall provide incentives to participate in market-based solutions such as auctions and demand response mechanisms. It shall not create perverse incentives, including in financial terms, for market participants to postpone their action until non-market-based measures are applied. All compensation mechanisms or at least their summary shall be included in the emergency plans.
Where new and significant reasonable costs to be included in the fair compensation arise, as a result of judicial proceedings pursuant to paragraph 8, second subparagraph, point (c), after concluding the ex post control, the providing Member State shall inform immediately the requesting Member State. The national regulatory authorities and, where relevant, the Agency shall carry out a new ex post control pursuant to paragraph 8c. The outcome of that new ex post control is without prejudice to the obligation for a providing Member State to compensate damages to customers under national law and their right to receive a fair compensation.
11.   For as long as a Member State can cover the gas consumption for its solidarity protected customers from its own production, it shall not be considered to be necessary to conclude technical, legal and financial arrangements with Member States with which it is directly connected or, in accordance with paragraph 2, via a third country, for the purpose of receiving solidarity. This shall not affect the obligation of the relevant Member State to provide solidarity to other Member States pursuant to this Article.’
;
(e)
paragraphs 12, 13 and 14 are deleted;
(f)
paragraph 15 is replaced by the following:
‘15.   The obligations laid down in paragraphs 1 and 2 of this Article shall cease to apply immediately after the declaration of the end of an emergency or when the Commission concludes, in accordance with Article 11(8), first subparagraph, that the declaration of an emergency is not or is no longer justified.’
;
(10)
the following article is inserted:
‘Article 13a
Cooperation between indirectly connected Member States using market-based measures (voluntary measures)
1.   Without prejudice to the principle of energy solidarity, this Article shall apply when Member States which are indirectly connected via another Member State and have received a request for voluntary contribution pursuant to paragraph 2 of this Article contribute to provide the requested gas volumes pursuant to Article 13(1) or (2), using voluntary measures as referred to in Article 13(3), point (c).
2.   The Member State requesting solidarity under Article 13 may send a request for a voluntary contribution on the basis of market-based measures simultaneously to one or more other, indirectly connected Member States to seek the most advantageous offer or combination of offers, on the basis of the cost, speed of delivery, reliability and diversification of gas supplies pursuant to Article 13(4).
Requests pursuant to the first subparagraph of this Article shall be submitted to the indirectly connected Member States potentially being able to provide gas volumes on the basis of voluntary measures, to the Commission and to the crisis managers designated pursuant to Article 10(1), point (g), at least 48 hours before the indicated delivery time for gas. Those requests shall include at least the information referred to in Article 13(8b), first subparagraph.
Member States that receive the request pursuant to the first subparagraph of this Article shall respond to the requesting Member State, and inform the Commission and the crisis managers designated pursuant to Article 10(1), point (g), within 18 hours, indicating whether they can make an offer for gas volumes on the basis of voluntary measures. The response shall include at least the information referred to in Article 13(8a). Member States may respond by indicating their inability to contribute using market-based measures.
3.   When the sum of the gas volumes resulting from the offers pursuant to Article 13(1) and (2) and offers pursuant to this Article do not reach the required volumes, offers pursuant to this Article shall be automatically selected.
When the sum of the gas volumes resulting from the offers pursuant to Article 13(1) and (2) and offers pursuant to this Article exceed the required volumes, offers pursuant to this Article shall be taken into account in the process of selecting offers pursuant to Article 13(4), and the requesting Member State shall, after consulting all involved Member States, seek the most advantageous offer, or a combination of offers amongst offers pursuant to Article 13 or this Article, on the basis of cost, speed of delivery, reliability and diversification. Where contributions under this Article are selected by the requesting Member States, the request pursuant to Article 13(1) and (2) shall be reduced accordingly.
The requesting Member State shall inform the Member States concerned which volumes it has selected within six hours of receipt of the offer and at least 24 hours before the indicated delivery time of gas.
4.   Where an indirectly connected Member State provides a voluntary contribution on the basis of market-based measures to the requesting Member State pursuant to paragraphs 1 and 2 of this Article, fair compensation shall not exceed reasonable costs and may include the costs referred to in Article 13(8a), second subparagraph. The final amount of fair compensation shall be subject to the ex post control mechanism described in Article 13(8c).
5.   The transmission system operators of the Member States concerned shall cooperate and exchange information using the ReCo System for Gas established by ENTSOG pursuant to Article 3(6), in order to identify the available interconnection capacities within six hours of a request of a Member State or the Commission. ENTSOG shall inform the Commission and the competent authorities of the Member States concerned accordingly.’
;
(11)
in Article 14(3), the first subparagraph is replaced by the following:
‘After an emergency, the competent authority referred to in paragraph 1 shall, as soon as possible and at the latest six weeks after the end of the emergency, provide the Commission with a detailed assessment of the emergency and the effectiveness of the measures implemented, including an assessment of the economic impact of the emergency, the impact on the electricity sector and the assistance provided to or received from, the Union and its Member States. Where relevant, that assessment shall include a detailed description of the circumstances that led to activating the mechanism referred to in Article 13 and the conditions under which the missing gas supplies were received, including the price and financial compensation paid, and, where relevant, the reasons why the solidarity offers were not accepted or gas was not supplied. Such assessment shall be made available to the GCG and shall be reflected in the updates of the preventive action plans and the emergency plans.’
                              
;
(12)
in Article 17a, the following paragraph is added:
‘2.   The report that is to be submitted by the Commission by 28 February 2025 shall also include a general assessment of the application of Articles 6a to 6d, Article 7(1) and (4), point (g), Article 13, Article 13a, Article 16(3), Article 17a, Article 18a, Article 20(4), and Annexes Ia and Ib. The report shall be accompanied, where appropriate, by a legislative proposal to amend this Regulation.’
;
(13)
Article 19 is amended as follows:
(a)
in paragraph 2, the following sentence is inserted after the first sentence:
‘The power to adopt delegated acts referred to in Article 8a(2) shall be conferred on the Commission for a period of five years from 4 August 2024.’
                                          
;
(b)
in paragraph 3, the first sentence is replaced by the following:
‘3.   The delegation of power referred to in Article 3(8), Article 7(5), Article 8(5) and Article 8a(2) may be revoked at any time by the European Parliament or by the Council.’
;
(c)
in paragraph 6, the first sentence is replaced by the following:
‘6.   A delegated act adopted pursuant to Article 3(8), Article 7(5), Article 8(5) or Article 8a(2) shall enter into force only if no objection has been expressed either by the European Parliament or by the Council within a period of two months of notification of that act to the European Parliament and to the Council or if, before the expiry of that period, the European Parliament and the Council have both informed the Commission that they will not object.’
;
(14)
Annex VI is amended as follows:
(a)
in Section 5, first subparagraph, point (a), second subparagraph, the following indent is inserted after the second indent ‘measures to diversify gas routes and sources of supply,’:
‘—
measures to prevent capacity hoarding;’
;
(b)
in Section 11.3, first subparagraph, point (a), second subparagraph, the following indent is inserted after the second indent ‘measures to diversify gas routes and sources of supply,’:
‘—
measures to prevent capacity hoarding;’.
Article 85
Amendments to Regulation (EU) 2019/942
Regulation (EU) 2019/942 is amended as follows:
(1)
in Article 2, point (a) is replaced by the following:
‘(a)
issue opinions and recommendations addressed to transmission system operators, the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the European Network of Network Operators for Hydrogen (ENNOH), the EU DSO entity, regional coordination centres, nominated electricity market operators, and entities established by transmission system operators for natural gas, LNG system operators, natural gas storage system operators or hydrogen storage operators or hydrogen network operators;’
;
(2)
in Article 3(2), the first subparagraph is replaced by the following:
‘At ACER’s request, the regulatory authorities, the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH, the regional coordination centres, the EU DSO entity, the transmission system operators for natural gas, hydrogen network operators, the nominated electricity market operators, and entities established by transmission system operators for natural gas, LNG system operators, natural gas storage system operators or hydrogen storage operators or hydrogen terminal operators shall provide to ACER the information in the same level of detail necessary for the purpose of carrying out ACER’s tasks under this Regulation, unless ACER has already requested and received such information.’
                              
;
(3)
Article 4 is amended as follows:
(a)
paragraphs 1, 2 and 3 are replaced by the following:
‘1.   ACER shall provide an opinion to the Commission on the draft statutes, list of members and draft rules of procedure of the ENTSO for Electricity in accordance with Article 29(2) of Regulation (EU) 2019/943 and on those of the ENTSO for Gas in accordance with Article 25(2) of Regulation (EU) 2024/1789 of the European Parliament and of the Council
 (
*3
)
 and on those of the ENNOH in accordance with Article 57(9) of Regulation (EU) 2024/1789 and on those of the EU DSO entity in accordance with Article 53(3) of Regulation (EU) 2019/943 and Article 40(4) of Regulation (EU) 2024/1789.
2.   ACER shall monitor the execution of the tasks of the ENTSO for Electricity in accordance with Article 32 of Regulation (EU) 2019/943, of the ENTSO for Gas in accordance with Article 27 of Regulation (EU) 2024/1789 and of the ENNOH in accordance with Article 64 of Regulation (EU) 2024/1789 and of the EU DSO entity as set out in Article 55 of Regulation (EU) 2019/943 and Article 41 of Regulation (EU) 2024/1789.
3.   ACER may provide an opinion:
(a)
to the ENTSO for Electricity in accordance with Article 30(1), point (a), of Regulation (EU) 2019/943, to the ENTSO for Gas in accordance with Article 26(2) of Regulation (EU) 2024/1789 and to the ENNOH in accordance with Article 59(1) of that Regulation on the network codes;
(b)
to the ENTSO for Electricity in accordance with Article 32(2) of Regulation (EU) 2019/943, to the ENTSO for Gas in accordance with the Article 26(2) of Regulation (EU) 2024/1789 and to the ENNOH in accordance with Article 60(2) of Regulation (EU) 2024/1789 on the draft Union-wide network development plan and on other relevant documents referred to in Article 30(1) of Regulation (EU) 2019/943 and Article 26(3) and Article 59(1) of Regulation (EU) 2024/1789, taking into account the objectives of non-discrimination, effective competition and the proper and secure functioning of the internal markets for electricity, hydrogen and natural gas;
(c)
to the EU DSO entity on the draft annual work programme and other relevant documents referred to in Article 55(2) of Regulation (EU) 2019/943 and Article 41(3) of Regulation (EU) 2024/1789, taking into account the objectives of non-discrimination, effective competition and the proper and secure functioning of the internal market for electricity, hydrogen and natural gas.
(
*3
)
  Regulation (EU) 2024/1789 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 on the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Regulations (EU) No 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 and (EU) 2022/869 and Decision (EU) 2017/684 and repealing Regulation (EC) No 715/2009 (
OJ L, 2024/1789, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj
).’;"
(b)
paragraphs 6, 7 and 8 are replaced by the following:
‘6.   The relevant regulatory authorities shall coordinate in order to jointly identify whether there is non-compliance of the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH, the EU DSO entity or regional coordination centres with their obligations under Union law, and shall take appropriate action in accordance with Article 59(1), point (c), and Article 62(1), point (f), of Directive (EU) 2019/944 or with Article 78(1), point (e), of Directive (EU) 2024/1788 of the European Parliament and of the Council
 (
**
)
.
At the request of one or more regulatory authorities or at its own initiative, ACER shall issue a reasoned opinion as well as a recommendation to the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH, the EU DSO entity or the regional coordination centres with regard to compliance with their obligations.
7.   Where a reasoned opinion of ACER identifies a case of potential non-compliance of the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH, the EU DSO entity or a regional coordination centre with their respective obligations, the regulatory authorities concerned shall unanimously take coordinated decisions establishing whether there is non-compliance with the relevant obligations and, where applicable, determining the measures to be taken by the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH, the EU DSO entity or the regional coordination centre to remedy that non-compliance. Where the regulatory authorities fail to take such coordinated decisions unanimously within four months of the date of receipt of ACER’s reasoned opinion, the matter shall be referred to ACER for a decision pursuant to Article 6(10).
8.   Where the non-compliance by the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH, the EU DSO entity or a regional coordination centre that was identified pursuant to paragraph 6 or 7 of this Article has not been remedied within three months, or where the regulatory authority in the Member State in which the entity has its seat has not taken action to ensure compliance, ACER shall issue a recommendation to the regulatory authority to take action in accordance with Article 59(1), point (c), and Article 62(1), point (f), of Directive (EU) 2019/944 or with Article 78(1), point (f), of Directive (EU) 2024/1788, in order to ensure that the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH, the EU DSO entity or the regional coordination centre comply with their obligations, and shall inform the Commission.
(
**
)
  Directive (EU) 2024/1788 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 on common rules for the internal markets in renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Directive (EU) 2023/1791 and repealing Directive 2009/73/EC (
OJ L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj
).’;"
(4)
Article 5(1) is replaced by the following:
‘1.   ACER shall participate in the development of network codes in accordance with Article 59 of Regulation (EU) 2019/943 and Articles 71 and 72 of Regulation (EU) 2024/1789 and of guidelines in accordance with Article 61(6) of Regulation (EU) 2019/943 and Article 74(5) of Regulation (EU) 2024/1789. It shall in particular:
(a)
submit non-binding framework guidelines to the Commission where it is requested to do so under Article 59(4) of Regulation (EU) 2019/943 or Article 71(4) or Article 72(4) of Regulation (EU) 2024/1789. ACER shall review the framework guidelines and re-submit them to the Commission where requested to do so under Article 59(7) of Regulation (EU) 2019/943 or Article 71(7) or Article 72(7) of Regulation (EU) 2024/1789;
(b)
revise the network code in accordance with Article 59(11) of Regulation (EU) 2019/943 or Article 71(11) or Article 72(11) of Regulation (EU) 2024/1789. In its revision, ACER shall take account of the views provided by the parties involved during the drafting of that revised network code led by the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH or the EU DSO entity, and shall consult the relevant stakeholders on the version to be submitted to the Commission. To that end, ACER may use the drafting committee established under the network codes where appropriate. ACER shall report to the Commission on the outcome of the consultations. Subsequently, ACER shall submit the revised network code to the Commission in accordance with Article 59(11) of Regulation (EU) 2019/943 or Article 71(11) or Article 72(11) of Regulation (EU) 2024/1789. Where the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH or the EU DSO entity have failed to develop a network code, ACER shall prepare and submit a draft network code to the Commission where it is requested to do so under Article 59(12) of Regulation (EU) 2019/943 or Article 71(12) or Article 72(12) of Regulation (EU) 2024/1789;
(c)
provide a duly reasoned opinion to the Commission, in accordance with Article 32(1) of Regulation (EU) 2019/943 or Article 27(1) or Article 64(2) of Regulation (EU) 2024/1789, where the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH or the EU DSO entity has failed to implement a network code elaborated under Article 30(1), point (a), of Regulation (EU) 2019/943 or Article 26(1) or Article 59(1), point (a), of Regulation (EU) 2024/1789 or a network code which has been established in accordance with Article 59(3) to (12) of Regulation (EU) 2019/943 or Article 71(3) to (12) or Article 72(3) to (12) of Regulation (EU) 2024/1789 but which has not been adopted by the Commission under Article 59(13) of Regulation (EU) 2019/943 or under Article 71(13) or Article 72(13) of Regulation (EU) 2024/1789;
(d)
monitor and analyse the implementation of the network codes adopted by the Commission in accordance with Article 59 of Regulation (EU) 2019/943 and Articles 71 and 72 of Regulation (EU) 2024/1789 and the guidelines adopted in accordance with Article 61 of Regulation (EU) 2019/943 and Article 74 of Regulation (EU) 2024/1789, and their effect on the harmonisation of applicable rules aimed at facilitating market integration as well as on non-discrimination, effective competition and the proper functioning of the market, and report to the Commission.’
;
(5)
Article 6 is amended as follows:
(a)
paragraph 3 is replaced by the following:
‘3.   By 5 July 2022, and every four years thereafter the Commission shall submit a report to the European Parliament and the Council on the independence of regulatory authorities pursuant to Article 57(7) of Directive (EU) 2019/944 and Article 76(6) of Directive (EU) 2024/1788.’
;
(b)
paragraph 5 is replaced by the following:
‘5.   ACER shall provide a factual opinion at the request of one or more regulatory authorities or of the Commission, on whether a decision taken by a regulatory authority complies with the network codes and guidelines referred to in Regulation (EU) 2019/943, Regulation (EU) 2024/1789, Directive (EU) 2019/944 or Directive (EU) 2024/1788, with other relevant provisions of those regulations or directives, or with Article 13 of Regulation (EU) 2017/1938.’
;
(c)
the following paragraphs are inserted:
‘9a.   ACER shall issue recommendations to transmission system operators, distribution system operators, hydrogen network operators and regulatory authorities, with regard to the methodologies for setting the inter-temporal cost allocation pursuant to Article 5(6), first subparagraph, of Regulation (EU) 2024/1789.
ACER may issue recommendations to transmission system operators, distribution system operators, hydrogen network operators and regulatory authorities, with regard to the regulatory asset bases pursuant to Article 5(6), third subparagraph, of Regulation (EU) 2024/1789.
9b.   ACER may issue recommendations to regulatory authorities on the allocation of costs of solutions for restrictions to cross-border flows due to differences in gas quality pursuant to Article 21(11) of Regulation (EU) 2024/1789.
9c.   ACER may issue recommendations to regulatory authorities on the allocation of costs of solutions for restrictions to cross-border flows due to differences in hydrogen quality pursuant to Article 55(8) of Regulation (EU) 2024/1789.
9d.   ACER shall publish monitoring reports on congestion at interconnection points pursuant to point 2.2.1(2) of Annex I to Regulation (EU) 2024/1789.’
;
(d)
paragraph 10 is amended as follows:
(i)
the first subparagraph is replaced by the following:
‘ACER shall be competent to adopt individual decisions on regulatory issues having effects on cross-border trade or cross-border system security which require a joint decision by at least two regulatory authorities, where such competences have been conferred on the regulatory authorities under one of the following legal acts:
(a)
a legislative act of the Union adopted under the ordinary legislative procedure;
(b)
network codes and guidelines referred to in Articles 59 to 61 of Regulation (EU) 2019/943 adopted before 4 July 2019 and subsequent revisions of those network codes and guidelines;
(c)
network codes and guidelines referred to in Articles 59 to 61 of Regulation (EU) 2019/943 adopted as implementing acts pursuant to Article 5 of Regulation (EU) No 182/2011;
(d)
guidelines pursuant to Annex I to Regulation (EU) 2024/1789; or
(e)
network codes and guidelines referred to in Articles 71 to 74 of Regulation (EU) 2024/1789.’
;
(ii)
in the second subparagraph, point (a) is replaced by the following:
‘(a)
where the competent regulatory authorities have not been able to reach an agreement within six months of referral of the case to the last of those regulatory authorities, or within four months with regard to cases under Article 4(7) of this Regulation or under Article 59(1), point (c), or Article 62(1), point (f), of Directive (EU) 2019/944 or Article 78(1), point (f), of Directive (EU) 2024/1788;’
;
(iii)
the third and fourth subparagraphs are replaced by the following:
‘The competent regulatory authorities may jointly request that the period referred to in point (a) of the second subparagraph of this paragraph be extended by a period of up to six months, except with regard to cases under Article 4(7) of this Regulation or under Article 59(1), point (c), or Article 62(1), point (f), of Directive (EU) 2019/944 or Article 78(1), point (f), of Directive (EU) 2024/1788.
Where the competences to decide on cross-border issues referred to in the first subparagraph of this paragraph have been conferred on the regulatory authorities in new network codes or guidelines referred to in Articles 59 to 61 of Regulation (EU) 2019/943 adopted as delegated acts after 4 July 2019, ACER shall only be competent on a voluntary basis pursuant to point (b) of the second subparagraph of this paragraph, upon a request from at least 60 % of the competent regulatory authorities. Where only two regulatory authorities are involved, either one may refer the case to ACER.’
                                                      
;
(e)
in paragraph 12, point (a) is replaced by the following:
‘(a)
shall issue a decision within six months of the date of referral, or within four months thereof with regard to cases pursuant to Article 4(7) of this Regulation or Article (59)(1), point (c), or Article 62(1), point (f), of Directive (EU) 2019/944 or Article 78(1), point (f), of Directive (EU) 2024/1788; and’
;
(6)
Article 14(1) is replaced by the following:
‘1.   In carrying out its tasks, in particular in the process of developing framework guidelines in accordance with Article 59 of Regulation (EU) 2019/943 or Articles 71 and 72 of Regulation (EU) 2024/1789, and in the process of proposing amendments of network codes under Article 60 of Regulation (EU) 2019/943 or Article 73 of Regulation (EU) 2024/1789. ACER shall, extensively consult at an early stage market participants, transmission system operators, hydrogen transmission network operators, consumers, end-users and, where relevant, competition authorities, without prejudice to their respective competence, in an open and transparent manner, in particular when its tasks concern transmission system operators and hydrogen transmission network operators.’
;
(7)
Article 15 is amended as follows:
(a)
paragraph 1 is replaced by the following:
‘1.   ACER, in close cooperation with the Commission, the Member States and the relevant national authorities, including the regulatory authorities, and without prejudice to the competences of competition authorities, shall monitor the wholesale and retail markets in electricity and natural gas, in particular the levels and the formation of retail and wholesale prices, in order to facilitate that relevant authorities can identify possible anti-competitive, unfair or untransparent behaviour by market operators, and with regard to compliance with the consumer rights laid down in Directive (EU) 2019/944 and Directive (EU) 2024/1788, the impact of market developments on household customers, access to the networks including access of electricity produced from renewable energy sources, the progress made with regard to interconnectors, potential barriers to cross-border trade, including the impact of blending hydrogen into the natural gas system and barriers to the cross-border flow of biomethane, regulatory barriers for new entrants on the market and smaller market participants, including citizen energy communities and renewable energy communities, State interventions preventing prices from reflecting actual scarcity, such as those set out in Article 10(4) of Regulation (EU) 2019/943, the performance of the Member States in the area of security of supply of electricity on the basis of the results of the European resource adequacy assessment as referred to in Article 23 of that Regulation, taking into account, in particular, the ex post evaluation referred to in Article 17 of Regulation (EU) 2019/941.
ACER, in close cooperation with the Commission, the Member States and the relevant national authorities, including the regulatory authorities, and without prejudice to the competences of competition authorities, shall monitor the hydrogen markets, in particular the impact of market developments on hydrogen customers, access to the hydrogen network, including access to the network of hydrogen produced from renewable energy sources, the progress made with regard to interconnectors and potential barriers to cross-border trade.’
;
(b)
paragraph 2 is replaced by the following:
‘2.   ACER shall publish annually a report on the results of the monitoring referred to in paragraph 1. In that report, it shall identify any barriers to the completion of the internal markets for electricity, natural gas and hydrogen.’
;
(c)
the following paragraphs are added:
‘6.   ACER shall publish studies comparing the efficiency of Union transmission system operators’ costs pursuant to Article 19(2) of Regulation (EU) 2024/1789.
7.   ACER shall submit opinions providing a harmonised format for the publication of technical information on access to hydrogen transmission networks and publish a monitoring report on congestion at interconnection points pursuant to the guidelines laid down in Annex I to Regulation (EU) 2024/1789.’.
Article 86
Amendments to Regulation (EU) 2022/869
Regulation (EU) 2022/869 is amended as follows:
(1)
Articles 11, 12 and 13 are replaced by the following:
‘Article 11
Energy system wide cost-benefit analysis
1.   The ENTSO for Electricity and the European Network of Network Operators for Hydrogen (ENNOH) referred to in Article 57 of Regulation (EU) 2024/1789 of the European Parliament and of the Council
 (
*4
)
 shall draft consistent single sector draft methodologies, including the energy network and market model referred to in paragraph 10 of this Article, for a harmonised energy system-wide cost-benefit analysis at Union level for projects on the Union list falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(a), (b), (d) and (f) and point (3) of Annex II to this Regulation.
The methodologies referred to in the first subparagraph of this paragraph shall be drawn up in line with the principles laid down in Annex V, shall be based on common assumptions allowing for project comparison, and shall be consistent with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective, as well as with the rules and indicators set out in Annex IV.
The methodologies referred to in the first subparagraph of this paragraph shall be applied for the preparation of each subsequent Union-wide ten-year network development plans developed by the ENTSO for Electricity pursuant to Article 30 of Regulation (EU) 2019/943 or the ENNOH pursuant to Article 60 of Regulation (EU) 2024/1789.
By 24 April 2023, the ENTSO for Electricity shall publish and submit to Member States, the Commission and the Agency its consistent single sector draft methodology after gathering input from the relevant stakeholders during the consultation process referred to in paragraph 2 of this Article. Any methodology for an energy system-wide hydrogen cost-benefit analysis developed by the ENTSO for Gas by 1 September 2024 shall be approved in accordance with process laid down in this Article. By 1 December 2025, the ENNOH shall publish and submit to Member States, the Commission and the Agency its consistent single sector draft methodology after gathering input from the relevant stakeholders during the consultation procedure pursuant to Article 61(3), point (d), of Regulation (EU) 2024/1789.
2.   Prior to submitting their respective draft methodologies to the Member States, the Commission and the Agency in accordance with paragraph 1, the ENTSO for Electricity and the ENNOH shall publish preliminary draft methodologies and conduct an extensive consultation process and seek recommendations from Member States and, at least, the organisations representing all relevant stakeholders, including the European entity for distribution system operators established pursuant to Article 52(1) of Regulation (EU) 2019/943 (the “EU DSO entity”), associations involved in electricity, natural gas and hydrogen markets, heating and cooling, carbon capture and storage and carbon capture and utilisation stakeholders, independent aggregators, demand-response operators, organisations involved in energy efficiency solutions, energy consumer associations, civil society representatives and, where it is considered to be appropriate, the national regulatory authorities and other national authorities.
Within three months of publication of the preliminary draft methodologies under the first subparagraph, any stakeholder referred to in that subparagraph may submit a recommendation.
The European Scientific Advisory Board on Climate Change established under Article 10a of Regulation (EC) No 401/2009 of the European Parliament and of the Council
 (
*5
)
 may, on its own initiative, submit an opinion to the draft methodologies.
Where applicable, Member States, and stakeholders referred to in the first subparagraph shall submit and make publicly available their recommendations and the European Scientific Advisory Board on Climate Change shall submit and make publicly available its opinion to the Agency and, as applicable, to the ENTSO for Electricity or the ENNOH.
The consultation process shall be open, timely and transparent. The ENTSO for Electricity and the ENNOH shall prepare and make public a report on the consultation process.
The ENTSO for Electricity and the ENNOH shall provide reasons where they have not, or have only partly, taken into account the recommendations from Member States or the stakeholders, as well as from national authorities, or the opinion of the European Scientific Advisory Board on Climate Change.
3.   Within three months of receipt of the draft methodologies together with the input received in the consultation process and the report on the consultation, the Agency shall provide an opinion to the ENTSO for Electricity and the ENNOH. The Agency shall notify its opinion to the ENTSO for Electricity, the ENNOH, the Member States, and the Commission and publish it on its website.
4.   Within three months of receipt of the draft methodologies, Member States may deliver their opinions to the ENTSO for Electricity and the ENNOH and the Commission. To facilitate the consultation, the Commission may organise specific meetings of the Groups to discuss the draft methodologies.
5.   Within three months of receipt of the opinions of the Agency and Member States, as referred to in paragraphs 3 and 4, the ENTSO for Electricity and the ENNOH shall amend their respective methodologies to fully take into account the opinions of the Agency and the Member States and submit them together with the opinion of the Agency to the Commission for its approval. The Commission shall issue its decision within three months of submission of the methodologies by the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH, respectively.
6.   Within two weeks of the approval by the Commission in accordance with paragraph 5, the ENTSO for Electricity and the ENNOH shall publish their respective methodologies on their websites. They shall publish the corresponding input data and other relevant network, load flow and market data in a sufficiently accurate form subject to restrictions under national law and relevant confidentiality agreements. The Commission and the Agency shall ensure the confidential treatment of the data received by them and by any party that carries out analytical work on the basis of those data on their behalf.
7.   The methodologies shall be updated and improved regularly following the procedure described in paragraphs 1 to 6. In particular, they shall be amended after submission of the energy network and market model referred to in paragraph 10. The Agency, on its own initiative, or upon a duly reasoned request by national regulatory authorities or stakeholders, and after formally consulting the organisations representing all relevant stakeholders referred to in paragraph 2, first subparagraph, and the Commission, may request such updates and improvements, providing reasons and a timetable. The Agency shall publish the requests by national regulatory authorities or stakeholders and all relevant non-commercially sensitive documents leading to a request from the Agency for an update or improvement.
8.   For projects falling under the energy infrastructure categories set out in point (1)(c) and (e) and in points (2), (4) and (5) of Annex II, the Commission shall ensure the development of methodologies for a harmonised energy system-wide cost-benefit analysis at Union level. Those methodologies shall be compatible in terms of benefits and costs with the methodologies developed by the ENTSO for Electricity and the ENNOH. The Agency, with the support of national regulatory authorities, shall promote the consistency of those methodologies with the methodologies elaborated by ENTSO for Electricity and the ENNOH. The methodologies shall be developed in a transparent manner, including extensive consultation of Member States and of all relevant stakeholders.
9.   Every three years, the Agency shall establish and publish a set of indicators and corresponding reference values for the comparison of unit investment costs for comparable projects of the energy infrastructure categories included in Annex II. Project promoters shall provide the requested data to the national regulatory authorities and to the Agency.
The Agency shall publish the first indicators for the infrastructure categories set out in points (1), (2) and (3) of Annex II, by 24 April 2023, to the extent that data is available to calculate robust indicators and reference values. Those reference values may be used by the ENTSO for Electricity and the ENNOH for the cost-benefit analyses carried out for subsequent Union-wide ten-year network development plans.
The Agency shall publish the first indicators for the energy infrastructure categories set out in points (4) and (5) of Annex II, by 24 April 2025.
10.   By 31 October 2025, following an extensive consultation process of stakeholders referred to in paragraph 2, first subparagraph, the ENTSO for Electricity, ENTSO for Gas, and the ENNOH shall jointly submit to the Commission and the Agency a consistent and progressively integrated model that will provide consistency between single sector methodologies on the basis of common assumptions including electricity, natural gas and hydrogen transmission infrastructure as well as natural gas storage facilities, liquefied natural gas and electrolysers, covering the energy infrastructure priority corridors and areas set out in Annex I drawn up in line with the principles laid down in Annex V.
11.   The model referred to in paragraph 10 shall cover at least the relevant sectors’ interlinkages at all stages of infrastructure planning, specifically scenarios, technologies and spatial resolution, infrastructure gaps identification in particular with respect to cross-border capacities, and projects assessment.
12.   After approval of the model referred to in paragraph 10 by the Commission in accordance with the procedure set out in paragraphs 1 to 5, it shall be included in the methodologies referred to in paragraph 1, that shall be amended accordingly.
13.   At least every five years, starting from its approval in accordance with paragraph 10, and more frequently where necessary, the model and the consistent single sector cost-benefit methodologies shall be updated in accordance with the procedure referred to in paragraph 7.
14.   Until 1 January 2027, this Article applies subject to the transitional provisions set out in Article 61 of Regulation (EU) 2024/1789.
Article 12
Scenarios for the ten-year network development plans
1.   By 24 January 2023, the Agency, after conducting an extensive consultation process involving the Commission, the Member States, the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the EU DSO entity and at least the organisations representing associations involved in electricity, natural gas and hydrogen markets, heating and cooling, carbon capture and storage and carbon capture and utilisation stakeholders, independent aggregators, demand-response operators, organisations involved in energy efficiency solutions, energy consumer associations and civil society representatives, shall publish the framework guidelines for the joint scenarios to be developed by the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH. Those framework guidelines shall be regularly updated as found necessary. The consultation process for any update of the framework guidelines shall also involve the ENNOH.
The framework guidelines referred to in the first subparagraph shall establish criteria for a transparent, non-discriminatory and robust development of scenarios taking into account best practices in the field of infrastructures assessment and network development planning. The framework guidelines shall also aim to ensure that the underlying ENTSO for Electricity, ENTSO for Gas and ENNOH scenarios are fully in line with the energy efficiency first principle and with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective and shall take into account the latest available Commission scenarios, as well as, when relevant, the national energy and climate plans.
The European Scientific Advisory Board on Climate Change may, on its own initiative, provide input on how to ensure compliance of scenarios with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective. The Agency shall take duly into account that input in the framework guidelines referred to in the first subparagraph.
The Agency shall provide reasons where it has not, or has only partly, taken into account the recommendations from Member States, stakeholders and the European Scientific Advisory Board on Climate Change.
2.   The ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH shall follow the Agency’s framework guidelines when developing the joint scenarios to be used for the Union-wide ten-year network development plans.
The joint scenarios shall also include a long-term perspective until 2050 and include intermediary steps as appropriate.
3.   The ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH shall invite the organisations representing all relevant stakeholders, including the EU DSO entity, associations involved in electricity, natural gas and hydrogen markets, heating and cooling, carbon capture and storage and carbon capture and utilisation stakeholders, independent aggregators, demand-response operators, organisations involved in energy efficiency solutions, energy consumer associations, civil society representatives, to participate in the scenarios development process, in particular on key elements such as assumptions and how they are reflected in the scenarios data.
4.   The ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH shall publish and submit the draft joint scenarios report to the Agency, the Member States and the Commission for their opinion.
The European Scientific Advisory Board on Climate Change may, on its own initiative, provide an opinion on the joint scenarios report.
5.   Within three months of receipt of the draft joint scenarios report together with the input received in the consultation process and a report on how it was taken into account, the Agency shall submit its opinion on compliance of the scenarios with the framework guidelines referred to in paragraph 1, first subparagraph, including possible recommendations for amendments, to the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas, the ENNOH, Member States and the Commission.
Within the same time limit, the European Scientific Advisory Board on Climate Change may, on its own initiative, provide an opinion on the compatibility of scenarios with the Union’s 2030 targets for energy and climate and its 2050 climate neutrality objective.
6.   Within three months of receipt of the opinion referred to in paragraph 5, the Commission, taking into account the opinions of the Agency and Member States, shall approve the draft joint scenarios report or request the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH to amend it.
The ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH shall provide reasons explaining how any request for amendments from the Commission has been addressed.
In the event the Commission does not approve the joint scenarios report, it shall provide a reasoned opinion to the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH.
7.   Within two weeks of the approval of the joint scenarios report in accordance with paragraph 6, the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH shall publish it on their websites. They shall also publish the corresponding input and output data in a sufficiently clear and accurate form for a third party to reproduce the results, taking due account of the national law and relevant confidentiality agreements and sensitive information.
8.   Until 1 January 2027, this Article applies subject to the transitional provisions set out in Article 61 of Regulation (EU) 2024/1789.
Article 13
Infrastructure gaps identification
1.   Within six months of approval of the joint scenarios report pursuant to Article 12(6) and every two years thereafter, the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH shall publish the infrastructure gaps reports developed within the framework of the Union-wide ten-year network development plans.
When assessing the infrastructure gaps the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH shall base their analysis on the scenarios established under Article 12, implement the energy efficiency first principle and consider with priority all relevant alternatives to new infrastructure. When considering new infrastructures solutions, the infrastructures gaps assessment shall take into account all relevant costs, including network reinforcements.
The infrastructures gaps assessment shall, in particular, focus on those infrastructure gaps potentially affecting the fulfilment of the Union’s 2030 climate and energy targets and its 2050 climate neutrality objective.
Prior to publishing their respective reports, the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH shall conduct an extensive consultation process involving all relevant stakeholders, including the EU DSO entity, associations involved in electricity, natural gas and hydrogen markets, heating and cooling, carbon capture and storage and carbon capture and utilisation stakeholders, independent aggregators, demand-response operators, organisations involved in energy efficiency solutions and, energy consumer associations, civil society representatives, the Agency and all the Member States’ representatives that are part of the relevant energy infrastructure priority corridors that are set out in Annex I.
2.   The ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH shall submit their respective draft infrastructure gaps report to the Agency and the Commission and Member States for their opinion.
3.   Within three months of receipt of the infrastructure gaps report together with the input received in the consultation process and a report on how it was taken into account, the Agency shall submit its opinion to the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas or the ENNOH, the Commission and Member States and make it publicly available.
4.   Within three months of receipt of the Agency’s opinion referred to in paragraph 3, the Commission shall, taking the Agency’s opinion into account and with input from the Member States, draft its opinion and submit it to the ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas or the ENNOH.
5.   The ENTSO for Electricity, the ENTSO for Gas and the ENNOH shall adapt their infrastructure gaps reports taking due account of the Agency’s opinion and in line with the Commission’s and the Member States’ opinions and make them publicly available.
6.   Until 1 January 2027, this Article applies subject to the transitional provisions set out in Article 61 of Regulation (EU) 2024/1789.
(
*4
)
  Regulation (EU) 2024/1789 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 on the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Regulations (EU) No 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 and (EU) 2022/869 and Decision (EU) 2017/684 and repealing Regulation (EC) No 715/2009 (
OJ L, 2024/1789, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj
)."
(
*5
)
  Regulation (EC) No 401/2009 of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the European Environment Agency and the European Environment Information and Observation Network (
OJ L 126, 21.5.2009, p. 13
).’;"
(2)
in Article 31, the following paragraph is added:
‘5.   In the Annexes to this Regulation, any reference to “ENTSO for Gas” shall be understood to mean “the ENTSO for Gas and the ENNOH” for the purpose of the transitional provisions pursuant to Article 61 of Regulation (EU) 2024/1789. From 1 January 2027, any reference to “ENTSO for Gas” shall be understood to mean “the ENNOH”.’.
Article 87
Amendment to Decision (EU) 2017/684
The notification obligations for intergovernmental agreements in the field of energy relating to natural gas as laid down in Decision (EU) 2017/684 shall be construed as including intergovernmental agreements relating to hydrogen, including hydrogen compounds such as ammonia and liquid organic hydrogen carriers.
Article 88
Repeal
Regulation (EC) No 715/2009 is repealed. References made to the repealed Regulation shall be construed as references to this Regulation and shall be read in accordance with the correlation table in Annex III to this Regulation.
Article 89
Entry into force
1.   This Regulation shall enter into force on the twentieth day following that of its publication in the Official Journal of the European Union.
It shall apply from 5 February 2025.
2.   By way of derogation from paragraph 1 of this Article:
(a)
Article 11(3), point (b), Article 34(6) and Article 84 shall apply from 1 January 2025;
(b)
Section 5 shall apply from 1 January 2025, except Articles 42, 43, 44, 52, 53 and 54, which shall apply from 4 August 2024.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Brussels, 13 June 2024.
For the European Parliament
The President
R. METSOLA
For the Council
The President
H. LAHBIB
(
1
)
  
            
OJ C 323, 26.8.2022, p. 101
.
(
2
)
  
            
OJ C 498, 30.12.2022, p. 83
.
(
3
)
  Position of the European Parliament of 11 April 2024 (not yet published in the Official Journal) and decision of the Council of 21 May 2024.
(
4
)
  Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the natural gas transmission networks and repealing Regulation (EC) No 1775/2005 (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 36
).
(
5
)
  Regulation (EU) 2021/1119 of the European Parliament and of the Council of 30 June 2021 establishing the framework for achieving climate neutrality and amending Regulations (EC) No 401/2009 and (EU) 2018/1999 (‘European Climate Law’) (
OJ L 243, 9.7.2021, p. 1
).
(
6
)
  European Parliament resolution of 10 July 2020 on a comprehensive European approach to energy storage (2019/2189(INI)) (
OJ C 371, 15.9.2021, p. 58
).
(
7
)
  Regulation (EU) 2023/857 of the European Parliament and of the Council of 19 April 2023 amending Regulation (EU) 2018/842 on binding annual greenhouse gas emission reductions by Member States from 2021 to 2030 contributing to climate action to meet commitments under the Paris Agreement, and Regulation (EU) 2018/1999 (
OJ L 111, 26.4.2023, p. 1
).
(
8
)
  Regulation (EU) 2023/957 of the European Parliament and of the Council of 10 May 2023 amending Regulation (EU) 2015/757 in order to provide for the inclusion of maritime transport activities in the EU Emissions Trading System and for the monitoring, reporting and verification of emissions of additional greenhouse gases and emissions from additional ship types (
OJ L 130, 16.5.2023, p. 105
).
(
9
)
  Regulation (EU) 2023/1805 of the European Parliament and of the Council of 13 September 2023 on the use of renewable and low-carbon fuels in maritime transport, and amending Directive 2009/16/EC (
OJ L 234, 22.9.2023, p. 48
).
(
10
)
  Regulation (EU) 2023/2405 of the European Parliament and of the Council of 18 October 2023 on ensuring a level playing field for sustainable air transport (ReFuelEU Aviation) (
OJ L, 2023/2405, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2023/2405/oj
).
(
11
)
  Directive (EU) 2023/959 of the European Parliament and of the Council of 10 May 2023 amending Directive 2003/87/EC establishing a system for greenhouse gas emission allowance trading within the Union and Decision (EU) 2015/1814 concerning the establishment and operation of a market stability reserve for the Union greenhouse gas emission trading system (
OJ L 130, 16.5.2023, p. 134
).
(
12
)
  Directive (EU) 2023/1791 of the European Parliament and of the Council of 13 September 2023 on energy efficiency and amending Regulation (EU) 2023/955 (
OJ L 231, 20.9.2023, p. 1
).
(
13
)
  Directive (EU) 2023/2413 of the European Parliament and of the Council of 18 October 2023 amending Directive (EU) 2018/2001, Regulation (EU) 2018/1999 and Directive 98/70/EC as regards the promotion of energy from renewable sources, and repealing Council Directive (EU) 2015/652 (
OJ L, 2023/2413, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2023/2413/oj
).
(
14
)
  Regulation (EU) 2021/1056 of the European Parliament and of the Council of 24 June 2021 establishing the Just Transition Fund (
OJ L 231, 30.6.2021, p. 1
).
(
15
)
  Directive (EU) 2024/1788 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 on common rules for the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Directive (EU) 2023/1791 and repealing Directive 2009/73/EC (
OJ L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj
).
(
16
)
  Regulation (EU) 2022/869 of the European Parliament and of the Council of 30 May 2022 on guidelines for trans-European energy infrastructure, amending Regulations (EC) No 715/2009, (EU) 2019/942 and (EU) 2019/943 and Directives 2009/73/EC and (EU) 2019/944, and repealing Regulation (EU) No 347/2013 (
OJ L 152, 3.6.2022, p. 45
).
(
17
)
  Regulation (EU) 2024/1787 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 on the reduction of methane emissions in the energy sector and amending Regulation (EU) 2019/942 (
OJ L, 2024/1787, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj
).
(
18
)
  Directive (EU) 2018/2001 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the promotion of the use of energy from renewable sources (
OJ L 328, 21.12.2018, p. 82
).
(
19
)
  Regulation (EU) 2019/942 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 establishing a European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (
OJ L 158, 14.6.2019, p. 22
).
(
20
)
  Commission Regulation (EU) 2017/459 of 16 March 2017 establishing a network code on capacity allocation mechanisms in gas transmission systems and repealing Regulation (EU) No 984/2013 (
OJ L 72, 17.3.2017, p. 1
).
(
21
)
  Commission Regulation (EU) No 312/2014 of 26 March 2014 establishing a Network Code on Gas Balancing of Transmission Networks (
OJ L 91, 27.3.2014, p. 15
).
(
22
)
  Regulation (EU, Euratom) 2018/1046 of the European Parliament and of the Council of 18 July 2018 on the financial rules applicable to the general budget of the Union, amending Regulations (EU) No 1296/2013, (EU) No 1301/2013, (EU) No 1303/2013, (EU) No 1304/2013, (EU) No 1309/2013, (EU) No 1316/2013, (EU) No 223/2014, (EU) No 283/2014, and Decision No 541/2014/EU and repealing Regulation (EU, Euratom) No 966/2012 (
OJ L 193, 30.7.2018, p. 1
).
(
23
)
  Regulation (EU) 2016/679 of the European Parliament and of the Council of 27 April 2016 on the protection of natural persons with regard to the processing of personal data and on the free movement of such data, and repealing Directive 95/46/EC (General Data Protection Regulation) (
OJ L 119, 4.5.2016, p. 1
).
(
24
)
  Regulation (EU) 2018/1725 of the European Parliament and of the Council of 23 October 2018 on the protection of natural persons with regard to the processing of personal data by the Union institutions, bodies, offices and agencies and on the free movement of such data, and repealing Regulation (EC) No 45/2001 and Decision No 1247/2002/EC (
OJ L 295, 21.11.2018, p. 39
).
(
25
)
  Directive 2003/87/EC of the European Parliament and of the Council of 13 October 2003 establishing a system for greenhouse gas emission allowance trading within the Union and amending Council Directive 96/61/EC (
OJ L 275, 25.10.2003, p. 32
).
(
26
)
  Commission Regulation (EU) 2015/703 of 30 April 2015 establishing a network code on interoperability and data exchange rules (
OJ L 113, 1.5.2015, p. 13
).
(
27
)
  
            
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1
.
(
28
)
  Regulation (EU) No 182/2011 of the European Parliament and of the Council of 16 February 2011 laying down the rules and general principles concerning mechanisms for control by Member States of the Commission’s exercise of implementing powers (
OJ L 55, 28.2.2011, p. 13
).
(
29
)
  Regulation (EU) No 1025/2012 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2012 on European standardisation, amending Council Directives 89/686/EEC and 93/15/EEC and Directives 94/9/EC, 94/25/EC, 95/16/EC, 97/23/EC, 98/34/EC, 2004/22/EC, 2007/23/EC, 2009/23/EC and 2009/105/EC of the European Parliament and of the Council and repealing Council Decision 87/95/EEC and Decision No 1673/2006/EC of the European Parliament and of the Council (
OJ L 316, 14.11.2012, p. 12
).
(
30
)
  Decision (EU) 2017/684 of the European Parliament and of the Council of 5 April 2017 on establishing an information exchange mechanism with regard to intergovernmental agreements and non-binding instruments between Member States and third countries in the field of energy, and repealing Decision No 994/2012/EU (
OJ L 99, 12.4.2017, p. 1
).
(
31
)
  Directive 2003/55/EC of the European Parliament and of the Council of 26 June 2003 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 98/30/EC (
OJ L 176, 15.7.2003, p. 57
).
(
32
)
  Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in natural gas and repealing Directive 2003/55/EC (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 94
).
(
33
)
  Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2017 concerning measures to safeguard the security of gas supply and repealing Regulation (EU) No 994/2010 (
OJ L 280, 28.10.2017, p. 1
).
(
34
)
  Regulation (EU) 2022/1032 of the European Parliament and of the Council of 29 June 2022 amending Regulations (EU) 2017/1938 and (EC) No 715/2009 with regard to gas storage (
OJ L 173, 30.6.2022, p. 17
).
(
35
)
  Council Regulation (EU) 2022/2576 of 19 December 2022 enhancing solidarity through better coordination of gas purchases, reliable price benchmarks and exchanges of gas across borders (
OJ L 335, 29.12.2022, p. 1
).
(
36
)
  Regulation (EU) No 1227/2011 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2011 on wholesale energy market integrity and transparency (
OJ L 326, 8.12.2011, p. 1
).
(
37
)
  Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council of 11 December 2018 on the Governance of the Energy Union and Climate Action, amending Regulations (EC) No 663/2009 and (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council, Directives 94/22/EC, 98/70/EC, 2009/31/EC, 2009/73/EC, 2010/31/EU, 2012/27/EU and 2013/30/EU of the European Parliament and of the Council, Council Directives 2009/119/EC and (EU) 2015/652 and repealing Regulation (EU) No 525/2013 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 328, 21.12.2018, p. 1
).
(
38
)
  Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on common rules for the internal market for electricity and amending Directive 2012/27/EU (
OJ L 158, 14.6.2019, p. 125
).
(
39
)
  Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity (
OJ L 158, 14.6.2019, p. 54
).
(
40
)
  Regulation (EU) 2021/1153 of the European Parliament and of the Council of 7 July 2021 establishing the Connecting Europe Facility and repealing Regulations (EU) No 1316/2013 and (EU) No 283/2014 (
OJ L 249, 14.7.2021, p. 38
).
(
41
)
  Regulation (EC) No 401/2009 of the European Parliament and of the Council of 23 April 2009 on the European Environment Agency and the European Environment Information and Observation Network (
OJ L 126, 21.5.2009, p. 13
).
ANNEX I
Guidelines
1.   Information to be published on the methodology used to set the regulated revenue of the transmission system operator
The information referred to in points 1 to 5 shall be published before the tariff period by the regulatory authority or the transmission system operator as decided by the regulatory authority.
That information shall be provided separately for transmission activities where the transmission system operator is part of a larger commercial entity or holding.
1.
The entity responsible for calculating, setting and approving the different components of the methodology.
2.
A description of the methodology, including at least a description of:
(a)
the overall methodology, such as revenue-cap, hybrid, cost-plus or tariff benchmarking;
(b)
the methodology to set the regulatory asset base (RAB), including:
(i)
methodology to determine the initial (opening) value of the assets as applied at the start of the relevant regulatory period and when incorporating new assets to the RAB;
(ii)
methodology to re-evaluate assets;
(iii)
explanations of the evolution of the value of the assets;
(iv)
treatment of decommissioned assets;
(v)
depreciation methodology applied to the RAB, including any changes applied to the values.
(c)
the methodology to set the cost of capital;
(d)
the methodology to determine the total expenditure (TOTEX) or, if applicable, operational expenditure (OPEX) and capital expenditure (CAPEX);
(e)
the methodology to determine the efficiency of the cost, if applicable;
(f)
the methodology applied to set the inflation;
(g)
the methodology to determine premia and incentives, if applicable;
(h)
non-controllable costs;
(i)
services provided within the company holding, if applicable.
3.
The values of the parameters used in the methodology:
(a)
the detailed values of the parameters that are part of the cost of equity and cost of debt or weighted average cost of capital expressed in percentages;
(b)
depreciation periods in years applicable separately to pipelines and compressors;
(c)
changes to the depreciation period or in the acceleration of the depreciation applied to assets;
(d)
efficiency targets in percentages;
(e)
inflation indices;
(f)
premia and incentives.
4.
The values of costs and expenditure that are used for setting the allowed or target revenue in euro and in the local currency of:
(a)
the RAB per asset type detailed per year until its full depreciation, including:
(i)
the investments added to the RAB, per asset type;
(ii)
the depreciation per asset type until the full depreciation of the assets;
(b)
the cost of capital including the cost of equity and the cost of debt;
(c)
operational expenditure;
(d)
premia and incentives detailed separately per item.
5.
Financial indicators to be provided for the transmission system operator. In the event of the transmission system operator being part of a larger holding or undertaking, those values shall be provided separately for the transmission system operator, including:
(a)
earnings before interest, taxes, depreciation and amortisation (EBITDA);
(b)
earnings before interest and taxes (EBIT);
(c)
return on assets I (ROA) = EBITDA / RAB;
(d)
return on assets II (ROA) = EBIT / RAB;
(e)
return on equity (ROE) = Profit / Equity:
(i)
return on capital employed (RoCE);
(ii)
leverage ratio;
(iii)
net debt / (Net debt + Equity);
(iv)
net debt / EBITDA.
The regulatory authority or the transmission system operator shall provide a simplified tariff model including the disaggregated parameters and values of the methodology and allowing to replicate the calculation of the allowed or target revenue of the transmission system operator.
6.
Transmission system operators shall maintain and make available to the regulatory authority upon request a daily log of the actual maintenance and flow disruptions that have occurred. Information shall also be made available on request to consumers affected by any disruption.
2.   Principles of capacity-allocation mechanisms and congestion- management procedures concerning transmission system operators and their application in the event of contractual congestion
2.1.   Principles of capacity-allocation mechanisms and congestion-management procedures concerning transmission system operators
1.
Capacity-allocation mechanisms and congestion-management procedures shall facilitate the development of competition and liquid trading of capacity and shall be compatible with market mechanisms including spot markets and trading hubs. They shall be flexible and capable of adapting to evolving market circumstances.
2.
Those mechanisms and procedures shall take into account the integrity of the system concerned as well as security of supply.
3.
Those mechanisms and procedures shall neither hamper the entry of new market participants nor create undue barriers to market entry. They shall not prevent market participants, including new entrants on the market and companies with a small market share, from competing effectively.
4.
Those mechanisms and procedures shall provide appropriate economic signals for efficient and maximum use of technical capacity and facilitate investment in new infrastructure.
5.
Network users shall be advised about the type of circumstance that could affect the availability of contracted capacity. Information on interruption shall reflect the level of information available to the transmission system operator.
6.
Should difficulties in meeting contractual delivery obligations arise due to system integrity reasons, transmission system operators shall notify network users and seek a non-discriminatory solution without delay.
Transmission system operators shall consult network users regarding procedures prior to their implementation and agree them with the regulatory authority.
2.2.   Congestion management procedures in the event of contractual congestion
2.2.1.   General provisions
1.
This point shall apply to interconnection points between adjacent entry-exit systems, irrespective of whether they are physical or virtual, between two or more Member States or within the same Member State in so far as the points are subject to booking procedures by users. This point may also apply to entry points from and exit points to third countries, subject to the decision of the relevant regulatory authority. Exit points to end-consumers and distribution networks, entry points from LNG terminals and production facilities, and entry-exit points from and to natural gas storage facilities are not subject to this point.
2.
On the basis of the information published by the transmission system operators pursuant to point 3 of this Annex and, where appropriate, validated by regulatory authorities, ACER shall publish a monitoring report on congestion at interconnection points with respect to firm capacity products sold in the preceding year, taking into consideration to the extent possible capacity trading on the secondary market and the use of interruptible capacity.
The monitoring report shall be published every two years. ACER shall publish additional reports, upon a substantiated request from the Commission, no more frequently than once per year.
3.
Any additional capacity made available through the application of one of the congestion-management procedures as provided for in points 2.2.2 to 2.2.5 shall be offered by the relevant transmission system operators in the regular allocation process.
2.2.2.   Capacity increase through oversubscription and buy-back scheme
1.
Transmission system operators shall propose and, after approval by the regulatory authority, implement an incentive-based oversubscription and buy-back scheme in order to offer additional capacity on a firm basis. Before implementation, the regulatory authority shall consult the regulatory authorities of adjacent Member States and take account of the adjacent regulatory authorities’ opinions. Additional capacity refers to the firm capacity offered in addition to the technical capacity of an interconnection point calculated pursuant to Article 6(1).
2.
The oversubscription and buy-back scheme shall provide transmission system operators with an incentive to make available additional capacity, taking account of the technical conditions, such as the calorific value, temperature and expected consumption, of the relevant entry-exit system and the capacities in adjacent networks. Transmission system operators shall apply a dynamic approach with regard to the recalculation of the technical or additional capacity of the entry-exit system.
3.
The oversubscription and buy-back scheme shall be based on an incentive regime reflecting the risks of transmission system operators in offering additional capacity. That scheme shall be structured in such a way that revenue from selling additional capacity and costs arising from the buy-back scheme or measures pursuant to point 6 are shared between the transmission system operators and the network users. Regulatory authorities shall decide on the distribution of revenue and costs between the transmission system operator and the network user.
4.
For the purpose of determining transmission system operators’ revenue, technical capacity, in particular surrendered capacity as well as, where relevant, capacity arising from the application of firm day-ahead use-it-or-lose-it and long-term use-it-or-lose-it mechanisms, shall be considered to be allocated prior to any additional capacity.
5.
In determining the additional capacity, the transmission system operator shall take into account statistical scenarios for the likely amount of physically unused capacity at any given time at interconnection points. It shall also take into account a risk profile for offering additional capacity which does not lead to excessive buy-back obligation. The oversubscription and buy-back scheme shall also estimate the likelihood and the costs of buying back capacity on the market and reflect this in the amount of additional capacity to be made available.
6.
Where necessary to maintain system integrity, transmission system operators shall apply a market-based buy-back procedure in which network users can offer capacity. Network users shall be informed about the applicable buy-back procedure. The application of a buy-back procedure is without prejudice to the applicable emergency measures.
7.
Transmission system operators shall, before applying a buy-back procedure, verify whether alternative technical and commercial measures can maintain system integrity in a more cost-efficient manner.
8.
When proposing the oversubscription and buy-back scheme the transmission system operator shall provide all relevant data, estimates, and models to the regulatory authority in order for the latter to assess the scheme. The transmission system operator shall regularly report to the regulatory authority on the functioning of the scheme and, upon request of the regulatory authority, provide all relevant data. The regulatory authority may request the transmission system operator to revise the scheme.
2.2.3.   Firm day-ahead use-it-or-lose-it mechanism
1.
Regulatory authorities shall require transmission system operators to apply at least the rules laid down in point 3 per network user at interconnection points with respect to altering the initial nomination if, on the basis of the yearly monitoring report of ACER referred to in point 2.2.1(2), it is shown that at interconnection points demand exceeded offer, at the reserve price when auctions are used, in the course of capacity allocation procedures in the year covered by the monitoring report for products for use in either that year or in one of the subsequent two years:
(a)
for at least three firm capacity products with a duration of one month;
(b)
for at least two firm capacity products with a duration of one quarter;
(c)
for at least one firm capacity product with a duration of one year or more; or
(d)
where for at least six months no firm capacity product with a duration of one month or more has been offered.
2.
If, on the basis of the yearly monitoring report of ACER referred to in point 2.2.1(2), it is shown that a situation as described in point 1 is unlikely to reoccur in the following three years, for example as a result of capacity becoming available from physical expansion of the network or termination of long-term contracts, the relevant regulatory authorities may decide to terminate the firm day-ahead use-it-or-lose-it mechanism.
3.
Firm renomination is permitted up to 90 % and down to 10 % of the contracted capacity by the network user at the interconnection point. However, if the nomination exceeds 80 % of the contracted capacity, half of the non-nominated volume may be renominated upwards. If the nomination does not exceed 20 % of the contracted capacity, half of the nominated volume may be renominated downwards. The application of this point is without prejudice to the applicable emergency measures.
4.
The original holder of the contracted capacity may renominate the restricted part of its contracted firm capacity on an interruptible basis.
5.
Point 3 shall not apply to network users – persons or undertakings and the undertakings they control within the meaning of Article 3 of Council Regulation (EC) No 139/2004 
(
1
)
 – holding less than 10 % of the average technical capacity in the preceding year at the interconnection point.
6.
On interconnection points where a firm day-ahead use-it-or-lose-it mechanism in accordance with point 3 is applied, an evaluation of the relationship with the oversubscription and buy-back scheme pursuant to point 2.2.2 shall be carried out by the regulatory authority, which may result in a decision by the regulatory authority not to apply point 2.2.2 at those interconnection points. Such a decision shall be notified, without delay, to ACER and to the Commission.
7.
A regulatory authority may decide to implement a firm day-ahead use-it-or-lose-it mechanism pursuant to point 3 on an interconnection point. Before adopting its decision, the regulatory authority shall consult with the regulatory authorities of adjacent Member States. When adopting its decision, the regulatory authority shall take account of the adjacent regulatory authorities’ opinions.
2.2.4.   Surrender of contracted capacity
Transmission system operators shall accept any surrender of firm capacity which is contracted by the network user at an interconnection point, with the exception of capacity products with a duration of a day and shorter period. The network user shall retain its rights and obligations under the capacity contract until the capacity is reallocated by the transmission system operator and to the extent the capacity is not reallocated by the transmission system operator. Surrendered capacity shall be considered to be reallocated only after all the available capacity has been allocated. The transmission system operator shall notify the network user without delay of any reallocation of its surrendered capacity. Specific terms and conditions for surrendering capacity, in particular where several network users surrender their capacity, shall be approved by the regulatory authority.
2.2.5.   Long-term use-it-or-lose-it mechanism
1.
Regulatory authorities shall require transmission system operators to partially or fully withdraw systematically underutilised contracted capacity on an interconnection point by a network user where that user has not sold or offered under reasonable conditions its unused capacity and where other network users request firm capacity. Contracted capacity is considered to be systematically underutilised in particular where:
(a)
the network user uses less than on average 80 % of its contracted capacity both from 1 April until 30 September and from 1 October until 31 March with an effective contract duration of more than one year for which no proper reasons could be provided; or
(b)
the network user systematically nominates close to 100 % of its contracted capacity and renominates downwards with a view to circumventing the rules laid down in point 2.2.3(3).
2.
The application of a firm day-ahead use-it-or-lose-it mechanism shall not be considered to be justification to prevent the application of point 1.
3.
Withdrawal shall result in the network user losing its contracted capacity partially or completely for a given period or for the remaining effective contractual term. The network user shall retain its rights and obligations under the capacity contract until the capacity is reallocated by the transmission system operator and to the extent the capacity is not reallocated by the transmission system operator.
4.
Transmission system operators shall regularly provide regulatory authorities with all the data necessary to monitor the extent to which contracted capacities with effective contract duration of more than one year or recurring quarters covering at least two years are used.
3.   Definition of the technical information necessary for network users to obtain effective access to the natural gas system, the definition of all relevant points for transparency requirements and the information to be published at all relevant points and the time schedule according to which that information shall be published.
3.1.   Definition of the technical information necessary for network users to obtain effective access to the system
3.1.1.   Form of publication
1.
Transmission system operators shall provide all information referred to in point 3.1.2 and points 3.3(1) to 3.3(5) in the following manner:
(a)
on a website accessible to the public, free of charge and without any need to register or otherwise sign on with the transmission system operator;
(b)
on a regular/rolling basis; the frequency shall be according to the changes that take place and the duration of the service;
(c)
in a user-friendly manner;
(d)
in a meaningful, quantifiably clear, easily accessible and non-discriminatory manner;
(e)
in a downloadable format that has been agreed between transmission system operators and the regulatory authorities – on the basis of an opinion on a harmonised format that shall be provided by ACER – and that allows for quantitative and comparative analyses;
(f)
in consistent units, in particular kWh (with a combustion reference temperature of 298,15 K) shall be the unit for energy content and m
3
 (at 273,15 K and 1,01325 bar) shall be the unit for volume. The constant conversion factor to energy content shall be provided. In addition to the format above, publication in other units is also possible;
(g)
in the official languages of the Member State and in English;
(h)
all data shall be made available on one Union-wide central platform, established by ENTSOG on a cost-efficient basis.
2.
Transmission system operators shall provide details on actual changes to all information referred to in point 3.1.2 and points 3.3(1) to 3.3(5) in a timely manner as soon as available to them.
3.1.2.   Content of publication
1.
Transmission system operators shall publish at least the following information about their systems and services:
(a)
a detailed and comprehensive description of the different services offered and the corresponding charges levied;
(b)
the different types of transport contracts available for these services;
(c)
the network code and/or the standard conditions outlining the rights and responsibilities of all network users including:
(i)
harmonised transport contracts and other relevant documents;
(ii)
if relevant for access to the system, for all relevant points as defined in point 3.2, a specification of relevant gas quality parameters, including at least the gross calorific value, Wobbe index and oxygen content, and the liability or costs of conversion for network users where gas is outside those specifications;
(iii)
if relevant for access to the system, for all relevant points information on pressure requirements;
(iv)
the procedure in the event of an interruption of interruptible capacity, including, where applicable, the timing, extent, and ranking of individual interruptions, for example pro rata or first-come-last-interrupted;
(d)
the harmonised procedures applied when using the transmission system, including the definition of key terms;
(e)
provisions on capacity allocation, congestion management and anti-hoarding and reutilisation procedures;
(f)
the rules applicable for capacity trade on the secondary market vis-à-vis the transmission system operator;
(g)
rules on balancing and methodology for the calculation of imbalance charges;
(h)
if applicable, the flexibility and tolerance levels included in transport and other services without separate charge, as well as any flexibility offered in addition to that and the corresponding charges;
(i)
a detailed description of the natural gas system of the transmission system operator and its relevant points of interconnection as defined in point 3.2 as well as the names of the operators of the interconnected systems or facilities;
(j)
the rules applicable for connection to the natural gas system operated by the transmission system operator;
(k)
information on emergency mechanisms, as far as it is the responsibility of the transmission system operator, such as measures that can lead to the disconnection of customer groups and other general liability rules that apply to the transmission system operator;
(l)
procedures agreed upon by transmission system operators at interconnection points, of relevance for access of network users to the transmission systems concerned, relating to interoperability of the network, agreed procedures on nomination and matching procedures and other agreed procedures that lay down provisions in relation to gas flow allocations and balancing, including the methods used;
(m)
transmission system operators shall publish a detailed and comprehensive description of the methodology and process, including information on the parameters employed and the key assumptions, used to calculate the technical capacity.
3.2.   Definition of all relevant points for transparency requirements
1.
Relevant points shall include at least:
(a)
all entry and exit points to and from a transmission network operated by a transmission system operator, with the exception of exit points connected to a single final customer, and with the exception of entry points linked directly to a production facility of a single producer that is located within the Union;
(b)
all entry and exit points connecting balancing zones of transmission system operators;
(c)
all points connecting the network of a transmission system operator with an LNG terminal, physical natural gas hubs, storage and production facilities, unless these production facilities are exempted under point (a);
(d)
all points connecting the network of a given transmission system operator to infrastructure necessary for providing ancillary services.
2.
Information for single final customers and for production facilities, that is excluded from the definition of relevant points as described under point 3.2(1)(a), shall be published in aggregate format, at least per balancing zone. For the purpose of application of this Annex, the aggregation of single final customers and of production facilities, excluded from the definition of relevant points as described under point 3.2(1)(a), shall be considered to be one relevant point.
3.
Where points between two or more transmission operators are managed solely by the transmission operators concerned, with no contractual or operational involvement of system users, or where points connect a transmission system to a distribution system and there is no contractual congestion at those points, transmission system operators shall be exempted for those points from the obligation to publish the requirements under point 3.3. The regulatory authority may require the transmission system operators to publish the requirements under point 3.3 for groups or all of the exempted points. In such case, the information, if available to the transmission system operator, shall be published in an aggregated form at a meaningful level, at least per balancing zone. For the purpose of application of this Annex, this aggregation of these points shall be considered to be one relevant point.
3.3.   Information to be published at all relevant points and the time schedule according to which that information shall be published
1.
At all relevant points, transmission system operators shall publish the information as listed in the second subparagraph, points (a) to (g), for all services and ancillary services provided, in particular information on blending, ballasting and conversion. That information shall be published on a numerical basis, in hourly or daily periods, equal to the smallest reference period for capacity booking and renomination and the smallest settlement period for which imbalance charges are calculated. If the smallest reference period is different from a daily period, information as listed in the second subparagraph, points (a) to (g), shall be made available also for the daily period.
The following information and its updates shall be published as soon as available to the system operator (in near real time):
(a)
the technical capacity for flows in both directions;
(b)
the total contracted firm and interruptible capacity in both directions;
(c)
the nominations and re-nominations in both directions;
(d)
the available firm and interruptible capacity in both directions;
(e)
actual physical flows;
(f)
planned and actual interruption of interruptible capacity;
(g)
planned and unplanned interruptions to firm services as well as the information on restoration of the firm services, in particular, maintenance of the system and the likely duration of any interruption due to maintenance; planned interruptions shall be published at least 42 days in advance;
(h)
occurrence of unsuccessful, legally valid requests for firm capacity products with a duration of one month or longer including the number and volume of the unsuccessful requests;
(i)
in the case of auctions, where and when firm capacity products with a duration of one month or longer have cleared at prices higher than the reserve price;
(j)
where and when no firm capacity product with a duration of one month or longer has been offered in the regular allocation process;
(k)
total capacity made available through the application of the congestion-management procedures laid down in points 2.2.2 to 2.2.5 per applied congestion-management procedure.
2.
At all relevant points, the information referred to in points 3.3(1)(a), (b) and (d) shall be published at least 24 months in advance.
3.
At all relevant points, transmission system operators shall publish historical information on the requirements of points 3.3(1)(a) to (g) for the past five years on a rolling basis.
4.
Transmission system operators shall publish measured values of the gross calorific value, the Wobbe index, the hydrogen content blended in the natural gas system, methane content and oxygen content at all relevant points, on a daily basis. Preliminary figures shall be published at the latest three days following the respective gas day. Final figures shall be published within three months after the end of the respective month.
5.
For all relevant points, transmission system operators shall publish available capacities, booked and technical capacities, on an annual basis over all years where capacity is contracted plus 1 year, and at least for the next 10 years. That information shall be updated at least every month or more frequently, if new information becomes available. The publication shall reflect the period for which capacity is offered to the market.
3.4.   Information to be published as regards the transmission system and the time schedule according to which this information shall be published
1.
Transmission system operators shall ensure the publication on a daily basis and updated every day the aggregated amounts of capacities offered, and contracted on the secondary market, that is sold from one network user to another network user where the information is available to the transmission system operator. That information shall include the following specifications:
(a)
interconnection point where the capacity is sold;
(b)
type of capacity, that is entry, exit, firm, interruptible;
(c)
quantity and duration of the capacity usage rights;
(d)
type of sale, for example transfer or assignment;
(e)
the total number of trades or transfers;
(f)
any other conditions known to the transmission system operator as referred to in point 3.3.
In so far such information is provided by a third party, transmission system operators shall be exempted from this provision.
2.
Transmission system operators shall publish harmonised conditions under which capacity transactions, for example transfers and assignments, will be accepted by them. Those conditions must at least include:
(a)
a description of standardised products which can be sold on the secondary market;
(b)
lead time for the implementation/acceptation/registration of secondary trades; in the case of delay the reasons have to be published;
(c)
the notification to the transmission system operator by the seller or the third party as referred to in point 3.4(1) about name of seller and buyer and capacity specifications as outlined in point 3.4(1).
In so far as such information is provided by a third party, transmission system operators shall be exempted from that provision.
3.
Regarding the balancing service of its system, each transmission system operator shall provide to each network user, for each balancing period, its specific preliminary imbalance volumes and cost data per individual network user, at the latest one month after the end of the balancing period. Final data of customers supplied according to standardised load profiles may be provided up to 14 months later. In so far as such information is provided by a third party, transmission system operators shall be exempted from that provision. The provision of that information shall respect confidentiality of commercially sensitive information.
4.
Where flexibility services, other than tolerances, are offered for third party access, transmission system operators shall publish daily forecasts on a day-ahead basis of the maximum amount of flexibility, the booked level of flexibility and the availability of flexibility for the market for the next gas day. The transmission system operator shall also publish 
ex post
 information on the aggregate utilisation of every flexibility service at the end of each gas day. If the regulatory authority is satisfied that such information could give room to potential abuse by network users, it may decide to exempt the transmission system operator from that obligation.
5.
Transmission system operators shall publish, per balancing zone, the amount of gas in the transmission system at the start of each gas day and the forecast of the amount of natural gas in the transmission system at the end of each gas day. The forecast amount of natural gas for the end of the gas day shall be updated on an hourly basis throughout the gas day. If imbalance charges are calculated on an hourly basis, the transmission system operator shall publish the amount of gas in the transmission system on an hourly basis. Alternatively, transmission system operators shall publish, per balancing zone, the aggregate imbalance position of all users at the start of each balancing period and the forecast of the aggregated imbalance position of all users at the end of each gas day. If the regulatory authority is satisfied that such information could give room to potential abuse by network users, it may decide to exempt the transmission system operator from that obligation.
6.
Transmission system operators shall provide user-friendly instruments for calculating tariffs.
7.
Transmission system operators shall keep at the disposal of the relevant national authorities, for at least five years, effective records of all capacity contracts and all other relevant information in relation to calculating and providing access to available capacities, in particular individual nominations and interruptions. Transmission system operators must keep documentation of all relevant information under points 3.3(4) and (5) for at least five years and make them available to the regulatory authority upon request. Both parties shall respect commercial confidentiality.
8.
Transmission system operators shall publish at least annually, by a predetermined deadline, all planned maintenance periods that might affect network users’ rights from transport contracts and corresponding operational information with adequate advance notice. That shall include the publication of any changes to planned maintenance periods and notification of unplanned maintenance in a prompt and non-discriminatory manner, as soon as that information becomes available to the transmission system operator. During maintenance periods, transmission system operators shall publish regularly updated information on the details of and expected duration and effect of the maintenance.
4.   Format and content of the publication of technical information on network access by hydrogen network operators and information to be published at all relevant points and time schedule
4.1.   Format of the publication of technical information on network access
1.
Hydrogen network operators shall provide all information necessary for network users to obtain effective access to the network referred to in points 4.2 and 4.3 in the following manner:
(a)
on a website accessible to the public, free of charge and without any need to register or otherwise sign on with the hydrogen network operator;
(b)
on a regular/rolling basis; the frequency shall be according to the changes that take place and the duration of the service;
(c)
in a user-friendly manner;
(d)
in a clear, quantifiable, easily accessible and non-discriminatory manner;
(e)
in a downloadable format that has been agreed between hydrogen network operators and the regulatory authorities – on the basis of an opinion on a harmonised format that shall be provided by ACER – and that allows for quantitative analyses;
(f)
in consistent units, in particular kWh shall be the unit for energy content and m
3
 shall be the unit for volume; the constant conversion factor to energy content shall be provided; in addition, publication in other units is also possible;
(g)
in the official languages of the Member State and in English;
(h)
all data shall be made available from 1 October 2026 on one Union-wide central platform, established by the ENNOH on a cost-efficient basis.
2.
Hydrogen network operators shall provide details on actual changes to all information referred to in points 4.2 and 4.3 in a timely manner as soon as available to them.
4.2.   Content of the publication of technical information on network access
1.
Hydrogen network operators shall publish at least the following information about their systems and services:
(a)
a detailed and comprehensive description of the different services offered and their charges;
(b)
the different types of transport contracts available for those services;
(c)
the network codes and/or the standard conditions outlining the rights and responsibilities of all network users including:
(i)
harmonised transport contracts and other relevant documents;
(ii)
if relevant for access to the network, for all relevant points, a specification of relevant hydrogen quality parameters and the liability or costs of conversion for network users where hydrogen is outside those specifications;
(iii)
if relevant for access to the system, for all relevant points information on pressure requirements;
(d)
the harmonised procedures applied when using the hydrogen network, including the definition of key terms;
(e)
if applicable, the flexibility and tolerance levels included in transport and other services without separate charge, as well as any flexibility offered in addition thereto and the corresponding charges;
(f)
a detailed description of the hydrogen network of the hydrogen network operator and its relevant points of interconnection as defined in point 2 as well as the names of the operators of the interconnected networks or facilities;
(g)
the rules applicable for connection to the network operated by the hydrogen network operator;
(h)
information on emergency mechanisms, as far as it is the responsibility of the hydrogen network operator, such as measures that can lead to the disconnection of customers groups and other general liability rules that apply to the hydrogen network operator;
(i)
procedures agreed upon by hydrogen network operators at interconnection points, of relevance for access of network users to the hydrogen network concerned, relating to interoperability of the network.
2.
Relevant points shall include at least:
(a)
all entry and exit points to and from a hydrogen network operated by a hydrogen network operator, with the exception of exit points connected to a single final customer, and with the exception of entry points linked directly to a production facility of a single producer that is located within the Union;
(b)
all entry and exit points connecting the networks of hydrogen network operators;
(c)
all points connecting the network of a hydrogen network operator with an LNG terminal, hydrogen terminals, physical natural gas hubs, storage and production facilities, unless those production facilities are exempted under point (a);
(d)
all points connecting the network of a particular hydrogen network operator to infrastructure necessary for providing ancillary services.
3.
Information for single final customers and for production facilities, that is excluded from the definition of relevant points as described under point 2(a) shall be published in aggregate format and shall be considered as a single relevant point.
4.3.   Information to be published at all relevant points and time schedule
1.
At all relevant points, hydrogen network operators shall publish the information as listed in the second subparagraph, points (a) to (g), for all services on a numerical basis, in hourly or daily periods.
The following information and its updates shall be published in near real time:
(a)
the technical capacity for flows in both directions;
(b)
the total contracted capacity in both directions;
(c)
the nominations and re-nominations in both directions;
(d)
the available capacity in both directions;
(e)
actual physical flows;
(f)
planned and actual interruption of capacity;
(g)
planned and unplanned interruptions to services; planned interruptions shall be published at least 42 days in advance.
2.
At all relevant points, the information referred to in points 1(a), (b) and (d) shall be published for a period of at least 24 months ahead.
3.
At all relevant points, hydrogen network operators shall publish historical information on the requirements of points 1(a) to (f) for the past five years on a rolling basis.
4.
Hydrogen network operators shall publish measured values of the hydrogen purity and contaminants at all relevant points, on a daily basis. Preliminary figures shall be published at the latest within three days. Final figures shall be published within three months after the end of the respective month.
5.
Further details required to implement points 4.1, 4.2 and 4.3, for example details on the format and content of the information necessary for network users for effective access to the network, information to be published at relevant points and details on time schedules, shall be set in a network code established pursuant to Article 70.
(
1
)
  Council Regulation (EC) No 139/2004 of 20 January 2004 on the control of concentrations between undertakings (the EC Merger Regulation) (
OJ L 24, 29.1.2004, p. 1
).
ANNEX II
Repealed Regulation with list of the successive amendments thereto
Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 36
)
Commission Decision 2010/685/EU (
OJ L 293, 11.11.2010, p. 67
)
Commission Decision 2012/490/EU (
OJ L 231, 28.8.2012, p. 16
)
Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 115, 25.4.2013, p. 39
)
(Only Article 22)
Commission Decision (EU) 2015/715 (
OJ L 114, 5.5.2015, p. 9
)
Regulation (EU) 2018/1999 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 328, 21.12.2018, p. 1
)
(Only Article 50)
Regulation (EU) 2022/869 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 152, 3.6.2022, p. 45
)
(Only Article 25)
Regulation (EU) 2022/1032 of the European Parliament and of the Council (
OJ L 173, 30.6.2022, p. 17
(Only Article 2)
ANNEX III
Correlation table
Regulation (EC) No 715/2009
This Regulation
Article 1, first paragraph, introductory wording
Article 1, first paragraph, introductory wording
Article 1, first paragraph, point (a)
Article 1, first paragraph, point (a)
Article 1, first paragraph, point (b)
—
Article 1, first paragraph, point (c)
Article 1, first paragraph, point (b)
Article 1, second, third and fourth paragraphs
Article 1, second, third and fourth paragraphs
Article 2(1), introductory wording
Article 2(1), introductory wording
—
Article 2(1), point (1)
Article 2(1), point (1)
Article 2(1), point (2)
Article 2(1), point (2)
Article 2(1), point (3)
Article 2(1), point (3)
Article 2(1), point (4)
Article 2(1), point (4)
Article 2(1), point (5)
Article 2(1), point (5)
Article 2(1), point (6)
Article 2(1), point (6)
Article 2(1), point (7)
Article 2(1), point (7)
Article 2(1), point (8)
Article 2(1), point (8)
Article 2(1), point (9)
Article 2(1), point (9)
Article 2(1), point (10)
Article 2(1), point (10)
Article 2(1), point (11)
Article 2(1), point (11)
Article 2(1), point (12)
Article 2(1), point (12)
Article 2(1), point (13)
Article 2(1), point (13)
Article 2(1), point (14)
Article 2(1), point (14)
Article 2(1), point (15)
Article 2(1), point (15)
Article 2(1), point (16)
Article 2(1), point (16)
Article 2(1), point (17)
Article 2(1), point (17)
Article 2(1), point (18)
Article 2(1), point (18)
Article 2(1), point (19)
Article 2(1), point (19)
Article 2(1), point (20)
Article 2(1), point (20)
Article 2(1), point (21)
Article 2(1), point (21)
Article 2(1), point (22)
Article 2(1), point (22)
Article 2(1), point (23)
Article 2(1), point (23)
Article 2(1), point (24)
Article 2(1), point (24)
Article 2(1), point (25)
Article 2(1), point (25)
Article 2(1), point (26)
Article 2(1), point (26)
Article 2(1), point (27)
Article 2(1), point (27)
Article 2(1), point (28)
Article 2(1), point (28)
Article 2(1), point (29)
—
Article 2(1), points (30) to (83)
Article 2(2)
Article 2(2)
—
Articles 3, 4 and 5
Article 14(1)
Article 6(1)
—
Article 6(2)
Article 14(2)
Article 6(3)
—
Article 6(4)
Article 14(3)
Article 6(5)
—
Article 6(6) and (7)
—
Article 7
Article 15(1) and (2)
Article 8(1) and (2)
—
Article 8(3)
Article 15(3)
Article 8(4)
Article 15(4)
Article 8(5)
Article 15(5)
Article 8(6)
—
Article 8(7)
—
Article 9
Article 16(1), (2) and (3)
Article 10(1), (2) and (3)
Article 16(5)
Article 10(4)
Article 16(4)
—
Article 17
Article 11
Article 22
Article 12
Article 21
Article 13
Article 3
Article 14
Article 3a
Article 15
—
Article 16
Article 13
Article 17(1), (2) and (3)
—
Article 17(4) and (5)
—
Articles 18 to 23
Article 4
Article 24
Article 5
Article 25
Article 8(1), (2) and (3)
Article 26(1), (2) and (3), first subparagraph, points (a), (b), (c), (e), (f) and (g)
—
Article 26(3), first subparagraph, points (d), (h) and (i)
—
Article 26(3), second subparagraph
Article 8(4)
Article 26(4), first subparagraph
—
Article 26(4), second and third subparagraphs
Article 8(5), (7), (8) and (9)
Article 26(5) to (8)
Article 8(11) and (12)
Article 26(9) and (10)
—
Article 26(11)
Article 9
Article 27
Article 24
Article 28
Article 10
Article 29
Article 11
Article 30
Article 12
Article 31
Article 8(10)
Article 32
Article 18(1) to (6)
Article 33(1) to (6)
—
Article 33(7)
Article 19(1)
Article 34(1)
—
Article 34(2)
Article 19(2) to (5)
Article 34(3) to (6), first subparagraph
—
Article 34(6), second subparagraph
Article 20
Article 35
—
Articles 36 to 70
Article 8(6), points (a), (b), (f), (h) and (l)
Article 71(1), points (a) to (e)
—
Article 71(1), point (f)
Article 8(6), points (e), (g), (j) and (k)
Article 71(2), points (a) to (d)
—
Article 71(2), point (e)
Article 8(6), points (c), (d) and (i)
—
Article 6(1), (2) and (3)
Article 71(3), (4) and (5)
—
Article 71(6)
Article 6(4), (5) and (6)
Article 71(7), (8) and (9)
—
Article 71(10)
Article 6(7) and (8)
—
Article 6(9) to (12)
Article 71(11) to (14)
—
Article 71(15)
—
Article 72
Article 7
Article 73
Article 23
Article 74
Article 26
Article 75
Article 25
Article 76(1) and (2)
—
Article 76(3) to (7)
Article 27(1) and (2)
Article 77(1) and (3)
—
Article 77(2)
—
Article 78
Article 30
Article 79
—
Article 80
Article 28(1)
Article 81(1)
Article 28(2)
—
—
Article 81(2) and (3)
—
Articles 82 to 87
Article 31
Article 88
Article 32
Article 89
Annex I
Annex I
—
Annex II
Annex III
Annex III
ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj
ISSN 1977-0677 (electronic edition)

Summary:
Internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen
SUMMARY OF:
Regulation (EU) 2024/1789 on the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen
WHAT IS THE AIM OF THE REGULATION?
Regulation (EU) 2024/1789 is part of a package designed to push the 
European Union
 (EU) towards decarbonising its energy systems by integrating renewable and low-carbon gases, particularly hydrogen, focusing on:
fair rules for 
accessing natural gas
 transmission networks, storage facilities and liquefied natural gas (LNG) infrastructure;
mechanisms to 
aggregate demand and joint purchasing
 of natural gas; and
supporting the 
development of hydrogen markets
.
By promoting fair access to gas infrastructure and transparent network planning, the 
regulation
 aims to build a more resilient, secure and sustainable energy future for Europe.
KEY POINTS
Regulation (EU) 2024/1789, which is a recast of Regulation (EC) No 
715/2009
 (part of the third energy package), is part of a broader effort, which also includes the corresponding Directive (EU) 
2024/1788
, to decarbonise Europe’s energy systems, focusing on natural gas and hydrogen markets. It is an essential piece of the 
fit-for-55 package
, which aims to reduce carbon emissions by 
55 %
 by 2030 and ultimately reach climate neutrality by 2050.
The main objectives are the following.
Promoting renewable and low-carbon gases
 and facilitating the integration of renewable gases like biomethane and hydrogen into the energy system.
Shifting away from fossil fuels
 by encouraging a transition from natural gas to renewable and low-carbon gases to meet the EU’s 
climate action targets
 for 2030 and 2050.
Ensuring fair and transparent access
 to gas networks, storage and LNG facilities for all market participants.
Integrating renewable gases
The 
European Commission
 will 
encourage the use of renewable and low-carbon gases
, especially hydrogen and biomethane, across the EU, with a particular focus on coal and carbon-intensive regions.
Renewable gas will be 
promoted in industrial processes, district heating and energy storage sectors
 to reduce reliance on solid fossil fuels.
The Commission will support the 
conversion of current fossil fuel systems
 to renewable and low-carbon hydrogen and biomethane.
A 
hydrogen-ready workforce
 will be created to ensure skilled labour is available to manage the transition to hydrogen and renewable gases.
Network planning
The regulation emphasises the importance of integrated, transparent network planning across the EU, based on the principle of 
energy efficiency first
.
Gas and hydrogen network operators are required to prepare a 10-year EU network development plan, outlining the infrastructure and capacity needed to support the transition to renewable gases and hydrogen.
Natural gas demand aggregation and joint purchasing
The Commission will establish a 
voluntary mechanism
 for EU 
Member States
 to aggregate their natural gas demand and purchase gas jointly.
This mechanism is designed to 
diversify gas supplies
 and phase out dependence on Russian natural gas.
Gas companies in 
Energy Community
 countries may also participate in joint purchasing efforts.
Supplies from 
Russia and Belarus are excluded
 from the joint purchasing mechanism to reduce dependency on these sources.
Developing a hydrogen market
The Commission may set up a mechanism to support the hydrogen market, to be implemented through the 
European Hydrogen Bank
. This voluntary mechanism may remain in place until December 2029.
A new EU entity, the 
European Network of Network Operators for Hydrogen
 (ENNOH), is established, independent of existing entities of gas (
ENTSOG
) and electricity (
ENTSO-E
) transmission system operators but collaborating with them to enhance synergies across sectors.
Possibility for national measures against natural gas supplies from Russia and Belarus
Member States may impose restrictions on capacity bookings for natural gas, including LNG, from 
Russia or Belarus
, to protect national and EU essential security interests.
These measures are designed to 
safeguard the security of supply
 while ensuring a diverse range of energy sources.
Solidarity between Member States
The regulation also amends Regulation (EU) 
2017/1938
, establishing default provisions for solidarity between Member States during a gas supply crisis when bilateral agreements are not in place.
A cross-border mechanism will handle 
compensation disputes
 and the revision of compensation after such crises.
Member States may reduce the 
non-essential gas consumption
 of protected customers to facilitate more natural gas savings, in particular during a crisis.
Safeguards will be in place to 
maintain cross-border gas flows
 during a crisis.
Member States may also 
voluntarily supply gas
 through market-based mechanisms, if they are not directly connected to the gas network of a requesting country.
Network tariffs for hydrogen
National regulatory authorities 
must consult neighbouring regulatory bodies
 on their draft tariff methodologies for hydrogen networks.
The 
Agency for the Cooperation of Energy Regulators
 (ACER) will review these methodologies and provide non-binding opinions if requested by national regulators.
Each national regulatory authority will retain the 
final decision-making power to set tariffs
, but ACER will provide guidance and inform the Commission of outcomes.
FROM WHEN DOES THE REGULATION APPLY?
The regulation has applied since 
5 February 2025
, except Article 11(3)(b), Article 34(6) and Article 84, which have applied since 
1 January 2025
. Section 5 has also applied since 
1 January 2025
, except Articles 42, 43, 44, 52, 53 and 54, which have applied since 
4 August 2024
.
BACKGROUND
For further information, see:
Hydrogen and decarbonised gas market
 (European Commission).
MAIN DOCUMENT
Regulation (EU) 
2024/1789
 of the European Parliament and of the Council of 
13 June 2024
 on the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Regulations (EU) No 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 and (EU) 2022/869 and Decision (EU) 2017/684 and repealing Regulation (EC) No 715/2009 (recast) (OJ L, 2024/1789, 
15.7.2024
).
RELATED DOCUMENTS
Regulation (EU) 
2024/1787
 of the European Parliament and of the Council of 
13 June 2024
 on the reduction of methane emissions in the energy sector and amending Regulation (EU) 2019/942 (OJ L, 2024/1787, 
15.7.2024
).
Directive (EU) 
2024/1788
 of the European Parliament and of the Council of 
13 June 2024
 on common rules for the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Directive (EU) 2023/1791 and repealing Directive 2009/73/EC (recast) (OJ L, 2024/1788, 
15.7.2024
).
Directive (EU) 
2023/1791
 of the European Parliament and of the Council of 
13 September 2023
 on energy efficiency and amending Regulation (EU) 2023/955 (recast) (OJ L 231, 
20.9.2023
, 
pp. 1–111
).
Regulation (EU) 
2022/869
 of the European Parliament and of the Council of 
30 May 2022
 on guidelines for trans-European energy infrastructure, amending Regulations (EC) No 715/2009, (EU) 2019/942 and (EU) 2019/943 and Directives 2009/73/EC and (EU) 2019/944, and repealing Regulation (EU) No 347/2013 (OJ L 152, 
3.6.2022
, 
pp. 45–102
).
Successive amendments to Regulation (EU) 2022/869 have been incorporated into the original text. This 
consolidated version
 is of documentary value only.
Regulation (EU) 
2021/1119
 of the European Parliament and of the Council of 
30 June 2021
 establishing the framework for achieving climate neutrality and amending Regulations (EC) No 401/2009 and (EU) 2018/1999 (European Climate Law) (OJ L 243, 
9.7.2021
, 
pp. 1–17
).
Regulation (EU) 
2019/942
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 establishing a European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (recast) (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 22–53
).
See 
consolidated version
.
Regulation (EU) 
2018/1999
 of the European Parliament and of the Council of 
11 December 2018
 on the Governance of the Energy Union and Climate Action, amending Regulations (EC) No 663/2009 and (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council, Directives 94/22/EC, 98/70/EC, 2009/31/EC, 2009/73/EC, 2010/31/EU, 2012/27/EU and 2013/30/EU of the European Parliament and of the Council, Council Directives 2009/119/EC and (EU) 2015/652 and repealing Regulation (EU) No 525/2013 of the European Parliament and of the Council (OJ L 328, 
21.12.2018
, 
pp. 1–77
).
See 
consolidated version
.
Directive (EU) 
2018/2001
 of the European Parliament and of the Council of 
11 December 2018
 on the promotion of the use of energy from renewable sources (recast) (OJ L 328, 
21.12.2018
, 
pp. 82–209
).
See 
consolidated version
.
Regulation (EU) 
2018/842
 of the European Parliament and of the Council of 
30 May 2018
 on binding annual greenhouse gas emission reductions by Member States from 2021 to 2030 contributing to climate action to meet commitments under the Paris Agreement and amending Regulation (EU) No 525/2013 (OJ L 156, 
19.6.2018
, 
pp. 26–42
).
See 
consolidated version
.
Regulation (EU) 
2017/1938
 of the European Parliament and of the Council of 
25 October 2017
 concerning measures to safeguard the security of gas supply and repealing Regulation (EU) No 994/2010 (OJ L 280, 
28.10.2017
, 
pp. 1–56
).
See 
consolidated version
.
Commission Regulation (EU) 
2017/459
 of 
16 March 2017
 establishing a network code on capacity allocation mechanisms in gas transmission systems and repealing Regulation (EU) No 984/2013 (OJ L 72, 
17.3.2017
, 
pp. 1–28
).
Regulation (EU) 
2015/757
 of the European Parliament and of the Council of 
29 April 2015
 on the monitoring, reporting and verification of carbon dioxide emissions from maritime transport, and amending Directive 2009/16/EC (OJ L 123, 
19.5.2015
, 
pp. 55–76
).
See 
consolidated version
.
Commission Regulation (EU) No 
312/2014
 of 
26 March 2014
 establishing a Network Code on Gas Balancing of Transmission Networks (OJ L 91, 
27.3.2014
, 
pp. 15–35
).
Regulation (EU) No 
1227/2011
 of the European Parliament and of the Council of 
25 October 2011
 on wholesale energy market integrity and transparency (OJ L 326, 
8.12.2011
, 
pp. 1–16
).
See 
consolidated version
.
Directive 
2003/87/EC
 of the European Parliament and of the Council of 
13 October 2003
 establishing a scheme for greenhouse gas emission allowance trading within the Community and amending Council Directive 96/61/EC (OJ L 275, 
25.10.2003
, 
pp. 32–46
).
See 
consolidated version
.
last update 
25.3.2025

--- DANISH ---

Document:
Den Europæiske Unions 
Tidende
DA
L-udgaven
2024/1789
15.7.2024
EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING (EU) 2024/1789
af 13. juni 2024
om de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af forordning (EU) nr. 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 og (EU) 2022/869 og afgørelse (EU) 2017/684 og om ophævelse af forordning (EF) nr. 715/2009 (omarbejdning)
(EØS-relevant tekst)
EUROPA-PARLAMENTET OG RÅDET FOR DEN EUROPÆISKE UNION HAR —
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, særlig artikel 194, stk. 2,
under henvisning til forslag fra Europa-Kommissionen,
efter fremsendelse af udkast til lovgivningsmæssig retsakt til de nationale parlamenter,
under henvisning til udtalelse fra Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg 
(
1
)
,
under henvisning til udtalelse fra Regionsudvalget 
(
2
)
,
efter den almindelige lovgivningsprocedure 
(
3
)
, og
ud fra følgende betragtninger:
(1)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 715/2009 
(
4
)
 er blevet ændret væsentligt flere gange. Da der skal foretages yderligere ændringer, bør forordningen af klarhedshensyn omarbejdes.
(2)
Formålet med det indre marked for naturgas, som siden 1999 gradvis har taget form, er at stille reelle valgmuligheder til rådighed for alle forbrugere i Unionen, borgere såvel som erhvervsdrivende, åbne nye forretningsmuligheder og fremme handelen over grænserne, så der kan opnås effektiviseringsgevinster, konkurrencedygtige priser og højere servicestandarder, og at bidrage til øget forsyningssikkerhed og bæredygtighed.
(3)
Ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1119 
(
5
)
 har Unionen forpligtet sig til at reducere drivhusgasemissionerne. Reglerne for det indre marked for gasformige brændsler skal bringes i overensstemmelse med nævnte forordning. I den forbindelse har Unionen fastlagt, hvordan den kan ajourføre sine energimarkeder, herunder hvad angår dekarbonisering af gasmarkederne, i Kommissionens meddelelser af 8. juli 2020 med titlen »Styrkelse af en klimaneutral økonomi: En EU-strategi for integration af energisystemet« og »En strategi for brint med henblik på et klimaneutralt Europa« (»EU-strategien for brint«) og i Europa-Parlamentets beslutning af 10. juli 2020 om en omfattende europæisk strategi for energilagring 
(
6
)
. Nærværende forordning bør bidrage til at nå Unionens mål om at reducere drivhusgasemissionerne og samtidig sikre forsyningssikkerheden og et velfungerende indre marked for naturgas og brint.
(4)
Denne forordning supplerer relaterede EU-politik- og lovgivningsinstrumenter, navnlig dem, der er foreslået i medfør af Kommissionens meddelelse af 11. december 2019 med titlen »Den europæiske grønne pagt« såsom Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2023/857 
(
7
)
, (EU) 2023/957 
(
8
)
, (EU) 2023/1805 
(
9
)
 og (EU) 2023/2405 
(
10
)
 og Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2023/959 
(
11
)
, (EU) 2023/1791 
(
12
)
 og (EU) 2023/2413 
(
13
)
, som har til formål at tilskynde til dekarbonisering af Unionens økonomi og sikre, at den fortsat har en kurs mod en klimaneutral Union senest i 2050 i overensstemmelse med forordning (EU) 2021/1119. Hovedformålet med nærværende forordning er at muliggøre og lette denne omstilling til klimaneutralitet ved at sikre opskaleringen af et marked for brint og et effektivt marked for naturgas.
(5)
Sigtet med denne forordning er at lette udbredelsen af vedvarende gas og kulstoffattig gas og brint i energisystemet ved at muliggøre en omlægning væk fra fossil gas og sørge for, at vedvarende gas og kulstoffattig gas og brint kan spille en vigtig rolle med hensyn til at nå Unionens 2030-klimamål og målet om klimaneutralitet senest i 2050. Sigtet med denne forordning er ligeledes at etablere en lovgivningsmæssig ramme, der giver alle markedsdeltagerne mulighed for og tilskynder dem til at skifte væk fra fossil gas og planlægge deres aktiviteter for at undgå fastlåsningsvirkninger, og sigtet er navnlig at sikre en gradvis og rettidig udfasning af fossil gas i alle relevante industrisektorer og til opvarmningsformål.
(6)
I EU-strategien for brint anerkendes det, at eftersom medlemsstaternes potentiale for produktion af vedvarende brint er uensartet, har et åbent og konkurrencedygtigt indre marked med uhindret handel på tværs af landegrænser betydelige fordele for konkurrencen, prisoverkommeligheden og forsyningssikkerheden. Det understreges endvidere i EU-strategien for brint, at omstillingen til et likvidt marked, hvor brint handles som en råvare, vil gøre det lettere for nye producenter at komme ind på markedet og være nyttigt for en dybere integration med andre energibærere og vil skabe levedygtige prissignaler for investeringsbeslutninger og operationelle beslutninger. Bestemmelserne i denne forordning bør således fremme opkomsten af brintmarkeder, handel med brint som en råvare og likvide handelsknudepunkter. Medlemsstaterne bør fjerne uberettigede hindringer, herunder uforholdsmæssige tariffer ved sammenkoblingspunkter. Samtidig med, at de iboende forskelle anerkendes, bør de eksisterende regler, der har åbnet mulighed for effektive kommercielle operationer og handel udviklet til markederne for el og naturgas, også overvejes indført for et marked for brint. Denne forordning fastsætter nogle generelle principper for brintmarkedets funktion, men det er hensigtsmæssigt ved anvendelsen af disse principper at tage hensyn til det pågældende markeds udviklingstrin.
(7)
Støtte til kul- og kulstofintensive regioner ved udfasningen af fossile brændstoffer og indfasningen af vedvarende energi er et centralt element i politikken for retfærdig omstilling. Denne støtte skal fortsættes i overensstemmelse med den relevante retlige ramme, navnlig Fonden for Retfærdig Omstilling, der er oprettet ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1056 
(
14
)
, og som giver mulighed for finansiering af teknologier til vedvarende energi. Kommissionen spiller en central rolle med hensyn til at sikre en sådan støtte til nationale politikker, der har til formål gradvist at reducere den eksisterende produktions- og minedriftskapacitet for kul og andre faste fossile brændstoffer. Denne proces kræver finansiering til at håndtere de sociale og økonomiske konsekvenser, herunder omskoling af arbejdsstyrken med henblik på omstillingen til ren energi i regioner, der gennemgår strukturelle ændringer. Støtten til kul- og kulstofintensive regioner vil skulle tage hensyn til specifikke mål, anvendelsesområder og kriterier for hvert relevant EU-finansieringsprogram. Fonden for Retfærdig Omstilling finansierer ikke andre teknologier end vedvarende energi.
(8)
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2024/1788 
(
15
)
 åbner mulighed for en operatør af et kombineret system. Derfor kræver reglerne i denne forordning ikke ændring af tilrettelæggelsen af nationale systemer, som er forenelige med de relevante bestemmelser i nævnte direktiv.
(9)
Det er nødvendigt at opstille kriterier for fastsættelse af tariffer for netadgang for at sikre, at tarifferne er i fuld overensstemmelse med princippet om ikkediskrimination og bidrager til et velfungerende indre marked samt tager fuldt hensyn til behovet for systemintegritet og afspejler de faktiske omkostninger, for så vidt som sådanne omkostninger svarer til en effektiv og strukturelt sammenlignelig netoperatørs omkostninger og er gennemsigtige, samtidig med at de giver et rimeligt investeringsafkast og åbner mulighed for at integrere vedvarende gas og kulstoffattig gas. Reglerne om tariffer for netadgang i denne forordning suppleres af yderligere regler om tariffer for netadgang, navnlig i de netregler og retningslinjer, der vedtages i henhold til denne forordning, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2022/869 
(
16
)
 og (EU) 2024/1787 
(
17
)
 og i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 
(
18
)
 og direktiv (EU) 2023/1791.
(10)
Det er generelt mest effektivt at finansiere infrastruktur ved hjælp af indtægter fra brugerne af denne infrastruktur og at undgå krydssubsidiering. Krydssubsidiering vil derudover for regulerede aktivers vedkommende være uforenelig med det generelle princip om, at tariffer skal afspejle omkostningerne. I særlige tilfælde kan krydssubsidiering ikke desto mindre rumme samfundsmæssige fordele, navnlig i de tidlige faser af netudviklingen, hvor den reserverede kapacitet er lav i forhold til den tekniske kapacitet, og hvor der hersker betydelig usikkerhed om, hvornår den fremtidige efterspørgsel efter kapacitet vil opstå. Krydssubsidiering kan derfor medvirke til at sikre rimelige og forudsigelige tariffer for tidlige netbrugere og mindske risikoen for netoperatørers investeringer og derigennem bidrage til et investeringsklima, der støtter Unionens dekarboniseringsmål. Som et alternativ til de forventede højere nettariffer, der ellers ville skulle opkræves af tidlige brugere af brintnet, bør brintnetoperatører kunne sprede netudviklingsomkostningerne over tid ved at give medlemsstaterne mulighed for at lade fremtidige brugere betale en del af de indledende omkostninger ved hjælp af en intertemporal omkostningsfordeling. En sådan intertemporal omkostningsfordeling og metoden for og kendetegnene ved den bør godkendes af den regulerende myndighed. Det bør være muligt for medlemsstaterne at lade en sådan mekanisme ledsage af foranstaltninger til dækning af brintnetoperatørernes økonomiske risiko såsom en statsgaranti, forudsat at de er i overensstemmelse med artikel 107 i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde (TEUF). Hvis finansieringen af net via netadgangstariffer, der betales af netbrugerne, ikke er levedygtig, bør den regulerende myndighed på visse betingelser kunne tillade finansielle overførsler mellem særskilte regulerede tjenester fra naturgas- og brintnet. Udgifter til gennemførlighedsstudier vedrørende omstilling af naturgasnet til brintnet bør ikke betragtes som krydssubsidiering. Krydssubsidiering bør ikke finansieres af netbrugere i andre medlemsstater, og det er derfor passende udelukkende at tage midlerne til krydssubsidiering fra udtagspunkter til slutkunder inden for samme medlemsstat. Da krydssubsidiering er en ekstraordinær foranstaltning, bør det derudover sikres, at den er forholdsmæssig, gennemsigtig, tidsbegrænset og etableret under myndighedstilsyn, og at den skal anmeldes til Kommissionen og Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (ACER), der er oprettet ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/942 
(
19
)
.
(11)
Brug af markedsbaserede ordninger, såsom auktioner, til fastsættelse af tarifferne skal overholde direktiv (EU) 2024/1788 og Kommissionens forordning (EU) 2017/459 
(
20
)
.
(12)
Et fælles sæt af minimumskrav til adgangstjenester for tredjepart er nødvendigt for i praksis at opnå en fælles minimumsstandard for adgang i hele Unionen for at sikre, at adgangstjenester for tredjepart er tilstrækkeligt kompatible, og for at kunne udnytte fordelene ved et velfungerende indre marked for naturgas.
(13)
Ordninger vedrørende tredjepartsadgang bør bygge på de principper, der er fastsat i denne forordning. Tilrettelæggelsen af indfødnings-udtags-systemer, der muliggør fri tildeling af naturgas på grundlag af uafbrydelig kapacitet, blev hilst velkommen af det XXIV. Europæiske Gasreguleringsforum (Madridforummet) i oktober 2013. Der bør derfor indføres en definition af begrebet indfødnings-udtags-system, hvilket vil bidrage til at opnå lige vilkår for vedvarende gas og kulstoffattig gas, der er tilkoblet enten transmissions- eller distributionsniveauet. Fastsættelsen af tariffer for distributionssystemoperatører og brintdistributionsnetoperatører og tilrettelæggelsen af, hvordan kapaciteten fordeles mellem transmissions- og distributionsniveauerne for naturgas og brint, bør overlades til de regulerende myndigheder på grundlag af principperne i direktiv (EU) 2024/1788.
(14)
Adgangen til indfødnings-udtags-systemet bør generelt baseres på uafbrydelig kapacitet. Netoperatørerne bør pålægges at samarbejde på en måde, der maksimerer udbuddet af uafbrydelig kapacitet, hvilket giver netbrugerne mulighed for frit at tildele den naturgas, der tilgår eller forlader systemet på grundlag af uafbrydelig kapacitet, til ethvert indfødnings- eller udtagspunkt i det samme indfødnings-udtags-system.
(15)
Medlemsstaterne bør kunne indføre fuld eller delvis regional integration, når to eller flere tilstødende indfødnings-udtags-systemer slås sammen. Delvis regional integration bør kunne omfatte forskellige balanceringszoner som et vigtigt skridt i retning af at integrere fragmenterede markeder for naturgas og få det indre marked for naturgas til at fungere bedre.
(16)
Ved regional markedsintegration bør de berørte transmissionssystemoperatører og regulerende myndigheder behandle spørgsmål med grænseoverskridende virkninger såsom tarifstrukturer, balanceringsordningen, kapacitet ved de tilbageværende grænseoverskridende punkter, investeringsplaner og varetagelsen af transmissionssystemoperatørernes og de regulerende myndigheders opgaver.
(17)
Betinget kapacitet bør kun udbydes, hvor netoperatørerne ikke er i stand til at tilbyde uafbrydelig kapacitet. Netoperatørerne bør fastlægge betingelserne for betinget kapacitet ud fra driftsmæssige begrænsninger på en gennemsigtig og klar måde. Den regulerende myndighed bør godkende betingelserne og sikre, at antallet af produkter, der er omfattet af betinget kapacitet, begrænses for at undgå en fragmentering af markedet for naturgas og for at sikre efterlevelse af princippet om at sikre effektiv tredjepartsadgang.
(18)
Der bør opnås en tilstrækkelig grad af grænseoverskridende naturgassammenkoblingskapacitet, og integrationen af markederne bør fremmes for at færdiggøre det indre marked for naturgas.
(19)
Denne forordning har til formål at støtte produktionen af bæredygtig biometan i Unionen. I arbejdsdokumentet fra Kommissionens tjenestegrene af 18. maj 2022»Implementing the Repower EU Action Plan: Investment needs, hydrogen accelerator and achieving the bio-methane targets«, der ledsager Kommissionens meddelelse af 18. maj 2022 med titlen »REPowerEU-planen« (»REPowerEU-planen«), foreslog Kommissionen at øge produktionen af bæredygtig biometan betydeligt i Unionen op til 35 mia. m
3
 om året senest i 2030.
(20)
Den koordinerede kortlægning med henblik på anvendelse af biogas og biometan tjener som et redskab for medlemsstaterne til at bestemme bidraget fra biometan til deres skønnede forløbskurver fra 2021 til 2030, herunder det forventede samlede endelige bruttoenergiforbrug og den samlede planlagte installerede kapacitet, som fastsat i deres integrerede nationale energi- og klimaplaner. Hvis medlemsstaterne har fastlagt nationale forløbskurver for biogas og biometan, bør de i deres nationale energi- og klimaplaner angive politikker og foranstaltninger til udvikling heraf, såsom vedtagelse af nationale strategier for bæredygtig biogas og biometan eller fastsættelse af nationale mål for årlig produktion eller årligt forbrug af biometan, enten udtrykt i absolutte mængder eller som en procentdel af den mængde naturgas, der forbruges af kunder, som er tilsluttet naturgasnettet. For at lette dette har Kommissionen givet medlemsstater med et betydeligt potentiale for biometan en analyse af deres nationale potentiale samt forslag til, hvordan potentialet bedst kan udnyttes. I henhold til artikel 25, stk. 2, litra b), i direktiv (EU) 2018/2001 kan medlemsstaterne desuden i forbindelse med de transportsektormål, der er omhandlet i nævnte direktivs artikel 25, stk. 1, tage hensyn til biogas, der tilføres den nationale gastransmissions- og gasdistributionsinfrastruktur.
(21)
Der kræves øget samarbejde og koordinering mellem transmissionssystemoperatørerne og, hvis det er relevant, distributionssystemoperatørerne for at etablere netregler for tilvejebringelse og forvaltning af effektiv og gennemsigtig adgang til transmissionsnet på tværs af grænserne og sikre en koordineret og tilstrækkelig fremsynet planlægning og holdbar teknisk udvikling af naturgassystemet i Unionen, herunder etablering af sammenkoblingskapacitet, under behørig hensyntagen til miljøet. Netreglerne bør være i overensstemmelse med de overordnede retningslinjer, som efter deres beskaffenhed er ikkebindende, og som er opstillet af ACER. ACER bør på grundlag af faktuelle oplysninger have en rolle i gennemgangen af udkast til netregler, herunder disses overholdelse af de overordnede retningslinjer, og det bør have mulighed for at indstille dem til vedtagelse af Kommissionen. ACER bør også vurdere foreslåede ændringer af netreglerne, og det bør kunne indstille dem til vedtagelse af Kommissionen. Transmissionssystemoperatørerne bør drive deres net i overensstemmelse med disse netregler.
(22)
For at sikre at naturgastransmissionsnettet forvaltes optimalt i Unionen, bør der fastsættes bestemmelser for et europæisk net af transmissionssystemoperatører for (»ENTSO for gas«). Med henblik på at sikre en rimelig repræsentation af små, ikkesammenkoblede eller isolerede medlemsstater bør de naturgassystemoperatører, der er omfattet af en undtagelse fra artikel 60 i direktiv (EU) 2024/1788 i henhold til artikel 86 i nævnte direktiv, ud over naturgastransmissionssystemoperatører kunne være medlem af ENTSO for gas. Kommissionen kan ved godkendelsen af vedtægterne for ENTSO for gas søge at sikre en passende differentiering af medlemsrettigheder, der afspejler medlemmernes forskellige status. ENTSO for gas' opgaver bør løses i overensstemmelse med Unionens konkurrenceregler, som er gældende for beslutninger, der træffes af ENTSO for gas. ENTSO for gas' opgaver bør være veldefinerede, og dets arbejdsmetoder bør sikre, at det arbejder effektivt og gennemsigtigt og er repræsentativt. Hvor det er relevant, kan ENTSO for gas og det europæiske net af netoperatører for brint (ENNOH) i fællesskab udarbejde netregler for så vidt angår tværsektorielle spørgsmål. Netregler, der udarbejdes af ENTSO for gas, har ikke til formål at erstatte de nødvendige nationale tekniske regler, der gælder for ikkegrænseoverskridende spørgsmål. Da der kan sikres hurtigere fremskridt ved en regional tilgang, bør transmissionssystemoperatørerne oprette regionale strukturer inden for rammerne af den overordnede samarbejdsstruktur og samtidig sikre, at resultaterne på regionalt plan er forenelige med netregler og ikkebindende tiårige netudviklingsplaner på EU-plan. Samarbejde inden for rammerne af sådanne regionale strukturer forudsætter, at netaktiviteterne adskilles effektivt fra produktions- og forsyningsaktiviteterne. Uden en sådan adskillelse kan regionalt samarbejde mellem transmissionssystemoperatører indebære risiko for konkurrencebegrænsende adfærd. Medlemsstaterne bør fremme samarbejde og overvåge netdriftens effektivitet på regionalt plan. Det regionale samarbejde bør være foreneligt med indførelsen af konkurrencedygtige og effektive indre markeder for naturgas og brint.
(23)
For at sikre større gennemsigtighed i udviklingen af naturgastransmissionsnettet i Unionen bør ENTSO for gas udarbejde, offentliggøre og regelmæssigt ajourføre en ikkebindende tiårig EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas (»den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas«) ud fra et fælles scenarie og den tværgående model. Den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas bør udvikles gennem en gennemsigtig proces, der omfatter meningsfuld offentlig høring, herunder inddragelse af uafhængige videnskabelige organer, og bør være baseret på objektive og videnskabelige kriterier. Med henblik herpå kan Det Europæiske Videnskabelige Rådgivende Organ om Klimaændringer komme med input vedrørende scenarierne for den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas i henhold til forordning (EU) 2022/869. Gennemførlige naturgastransmissionsnet og nødvendige regionale sammenkoblingslinjer, der er relevante fra et kommercielt og forsyningssikkerhedsmæssigt synspunkt, bør medtages i denne EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas. Den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas bør fremme princippet om energieffektivitet først og energisystemintegration og bidrage til forsigtig og rationel anvendelse af naturressourcerne og opfyldelse af Unionens klima- og energimål.
(24)
For at styrke konkurrencen ved hjælp af et likvidt engrosmarked for naturgas bør naturgassen kunne handles uafhængigt af, hvor i systemet den befinder sig. Det kan kun gøres ved at give netbrugerne mulighed for at reservere indfødnings- og udtagskapacitet hver for sig, således at naturgassen transporteres gennem zoner og ikke ad kontraktmæssigt fastlagte ruter. For at sikre friheden til at reservere kapacitet uafhængigt ved indfødnings- og udtagspunkter bør de tariffer, der fastsættes for et givet indfødningspunkt, derfor ikke forbindes med de tariffer, der fastsættes for et givet udtagspunkt, men i stedet tilbydes særskilt for disse punkter, og tarifferne bør ikke bundte indfødnings- og udtagsafgiften i en fælles pris.
(25)
Kommissionens forordning (EU) nr. 312/2014 
(
21
)
 indeholder regler for fastsættelse af tekniske forskrifter, hvormed der opbygges en balanceringsordning, men den rummer valgmuligheder med hensyn til udformningen for hver balanceringsordning, der anvendes i et givet indfødnings-udtags-system. Kombinationen af de foretagne valg udmønter sig i en særlig balanceringsordning, der finder anvendelse i et givet indfødnings-udtags-system, som på nuværende tidspunkt primært afspejler medlemsstaternes områder.
(26)
Netbrugerne bør bære ansvaret for at sikre balance i deres tilførsel i forhold til deres udtræk via handelsplatforme, der er etableret for bedre at lette handelen med naturgas mellem netbrugere. For at sikre lige adgang til markedet for vedvarende gas og kulstoffattig gas bør balanceringszonen så vidt muligt også dække distributionssystemniveauet. Det virtuelle handelspunkt bør anvendes til at udveksle naturgas mellem netbrugeres balanceringsregnskaber.
(27)
Henvisninger til harmoniserede transportaftaler i forbindelse med ikkediskriminerende adgang til transmissionssystemoperatørers net betyder ikke, at vilkår og betingelser i en given systemoperatørs transportaftaler skal være de samme som i transportaftaler hos en anden transmissionssystemoperatør i den pågældende medlemsstat eller i en anden medlemsstat, medmindre der er fastsat mindstekrav, som skal opfyldes i alle transportaftaler.
(28)
Lige adgang til oplysninger om systemets aktuelle fysiske kapacitet og effektivitet er en forudsætning for, at alle markedsdeltagerne kan vurdere den generelle efterspørgsels- og udbudssituation og afdække årsagerne til bevægelser i engrosprisen. Heri indgår mere nøjagtig information om udbud og efterspørgsel, netkapacitet, strømme og vedligeholdelse, balancering samt udbud og udnyttelse af lagerkapacitet. Disse oplysninger er så vigtige for markedets evne til at fungere, at det er nødvendigt at afbøde de nuværende begrænsninger i offentliggørelsen, der skyldes fortrolighedshensyn.
(29)
Fortrolighedskravene for forretningsmæssigt følsomme oplysninger er dog navnlig relevante i forbindelse med oplysninger af forretningsmæssig strategisk betydning for virksomheden, i tilfælde, hvor der kun er en enkelt bruger til en naturgaslagerfacilitet, eller i forbindelse med oplysninger vedrørende udtagspunkter inden for et system eller delsystem, der ikke er forbundet med et andet transmissions- eller distributionssystem, men med en enkelt industriel slutkunde, hvor offentliggørelsen af sådanne oplysninger ville røbe fortrolige oplysninger om denne forbrugers produktionsproces.
(30)
Øget tillid til markedet forudsætter, at markedsdeltagerne kan være sikre på, at misbrug kan straffes med sanktioner, som er effektive, står i et rimeligt forhold til misbruget og har afskrækkende virkning. De kompetente myndigheder bør gives beføjelser til effektivt at efterforske påstande om markedsmisbrug. Det er derfor nødvendigt for de kompetente myndigheder at have adgang til data, der rummer oplysninger om forsyningsvirksomhedernes forretningsbeslutninger. På naturgasmarkedet får systemoperatørerne alle disse beslutninger i form af kapacitetsreservationer, nomineringer og realiserede strømme. Systemoperatørerne bør opbevare disse oplysninger i en bestemt periode og gøre dem lettilgængelige for de kompetente myndigheder, så de kan få indsigt i dem. De kompetente myndigheder bør endvidere regelmæssigt overvåge systemoperatørernes overholdelse af reglerne.
(31)
Der er i nogle medlemsstater ikke tilstrækkelig adgang til naturgaslagre og faciliteter for flydende naturgas (LNG), hvorfor gennemførelsen af de eksisterende regler skal forbedres hvad angår gennemsigtigheden og målsætningerne i REPowerEU-planen. Der bør i forbindelse med en sådan forbedring tages hensyn til potentialet i og udbredelsen af vedvarende gas og kulstoffattig gas i disse faciliteter på det indre marked.
(32)
Ikkediskriminerende og gennemsigtige balanceringsordninger for naturgas, der drives af transmissionssystemoperatørerne, er vigtige mekanismer, navnlig for nye markedsdeltagere, der kan have sværere ved at balancere deres samlede salgsporteføljer end virksomheder, der allerede er etableret på markedet. Det er derfor nødvendigt at fastlægge regler, der sikrer, at transmissionssystemoperatører håndterer sådanne mekanismer på en måde, der er forenelig med ikkediskriminerende, gennemsigtige og effektive betingelser for netadgang.
(33)
De regulerende myndigheder bør sørge for, at denne forordning samt de netregler og retningslinjer, som vedtages i henhold til den, overholdes.
(34)
I retningslinjerne i et bilag fastlægges mere detaljerede regler. Om nødvendigt bør disse regler kunne udvikle sig med tiden under hensyn til forskellene mellem de nationale naturgassystemer og udviklingen heraf.
(35)
Inden Kommissionen foreslår at ændre retningslinjerne i bilaget, bør den sikre høring af alle relevante parter, der er berørt af disse retningslinjer, repræsenteret af faglige organisationer, og af medlemsstater inden for Madridforummet.
(36)
Medlemsstaterne og de kompetente nationale myndigheder bør forpligtes til efter anmodning at give Kommissionen de relevante oplysninger. Anmodningen om oplysningerne bør indeholde en begrundelse for, hvorfor oplysningerne er nødvendige for gennemførelsen af denne forordning. Kommissionen bør behandle disse oplysninger fortroligt.
(37)
Denne forordning samt netreglerne og de retningslinjer, der vedtages i henhold hertil, berører ikke anvendelsen af Unionens konkurrenceregler.
(38)
Medlemsstaterne og energifællesskabets kontraherende parter bør arbejde tæt sammen om alle spørgsmål, der vedrører udviklingen af en integreret naturgashandelsregion, og de bør ikke træffe foranstaltninger, som bringer den videre integration af naturgasmarkederne eller medlemsstaternes og de kontraherende parters forsyningssikkerhed i fare.
(39)
Energiomstillingen og den fortsatte integration af markedet for naturgas forudsætter yderligere gennemsigtighed med hensyn til transmissionssystemoperatørens tilladte eller tilstræbte indtægter. En række afgørelser vedrørende naturgasnettene skal baseres på disse oplysninger. Eksempelvis forudsætter overførslen af transmissionsaktiver fra en naturgasnetoperatør til en brintnetoperatør eller gennemførelsen af en kompensationsmekanisme mellem transmissionssystemoperatører øget gennemsigtighed i forhold til den nuværende situation. Desuden forudsætter vurderingerne af tarifudviklingen på lang sigt klarhed over både naturgasefterspørgslen og omkostningsfremskrivningerne. Gennemsigtighed med hensyn til tilladte indtægter vil sandsynligvis lette omkostningsfremskrivningerne. De regulerende myndigheder bør navnlig regelmæssigt oplyse om, hvilken metode der anvendes til at beregne transmissionssystemoperatørernes indtægter, værdien af deres regulerede aktivgrundlag og afskrivning heraf over tid, værdien af driftsudgifterne, transmissionssystemoperatørernes kapitalomkostninger og de anvendte incitamenter og præmier samt transmissionstariffernes langsigtede udvikling på grundlag af de forventede ændringer i transmissionssystemoperatørernes tilladte eller tilstræbte indtægter og i naturgasefterspørgslen. For at sikre ordentlig koordinering af processen for indsamling og fortolkning af data til den gennemsigtige og reproducerbare sammenlignende undersøgelse af transmissionssystemoperatørernes effektivitet bør ACER samarbejde med transmissionssystemoperatørerne og ENTSO for gas.
(40)
Transmissionssystemoperatørernes udgifter er altovervejende faste omkostninger. Deres forretningsmodel og de nuværende nationale lovrammer bygger på en antagelse om en langsigtet udnyttelse af deres net med lange afskrivningsperioder, nemlig 30-60 år. I forbindelse med energiomstillingen bør de regulerende myndigheder derfor kunne foregribe et fald i efterspørgslen efter naturgas ved at ændre reguleringsordningerne i tide og forhindre en situation, hvor omkostningsdækningen for transmissionssystemoperatører gennem tariffer truer prisoverkommeligheden af naturgas for forbrugerne som følge af, at de faste omkostninger udgør en stigende andel i forhold til efterspørgslen efter naturgas. Om nødvendigt kan afskrivningsprofilen eller vederlaget for transmissionsaktiver eksempelvis ændres.
(41)
Gennemsigtigheden med hensyn til transmissionssystemoperatørers tilladte eller tilstræbte indtægter bør øges for at skabe et grundlag for benchmarking og netbrugernes vurdering. Gennemsigtigheden bør også øges for at lette samarbejdet på tværs af landegrænserne og oprettelsen af kompensationsmekanismer mellem transmissionssystemoperatører med henblik på enten regional integration eller gennemførelse af tarifrabatter for vedvarende gas og kulstoffattig gas som fastsat i denne forordning.
(42)
For at udnytte de mest rentable placeringer til produktion af vedvarende gas og kulstoffattig gas bør netbrugerne drage fordel af rabatter på kapacitetsbaserede tariffer. Sådanne rabatter vil kunne omfatte en rabat på tilførsel fra faciliteter til produktion af vedvarende gas og kulstoffattig gas, en rabat på tariffer ved indfødnings- og udtagspunkter til naturgaslagerfaciliteter og en rabat på grænseoverskridende tariffer ved sammenkoblingspunkter mellem medlemsstater. Regulerende myndigheder bør kunne beslutte ikke at anvende rabatterne på de nævnte tariffer under visse omstændigheder. I tilfælde af ændring af værdien af ikkegrænseoverskridende rabatter bør den regulerende myndighed afveje netbrugernes interesser mod netoperatørernes, idet der tages hensyn til stabile finansielle rammer, der specifikt er udformet til eksisterende investeringer, navnlig til faciliteter til produktion af vedvarende energi. Hvor det er muligt, bør der forelægges indikatorer eller betingelser for at ændre rabatten i tilstrækkelig god tid. før det besluttes at ændre rabatten. Denne rabat bør ikke påvirke den generelle tariffastsættelsesmetode, men bør gives efterfølgende på den relevante tarif. For at kunne drage fordel af rabatten bør netbrugerne forelægge transmissionssystemoperatøren de fornødne oplysninger på grundlag af et bæredygtighedscertifikat, som er registreret i den EU-database, der er omhandlet i artikel 31a i direktiv (EU) 2018/2001.
(43)
Fald i indtægterne som følge af anvendelsen af rabatter bør behandles som generelle indtægtsfald, f.eks. fra reduceret kapacitetssalg, og vil skulle dækkes rettidigt via tariffer, f.eks. ved en forhøjelse af de særlige tariffer i overensstemmelse med de generelle regler i denne forordning.
(44)
For at øge effektiviteten af naturgasdistributionsnettene i Unionen og sikre et tæt samarbejde med transmissionssystemoperatører og ENTSO for gas samt øge effektiviteten af brintdistributionsnettene i Unionen og sikre et tæt samarbejde med brinttransmissionsnetoperatører og ENNOH bør der oprettes en europæisk enhed for distributionssystemoperatører (»EU DSO-enheden«). EU DSO-enheden bør også omfatte naturgasdistributionssystemoperatører og bør kunne omfatte brintdistributionsnetoperatører. EU DSO-enhedens opgaver bør være veldefinerede, og dens arbejdsmetoder bør sikre, at det arbejder effektivt og gennemsigtigt og er repræsentativt for Unionens distributionssystemoperatører og brintdistributionsnetoperatører. EU DSO-enheden bør frit kunne fastsætte sine vedtægter og forretningsorden under hensyntagen til forskellene mellem naturgassektoren, brintsektoren og elsektoren. EU DSO-enheden bør arbejde tæt sammen med ENTSO for gas og med ENNOH om at forberede og gennemføre netreglerne, hvor det er relevant, og bør arbejde på at vejlede om integration bl.a. af decentral produktion og andre områder i relation til forvaltningen af distributionsnet.
(45)
Distributionssystemoperatørerne spiller en væsentlig rolle, når det drejer sig om at integrere vedvarende gas og kulstoffattig gas i energisystemet, idet f.eks. ca. halvdelen af biometanproduktionskapaciteten er tilkoblet distributionsnettet. For at lette integrationen af disse former for gas på engrosmarkedet bør produktionsfaciliteter, der er tilkoblet distributionsnettet i alle medlemsstater, have adgang til det virtuelle handelspunkt. Derudover bør distributionssystemoperatører og transmissionssystemoperatører i henhold til denne forordning samarbejde om at muliggøre tilbagegående strømme fra distributions- til transmissionsnettet eller sikre integrationen af distributionssystemet med alternative midler med samme virkning for at lette markedsintegrationen af vedvarende gas og kulstoffattig gas.
(46)
Mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas og mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint kan spille en central rolle med hensyn til at nå målene for Unionens energipolitik: markedsgennemsigtighed, dekarbonisering, diversificering og forsyningssikkerhed.
(47)
Mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas og mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint bidrager til Unionens energimarkeds enhed ved at forbedre gennemsigtigheden og sikre, at efterspørgslen efter energikilder på tværs af medlemsstaterne er synlig for de berørte leverandører.
(48)
Efterspørgselsaggregering for naturgas kan øge det internationale opsøgende arbejde over for naturgasleverandører, hvad enten der er tale om rørledninger eller LNG, som er afgørende for at bidrage til at nå målene for Unionens energipolitik og Unionens energimarkeds enhed. Navnlig vil en langt stærkere koordinering med og blandt medlemsstaterne for så vidt angår tredjelande ved hjælp af mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas og mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint sikre en mere effektiv udnyttelse af Unionens kollektive vægt.
(49)
Efterspørgselsaggregering for naturgas kan bidrage til Unionens dekarboniseringsmål ved at indarbejde miljøstandarder i efterspørgselsaggregeringen og indsamlingen af tilbud. Iværksættelsen af mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint kan også bidrage til at nå disse mål.
(50)
Mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, der oprettes i henhold til denne forordning, bør omfatte en række trin, startende med at gøre det muligt for naturgasvirksomheder eller naturgasforbrugende virksomheder, der er etableret i Unionen, at aggregere deres efterspørgsel efter naturgas gennem en serviceleverandør, som Kommissionen har indgået kontrakt med. Dette vil gøre det muligt for naturgasleverandører at afgive tilbud på grundlag af store aggregerede mængder i stedet for at afgive mange mindre tilbud til købere, der henvender sig til dem individuelt. Serviceleverandøren vil derefter indsamle forsyningstilbuddene og matche dem med de tidligere aggregerede naturgasmængder. Forhandling og indgåelse af kontrakter om køb af naturgas efter efterspørgselsaggregering bør være frivilligt.
(51)
Efterspørgselsaggregering er i stand til at sikre mere lige adgang for virksomheder på tværs af medlemsstaterne til nye eller yderligere naturgaskilder og føre til konkurrencedygtige kontraktbetingelser for køb af naturgas fra medlemsstater og tredjelande til gavn for de slutkunder. Efterspørgselsaggregeringen bør også fortsat støtte de virksomheder, der tidligere udelukkende eller hovedsagelig købte naturgas fra en enkelt leverandør, ved at hjælpe dem med at opnå naturgasforsyninger fra alternative naturgasleverandører på fordelagtige vilkår. Efterspørgselsaggregering kan forbedre sådanne virksomheders position på de globale LNG-markeder.
(52)
Kommissionen bør sikre, at serviceleverandørerne tilrettelægger deres opgaver som fastsat i denne forordning under hensyntagen til mekanismens mål og de særlige forhold, der gør sig gældende for naturgas. Navnlig bør serviceleverandørerne, når de fordeler udbud af naturgas mellem virksomheder, der aggregerer efterspørgslen, anvende metoder, der ikke diskriminerer mellem mindre og større deltagere. Serviceleverandørerne bør f.eks. fordele udbud af naturgas i forhold til de mængder, som de enkelte virksomheder har angivet som efterspørgsel. Dette kunne være relevant, hvis udbuddet ikke i tilstrækkelig grad dækker efterspørgslen efter naturgas på Unionens energimarked. Kommissionen bør præcisere de relevante krav, der gælder for serviceleverandørernes opgaver, i de relevante udbudsbetingelser.
(53)
Kommissionen bør indgå kontrakter om de nødvendige ydelser fra serviceleverandørerne gennem de relevante udbudsprocedurer i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU, Euratom) 2018/1046 
(
22
)
 med henblik på at gennemføre de mekanismer, der oprettes i henhold til nærværende forordning. For at beskytte Unionens eller en medlemsstats væsentlige sikkerhedsinteresser eller forsyningssikkerhed bør ydelserne indkøbes hos serviceleverandører, der er etableret i Unionen.
(54)
Processen med at aggregere efterspørgslen efter naturgas bør udføres af en passende serviceleverandør. Efterspørgselsaggregering og indkøb af naturgas er en kompleks proces, hvor der skal tages hensyn til forskellige elementer, som ikke er begrænset til priser, men også omfatter mængder, leveringspunkter og andre parametre. I betragtning af betydningen af ydelserne vedrørende aggregering af efterspørgslen efter naturgas og mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint for gennemsigtighed, diversificering, dekarbonisering og Unionens forsyningssikkerhed, navnlig i tilfælde af en forværring af forsyningssikkerhedssituationen, bør virksomheder, der er omfattet af Unionens restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 29 i traktaten om Den Europæiske Union (TEU) eller artikel 215 i TEUF, eller som direkte eller indirekte ejes eller kontrolleres af eller handler på vegne af eller efter anvisning fra fysiske eller juridiske personer, enheder eller organer, der er omfattet af sådanne restriktive foranstaltninger fra Unionen, være udelukket fra at blive serviceleverandør for aggregering af efterspørgslen efter naturgas eller serviceleverandør for mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint. Kommissionen bør præcisere de krav, der gælder for serviceleverandørerne, i udbudsbetingelserne.
(55)
Efterspørgselsaggregering kan også være til gavn for industrielle forbrugere, som anvender naturgas intensivt i deres produktionsprocesser, såsom producenter af gødning, stål, keramik eller glas ved at sætte dem i stand til at samle deres efterspørgsel, indgå kontrakter om naturgas- og LNG-forsyninger og strukturere dem i overensstemmelse med deres specifikke behov. Der bør være gennemsigtige regler for, hvordan man tilslutter sig processen med at tilrettelægge efterspørgselsaggregering, hvis åbenhed bør sikres.
(56)
Mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas og mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint bør være åben for virksomheder, der er etableret i Unionen, og, i betragtning af den tætte tilpasning til gældende EU-ret på energiområdet og det indre energimarked, virksomheder, der er etableret i energifællesskabets kontraherende parter, forudsat at de nødvendige foranstaltninger eller ordninger er på plads.
(57)
For at udfase Unionens eksisterende afhængighed eller undgå ny afhængighed af naturgas eller brint, der leveres af virksomheder fra tredjelande, som er omfattet af Unionens restriktive foranstaltninger, og for at beskytte væsentlige sikkerhedsinteresser bør mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas og mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint imidlertid ikke være åben for virksomheder, der er omfattet af Unionens restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 29 i TEU eller artikel 215 i TEUF, eller direkte eller indirekte ejes eller kontrolleres af eller handler på vegne af eller efter anvisning fra en fysisk eller juridisk person, en enhed eller et organ, der er omfattet af sådanne restriktive foranstaltninger. Sådanne virksomheder bør derfor være udelukket fra at deltage i begge mekanismer, navnlig som leverandør eller køber.
(58)
For effektivt at kunne deltage i fælles indkøb af naturgas og indgå naturgasaftaler med leverandører er virksomheder i stand til at oprette konsortier eller indgå andre former for samarbejde med henblik på i fællesskab at forhandle visse betingelser for indkøbet, såsom mængder og leveringsbetingelser for indkøbssteder og -tidspunkter, inden for de grænser, der er fastsat i EU-retten. Virksomheder, der deltager i fælles indkøb, bør dog sikre, at de oplysninger, der udveksles direkte eller indirekte, begrænses til, hvad der er strengt nødvendigt for at nå det tilstræbte mål. Oprettelse og gennemførelse af fælles indkøb i henhold til denne forordning bør ske i overensstemmelse med Unionens konkurrenceregler, navnlig artikel 101 og 102 i TEUF.
(59)
Beskyttelse af kommercielt følsomme oplysninger er af allerstørste betydning, når oplysninger stilles til rådighed for Kommissionen, styringsrådet, koordinationsgrupper, ekspertgrupper eller serviceleverandørerne. Kommissionen bør derfor anvende effektive instrumenter til at beskytte disse oplysninger mod uautoriseret adgang og cybersikkerhedsrisici. Personoplysninger, der kan behandles som led i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas og mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint, bør behandles i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2016/679 
(
23
)
 og forordning (EU) 2018/1725 
(
24
)
.
(60)
Ruslands uprovokerede og uberettigede krig mod Ukraine siden februar 2022, støttet af Belarus, og den deraf følgende brug af mindskede naturgasforsyninger som et våben og manipulationen af markederne gennem forsætlige afbrydelser af naturgasstrømme har blotlagt sårbarheder og afhængighedsforhold i Unionen og dens medlemsstater med et klart potentiale til direkte og alvorligt at indvirke på deres væsentlige sikkerhedsinteresser og energiforsyningssikkerhed. Samtidig voksede de alternative gasforsyningskilder fra det globale LNG-marked kun moderat i 2022 og 2023. Betydelig ny kapacitet til LNG-flydendegørelse forventes først at komme i drift i løbet af 2025. De globale naturgasmarkeder er derfor fortsat meget stramme og forventes at forblive stramme i en vis periode, hvilket fører til en fortsat sårbar situation for Unionen og dens medlemsstater. På den baggrund er det hensigtsmæssigt at træffe foranstaltninger til at afhjælpe denne fortsatte sårbarhed.
(61)
Mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas er et vigtigt instrument til at organisere diversificeringen af naturgasforsyningerne og udfasningen af afhængigheden af russisk naturgas i mange medlemsstater i overensstemmelse med Kommissionens meddelelse af 8. marts 2022 med titlen »REPowerEU: En fælles europæisk indsats for mere sikker og bæredygtig energi til mere overkommelige priser« (»REPowerEU«). For at beskytte Unionens eller en medlemsstats væsentlige sikkerhedsinteresser, med henblik på at beskytte forsyningssikkerheden og for at muliggøre en effektiv og hurtig udfasning af naturgasafhængigheden bør naturgasforsyninger med oprindelse i og LNG-forsyninger fra LNG-faciliteter beliggende i Den Russiske Føderation eller Belarus ikke tilbydes gennem mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas før den 31. december 2025. Fra den dato bør Kommissionen kunne beslutte midlertidigt at udelukke forsyning af naturgas med oprindelse i eller LNG-forsyninger fra LNG-faciliteter beliggende i Den Russiske Føderation eller Belarus for perioder på op til et år, som kan forlænges, hvis det er berettiget, hvor det er nødvendigt for at beskytte Unionens eller en medlemsstats væsentlige sikkerhedsinteresser eller forsyningssikkerhed. Sådanne begrænsninger bør ikke unødigt forstyrre funktionen af det indre marked for naturgas, og grænseoverskridende naturgasstrømme mellem medlemsstaterne bør ikke underminere Unionens eller en medlemsstats forsyningssikkerhed, bør respektere princippet om energisolidaritet og bør træffes i overensstemmelse med Unionens eller medlemsstaternes rettigheder og forpligtelser over for tredjelande.
(62)
Kommissionen bør træffe passende tilgængelige foranstaltninger for at sikre, at udelukkelsen af naturgas- eller LNG-forsyninger med oprindelse i og LNG-forsyninger fra LNG-faciliteter beliggende i Den Russiske Føderation eller Belarus fra mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas er effektiv. I den forbindelse bør Kommissionen anmode den relevante serviceleverandør om at foretage den nødvendige kontrol. Denne kontrol kan bl.a. tage form af en anmodning fra naturgasleverandører eller -producenter, der deltager i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, om at forelægge de relevante forsendelsesdokumenter i forbindelse med leveringen af forsyningerne, hvor det er teknisk gennemførligt. Desuden bør deltagerne i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas anmodes om at garantere, at de overholder deres forpligtelse til ikke at tilbyde eller levere naturgas fra eller LNG-forsyninger fra LNG-faciliteter beliggende i Den Russiske Føderation eller Belarus, hvor det er relevant.
(63)
Kommissionen bør bistås af et styringsråd bestående af repræsentanter for medlemsstaterne og Kommissionen med det formål at lette koordineringen og informationsudvekslingen i forbindelse med aggregering af efterspørgslen efter naturgas. Medlemsstaternes deltagelse bør være frivillig og afhænger navnlig af dagsordenen for styringsrådets møder.
(64)
Brint er en energibærer med andre egenskaber end naturgas med hensyn til kvalitet, transportmidler og efterspørgselsmønstre. Der er også stadig en betydelig forskel på omkostningerne ved produktion af vedvarende og kulstoffattig brint og markedsprisen på mindre bæredygtige alternativer, som kan nødvendiggøre offentlige indgreb for at skabe incitamenter, indtil elektrolyseanlæg og andre relaterede brintteknologier og -input er tilstrækkeligt konkurrencedygtige.
(65)
Ikke desto mindre har Unionen et stærkt potentiale for produktion af vedvarende og kulstoffattig brint. I den forbindelse blev initiativet om Den Europæiske Brintbank lanceret af Kommissionen i marts 2023. Den Europæiske Brintbank beskriver en række aktiviteter, hvorved Kommissionen fremmer oprettelsen af et EU-brintmarked, muliggør forsyninger fra pålidelige internationale partnere og indsamler og formidler oplysninger om udviklingen af Unionens brintmarked og om finansieringen af brintprojekter. De pågældende aktiviteter udføres inden for rammerne af de relevante eksisterende retsakter såsom Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/87/EF 
(
25
)
. De frivillige værktøjer, der anvendes i forbindelse med brint inden for rammerne af Den Europæiske Brintbank, navnlig mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint, bør fokusere på at fremskynde opskaleringen af Unionens brintproduktion og -markedsudvikling, herunder ved at øge gennemsigtigheden i brintefterspørgslen, -forsyningen, -strømmene og -priserne og spille en koordinerende rolle, forbinde producenter og forbrugere og fremme blanding med de eksisterende finansielle instrumenter.
(66)
I forbindelse med det arbejde, der udføres inden for rammerne af Den Europæiske Brintbank, bør Kommissionen kunne oprette en mekanisme til støtte for markedsudviklingen af brint med fokus på EU-baseret produktion. I betragtning af brints og brintmarkedets karakteristika bør denne mekanisme oprettes for en begrænset periode med henblik på at identificere de mest effektive værktøjer til identifikation af efterspørgslen efter og udbuddet af brint i Unionen og undersøge de mest optimale markeds- og infrastrukturordninger.
(67)
Adgang til oplysninger for leverandører og aftagere inden for rammerne af mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint bør være betinget af de pågældende virksomheders samtykke og overholdelse af EU-konkurrenceretten.
(68)
Kommissionen bør selv kunne gennemføre mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint eller bør kunne gøre det gennem de relevante serviceleverandører. Hvis Kommissionen beslutter at gennemføre en sådan mekanisme gennem en serviceleverandør, bør bestemmelserne i denne forordning vedrørende kontrakter med serviceleverandører, kriterierne for udvælgelse af serviceleverandører og serviceleverandørernes opgaver finde anvendelse.
(69)
Mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint vil kunne bestå af værktøjer, der fokuserer på gennemsigtighed, markedsudviklingens synlighed og frivillig vurdering af efterspørgslen. Mekanismen bør gennemføres inden for rammerne af Den Europæiske Brintbank. Den Europæiske Brintbank bør koordinere oplysninger om brintudbud, -efterspørgsel, -strømme og -priser for at styrke tilliden til det brintmarked, der er under udvikling, og for at gøre efterspørgslen mere synlig for brintproducenter og brintaftagere. Mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint bør tage hensyn til brintmarkedets modenhed og likviditet samt tilgængeligheden af infrastruktur.
(70)
Hvis Kommissionen nedsætter en koordinationsgruppe for spørgsmål vedrørende mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint, bør en sådan koordinationsgruppe specifikt beskæftige sig med brint.
(71)
Unionens bestræbelser på at udfase eksisterende og undgå ny afhængighed af naturgasforsyninger fra Den Russiske Føderation og beskytte Unionens og medlemsstaternes væsentlige sikkerhedsinteresser bør også afspejles i forbindelse med mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint, også i lyset af Den Russiske Føderations brug af energiforsyninger som våben som dokumenteret af reduktionen af naturgasforsyningerne og afbrydelser af naturgasstrømme. Kommissionen bør derfor have mulighed for at beslutte at begrænse aktiviteter med hensyn til vurdering af tilbud hvad angår leverancer af brint med oprindelse i Den Russiske Føderation eller Belarus inden for rammerne af mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint ved en gennemførelsesafgørelse. En sådan afgørelse bør kun træffes, når det er nødvendigt for at beskytte Unionens og medlemsstaternes væsentlige sikkerhedsinteresser, og bør baseres på de samme principper som dem, der gælder for deltagelse i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, men tilpasses til de aktiviteter, der udføres gennem mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint. Navnlig bør tidsplanen for vedtagelse og forudgående vurdering af en sådan afgørelse tilpasses til den planlagte iværksættelse af mekanismen.
(72)
Inden udløbet af mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint og senest den 31. december 2029 bør Kommissionen forelægge Europa-Parlamentet og Rådet en rapport med en vurdering af mekanismens resultater og navnlig dens bidrag til udviklingen af brintmarkedet i Unionen. På grundlag af denne vurdering bør Kommissionen kunne fremsætte et lovgivningsforslag om udvikling af en mekanisme for frivillig efterspørgselsaggregering og frivilligt fælles indkøb af brint.
(73)
Integrationen af voksende mængder af vedvarende gas og kulstoffattig gas i Unionens naturgassystem vil ændre kvaliteten af den naturgas, der transporteres og forbruges i Unionen. For at sikre uhindrede grænseoverskridende naturgasstrømme, opretholde markedernes interoperabilitet og muliggøre markedsintegration bør gennemsigtigheden øges med hensyn til gaskvaliteten og dennes forvaltningsomkostninger, der bør fastlægges en harmoniseret tilgang til de regulerende myndigheders og systemoperatørernes roller og ansvarsområder, og koordineringen på tværs af grænserne bør styrkes. Samtidig med at der sikres en harmoniseret tilgang til gaskvaliteten i grænseoverskridende sammenkoblingspunkter, bør medlemsstaternes fleksibilitet med hensyn til anvendelsen af gaskvalitetsstandarder i deres nationale naturgassystemer opretholdes.
(74)
Det at blande brint i naturgassystemet bør være en sidste udvej, da det er mindre effektivt end at anvende brint i ren form og mindsker værdien af brint. Det påvirker også driften af naturgasinfrastruktur, slutbrugeranvendelser og systeminteroperabilitet på tværs af landegrænser. Produktion og anvendelse af brint i ren form og transport heraf i det særskilte brintsystem bør derfor prioriteres. Der bør gøres alt for at undgå brug af brint til anvendelser, med hensyn til hvilke der findes mere energieffektive alternativer. Medlemsstaterne bør fortsat have ret til at beslutte, om der må blandes brint i deres nationale naturgassystemer. Samtidig kan risikoen for markedssegmentering begrænses med en harmoniseret tilgang til blanding af brint i naturgassystemet i form af et EU-dækkende loft ved grænseoverskridende sammenkoblingspunkter mellem medlemsstaterne, hvor transmissionssystemoperatørerne vil skulle acceptere naturgas med et blandet brintniveau under loftet. Operatører af transmissionssystemer, der støder op til hinanden, bør fortsat frit kunne nå til enighed om højere eller lavere brintblandingsniveauer i grænseoverskridende sammenkoblingspunkter. Når medlemsstaterne overvejer sådanne aftaler, bør de høre andre medlemsstater, der sandsynligvis vil blive berørt af foranstaltningen, og tage hensyn til situationen i de pågældende medlemsstater.
(75)
En solid grænseoverskridende koordinerings- og tvistbilæggelsesproces mellem transmissionssystemoperatører om gaskvalitet, herunder om biometan- og brintblandinger, er afgørende for at fremme en effektiv transport af naturgas på tværs af naturgassystemer i Unionen og dermed skabe fremskridt i retning af større integration på det indre marked. Øgede gennemsigtighedskrav til gaskvalitetsparametre, herunder øvre brændværdi, Wobbetal og iltindhold, samt brintblandinger og deres udvikling over tid kombineret med overvågnings- og rapporteringsforpligtelser, bør bidrage til et velfungerende, åbent og effektivt indre marked for naturgas.
(76)
Medlemsstaterne bør fortsat kunne anvende deres oprindelige gaskvalitetspecifikationer, hvis deres regulerende myndigheder eller ACER beslutter at opretholde en grænseoverskridende begrænsning, som skyldes forskelle i brintblandingsniveauer eller -praksis. Muligheden for at opretholde en sådan grænseoverskridende begrænsning er særlig vigtig i medlemsstater med et enkelt sammenkoblingspunkt, eller hvor naturgasmængderne hovedsagelig kommer ind gennem et enkelt sammenkoblingspunkt. For at sikre uhindrede grænseoverskridende strømme og bevare det indre energimarkeds integritet bør de pågældende regulerende myndigheder og ACER, hvor det er relevant, have beføjelse til at genstarte den fælles tvistbilæggelsesproces løbende for at afspejle udviklingen på markederne for naturgas og teknologier.
(77)
De regler om interoperabilitet og dataudveksling for naturgassystemet, der er fastsat i Kommissionens forordning (EU) 2015/703 
(
26
)
, er afgørende, navnlig med hensyn til sammenkoblingsaftaler, herunder regler for strømningsregulering, principper for måling af naturgasmængder og -kvalitet, regler for matchningsprocessen og for tildeling af naturgasmængder samt procedurer for kommunikation i tilfælde af ekstraordinære omstændigheder, fælles enheder, gaskvalitet, herunder regler om afhjælpning af restriktioner for handel på tværs af grænserne, der skyldes forskelle i gaskvaliteten og forskelle med hensyn til praksis for lugttilsætning, overvågning af gaskvaliteten på kort og lang sigt, udveksling af oplysninger, dataudveksling og rapportering om gaskvaliteten, gennemsigtighed, kommunikation, udveksling af oplysninger og samarbejde mellem relevante markedsdeltagere.
(78)
For at sikre, at brintnettet forvaltes optimalt, og at der åbnes mulighed for handel med brint og levering af brint på tværs af grænserne i Unionen, bør ENNOH oprettes. ENNOH bør varetage sine opgaver i overensstemmelse med Unionens konkurrenceregler. ENNOH's opgaver bør være veldefinerede, og dets arbejdsmetoder bør sikre, at det arbejder effektivt og gennemsigtigt og er repræsentativt. Hvor det er relevant, kan ENTSO for gas og ENNOH i fællesskab udarbejde netregler vedrørende tværsektorielle spørgsmål.
(79)
For at sikre, at alle medlemsstater, der er i færd med at udvikle brinttransmissionsnet, er repræsenteret i ENNOH, bør de som en undtagelse fra en general regel om medlemskab af ENNOH, der fastlægges i denne forordning, kunne udpege en brinttransmissionsnetoperatør, der er omfattet af en undtagelse fra artikel 68 i direktiv (EU) 2024/1788, som medlem af ENNOH, forudsat at denne operatør er etableret i en medlemsstat, hvor ingen anden brinttransmissionsnetoperatør er medlem af ENNOH. Medlemsstater, der endnu ikke har en særlig brinttransmissionsnetoperatør, men som planlægger at udvikle et brinttransmissionsnet i overensstemmelse med deres integrerede nationale energi- og klimaplaner, bør kunne udpege en enhed som associeret partner inden for ENNOH til at blive informeret om det arbejde, der udføres af ENNOH, og bør som sådan kunne deltage i plenarforsamlings-, bestyrelses- og udvalgsmøder og deltage i arbejdsgrupper, indtil deres brintnetoperatører bliver medlemmer af ENNOH. Med henblik herpå kan medlemsstaterne delegere repræsentanten for en national sammenslutning, der beskæftiger sig med spørgsmål vedrørende brint.
(80)
For at sikre gennemsigtighed i udviklingen af brintnettet i Unionen bør ENNOH udarbejde, offentliggøre og regelmæssigt ajourføre en ikkebindende tiårig EU-dækkende netudviklingsplan for brint (»den EU-dækkende netudviklingsplan for brint«), som er målrettet mod de spirende brintmarkeders behov. Gennemførlige brinttransportnet og nødvendige sammenkoblingslinjer, der er relevante fra et kommercielt synspunkt, bør medtages i den EU-dækkende netudviklingsplan for brint. ENNOH bør medvirke i udarbejdelsen af cost-benefit-analysen for hele energisystemet, herunder den tværgående netmodel for energimarkedet, som både omfatter el-, naturgas- og brinttransportinfrastruktur såvel som lagre, LNG og elektrolysatorer, scenarierne for de tiårige netudviklingsplaner og rapporten om kortlægningen af infrastrukturmangler som fastsat i artikel 11, 12 og 13 i forordning (EU) 2022/869 med henblik på udarbejdelse af EU-listerne over projekter af fælles interesse og projekter af gensidig interesse. Til dette formål bør ENNOH arbejde tæt sammen med det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (»ENTSO for elektricitet«) og ENTSO for gas om at lette energisystemintegrationen.
(81)
For at lette integrationen af energisystemet, udnytte synergier og støtte den overordnede systemeffektivitet bør ENNOH, ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas arbejde tæt sammen om integreret netplanlægning på EU-plan. Dette samarbejde bør omfatte udarbejdelsen af de fælles scenarier for elektricitet, brint og naturgas, de koordinerede rapporter om infrastrukturhuller, de konsekvente udkast til metoder til cost-benefit-analyse af hele energisystemet og den integrerede model i henhold til artikel 11, 12 og 13 i forordning (EU) 2022/869. For at gøre dette samarbejde effektivt bør ENNOH, ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas nedsætte fælles arbejdsgrupper, der forbereder de pågældende resultater. I overgangsperioden indtil den 1. januar 2027 bør ENTSO for gas udarbejde den EU-dækkende netudviklingsplan for brint for 2026. Med henblik herpå bør ENTSO for gas fuldt ud inddrage brinttransmissionsnetoperatørerne og ENNOH, så snart ENNOH er oprettet. Den EU-dækkende netudviklingsplan for brint for 2026 bør bestå af to særskilte kapitler, et for brint og et for naturgas. ENNOH bør udvikle den EU-dækkende netudviklingsplan for brint for 2028 i overensstemmelse med den integrerede netplanlægning på EU-plan i henhold til nærværende forordning.
(82)
Alle markedsdeltagere har interesse i de opgaver, som udføres af ENNOH. En effektiv høringsproces er derfor af væsentlig betydning. Overordnet set bør ENNOH tilstræbe at bygge videre på og integrere sin arbejdserfaring med infrastrukturplanlægning, -udvikling og -drift i samarbejde med andre relevante markedsdeltagere og deres sammenslutninger.
(83)
Eftersom der vil kunne sikres hurtigere fremskridt ved en regional tilgang, bør brinttransmissionsnetoperatørerne oprette regionale strukturer inden for rammerne af den overordnede samarbejdsstruktur og samtidig sikre, at resultaterne på regionalt plan er forenelige med netreglerne og de EU-dækkende netudviklingsplaner for brint. Medlemsstaterne bør fremme samarbejde og overvåge nettets effektivitet på regionalt plan.
(84)
Krav om gennemsigtighed er nødvendige for at sikre, at der kan skabes tillid blandt markedsdeltagerne til de nye brintmarkeder i Unionen. Lige adgang til information om brintsystemets aktuelle fysiske kapacitet og virkemåde er en forudsætning for, at alle markedsdeltagerne kan vurdere den generelle efterspørgsels- og udbudssituation og afdække årsagerne til udviklingen i markedsprisen. Oplysninger bør altid forelægges på en meningsfuld, let tilgængelig og ikkediskriminerende måde.
(85)
ENNOH bør oprette en central webbaseret platform for tilrådighedsstillelse af alle relevante data, så markedsdeltagerne kan opnå reel adgang til brintnettet.
(86)
Betingelserne for adgang til brintnettene i den tidlige fase af udviklingen af markedet for brint bør sikre en effektiv drift, ikkediskrimination og gennemsigtighed for brintnetbrugerne, samtidig med at brintnetoperatørerne bevarer tilstrækkelig fleksibilitet. Ved at begrænse den maksimale varighed af kapacitetsaftaler bør risikoen for aftalemæssige kapacitetsbegrænsninger og kapacitetshamstring mindskes.
(87)
Der bør i denne forordning fastsættes generelle betingelser for tildeling af tredjepartsadgang til brintlagringsfaciliteter og brintterminaler for at sikre ikkediskriminerende adgang og gennemsigtighed for brintnetbrugerne.
(88)
Brintnetoperatører bør samarbejde om at udvikle netregler med henblik på tilvejebringelse og forvaltning af gennemsigtig og ikkediskriminerende adgang til brintnettene på tværs af grænserne og sikre en koordineret udvikling af brintnettet i Unionen, herunder etablering af sammenkoblingskapacitet. Kommissionen bør ét år efter oprettelsen af ENNOH som fastsat i denne forordning opstille den første prioritetsliste over udpegelse af områder, som skal medtages i udarbejdelsen af brintnetregler. Netreglerne bør være i overensstemmelse med overordnede retningslinjer, som er udarbejdet af ACER. ACER bør deltage i det gennemsyn, der på grundlag af faktuelle oplysninger foretages af udkast til netregler, herunder disses overholdelse af de overordnede retningslinjer, og det bør have mulighed for at indstille dem til vedtagelse af Kommissionen. ACER bør også vurdere foreslåede ændringer af netreglerne, og det bør kunne indstille dem til vedtagelse af Kommissionen. Brintnetoperatørerne bør drive deres brintnet i overensstemmelse med disse netregler.
(89)
Netregler, der udarbejdes af ENNOH, har ikke til formål at erstatte de nødvendige nationale regler for spørgsmål, der ikke vedrører grænseoverskridende netspørgsmål.
(90)
Kvaliteten af den brint, der transporteres og forbruges i Unionen, kan variere alt efter produktionsteknikken og særlige transportforhold. Derfor bør en harmoniseret tilgang på EU-plan til brintkvalitetsstyring ved grænseoverskridende sammenkoblingslinjer føre til grænseoverskridende strømme af brint og til markedsintegrationen.
(91)
Hvis den regulerende myndighed finder det nødvendigt, kan brinttransmissionsnetoperatørerne overlades ansvaret for at styre brintkvaliteten i deres net inden for rammerne af de gældende brintkvalitetsstandarder og sikre en pålidelig og stabil brintkvalitet for slutbrugerne.
(92)
En solid grænseoverskridende koordinerings- og tvistbilæggelsesproces mellem brinttransmissionsnetoperatører er afgørende for at fremme transporten af brint på tværs af brinttransmissionsnet i Unionen og dermed skabe fremskridt i retning af større integration på det indre marked. Øgede gennemsigtighedskrav til brintkvalitetsparametre og deres udvikling over tid kombineret med overvågnings- og rapporteringsforpligtelser bør bidrage til et velfungerende, åbent og effektivt indre marked for brint.
(93)
For at ændre ikkevæsentlige bestemmelser i denne forordning eller supplere den for så vidt angår ikkevæsentlige bestemmelser på nærmere bestemte områder, der er afgørende for markedsintegrationen, bør beføjelsen til at vedtage retsakter delegeres til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 290 i TEUF for så vidt angår udstedelse af nærmere retningslinjer for den procedure, som transmissionssystemoperatørerne eller brinttransmissionsnetoperatørerne skal følge, ændring af rabatniveauerne for at afbøde strukturelle ubalancer i transmissionssystemoperatørernes indtægter, fastlæggelse af definitionen af det geografiske område, der er omfattet af hver regional samarbejdsstruktur, under hensyntagen til eksisterende regionale samarbejdsstrukturer, etablering af netregler og retningslinjer for naturgas og brint, ændring af retningslinjerne i et bilag og fastsættelse af retningslinjer for ny naturgas- og brintinfrastruktur. Det er navnlig vigtigt, at Kommissionen gennemfører relevante høringer under sit forberedende arbejde, herunder på ekspertniveau, og at disse høringer gennemføres i overensstemmelse med principperne i den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 om bedre lovgivning 
(
27
)
. For at sikre lige deltagelse i forberedelsen af delegerede retsakter bør Europa-Parlamentet og Rådet navnlig modtage alle dokumenter på samme tid som medlemsstaternes eksperter, og deres eksperter bør have systematisk adgang til møder i Kommissionens ekspertgrupper, der beskæftiger sig med forberedelse af delegerede retsakter.
(94)
For at sikre ensartede betingelser for gennemførelsen af denne forordning bør Kommissionen tillægges gennemførelsesbeføjelser i overensstemmelse med artikel 291 i TEUF. Disse beføjelser bør udøves i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 182/2011 
(
28
)
.
(95)
Netregler og retningslinjer bør anvendes for indfødningspunkter fra og udtagspunkter til tredjelande. Særlige omstændigheder, herunder eksisterende langsigtede kontraktlige ordninger eller juridiske vanskeligheder med at etablere en tvistbilæggelsesprocedure med transmissionssystemoperatører eller naturgasleverandører, der er etableret i tredjelande, kan forhindre en effektiv anvendelse på kort sigt. Hvor det er berettiget af objektive grunde, bør de regulerende myndigheder kunne ansøge Kommissionen om en undtagelse fra anvendelsen af netreglerne eller retningslinjerne eller specifikke bestemmelser heri, som ikke kan gennemføres ved indfødningspunkter fra og udtagspunkter til tredjelande. Sådanne undtagelser bør være tidsbegrænsede, idet de kun bør gælde i den periode, der som minimum er nødvendig for at fjerne de eksisterende hindringer for anvendelsen af netreglerne eller retningslinjerne.
(96)
For at sikre, at de europæiske brintnet drives effektivt, bør brintnetoperatørerne være ansvarlige for driften, vedligeholdelsen og udviklingen af brinttransportnettet i tæt samarbejde med andre brintnetoperatører samt med andre systemoperatører, som deres net er tilkoblet, herunder for at lette energisystemets integration.
(97)
Standarder, der er harmoniseret på EU-plan, er væsentlige for at sikre et velfungerende indre marked. Når henvisningen til en sådan standard er blevet offentliggjort i 
Den Europæiske Unions Tidende
, bør overensstemmelse med denne danne grundlag for en formodning om, at de tilsvarende krav i en gennemførelsesforanstaltning, der er vedtaget i henhold til denne forordning, er opfyldt, selv om det bør være tilladt at påvise en sådan overensstemmelse med andre midler. I overensstemmelse med artikel 10 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1025/2012 
(
29
)
 kan Kommissionen anmode europæiske standardiseringsorganisationer om at udarbejde tekniske specifikationer, europæiske standarder og harmoniserede standarder. En af de harmoniserede standarders hovedopgaver bør være at bistå operatørerne med at anvende de gennemførelsesforanstaltninger, der vedtages i henhold til nærværende forordning og direktiv (EU) 2024/1788.
(98)
Den nuværende EU-standardiseringsramme, som er baseret på forordning (EU) nr. 1025/2012, udgør standardrammen for udarbejdelse af standarder, der giver en formodning om overensstemmelse med de relevante krav i nærværende forordning eller i specifikke delegerede retsakter eller gennemførelsesretsakter vedtaget i henhold til nærværende forordning. Europæiske standarder bør være markedsdrevne og bør tage hensyn til offentlighedens interesse samt de politiske mål, der klart fremgår af Kommissionens anmodning til en eller flere europæiske standardiseringsorganisationer om at udarbejde harmoniserede standarder inden for en fastsat frist og på grundlag af konsensus. I mangel af relevante henvisninger til harmoniserede standarder, eller når standardiseringsprocessen er blokeret, eller der er forsinkelser i udarbejdelsen af passende harmoniserede standarder, bør Kommissionen imidlertid kunne fastsætte fælles specifikationer for kravene i denne forordning ved delegerede retsakter eller gennemførelsesretsakter, forudsat at den i den forbindelse behørigt respekterer de europæiske standardiseringsorganisationers rolle og funktioner. Denne mulighed bør forstås som en ekstraordinær alternativ løsning, som kan gøre det lettere for operatørerne at anvende relevante foranstaltninger i henhold til delegerede retsakter eller gennemførelsesretsakter vedtaget i henhold til nærværende forordning og direktiv (EU) 2024/1788. Hvis en forsinkelse i fastsættelsen af harmoniserede standarder skyldes den pågældende standards tekniske kompleksitet, bør Kommissionen tage højde herfor, inden den overvejer at indføre fælles specifikationer.
(99)
For fuldt ud at imødekomme slutbrugernes kvalitetskrav til brint bør tekniske specifikationer og standarder for brintkvaliteten i brintnettet tage hensyn til allerede eksisterende standarder, hvori der fastsættes sådanne slutbrugerkrav, f.eks. standard EN 17124.
(100)
Brinttransmissionsnetoperatører bør opbygge en tilstrækkelig grænseoverskridende brinttransportkapacitet, der imødekommer enhver økonomisk rimelig og teknisk gennemførlig efterspørgsel efter en sådan kapacitet, hvorved markedsintegrationen muliggøres.
(101)
I betragtning af brints potentiale som energibærer og muligheden for, at medlemsstaterne vil handle brint med tredjelande, må det præciseres, at anmeldelsespligten i overensstemmelse med Europa-Parlamentets og Rådets afgørelse (EU) 2017/684 
(
30
)
 for mellemstatslige aftaler på energiområdet vedrørende naturgas også gælder for mellemstatslige aftaler om brint, herunder brintforbindelser såsom ammoniak og flydende organiske brintbærere. Nævnte afgørelse bør derfor ændres i overensstemmelse hermed.
(102)
Investeringer i store nye infrastrukturanlæg bør fremmes kraftigt, og samtidig bør det sikres, at de indre markeder for naturgas og brint er fuldt funktionsdygtige. For at øge den positive effekt af undtagne infrastrukturprojekter på konkurrencen og forsyningssikkerheden bør markedets interesse testes i projektplanlægningsfasen, og der bør gennemføres regler om håndtering af kapacitetsbegrænsninger. Hvis infrastrukturen befinder sig på mere end én medlemsstats område, og under visse omstændigheder, bør ACER som en sidste udvej behandle anmodningen om undtagelse for i højere grad at tage hensyn til de grænseoverskridende konsekvenser af undtagelsen og for at lette den administrative behandling af den pågældende anmodning. I betragtning af den usædvanlige risikoprofil ved gennemførelsen af disse undtagne nye store infrastrukturprojekter bør det være muligt midlertidigt at fritage virksomheder med forsynings- og produktionsinteresser helt eller delvis fra at anvende reglerne om adskillelse i forbindelse med de pågældende projekter. Muligheden for midlertidige fritagelser bør af hensyn til forsyningssikkerheden navnlig gælde for nye rørledninger i Unionen, der transporterer gas fra tredjelande til Unionen. Undtagelser og fritagelser, der gives i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/55/EF 
(
31
)
 og 2009/73/EF 
(
32
)
, bør fortsat finde anvendelse i den periode, for hvilken de er blevet givet ved den relevante undtagelse eller fritagelse.
(103)
Optrapningen af Ruslands militære aggression mod Ukraine siden februar 2022 har ført til faldende naturgasforsyninger fra dette land, og ressourcerne fra salg af naturgas er blevet brugt til at finansiere Ruslands krig ved Unionens grænse. Navnlig er strømmen af naturgas via rørledninger fra Rusland gennem Belarus og Nord Stream 1-rørledningen standset, og naturgasforsyningerne gennem Ukraine er faldet støt, hvilket bringer hele energiforsyningssikkerheden i Unionen i alvorlig fare. Denne brug af mindskede naturgasforsyninger som et våben og manipulationen af markederne gennem forsætlige afbrydelser af naturgasstrømme har blotlagt sårbarheder og afhængighedsforhold i Unionen og dens medlemsstater med et klart potentiale til direkte og alvorligt at indvirke på deres væsentlige internationale sikkerhedsinteresser. Det er også tidligere blevet dokumenteret, at naturgas kan anvendes til at gøre energimarkederne til et våben og manipulere dem, f.eks. ved at hamstre kapacitet inden for naturgasinfrastruktur, til skade for Unionens væsentlige internationale sikkerhedsinteresser. For at afbøde indvirkningen af sådanne hændelser, både i den nuværende situation og i fremtiden, bør medlemsstaterne undtagelsesvis kunne træffe forholdsmæssige foranstaltninger for midlertidigt at begrænse en enkelt netbrugers forhåndsbud på kapacitet ved indfødningspunkter og ved LNG-terminaler med henblik på leverancer fra Den Russiske Føderation og Belarus, når det er nødvendigt for at beskytte deres og Unionens væsentlige sikkerhedsinteresser, også under hensyntagen til behovet for at sikre Unionens forsyningssikkerhed. Det bør være muligt at forlænge sådanne midlertidige foranstaltninger, hvis det er berettiget. Den pågældende mulighed bør kun gælde for så vidt angår Den Russiske Føderation og Belarus med henblik på at sætte medlemsstaterne i stand til at reagere med passende foranstaltninger på enhver trussel mod deres og Unionens væsentlige sikkerhedsinteresser som følge af situationen, herunder ved at udfase deres afhængighed af russiske fossile brændsler, bl.a. ved tidlig handling i overensstemmelse med REPowerEU-målene. Sådanne begrænsninger bør ikke være i strid med Unionens eller medlemsstaternes internationale forpligtelser og bør være i overensstemmelse med artikel XXI i den almindelige overenskomst om told og udenrigshandel. Inden medlemsstaterne anvender sådanne begrænsninger, bør de høre Kommissionen og, for så vidt som de sandsynligvis bliver berørt af en begrænsning, andre medlemsstater, energifællesskabets kontraherende parter, de kontraherende parter i aftalen om Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde samt Det Forenede Kongerige Storbritannien og Nordirland og tage hensyn til situationen i disse medlemsstater og tredjelande, navnlig med hensyn til forsyningssikkerheden. Medlemsstaterne bør tage behørigt hensyn til deres foranstaltnings potentielle virkninger på andre medlemsstater og navnlig respektere princippet om energisolidaritet, herunder med henblik på at sikre forsyningssikkerheden, når de vurderer hensigtsmæssigheden og omfanget af enhver påtænkt begrænsning.
(104)
Den europæiske energisektor er i færd med en betydelig omstilling til en højeffektiv dekarboniseret økonomi baseret på vedvarende energikilder, samtidig med at forsyningssikkerheden og konkurrenceevnen sikres. Cybersikkerhed inden for delsektoren for elektricitet befinder sig allerede på et fremskredet stade med en netregel om grænseoverskridende elektricitetsstrømme, men der er behov for sektorspecifikke bindende regler for delsektoren naturgas for at garantere sikkerheden i Unionens energisystem.
(105)
Som reaktion på de betydelige stigninger i energipriserne i hele Unionen i efteråret 2021 og de negative virkninger heraf fremhævede Kommissionens meddelelse om energipriser af 13. oktober 2021 med titlen »Håndtering af stigende energipriser: en værktøjskasse for handling og støtte« betydningen af et effektivt og velfungerende indre energimarked og af en bedre koordinering af forsyningssikkerheden på tværs af landegrænser for at sikre modstandsdygtigheden over for fremtidige chok. Den 20.-21. oktober 2021 vedtog Det Europæiske Råd konklusioner, hvori det opfordrede Kommissionen til hurtigt at overveje foranstaltninger, der øger modstandsdygtigheden i Unionens energisystem og det indre energimarked, herunder foranstaltninger, der øger forsyningssikkerheden. Som reaktion på Ruslands invasion af Ukraine forelagde Kommissionen den 8. marts 2022 REPowerEU-planen med henblik på at udfase Unionens afhængighed af russiske fossile brændstoffer og fremskynde omstillingen til ren energi. For at bidrage til en sammenhængende og rettidig reaktion på denne aktuelle krise og mulige nye kriser på EU-niveau bør der i denne forordning og i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2017/1938 
(
33
)
 indføres specifikke regler for at forbedre samarbejdet og modstandsdygtigheden, navnlig vedrørende solidaritetsregler. Forordning (EU) 2017/1938 bør derfor ændres i overensstemmelse hermed.
(106)
Som det fremgår af de EU-dækkende simuleringer fra 2017, 2021 og 2022, er regionale samarbejds- og solidaritetsforanstaltninger afgørende for at sikre Unionens modstandsdygtighed i tilfælde af en alvorlig forværring af forsyningssituationen. Solidaritetsforanstaltninger, der finder anvendelse i tilfælde af en nødsituation, bør sikre forsyningen af beskyttede solidaritetskunder såsom husholdninger på tværs af grænserne i alle situationer. Medlemsstaterne bør vedtage de foranstaltninger, der er nødvendige for gennemførelsen af bestemmelserne vedrørende solidaritetsmekanismen, herunder ved at de berørte medlemsstater aftaler tekniske, retlige og finansielle ordninger. Medlemsstaterne bør beskrive detaljerne i disse ordninger i deres nødplaner. For de medlemsstater, som ikke har indgået bilaterale aftaler, bør standardreglerne i denne forordning anvendes for at sikre en sådan effektiv solidaritet.
(107)
Sådanne solidaritetsforanstaltninger kan derfor give anledning til en forpligtelse for en medlemsstat til at betale kompensation til dem, der er berørt af dens foranstaltninger. For at sikre, at den kompensation, som den medlemsstat, der anmoder om solidaritet, betaler til den medlemsstat, der yder solidaritet, er retfærdig og rimelig, bør de regulerende myndigheder og ACER som uafhængige myndigheder have beføjelse til at foretage en audit af omfanget af den kompensation, der anmodes om og udbetales, og om nødvendigt anmode om en korrektion, navnlig under hensyntagen til størrelsen af de indirekte omkostninger, der er opstået som følge af ydelsen af solidaritet på grundlag af ikkemarkedsbaserede foranstaltninger. Det nyligt etablerede samarbejde mellem indirekte forbundne medlemsstater, der anvender markedsbaserede foranstaltninger i henhold til denne forordning, bidrager også til at reducere potentielt betydelige omkostninger, der kan opstå, når der anvendes dyrere ikkemarkedsbaserede foranstaltninger.
(108)
Levering af frivillige bidrag af naturgas ved hjælp af markedsbaserede foranstaltninger til indirekte forbundne medlemsstater bør indføres i forordning (EU) 2017/1938, navnlig for at undgå, at direkte forbundne medlemsstater skal anvende ikkemarkedsbaserede foranstaltninger, hvis en anden ikkedirekte forbundet medlemsstat kan levere naturgasmængder til solidaritet ved hjælp af markedsbaserede foranstaltninger. Den frivillige karakter af de markedsbaserede foranstaltninger og det deraf følgende bidrag af naturgas berører ikke medlemsstaternes forpligtelse til rettidigt at vurdere og angive, om og hvordan markedsbaserede foranstaltninger kan levere den ønskede naturgas. En sådan mekanisme har til formål at reducere de indirekte og samlede omkostninger ved solidaritet ved at undgå, at der anvendes dyrere ikkemarkedsbaserede foranstaltninger. Solidaritet mellem indirekte forbundne medlemsstater fordeler byrden mellem flere medlemsstater og letter adgangen for medlemsstater uden LNG-faciliteter til global LNG-forsyning.
(109)
Den risikobaserede tilgang til vurdering af gasforsyningssikkerheden og fastlæggelsen af forebyggende og afbødende foranstaltninger bør omfatte scenarier, der undersøger virkningen af et fald i efterspørgslen efter naturgas gennem energibesparelser eller energieffektivitetsforanstaltninger, herunder i simuleringer omfattende hele Unionen af scenarier for naturgasforsynings- og infrastrukturafbrydelser i henhold til denne forordning. Undersøgelse af energibesparelses- og energieffektivitetsscenarier sikrer, at simuleringen omfattende hele Unionen samt de efterfølgende nationale og fælles risikovurderinger og forebyggende foranstaltninger er fremtidssikre og forenelige med princippet om energieffektivitet først og Unionens mål om klimaneutralitet som fastsat i forordning (EU) 2021/1119, og at de bidrager til at udfase Unionens afhængighed af russiske fossile brændstoffer. Nærværende forordning giver også medlemsstaterne mulighed for at reducere beskyttede kunders ikkevæsentlige gasforbrug for at fremme flere naturgasbesparelser, navnlig under en krise.
(110)
De risici for gasforsyningssikkerheden, der blev forårsaget af Ruslands militære aggression mod Ukraine, og som begrundede de ændringer af forordning (EU) 2017/1938, der blev indført ved Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2022/1032 
(
34
)
, er der stadig i dag. Derudover bør der tages hensyn til yderligere risici såsom yderligere forstyrrelser af kritisk infrastruktur efter sabotagehandlingerne mod Nord Stream-rørledningerne i september 2022 og afbrydelsen af Balticconnector-rørledningen i oktober 2023 og en forværring af det geopolitiske miljø og trusselsbillede i forsyningsregionerne, f.eks. med krisen i Mellemøsten. Den rapport, som Kommissionen skal forelægge senest den 28. februar 2025, skal derfor, hvor det er nødvendigt, ledsages af et lovgivningsforslag om ændring af forordning (EU) 2017/1938.
(111)
Visse bestemmelser i denne forordning bygger på de kriseforanstaltninger, der blev indført ved Rådets forordning (EU) 2022/2576 
(
35
)
 som reaktion på den russiske angrebskrig mod Ukraine og den efterfølgende naturgasforsyningskrise. Mens forordning (EU) 2022/2576 adresserede en umiddelbar og alvorlig naturgasforsyningskrise, herunder ved at fravige den eksisterende permanente ramme, har nærværende forordning til formål at omdanne nogle af kriseforanstaltningerne til faste bestanddele af naturgasmarkedet. Dette vedrører navnlig mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, foranstaltninger til at øge brugen af LNG-faciliteter og naturgaslagring samt yderligere solidaritetsforanstaltninger i tilfælde af en naturgaskrise. Gennemførelsen af disse faste bestanddele af naturgasmarkedet kræver imidlertid tid, bl.a. på grund af de nødvendige udbudsprocedurer for den permanente mekanisme for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, som ikke vil blive afsluttet før i slutningen af 2024. Desuden forventes risiciene i forbindelse med naturgasforsyningen at vare ved i hele 2024 i Unionen. For at tage tilstrækkeligt hensyn til forberedelsesfasen vedrørende de pågældende foranstaltninger og med henblik på at undgå overlapning med de foranstaltninger, der blev indført ved forordning (EU) 2022/2576, bør de relevante bestemmelser i nærværende forordning derfor først finde anvendelse fra den 1. januar 2025. Bestemmelserne i nærværende forordning om oprettelse og udvælgelse af en serviceleverandør til at udføre opgaver i henhold til mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas bør finde anvendelse fra datoen for nærværende forordnings ikrafttræden for at sikre, at mekanismen er operationel fra den dato, hvor forordning (EU) 2022/2576 udløber.
(112)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1227/2011 
(
36
)
 og forordning (EU) 2019/942 og (EU) 2022/869 bør derfor ændres i overensstemmelse hermed.
(113)
Målet for denne forordning, nemlig fastlæggelse af fair regler for betingelserne for adgang til naturgastransmissionsnet, lager- og LNG-faciliteter og for foranstaltningerne med hensyn til mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas og mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint, kan ikke i tilstrækkelig grad opfyldes af medlemsstaterne, men kan på grund af en sådan handlings omfang og virkninger bedre nås på EU-plan; Unionen kan derfor vedtage foranstaltninger i overensstemmelse med nærhedsprincippet, jf. artikel 5 i TEU. I overensstemmelse med proportionalitetsprincippet, jf. nævnte artikel, går denne forordning ikke videre, end hvad der er nødvendigt for at nå dette mål —
VEDTAGET DENNE FORORDNING:
KAPITEL I
GENSTAND, ANVENDELSESOMRÅDE OG DEFINITIONER
Artikel 1
Genstand og anvendelsesområde
Ved denne forordning:
a)
fastsættes ikkediskriminerende regler om betingelserne for adgang til naturgas- og brintnet, idet der tages hensyn til de nationale og regionale markeders særlige kendetegn, med henblik på at sikre velfungerende indre markeder for naturgas og brint og bidrage til energisystemets fleksibilitet, og
b)
fremmes udviklingen og driften af velfungerende og gennemsigtige markeder for naturgas og brint med et højt forsyningssikkerhedsniveau, og der fastlægges mekanismer til harmonisering af reglerne for adgang til net for grænseoverskridende udveksling af naturgas og brint.
De i første stykke omhandlede formål omfatter:
a)
fastsættelsen af harmoniserede principper for tariffer, eller beregningsmetoder for tariffer, for adgang til naturgasnettet, undtagen naturgaslagerfaciliteter,
b)
fastlæggelse af adgangstjenester for tredjepart og harmoniserede principper for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger,
c)
fastlæggelse af krav om gennemsigtighed, regler om balancering og gebyrer for ubalancer samt fremme af handelen med kapacitet.
Med undtagelse af artikel 34, stk. 5, gælder denne forordning kun for naturgaslagerfaciliteter og brintlagerfaciliteter, der er omhandlet i artikel 33, stk. 3 eller 4, eller artikel 37 i direktiv (EU) 2024/1788.
Medlemsstaterne kan oprette en enhed eller et organ i overensstemmelse med direktiv (EU) 2024/1788, der skal udføre en eller flere funktioner, der typisk tildeles transmissionssystemoperatøren eller brinttransmissionsnetoperatøren, og som skal være underlagt kravene i denne forordning. Denne enhed eller dette organ certificeres i overensstemmelse med denne forordnings artikel 14 og udpeges i henhold til artikel 71 i direktiv (EU) 2024/1788.
Artikel 2
Definitioner
1.   I denne forordning forstås ved:
1)
»reguleret aktivgrundlag«: alle transmissionssystemoperatørers, distributionssystemoperatørers, brinttransmissionsnetoperatørers og brintdistributionsnetoperatørers netaktiver, som bruges til at levere regulerede nettjenester, og som tages i betragtning ved beregningen af indtægter for netrelaterede tjenester
2)
»transmission«: transmission som defineret i artikel 2, nr. 17), i direktiv (EU) 2024/1788
3)
»transportaftale«: en aftale, som transmissionssystemoperatøren eller brintnetoperatøren har indgået med en netbruger med henblik på at udføre transporttjenester for naturgas eller brint
4)
»kapacitet«: den maksimale strøm af gas, udtrykt i normal kubikmeter pr. tidsenhed eller i energienheder pr. tidsenhed, som netbrugeren har ret til ifølge bestemmelserne i transportaftalen
5)
»uudnyttet kapacitet«: uafbrydelig kapacitet, som en netbruger har erhvervet i henhold til en transportaftale, men som denne bruger ikke har nomineret inden for den frist, der er anført i aftalen
6)
»håndtering af kapacitetsbegrænsninger«: forvaltning af transmissionssystemoperatørens kapacitetsudbud med henblik på, at den tekniske kapacitet udnyttes optimalt og maksimalt, og at overbelastnings- og mætningspunkter opdages i tide
7)
»sekundært marked«: markedet for den kapacitet, der handles ad andre veje end på det primære marked
8)
»nominering«: meddelelse fra en netbruger til transmissionssystemoperatøren om den faktiske strøm af gas, som brugeren ønsker at tilføre eller trække ud af systemet, forud for den pågældende tilførsel eller udtrækning
9)
»renominering«: meddelelse om en ændret nominering efter en nominering
10)
»systemintegritet«: ethvert forhold, hvor naturgassens eller brintens tryk og kvalitet forbliver inden for maksimums- og minimumsgrænserne, således at transporten af naturgas eller brint er garanteret ud fra et teknisk synspunkt
11)
»balanceringsperiode«: den periode, inden for hvilken afledning af en mængde naturgas eller brint, udtrykt i energienheder, skal opvejes ved, at hver enkelt netbruger tilfører samme mængde naturgas eller brint i overensstemmelse med netreglerne
12)
»netbruger«: netbruger som defineret i artikel 2, nr. 60), i direktiv (EU) 2024/1788
13)
»afbrydelige tjenester«: tjenester, som transmissionssystemoperatøren eller, hvis det er relevant, distributionssystemoperatøren eller brintnetoperatøren tilbyder i forbindelse med afbrydelig kapacitet
14)
»afbrydelig kapacitet«: naturgas- eller brinttransmissionskapacitet, der kan afbrydes af transmissionssystemoperatøren eller, hvis det er relevant, distributionssystemoperatøren eller brintnetoperatøren på de betingelser, der er fastlagt i transportaftalen
15)
»langsigtede tjenester«: tjenester, der tilbydes af transmissionssystemoperatøren eller, hvis det er relevant, distributionssystemoperatøren eller brintnetoperatøren, med en varighed på et år eller mere
16)
»kortsigtede tjenester«: tjenester, der tilbydes af transmissionssystemoperatøren eller, hvis det er relevant, distributionssystemoperatøren eller brintnetoperatøren, med en varighed på under et år
17)
»uafbrydelig kapacitet«: naturgas- og brinttransmissions- og distributionskapacitet, der er garanteret af transmissionssystemoperatøren eller, hvis det er relevant, distributionssystemoperatøren eller brintnetoperatøren som uafbrydelig i kraft af en aftale
18)
»uafbrydelige tjenester«: tjenester, som tilbydes af transmissionssystemoperatøren eller, hvis det er relevant, distributionssystemoperatøren eller brintnetoperatøren i forbindelse med uafbrydelig kapacitet
19)
»teknisk kapacitet«: den maksimale uafbrydelige kapacitet, som kan tilbydes netbrugerne, idet der tages hensyn til systemintegritet og driftskrav fra transmissionssystemoperatøren eller, hvis det er relevant, distributionssystemoperatøren eller brintnetoperatøren
20)
»aftalt kapacitet«: kapacitet, som er blevet tildelt en netbruger ved hjælp af en transportaftale
21)
»ledig kapacitet«: den del af den tekniske kapacitet, der ikke er tildelt, og som stadig er til rådighed for systemet på et bestemt tidspunkt
22)
»aftalemæssige kapacitetsbegrænsninger«: den situation, hvor efterspørgslen på uafbrydelig kapacitet overstiger den tekniske kapacitet
23)
»primært marked«: markedet for den kapacitet, der forhandles direkte af transmissionssystemoperatøren eller, hvis det er relevant, af distributionssystemoperatøren eller brinttransmissionsnetoperatøren
24)
»fysiske kapacitetsbegrænsninger«: den situation, hvor efterspørgslen på faktiske leverancer overstiger den tekniske kapacitet på et bestemt tidspunkt
25)
»kapacitet ved en LNG-facilitet«: en kapacitet ved en LNG-terminal til flydendegørelse af naturgas eller til import, losning, midlertidig oplagring og genforgasning af LNG samt hjælpefunktioner i forbindelse hermed
26)
»plads«: det naturgas- eller brintvolumen, som en bruger af en lagerfacilitet har ret til at benytte til oplagring af naturgas eller brint
27)
»leveringsydelse«: den takt, hvori lagerfacilitetsbrugeren har ret til at udtrække naturgas eller brint fra naturgaslagerfaciliteten eller brintlagerfaciliteten
28)
»injektionsydelse«: den takt, hvori lagerfacilitetsbrugeren har ret til at injicere naturgas eller brint i naturgaslagerfaciliteten eller brintlagerfaciliteten
29)
»lagerkapacitet«: enhver kombination af plads, injektionsydelse og leveringsydelse
30)
»indfødnings-udtags-system«: indfødnings-udtags-system som defineret i artikel 2, nr. 57), i direktiv (EU) 2024/1788
31)
»balanceringszone«: balanceringszone som defineret i artikel 2, nr. 58), i direktiv (EU) 2024/1788
32)
»virtuelt handelspunkt«: virtuelt handelspunkt som defineret i artikel 2, nr. 59), i direktiv (EU) 2024/1788
33)
»indfødningspunkt«: indfødningspunkt som defineret i artikel 2, nr. 61), i direktiv (EU) 2024/1788
34)
»udtagspunkt«: udtagspunkt som defineret i artikel 2, nr. 62), i direktiv (EU) 2024/1788
35)
»betinget kapacitet«: uafbrydelig kapacitet, der indebærer gennemsigtige og forud fastsatte betingelser for enten at give adgang fra og til det virtuelle handelspunkt eller for at begrænse allokeringsmulighederne
36)
»allokeringsmulighed«: valgfri kombination af enhver indfødningskapacitet med enhver udtagskapacitet eller omvendt
37)
»tilladt indtægt«: summen af indtægter fra transmissionstjenester og ikketransmissionstjenester for transmissionssystemoperatørens levering af tjenesteydelser i en bestemt periode inden for en given reguleringsperiode, som en sådan transmissionssystemoperatør er berettiget til efter en ordning uden prisloft, og som fastsættes i henhold til artikel 78, stk. 7, litra a), i direktiv (EU) 2024/1788
38)
»tilstræbt indtægt«: summen af forventede indtægter fra transmissionstjenester beregnet efter principperne i artikel 17, stk. 1, og fra ikketransmissionstjenester for transmissionssystemoperatørers levering af tjenester i en bestemt periode inden for en given reguleringsperiode i henhold til en prisloftordning
39)
»ny infrastruktur«: en infrastruktur, der ikke var fuldt ud etableret senest den 4. august 2003
40)
»naturgas«: naturgas som defineret i artikel 2, nr. 1), i direktiv (EU) 2024/1788
41)
»vedvarende gas«: vedvarende gas som defineret i artikel 2, nr. 2), i direktiv (EU) 2024/1788
42)
»naturgassystem«: naturgassystem som defineret i artikel 2, nr. 3), i direktiv (EU) 2024/1788
43)
»brintsystem«: brintsystem som defineret i artikel 2, nr. 4), i direktiv (EU) 2024/1788
44)
»brintlagerfacilitet«: brintlagerfacilitet som defineret i artikel 2, nr. 5), i direktiv (EU) 2024/1788
45)
»brintlageroperatør«: brintlageroperatør som defineret i artikel 2, nr. 6), i direktiv (EU) 2024/1788
46)
»brintterminal«: brintterminal som defineret i artikel 2, nr. 8), i gasdirektiv (EU) 2024/1788
47)
»brintterminaloperatør«: brintterminaloperatør som defineret i artikel 2, nr. 9), i direktiv (EU) 2024/1788
48)
»brintkvalitet«: brintkvalitet som defineret i artikel 2, nr. 10), i direktiv (EU) 2024/1788
49)
»kulstoffattig brint«: kulstoffattig brint som defineret i artikel 2, nr. 11), i direktiv (EU) 2024/1788
50)
»kulstoffattig gas«: kulstoffattig gas som defineret i artikel 2, nr. 12), i direktiv (EU) 2024/1788
51)
»transmissionssystemoperatør«: transmissionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 18), i direktiv (EU) 2024/1788
52)
»opstrømsrørledningsnet«: opstrømsrørledningsnet som defineret i artikel 2, nr. 16), i direktiv (EU) 2024/1788
53)
»distribution«: distribution som defineret i artikel 2, nr. 19), i direktiv (EU) 2024/1788
54)
»distributionssystemoperatør«: distributionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 20), i direktiv (EU) 2024/1788
55)
»brintnet«: brintnet som defineret i artikel 2, nr. 21), i direktiv (EU) 2024/1788
56)
»brinttransport«: brinttransport som defineret i artikel 2, nr. 22), i direktiv (EU) 2024/1788
57)
»brinttransmissionsnet«: brinttransmissionsnet som defineret i artikel 2, nr. 23), i direktiv (EU) 2024/1788
58)
»brintdistributionsnet«: brintdistributionsnet som defineret i artikel 2, nr. 24), i direktiv (EU) 2024/1788
59)
»brintnetoperatør«: brintnetoperatør som defineret i artikel 2, nr. 25), i direktiv (EU) 2024/1788
60)
»brinttransmissionsnetoperatør«: brinttransmissionsnetoperatør som defineret i artikel 2, nr. 26), i direktiv (EU) 2024/1788
61)
»brintdistributionsnetoperatør«: brintdistributionsnetoperatør som defineret i artikel 2, nr. 27), i direktiv (EU) 2024/1788
62)
»forsyning«: forsyning som defineret i artikel 2, nr. 28), i direktiv (EU) 2024/1788
63)
»naturgaslagerfacilitet«: naturgaslagerfacilitet som defineret i artikel 2, nr. 31), i direktiv (EU) 2024/1788
64)
»naturgaslagersystemoperatør«: naturgaslagersystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 32), i direktiv (EU) 2024/1788
65)
»LNG-facilitet«: LNG-facilitet som defineret i artikel 2, nr. 33), i direktiv (EU) 2024/1788
66)
»LNG-systemoperatør«: LNG-systemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 34), i direktiv (EU) 2024/1788
67)
»system«: system som defineret i artikel 2, nr. 35, i direktiv (EU) 2024/1788
68)
»hjælpefunktioner«: hjælpefunktioner som defineret i artikel 2, nr. 36), i direktiv (EU) 2024/1788
69)
»samkøringslinje«: samkøringslinje som defineret i artikel 2, nr. 39, i gasdirektiv (EU) 2024/1788
70)
»brintsamkøringslinje«: brintsamkøringslinje som defineret i artikel 2, nr. 40, i direktiv (EU) 2024/1788
71)
»systembruger«: systembruger som defineret i artikel 2, nr. 46, i direktiv (EU) 2024/1788
72)
»kunde«: kunde som defineret i artikel 2, nr. 47, i direktiv (EU) 2024/1788
73)
»slutkunde«: slutkunde som defineret i artikel 2, nr. 50), i direktiv (EU) 2024/1788
74)
»engroskunde«: engroskunde som defineret i artikel 2, nr. 51), i direktiv (EU) 2024/1788
75)
»kontrol«: kontrol som defineret i artikel 2, nr. 55, i direktiv (EU) 2024/1788
76)
»langfristet kontrakt«: langfristet kontrakt som defineret i artikel 2, nr. 56), i direktiv (EU) 2024/1788
77)
»sammenkoblingspunkt«: sammenkoblingspunkt som defineret i artikel 2, nr. 63), i direktiv (EU) 2024/1788
78)
»virtuelt sammenkoblingspunkt«: virtuelt sammenkoblingspunkt som defineret i artikel 2, nr. 64), i direktiv (EU) 2024/1788
79)
»markedsdeltager«: markedsdeltager som defineret i artikel 2, nr. 65), i forordning (EU) 2024/1788
80)
»interoperabilitet«: interoperabilitet som defineret i artikel 2, nr. 71), i direktiv (EU) 2024/1788
81)
»energieffektivitet først«: energieffektivitet først som defineret i artikel 2, nr. 18, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 
(
37
)
;
82)
»omstilling«: omstilling som defineret i artikel 2, nr. 18), i forordning (EU) 2022/869
83)
»vertikalt integreret virksomhed«: vertikalt integreret virksomhed som defineret i artikel 2, nr. 43, i direktiv (EU) 2024/1788.
2.   De definitioner i stk. 1, nr. 4)-24), der vedrører transmission, finder tilsvarende anvendelse på lagre og LNG-faciliteter.
KAPITEL II
GENERELLE REGLER FOR NATURGASSYSTEMET OG BRINTSYSTEMET
Afdeling 1
Generelle regler for organiseringen af markedet og adgangen til infrastrukturen
Artikel 3
Generelle principper
Medlemsstaterne, de regulerende myndigheder, som er udpeget i henhold til artikel 76 i direktiv (EU) 2024/1788 (»de regulerende myndigheder«), naturgassystemoperatørerne eller brintsystemoperatørerne og de delegerede operatører såsom markedsområdeforvaltere eller reservationsplatformoperatører sikrer, at markederne for naturgas og brint drives efter følgende principper:
a)
Naturgas- og brintprisdannelsen baseres på efterspørgsel og udbud.
b)
Transmissionssystemoperatørerne og distributionssystemoperatørerne og brinttransmissionsnetoperatørerne og brintdistributionsnetoperatørerne skal samarbejde indbyrdes for at give netbrugerne frihed til at reservere indfødnings- og udtagskapacitet hver for sig; naturgas og brint skal fra 2033 transporteres ved hjælp af indfødnings-udtags-systemet frem for ad aftalemæssige kanaler.
c)
De tariffer, der opkræves ved indfødnings- og udtagspunkterne i naturgassystemet og i brintsystemet, skal struktureres således, at de bidrager til markedsintegration, øger forsyningssikkerheden og fremmer sammenkoblingen mellem naturgasnet og mellem brintnet.
d)
Virksomheder, der er aktive i det samme indfødnings-udtags-system, skal udveksle naturgas og fra 2033 brint ved det virtuelle handelspunkt; producenter af vedvarende gas og kulstoffattig gas skal have lige adgang til det virtuelle handelspunkt, uanset om de er tilkoblet distributionssystemet eller transmissionssystemet; naturgas og fra 2033 brint kan udveksles fysisk ved indfødningspunkter fra eller udtagspunkter til tredjelande.
e)
Netbrugerne er ansvarlige for at balancere deres balanceringsporteføljer for at minimere behovet for, at transmissionssystemoperatører og brinttransmissionsnetoperatører skal udføre balancering.
f)
Balancering skal udføres på grundlag af standardiserede produkter i overensstemmelse med netreglen for balancering, der er fastsat i henhold til denne forordning, og foretages på en handelsplatform eller ved anvendelse af balanceringstjenester i overensstemmelse med denne netregel.
g)
Markedsreglerne skal modvirke tiltag, der hindrer prisdannelse baseret på efterspørgsel efter og udbud af naturgas og brint.
h)
Markedsreglerne skal sikre en forbrugerorienteret og energieffektiv tilgang på markederne for naturgas og brint.
i)
Markedsreglerne skal fremme etableringen af en velfungerende likvid handel med naturgas og brint og fremme prisdannelsen og prisgennemsigtigheden.
j)
Markedsreglerne skal åbne mulighed for dekarbonisering af naturgassystemer og brintsystemer, herunder ved at muliggøre integration i markederne for naturgas og brint fra vedvarende energikilder og skabe incitamenter til energibesparelser og energieffektivitet, reduktion af efterspørgslen, efterspørgselsfleksibilitet og integration af energisystemer og lette indfrielsen af Unionens klima- og energimål.
k)
Markedsreglerne skal tilvejebringe passende investeringsincitamenter, navnlig for langsigtede investeringer i et dekarboniseret og bæredygtigt naturgassystem og brintsystem, energilagring, energieffektivitet, reduktion af efterspørgslen og fleksibelt elforbrug, for at imødekomme markedsbehov og systemintegrationsbehov og skal lette fair konkurrence og forsyningssikkerhed, samtidig med at princippet om energieffektivitet først gennemføres, idet investeringsincitamenter, der fører til strandede aktiver, undgås.
l)
Reglerne om netplanlægning skal, hvor det er relevant, være rettet mod anvendelsen af brint til sektorer, der er vanskelige at dekarbonisere, idet der tages hensyn til potentialet for reduktion af drivhusgasemissionerne, tilskynde til foranstaltninger til at reducere efterspørgslen efter fossil gas og bidrage til en forsigtig og rationel udnyttelse af naturressourcer og til opfyldelsen af Unionens klima- og energimål.
m)
Eventuelle hindringer for grænseoverskridende naturgas- og brintstrømme mellem indfødnings-udtags-systemer skal fjernes.
n)
Markedsreglerne skal lette regionalt samarbejde og regional integration.
Artikel 4
Opskalering af vedvarende gas og kulstoffattig gas i kul- og kulstofintensive regioner
Kommissionen støtter og tilskynder til udbredelsen af vedvarende gas og kulstoffattig gas, navnlig brint og biometan, i Unionens energisystem, navnlig i kul- og kulstofintensive regioner, med henblik på at øge andelen af vedvarende gas, navnlig i industrielle processer, fjernvarme og energilagring, og herigennem fremskynde udfasningen af faste fossile brændstoffer i industri- og fjernvarmesektoren. Kommissionen skal også støtte omstillingen fra fossile brændstoffer til vedvarende og kulstoffattig brint og biometan samt skabelsen af en brintklar arbejdsstyrke.
Artikel 5
Adskillelse af regulerede aktivgrundlag
1.   Hvis en transmissionssystemoperatør, en distributionssystemoperatør eller en brintnetoperatør leverer regulerede tjenester for naturgas, brint eller elektricitet, skal vedkommende opfylde kravet om regnskabsmæssig adskillelse som fastsat i artikel 75 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2024/1788 og artikel 56 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 
(
38
)
 og råde over et særskilt reguleret aktivgrundlag for naturgas-, brint- eller elaktiver. Dette særskilte regulerede aktivgrundlag skal sikre, at:
a)
indtægter fra tjenester i form af levering af bestemte regulerede tjenester kun kan anvendes til at dække kapital- og driftsudgifterne i forbindelse med de aktiver, som indgår i det reguleringsmæssige aktivgrundlag, som blev benyttet til at levere de regulerede tjenester
b)
når aktiver overføres til et andet reguleret aktivgrundlag, fastsættes deres værdi med forbehold for den regulerende myndigheds audit og godkendelse af det overdragne aktivs fastsatte værdi og således, at der ikke forekommer krydssubsidiering.
2.   En medlemsstat må ikke tillade nogen finansielle overførsler mellem regulerede tjenester, der er særskilte i den i stk. 1 anvendte betydning.
3.   Medlemsstaterne kan tillade brintnetoperatører at strække dækningen af brintnetomkostninger ved hjælp af tariffer for netadgang over tid for at sikre, at fremtidige brugere på passende vis bidrager til de indledende udgifter til udvikling af brintnettet. En sådan intertemporal omkostningsfordeling og metoden hertil skal godkendes af den regulerende myndighed. Medlemsstaterne kan træffe foranstaltninger, såsom en statsgaranti, til dækning af brintnetoperatørers finansielle risiko, der hænger sammen med indledningsvis utilstrækkelig omkostningsdækning som følge af anvendelsen af intertemporal omkostningsfordeling, forudsat at sådanne foranstaltninger overholder artikel 107 i TEUF.
4.   Uanset stk. 2 kan en medlemsstat tillade finansielle overførsler mellem regulerede tjenester, der er særskilte i den i stk. 1 anvendte betydning, forudsat at den regulerende myndighed har fastslået, at finansieringen af net ved hjælp af tariffer for netadgang, som udelukkende betales af dens netbrugere, ikke er holdbar. Den regulerende myndighed tager i sin vurdering bl.a. hensyn til værdien af planlagte finansielle overførsler, den deraf følgende krydssubsidiering mellem brugere af de respektive net samt omkostningseffektiviteten af disse finansielle overførsler.
Følgende betingelser gælder for en finansiel overførsel i den i dette stykke anvendte betydning:
a)
Alle indtægter, der er nødvendige for den finansielle overførsel, opkræves som en særlig afgift.
b)
Den særlige afgift opkræves kun fra udtagspunkter til slutkunder, der befinder sig i de samme medlemsstater som modtageren af den finansielle overførsel.
c)
Den særlige afgift og den finansielle overførsel eller metoderne til beregning heraf godkendes forud for deres ikrafttræden af den regulerende myndighed.
d)
Den godkendte særlige afgift og den finansielle overførsel samt metoderne, såfremt disse godkendes, offentliggøres senest 30 dage før deres gennemførelsesdato.
e)
Medlemsstaten har meddelt Kommissionen og ACER, at den har tilladt finansielle overførsler.
5.   Den regulerende myndighed må godkende en finansiel overførsel og en særlig afgift, jf. stk. 4, forudsat at:
a)
der opkræves tariffer for netadgang hos brugere af det regulerede aktivgrundlag, der drager fordel af en finansiel overførsel
b)
summen af finansielle overførsler og indtægter fra tjenester, der opkræves via netadgangstariffer, ikke overstiger de tilladte eller tilstræbte indtægter
c)
en finansiel overførsel godkendes for en begrænset periode, og denne periode er ikke længere end en tredjedel af den resterende afskrivningsperiode for den pågældende infrastruktur.
6.   Senest den 5. august 2025 udsteder ACER henstillinger til transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører, brintnetoperatører og regulerende myndigheder om metoderne til fastlæggelse af den intertemporale omkostningsfordeling.
ACER ajourfører de i første afsnit omhandlede henstillinger mindst hvert andet år.
ACER kan udstede henstillinger til transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører, brintnetoperatører og regulerende myndigheder om metoderne til:
a)
at fastslå værdien af de aktiver, der overføres til et andet reguleringsmæssigt aktivgrundlag, og hvor overskud og tab, der måtte opstå som følge heraf, henføres
b)
at beregne størrelsen og den maksimale varighed af den finansielle overførsel og den særlige afgift
c)
kriterierne for fordeling af bidragene til den særlige afgift blandt de slutkunder, som er tilkoblet det regulerede aktivgrundlag.
Artikel 6
Transmissionssystemoperatørers adgangstjenester for tredjepart
1.   Transmissionssystemoperatører skal:
a)
tilbyde kapacitet og tjenester på et ikkediskriminerende grundlag til alle netbrugere
b)
tilbyde både uafbrydelig og afbrydelig kapacitet; prisen på afbrydelig kapacitet skal afspejle sandsynligheden for afbrydelse
c)
tilbyde netbrugerne både kort- og langsigtet kapacitet.
Hvis en transmissionssystemoperatør tilbyder samme tjeneste til forskellige kunder, skal det, med henblik på første afsnit, litra a), ske på samme aftalevilkår, enten på grundlag af harmoniserede transportaftaler eller på grundlag af fælles regler for netadgang, som er godkendt af den regulerende myndighed i overensstemmelse med proceduren i artikel 78 eller 79 i direktiv (EU) 2024/1788.
2.   Senest den 5. august 2025 skal Kommissionen:
a)
foretage en evaluering af indvirkningen på naturgassystemet af en tarifordning, hvor der ikke opkræves tariffer for adgang til transmissionssystemer ved sammenkoblingspunkter mellem medlemsstater eller ved sammenkoblingspunkter med tredjelande, hvis systemer forbinder to eller flere medlemsstater, og
b)
forelægge Europa-Parlamentet og Rådet en rapport.
Denne rapport kan, hvor det er relevant, ledsages af lovgivningsforslag til afhjælpning af de hindringer, der er konstateret ved evalueringen.
3.   Transportaftaler, der indgås med usædvanlige startdatoer eller kortere løbetid end en standardtransportaftale på årsbasis, må ikke medføre vilkårligt højere eller lavere tariffer, der ikke afspejler tjenestens markedsværdi, jf. principperne i artikel 17, stk. 1.
4.   Hvis to eller flere sammenkoblingspunkter forbinder de samme to indfødnings-udtags-systemer, der støder op til hinanden, skal de tilstødende berørte transmissionssystemoperatører udbyde den disponible kapacitet i sammenkoblingspunkterne i ét virtuelt sammenkoblingspunkt. Enhver aftalt kapacitet i sammenkoblingspunkterne, uanset hvornår aftalen indgås, overføres til det virtuelle sammenkoblingspunkt.
Der etableres et virtuelt sammenkoblingspunkt, forudsat at følgende betingelser er opfyldt:
a)
den samlede tekniske kapacitet i de virtuelle sammenkoblingspunkter er lig med eller større end summen af den tekniske kapacitet i hvert af de sammenkoblingspunkter, der bidrager til de virtuelle sammenkoblingspunkter
b)
de virtuelle sammenkoblingspunkter fremmer en økonomisk og effektiv anvendelse af systemet, herunder ifølge reglerne i artikel 10 og 11.
5.   Hvor det er hensigtsmæssigt, kan der tildeles adgangstjenester for tredjepart mod passende garantier fra netbrugere for så vidt angår disse brugeres kreditværdighed. Sådanne garantier må ikke udgøre unødvendige hindringer for markedsadgang og skal være ikkediskriminerende, gennemsigtige og rimelige.
6.   Transmissionssystemoperatører skal, hvis det er nødvendigt for, at de kan udøve deres hverv, herunder i forbindelse med grænseoverskridende transmission, have adgang til andre transmissionssystemoperatørers net.
7.   Stk. 1-6 berører ikke medlemsstaternes mulighed for at træffe forholdsmæssige foranstaltninger for midlertidigt at begrænse naturgasforsyninger fra Den Russiske Føderation og Belarus i en tidsbegrænset periode, som kan fornyes, hvis det er berettiget, ved at begrænse en enkelt netbrugers forhåndsbud på kapacitet ved indfødningspunkter fra Den Russiske Føderation eller Belarus, hvor dette er nødvendigt for at beskytte deres og Unionens væsentlige sikkerhedsinteresser, og forudsat at sådanne foranstaltninger:
a)
ikke unødigt forstyrrer funktionen af det indre marked for naturgas og grænseoverskridende naturgasstrømme mellem medlemsstaterne og ikke underminerer Unionens eller en medlemsstats forsyningssikkerhed
b)
respekterer princippet om energisolidaritet
c)
træffes i overensstemmelse med Unionens eller medlemsstaternes rettigheder og forpligtelser over for tredjelande.
Under hensyntagen til behovet for at sikre Unionens forsyningssikkerhed kan de foranstaltninger, som medlemsstaterne træffer i henhold til første afsnit, tage sigte på at diversificere naturgasforsyningerne med henblik på at udfase afhængigheden af russisk naturgas, hvis det kan påvises, at sådanne foranstaltninger er nødvendige for at beskytte deres og Unionens væsentlige sikkerhedsinteresser.
Inden en medlemsstat træffer afgørelse om en foranstaltning som omhandlet i første afsnit, hører den Kommissionen og, for så vidt det er sandsynligt, at de vil blive berørt af den pågældende foranstaltning, andre medlemsstater, energifællesskabets kontraherende parter, tredjelande, der er kontraherende parter i aftalen om Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde, samt Det Forenede Kongerige Storbritannien og Nordirland. Den pågældende medlemsstat tager størst muligt hensyn til situationen i disse medlemsstater og tredjelande og eventuelle betænkeligheder, som disse medlemsstater, tredjelande eller Kommissionen giver udtryk for i denne henseende.
Artikel 7
Brintnetoperatørers adgangstjenester for tredjepart
1.   Brintnetoperatører tilbyder deres tjenester på et ikkediskriminerende grundlag til alle netbrugere på ensartede aftalevilkår for samme tjeneste. Brintnetoperatører offentliggør aftalevilkår og tariffer for netadgang og, hvis det er relevant, balanceringsgebyrer på deres websted.
2.   Et brintnet stiller størst mulig kapacitet til rådighed for markedsdeltagerne under hensyntagen til systemintegritet og effektiv og sikker netdrift.
3.   Den maksimale varighed af kapacitetsaftaler er 20 år for infrastruktur, der er fuldført før den 1. januar 2028, og 15 år for infrastruktur, der er fuldført på eller efter denne dato. De regulerende myndigheder har ret til at fastsætte en kortere maksimal varighed, hvis dette er nødvendigt for at sikre, at brintmarkedet fungerer, samt sikre konkurrencen og fremtidig integration på tværs af landegrænserne. Når de regulerende myndigheder vedtager en afgørelse om indførelse af en kortere maksimal varighed, tager de bl.a. hensyn til netbrugernes tilsagn om at sikre netfinansiering, negative konsekvenser for planlægningen og refinansieringsmulighederne.
4.   Brinttransmissionsnetoperatører gennemfører og offentliggør ikkediskriminerende og gennemsigtige procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, som også letter grænseoverskridende udveksling af brint på et ikkediskriminerende grundlag.
5.   Brintnetoperatører vurderer regelmæssigt markedets efterspørgsel efter nye investeringer under hensyntagen til forsyningssikkerheden og effektiviteten af de endelige anvendelse af brint.
6.   Fra den 1. januar 2033 organiseres brintnet som indfødnings-udtags-systemer.
7.   Medlemsstaterne kan beslutte ikke at anvende denne artikels stk. 6 på brintnet, der er omfattet af en undtagelse i henhold til artikel 52 i direktiv (EU) 2024/1788, og som ikke er tilkoblet et andet brintnet.
8.   Fra den 1. januar 2033, eller, hvis en medlemsstat beslutter at anvende reguleret tredjepartsadgang til brintnet i overensstemmelse med artikel 35 i direktiv (EU) 2024/1788, inden den 1. januar 2033, finder denne forordnings artikel 17 anvendelse på tariffer for adgang til brintnet, og transmissionssystemoperatørernes forpligtelser fastsat i denne forordnings artikel 17, stk. 1, 2, 4 og 5, finder anvendelse på brintnetoperatører. Denne forordnings artikel 18 og 19 finder ikke anvendelse på brintnet. Nævnte artikler finder kun anvendelse på naturgasnet.
De regulerende myndigheder hører de regulerende myndigheder i direkte tilkoblede medlemsstater og relevante interessenter, inden de træffer afgørelse om metoden til fastsættelse af tariffer for adgang til brintnettet for indfødnings- og udtagspunkterne ved grænseoverskridende sammenkoblingspunkter mellem disse direkte tilkoblede medlemsstater, herunder for eventuelle virtuelle sammenkoblingspunkter. De regulerende myndigheder forelægger også ACER den påtænkte tarifmetode. Uanset artikel 17 kan de regulerende myndigheder beslutte ikke at opkræve nogen tariffer for adgang til brintnettet eller, når kapaciteten tildeles via auktioner, at fastsætte mindstepriserne til nul.
Når de regulerende myndigheder træffer afgørelse om metoden til fastsættelse af tariffer for adgang til brintnettet ved et sammenkoblingspunkt mellem medlemsstater, anvender de pågældende regulerende myndigheder de tarifprincipper, der er omhandlet i artikel 17, stk. 1, 2, 4 og 5, og tager hensyn til resultatet af de høringer, der er omhandlet i dette stykkes andet afsnit, navnlig høringerne af de regulerende myndigheder i direkte tilkoblede medlemsstater, samt indvirkningen af de valgte tariffer for netadgang på den grænseoverskridende handel og markedets funktion i de direkte tilkoblede medlemsstater.
De direkte tilkoblede medlemsstaters regulerende myndigheder kan anmode ACER om at afgive en faktuel udtalelse om metoden til fastsættelse af tariffer for adgang til brintnettet eller mindstepriser for indfødnings- og udtagspunkter ved grænseoverskridende sammenkoblingspunkter mellem disse medlemsstater i overensstemmelse med artikel 6, stk. 5, i forordning (EU) 2019/942. Hvis det er relevant, underretter ACER Kommissionen herom i overensstemmelse med artikel 6, stk. 6, i forordning (EU) 2019/942. Når ACER afgiver en faktuel udtalelse, foretager det sin vurdering under behørig hensyntagen til tariffer principperne, der er omhandlet i nærværende forordnings artikel 17, stk. 1 og 2.
Yderligere bestemmelser, der er nødvendige for gennemførelsen af dette stykke, navnlig proceduren for grænseoverskridende høring eller for at anmode ACER om en udtalelse, fastsættes i en netregel, der udarbejdes i henhold til artikel 72, stk. 1.
9.   Fra den 1. januar 2033 skal brinttransmissionsnetoperatører opfylde kravene til transmissionssystemoperatører i henhold til artikel 5, 10 og 13, når de tilbyder deres tjenester, og skal offentliggøre tariffer for hvert netpunkt på en onlineplatform, der drives af det europæiske net af netoperatører for brint (ENNOH). Indtil en netregel om kapacitetstildeling for brinttransmissionsnet er vedtaget i henhold til artikel 72, stk. 1, litra d), og er trådt i kraft, kan en sådan offentliggørelse ske via links til offentliggørelsen af tariffer på brinttransmissionsnetoperatørers websteder.
Artikel 8
Adgangstjenester for tredjepart vedrørende naturgaslagerfaciliteter, brintterminaler, LNG-faciliteter og brintlagerfaciliteter
1.   LNG-systemoperatører, brintterminaloperatører, brintlageroperatører og naturgaslagersystemoperatører skal:
a)
sikre, at de tilbyder tjenester på et ikkediskriminerende grundlag til alle netbrugere, der tilgodeser efterspørgsel på markedet; hvor en LNG-systemoperatør, en brintterminaloperatør, en brintlageroperatør eller en naturgaslagersystemoperatør tilbyder samme ydelse til forskellige kunder, skal det ske på ensartede aftalevilkår
b)
tilbyde ydelser, der er forenelige med brugen af sammenkoblede naturgas- og brinttransportsystemer, og samarbejde med transmissionssystemoperatøren eller brintnetoperatøren om at lette adgangen, og
c)
offentliggøre relevante oplysninger, navnlig data om udnyttelsen og disponibiliteten af tjenester, inden for tidsfrister, der er forenelige med rimelige forretningsmæssige behov hos brugerne af LNG-faciliteter, naturgaslagerfaciliteter, brintterminaler eller brintlagerfaciliteter, idet offentliggørelsen overvåges af den regulerende myndighed.
2.   Naturgaslagersystemoperatører og brintlageroperatører skal:
a)
tilbyde tredjeparter både uafbrydelige og afbrydelige adgangstjenester; prisen på afbrydelig kapacitet skal afspejle sandsynligheden for afbrydelse
b)
tilbyde brugerne af lagerfaciliteter både kort- og langsigtede tjenester
c)
tilbyde lagerfacilitetsbrugerne både bundtede og adskilte lagerkapacitetstjenester.
3.   Hver LNG-systemoperatør skal tilbyde brugere af LNG-faciliteter både bundtede og adskilte tjenester inden for LNG-faciliteten afhængigt af de behov, som brugerne af LNG-faciliteten har givet udtryk for.
4.   LNG- og naturgaslagerfacilitetskontrakter og brintlagerfacilitets- og brintterminalkontrakter må ikke føre til vilkårligt højere tariffer, hvor de underskrives:
a)
uden for et gasår med usædvanlige startdatoer, eller
b)
med kortere løbetid end en standardaftale på årsbasis.
5.   Hvor det er hensigtsmæssigt, kan der tildeles adgangstjenester for tredjepart mod passende garantier fra netbrugere for så vidt angår disse brugeres kreditværdighed. Sådanne garantier må ikke udgøre unødvendige hindringer for markedsadgang og skal være ikkediskriminerende, gennemsigtige og rimelige.
6.   Aftalemæssige begrænsninger af den fornødne mindstestørrelse af kapacitet ved en LNG-facilitet eller en brintterminal og af naturgas- eller brintlagerkapacitet skal være teknisk begrundede og gøre det muligt for mindre lagerbrugere at få adgang til lagerydelser.
7.   Stk. 1-6 berører ikke medlemsstaternes mulighed for at træffe forholdsmæssige foranstaltninger for midlertidigt at begrænse LNG-forsyninger fra Den Russiske Føderation og Belarus i en tidsbegrænset periode, som kan fornyes, hvis det er berettiget, ved at begrænse en enkelt netbrugers forhåndsbud på eller tilrådighedsstillelse af kapacitet til en enkelt netbruger ved en LNG-facilitet til leverancer fra Den Russiske Føderation eller Belarus, hvor dette er nødvendigt for at beskytte deres og Unionens væsentlige sikkerhedsinteresser, og forudsat at sådanne foranstaltninger:
a)
ikke unødigt forstyrrer funktionen af det indre marked for naturgas og grænseoverskridende naturgasstrømme mellem medlemsstaterne og ikke underminerer Unionens eller en medlemsstats forsyningssikkerhed
b)
respekterer princippet om energisolidaritet
c)
træffes i overensstemmelse med Unionens eller medlemsstaternes rettigheder og forpligtelser over for tredjelande.
Under hensyntagen til behovet for at sikre Unionens forsyningssikkerhed kan de foranstaltninger, som medlemsstaterne træffer i henhold til første afsnit, tage sigte på at diversificere LNG-forsyningerne med henblik på at udfase afhængigheden af russisk naturgas, hvis det kan påvises, at sådanne foranstaltninger er nødvendige for at beskytte deres og Unionens væsentlige sikkerhedsinteresser.
Inden en medlemsstat træffer afgørelse om en foranstaltning som omhandlet i første afsnit, hører den Kommissionen og, for så vidt det er sandsynligt, at de vil blive berørt af den pågældende foranstaltning, andre medlemsstater, energifællesskabets kontraherende parter, tredjelande, der er kontraherende parter i aftalen om Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde, samt Det Forenede Kongerige Storbritannien og Nordirland. Den pågældende medlemsstat tager størst muligt hensyn til situationen i disse medlemsstater og tredjelande og eventuelle betænkeligheder, som disse medlemsstater, tredjelande eller Kommissionen har givet udtryk for i denne henseende.
Artikel 9
LNG-systemoperatørers og naturgaslagersystemoperatørers markedsefterspørgselsvurdering angående vedvarende gas og kulstoffattig gas
LNG-systemoperatører og naturgaslagersystemoperatører vurderer mindst hvert andet år markedets efterspørgsel efter nye investeringer, der gør det muligt at anvende vedvarende gas og kulstoffattig gas, herunder brintforbindelser såsom flydende ammoniak og flydende organiske brintbærere, i faciliteterne. Disse operatører underretter relevante regulerende myndigheder om resultatet af vurderingen af efterspørgslen på markedet. Når LNG-systemoperatørerne og naturgaslagersystemoperatørerne planlægger nye investeringer, vurderer de efterspørgslen på markedet med henblik på at lette anvendelsen af vedvarende gas og kulstoffattig gas i deres faciliteter og tager hensyn til forsyningssikkerheden. LNG-systemoperatørerne og naturgaslagersystemoperatørerne skal offentliggøre eventuelle planer vedrørende nye investeringer, der gør det muligt at anvende vedvarende gas og kulstoffattig gas i deres faciliteter.
Artikel 10
Principper for kapacitetstildeling og procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger hos transmissionssystemoperatører
1.   Den størst mulige kapacitet på alle relevante punkter omhandlet i artikel 33, stk. 3, skal stilles til rådighed for markedsdeltagere under hensyntagen til systemintegritet og effektiv netdrift.
2.   Transmissionssystemoperatører skal indføre og offentliggøre ikkediskriminerende og gennemsigtige mekanismer for kapacitetstildeling, der skal:
a)
give passende økonomiske signaler med henblik på en effektiv og maksimal udnyttelse af den tekniske kapacitet, fremme investeringer i ny infrastruktur og i alternative løsninger på efterspørgselssiden, som ikke kræver nye investeringer i infrastruktur, og fremme grænseoverskridende naturgasudveksling
b)
være forenelige med markedsmekanismen, herunder spotmarkeder og handelspladser, og samtidig være fleksible og kunne tilpasses ændrede markedsforhold, og
c)
være forenelige med medlemsstaternes ordninger for netadgang.
3.   Transmissionssystemoperatører gennemfører og offentliggør ikkediskriminerende og gennemsigtige procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, som fremmer grænseoverskridende naturgasudveksling på en ikkediskriminerende måde, under hensyntagen til følgende principper:
a)
i tilfælde af aftalemæssige kapacitetsbegrænsninger skal transmissionssystemoperatører tilbyde uudnyttet kapacitet på det primære marked mindst én dag frem og som afbrydelig kapacitet, og
b)
netbrugere kan videresælge eller overdrage deres uudnyttede aftalte kapacitet på det sekundære marked.
Med henblik på første afsnit, litra a), kan medlemsstaterne kræve, at netbrugerne anmelder dette til transmissionssystemoperatøren eller oplyser denne herom.
4.   Transmissionssystemoperatørerne vurderer regelmæssigt markedets efterspørgsel efter nye investeringer under hensyntagen til det fælles scenarie, der er udarbejdet for den tiårige netudviklingsplan i henhold til artikel 55 i direktiv (EU) 2024/1788, samt forsyningssikkerheden.
Artikel 11
Principper for kapacitetstildelingsmekanismer og procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger vedrørende naturgaslagerfaciliteter, brintterminaler, brintlagerfaciliteter og LNG-faciliteter
1.   Der stilles størst mulig kapacitet ved en naturgaslagerfacilitet, LNG-facilitet, brintlagerfacilitet eller brintterminal til rådighed for markedsdeltagerne under hensyntagen til systemets integritet og drift.
2.   LNG-systemoperatører, brintlageroperatører, brintterminaloperatører og naturgaslagersystemoperatører skal indføre og offentliggøre ikkediskriminerende og gennemsigtige mekanismer for kapacitetstildeling, som:
a)
giver passende økonomiske signaler med henblik på en effektiv og maksimal udnyttelse af kapaciteten og fremmer investeringer i ny infrastruktur
b)
er forenelige med markedsmekanismen, herunder spotmarkeder og handelspladser, og samtidig er fleksible og kan tilpasses ændrede markedsforhold, og
c)
er forenelige med de sammenkoblede netadgangssystemer.
3.   Aftaler om LNG-terminaler, brintterminaler, brintlagerfaciliteter og naturgaslagerfaciliteter skal indeholde bestemmelser til at forhindre kapacitetshamstring ud fra følgende principper, som skal finde anvendelse i tilfælde af aftalemæssige kapacitetsbegrænsninger:
a)
systemoperatøren skal straks udbyde uudnyttet kapacitet på det primære marked og, for naturgaslagerfaciliteters vedkommende, udbyde en sådan kapacitet mindst en dag frem og som afbrydelig kapacitet
b)
brugere kan videresælge deres uudnyttede aftalte kapacitet på det sekundære marked
c)
senest den 5. februar 2026 sikrer LNG-systemoperatører, brintterminaloperatører, brintlageroperatører og naturgaslagersystemoperatører hver for sig eller i fællesskab med andre sådanne operatører, at der findes en gennemsigtig og ikkediskriminerende reservationsplatform for brugere af LNG-faciliteter, brintterminaler, brintlagerfaciliteter og naturgaslagerfaciliteter, som gør det muligt for sådanne brugere at videresælge deres aftalte kapacitet på det sekundære marked i henhold til litra b).
Artikel 12
Handel med kapacitetsrettigheder
Hver transmissionssystemoperatør, naturgaslagersystemoperatør, LNG-systemoperatør, brinttransmissionsnetoperatør, brintterminaloperatør og brintlageroperatør skal tage passende skridt til at muliggøre og lette fri handel med kapacitetsrettigheder på en gennemsigtig og ikkediskriminerende måde. Hver af disse operatører skal til det primære marked udforme harmoniserede aftaler og procedurer for transport og for brug af LNG-faciliteter, brintterminaler, naturgaslagerfaciliteter og brintlagerfaciliteter for at lette sekundær handel med kapacitet og skal anerkende en overførsel af primære kapacitetsrettigheder, hvor dette anmeldes af systembrugere.
De harmoniserede aftaler og procedurer skal anmeldes til de regulerende myndigheder.
Artikel 13
Regler for balancering og gebyrer for ubalancer
1.   Reglerne for balancering skal udformes på en retfærdig, ikkediskriminerende og gennemsigtig måde og baseres på objektive kriterier. Reglerne for balancering skal afspejle reelle systembehov, idet der tages hensyn til, hvilke ressourcer transmissionssystemoperatøren råder over. Reglerne for balancering skal være markedsbaserede.
2.   For at netbrugerne kan foretage korrigerende indgreb i tide, skal transmissionssystemoperatørerne fremlægge fyldestgørende, rettidige og pålidelige internetbaserede oplysninger om brugernes balanceringsstatus.
De fremlagte oplysninger skal afspejle de oplysninger, der er til rådighed for transmissionssystemoperatøren, og referere til den afregningsperiode, som der beregnes gebyrer for ubalancer for.
Der opkræves ingen gebyrer for fremlæggelse af oplysninger i henhold til dette stykke.
3.   Gebyrerne for ubalancer skal i videst muligt omfang være omkostningsbaserede, men skal samtidig på passende vis anspore netbrugerne til at skabe balance i deres tilførsel og udtræk af naturgas. Krydssubsidiering mellem netbrugere skal undgås, og gebyrerne må ikke hindre nye markedsdeltagere i at komme ind på markedet.
Metoden for beregning af gebyrerne for ubalance samt de endelige værdier skal offentliggøres af de regulerende myndigheder eller transmissionssystemoperatøren.
4.   Medlemsstaterne sikrer, at transmissionssystemoperatørerne bestræber sig på at harmonisere balanceringsordninger og strømline strukturer og niveauer for balanceringsgebyrer for at lette handelen med naturgas, der foretages i det virtuelle handelspunkt.
Artikel 14
Certificering af transmissionssystemoperatører og brinttransmissionsnetoperatører
1.   Kommissionen behandler en underretning om certificering af en transmissionssystemoperatør eller en brinttransmissionsnetoperatør som fastlagt i artikel 71, stk. 6, i direktiv (EU) 2024/1788, så snart den er modtaget. Senest 50 arbejdsdage efter den dag, hvor en sådan underretning er modtaget, udsteder Kommissionen sin udtalelse til den relevante regulerende myndighed for så vidt angår underretningens overensstemmelse med artikel 71, stk. 2, eller artikel 72, samt med artikel 60 i direktiv (EU) 2024/1788 for så vidt angår transmissionssystemoperatører eller nævnte direktivs artikel 68 for så vidt angår brintnetoperatører, alt efter hvad der er relevant.
I forbindelse med udarbejdelsen af sin i første afsnit omhandlede udtalelse kan Kommissionen anmode ACER om en udtalelse om den regulerende myndigheds afgørelse. I så fald forlænges den i første afsnit omhandlede periode på 50 arbejdsdage med yderligere 50 arbejdsdage.
Hvis der ikke inden for de i første og andet afsnit omhandlede perioder foreligger en udtalelse fra Kommissionen, anses Kommissionen for ikke at have nogen indvendinger mod den regulerende myndigheds afgørelse.
2.   Senest 50 arbejdsdage efter modtagelsen af en udtalelse fra Kommissionen i medfør af stk. 1 vedtager den regulerende myndighed sin endelige afgørelse om certificering af transmissionssystemoperatøren eller brinttransmissionsnetoperatøren, idet den tager størst muligt hensyn til denne udtalelse. Den regulerende myndigheds afgørelse og Kommissionens udtalelse offentliggøres sammen.
3.   De regulerende myndigheder eller Kommissionen kan fra transmissionssystemoperatører, brinttransmissionsnetoperatører eller virksomheder, der varetager produktions- eller forsyningsopgaver, når som helst under proceduren udbede sig enhver oplysning, der er relevant for varetagelsen af deres opgaver i henhold til denne artikel.
4.   De regulerende myndigheder og Kommissionen behandler forretningsmæssigt følsomme oplysninger fortroligt.
5.   Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 80 for på at supplere denne forordning ved at give retningslinjer med nærmere procedureregler for anvendelsen af stk. 1 og 2.
6.   Hvis Kommissionen har modtaget en underretning om certificering af en transmissionssystemoperatør i henhold til artikel 60, stk. 9, i direktiv (EU) 2024/1788, træffer Kommissionen en afgørelse vedrørende certificering. Den regulerende myndighed efterkommer Kommissionens afgørelse.
Artikel 15
Certificering af naturgaslagersystemoperatører
1.   Medlemsstaterne sikrer, at hver naturgaslagersystemoperatør, herunder enhver naturgaslagersystemoperatør, der kontrolleres af en transmissionssystemoperatør, certificeres i overensstemmelse med proceduren i denne artikel af enten den regulerende myndighed eller en kompetent myndighed udpeget af den pågældende medlemsstat i henhold til artikel 3, stk. 2, i forordning (EU) 2017/1938 (i begge tilfælde benævnt »den certificerende myndighed«).
Denne artikel finder også anvendelse på naturgaslagersystemoperatører, der kontrolleres af transmissionssystemoperatører, som er certificeret i henhold til direktiv 2009/73/EF eller (EU) 2024/1788.
2.   Senest den 1. februar 2023 eller inden for 150 arbejdsdage fra datoen for modtagelsen af en underretning i henhold til stykke 9 forelægger den certificerende myndighed et udkast til afgørelse om certificering for naturgaslagersystemoperatører, der driver underjordiske naturgaslagerfaciliteter med en kapacitet på over 3,5 TWh, hvor de samlede naturgaslagerfaciliteter, uanset antallet af naturgaslagersystemoperatører, den 31. marts 2021 og den 31. marts 2022 var fyldt til et niveau, der i gennemsnit var mindre end 30 % af deres maksimale kapacitet.
For så vidt angår naturgaslagersystemoperatører som omhandlet i første afsnit gør den certificerende myndighed sit yderste for at forelægge et udkast til afgørelse om certificering senest den 1. november 2022.
For så vidt angår andre naturgaslagersystemoperatører end dem, der er omhandlet i første afsnit, forelægger den certificerende myndighed et udkast til afgørelse om certificering senest den 2. januar 2024 eller inden for 18 måneder fra datoen for modtagelsen af en underretning i henhold til stk. 8 eller 9.
3.   Ved vurderingen af risikoen for energiforsyningssikkerheden i Unionen tager den certificerende myndighed hensyn til eventuelle risici for naturgasforsyningssikkerheden på EU-niveau eller på nationalt eller regionalt niveau samt enhver afbødning af sådanne risici, bl.a. som følge af:
a)
ejerskab, forsyning eller andre kommercielle forbindelser, der kan have en negativ indvirkning på naturgaslagersystemoperatørens incitamenter og evne til at fylde den underjordiske naturgaslagerfacilitet
b)
Unionens rettigheder og forpligtelser over for et tredjeland i henhold til folkeretten, herunder enhver aftale, der er indgået med ét eller flere tredjelande, som Unionen er part i, og som omhandler spørgsmålet om energiforsyningssikkerheden
c)
de pågældende medlemsstaters rettigheder og forpligtelser over for et tredjeland i henhold til aftaler, som de pågældende medlemsstater har indgået med ét eller flere tredjelande, i det omfang disse aftaler overholder EU-retten, eller
d)
eventuelle andre specifikke forhold og omstændigheder vedrørende sagen.
4.   Hvis den certificerende myndighed konkluderer, at en person, der direkte eller indirekte udøver kontrol over eller udøver rettigheder over naturgaslagersystemoperatøren, vil kunne bringe energiforsyningssikkerheden eller Unionens eller en medlemsstats væsentlige sikkerhedsinteresser i fare, afviser den certificerende myndighed certificeringen. Den certificerende myndighed kan alternativt udstede en certificeringsafgørelse, der er underlagt betingelser om at sikre en tilstrækkelig afbødning af de risici, der vil kunne have en negativ indvirkning på fyldningen af de underjordiske naturgaslagerfaciliteter, forudsat at betingelsernes gennemførlighed kan sikres fuldt ud gennem effektiv gennemførelse og overvågning. Sådanne betingelser kan navnlig omfatte et krav om, at naturgaslagersystemets ejer eller naturgaslagersystemoperatøren overdrager forvaltningen af naturgaslagersystemet.
5.   Hvis den certificerende myndighed konkluderer, at risikoen for naturgasforsyningen ikke kan afbødes ved betingelser i henhold til stk. 4, herunder ved at kræve, at naturgaslagersystemets ejer eller naturgaslagersystemoperatøren overdrager forvaltningen af naturgaslagersystemet, og derfor afviser certificeringen, skal den:
a)
kræve af naturgaslagersystemets ejer eller naturgaslagersystemoperatøren eller enhver person, som den anser for at ville kunne bringe energiforsyningssikkerheden eller Unionens eller en medlemsstats væsentlige sikkerhedsinteresser i fare, at de afhænder den kapitalandel eller de rettigheder, de har over naturgaslagersystemets ejerskab eller naturgaslagersystemoperatørens ejerskab, og fastsætte en tidsfrist for en sådan afhændelse
b)
hvis det er relevant, påbyde foreløbige foranstaltninger for at sikre, at en sådan person ikke kan udøve nogen kontrol over eller nogen rettigheder over den pågældende ejer af naturgaslagersystemet eller den pågældende naturgaslagersystemoperatør, indtil kapitalandelen eller rettighederne er afhændet, og
c)
yde passende kompensationsforanstaltninger i overensstemmelse med national ret.
6.   Den certificerende myndighed underretter straks Kommissionen om sit udkast til afgørelse om certificering sammen med alle relevante oplysninger.
Kommissionen afgiver en udtalelse om udkastet til afgørelse om certificering til den certificerende myndighed inden for 25 arbejdsdage efter en sådan underretning. Den certificerende myndighed tager størst muligt hensyn til Kommissionens udtalelse.
7.   Den certificerende myndighed udsteder afgørelsen om certificering inden for 25 arbejdsdage efter modtagelsen af Kommissionens udtalelse.
8.   Før en nyopført underjordisk naturgaslagerfacilitet sættes i drift, skal naturgaslagersystemoperatøren certificeres i overensstemmelse med stk. 1-7. Naturgaslagersystemoperatøren underretter den certificerende myndighed om, at den agter at sætte naturgaslagerfaciliteten i drift.
9.   Naturgaslagersystemoperatører underretter den relevante certificerende myndighed om enhver planlagt transaktion, der ville kræve en fornyet vurdering af deres overholdelse af certificeringskravene i stk. 1-4.
10.   De certificerende myndigheder overvåger løbende, at naturgaslagersystemoperatørerne overholder certificeringskravene i stk. 1-4. De genoptager en certificeringsprocedure for at revurdere overholdelsen i hvert af følgende tilfælde:
a)
efter modtagelse af en underretning fra naturgaslagersystemoperatøren i henhold til stk. 8 eller 9
b)
på eget initiativ, hvis de har kendskab til, at en planlagt ændring i rettigheder eller i indflydelse over en naturgaslagersystemoperatør vil kunne føre til manglende overholdelse af kravene i stk. 1, 2 og 3
c)
efter en begrundet anmodning fra Kommissionen.
11.   Medlemsstaterne træffer alle nødvendige foranstaltninger for at sikre den fortsatte drift af de underjordiske naturgaslagerfaciliteter på deres respektive områder. Disse underjordiske naturgaslagerfaciliteter må kun indstille driften, såfremt de tekniske og sikkerhedsmæssige krav ikke opfyldes, eller hvis den certificerende myndighed efter at have foretaget en vurdering og under hensyntagen til en udtalelse fra det europæiske net af transmissionssystemoperatører for gas (»ENTSO for gas«) konkluderer, at en sådan indstilling af driften ikke vil svække naturgasforsyningssikkerheden på EU-niveau eller nationalt niveau.
Hvis indstilling af driften ikke er tilladt, træffes der, såfremt det er hensigtsmæssigt, passende kompensationsforanstaltninger.
12.   Kommissionen kan udstede vejledning vedrørende anvendelsen af denne artikel.
13.   Denne artikel finder ikke anvendelse på dele af LNG-faciliteter, der anvendes til oplagring.
Artikel 16
Samarbejde mellem transmissionssystemoperatørerne
1.   Transmissionssystemoperatører skal samarbejde med andre transmissionssystem- og infrastrukturoperatører om at koordinere vedligeholdelsen af deres respektive net for at minimerer afbrydelser i transmissionstjenester til netbrugere og transmissionssystemoperatører på andre områder.
2.   Transmissionssystemoperatører samarbejder indbyrdes og med andre infrastrukturoperatører med henblik på at maksimere den tekniske kapacitet i indfødnings-udtags-systemet og minimere energiforbruget til drift af naturgassystemet i det omfang, det er muligt.
Afdeling 2
Netadgang
Artikel 17
Tariffer for netadgang
1.   De tariffer eller metoder til beregning af disse, som transmissionssystemoperatører anvender, og som er godkendt af de regulerende myndigheder i medfør af artikel 78, stk. 7, i direktiv (EU) 2024/1788, samt de tariffer, der er offentliggjort i medfør af artikel 31, stk. 1, i nævnte direktiv, skal være gennemsigtige, tilgodese behovet for systemintegritet og forbedring deraf og afspejle de faktiske omkostninger, for så vidt sådanne omkostninger svarer til en effektiv og strukturelt sammenlignelig netoperatørs omkostninger og er gennemsigtige, samtidig med at de giver et rimeligt investeringsafkast. Tarifferne eller metoderne til beregning af disse skal anvendes på en ikkediskriminerende måde.
Tarifferne kan også fastsættes gennem markedsbaserede ordninger, såsom auktioner, forudsat at sådanne ordninger og indtægterne herfra er godkendt af den regulerende myndighed.
Tarifferne eller metoderne til beregning af disse skal bidrage til en effektiv handel med naturgas samt konkurrence på markedet, samtidig med at krydssubsidiering mellem netbrugerne undgås, og samtidig med at der anspores til investeringer og opretholdes eller skabes interoperabilitet for transmissionsnet.
Tariffer for netbrugere skal være ikkediskriminerende og skal fastsættes særskilt for hvert indfødningspunkt til og udtagspunkt fra transmissionssystemet. Mekanismer til omkostningsfordeling og metoder til takstfastsættelse i forbindelse med indfødningspunkter og udtagspunkter godkendes af de regulerende myndigheder. De regulerende myndigheder sikrer, at nettariffer ikke beregnes på grundlag af kontraktmæssigt fastsatte transportruter.
2.   Tarifferne for netadgang må hverken begrænse markedets likviditet eller medføre skævheder i handelen på tværs af grænserne mellem forskellige transmissionssystemer. Når forskelle i tarifstrukturer uanset artikel 78, stk. 7, i direktiv (EU) 2024/1788 hindrer handelen på tværs af transmissionssystemerne, skal transmissionssystemoperatøren i tæt samarbejde med de relevante nationale myndigheder arbejde aktivt for konvergens mellem tarifstrukturerne og principperne for gebyropkrævning.
3.   Indtil den 31. december 2025 kan den regulerende myndighed anvende en rabat på op til 100 % på kapacitetsbaserede transmissions- og distributionstariffer ved indfødningspunkter fra og udtagspunkter til underjordiske naturgaslagerfaciliteter og ved indfødningspunkter fra LNG-faciliteter, medmindre og i det omfang en sådan lagerfacilitet, der er forbundet til mere end ét transmissions- eller distributionsnet, anvendes til at konkurrere med et sammenkoblingspunkt.
Fra den 1. januar 2026 kan den regulerende myndighed anvende en rabat på op til 100 % på kapacitetsbaserede transmissions- og distributionstariffer ved indfødningspunkter fra og udtagspunkter til underjordiske naturgaslagerfaciliteter og ved indfødningspunkter fra LNG-faciliteter med det formål at øge forsyningssikkerheden. Den regulerende myndighed tager denne tarifrabat og dens bidrag til forsyningssikkerheden op til fornyet overvejelse i hver reguleringsperiode indenfor rammerne af den periodiske høring, der foretages i henhold til de netregler, der er vedtaget i henhold til artikel 71, stk. 2, første afsnit, litra d).
4.   De regulerende myndigheder kan slå tilstødende indfødnings-udtags-systemer sammen med henblik på at muliggøre en fuld eller delvis regional integration, hvor tariffer kan afskaffes ved sammenkoblingspunkterne mellem de pågældende indfødnings-udtags-systemer. Efter de offentlige høringer afholdt af de regulerende myndigheder eller af transmissionssystemoperatørerne kan de regulerende myndigheder godkende en fælles tarif og en effektiv ordning for kompensation mellem transmissionssystemoperatører til omfordeling af omkostninger, der skyldes de afskaffede sammenkoblingspunkter.
5.   Medlemsstater med mere end ét sammenkoblet indfødnings-udtags-system eller mere end én netoperatør inden for det samme indfødnings-udtags-system kan indføre en ensartet nettarif med henblik på at skabe lige vilkår for netbrugerne, forudsat at en netplan er blevet godkendt, og at der gennemføres en ordning for kompensation mellem netoperatørerne.
Artikel 18
Tarifrabatter for vedvarende gas og kulstoffattig gas
1.   Ved fastsættelsen af tariffer anvendes en rabat for vedvarende gas og kulstoffattig gas ved:
a)
indfødningspunkter fra vedvarende gas og kulstoffattige gasproduktionsfaciliteter
b)
kapacitetsbaserede transmissionstariffer i indfødningspunkter fra og udtagspunkter til naturgaslagerfaciliteter, medmindre en sådan lagerfacilitet er forbundet til mere end ét transmissions- eller distributionsnet og anvendes til at konkurrere med et sammenkoblingspunkt.
Rabatten i henhold til første afsnit, litra a) fastsættes til 100 % med hensyn til de relevante kapacitetsbaserede tariffer med henblik på at opskalere tilførslen af vedvarende gas, og for kulstoffattig gas til 75 %.
Rabatten i henhold til første afsnit, litra b), fastsættes til 100 % i de medlemsstater, hvor den vedvarende gas eller den kulstoffattige gas første gang blev tilført systemet.
2.   Nærmere bestemmelser om de rabatter, der ydes i henhold til denne artikels stk. 1, kan fastsættes i netreglerne om tarifstrukturer som omhandlet i artikel 71, stk. 2, første afsnit, litra d).
3.   Senest den 5. august 2029 og derefter hvert femte år tager Kommissionen niveauet for de i stk. 1 og 4 fastsatte rabatter op til fornyet overvejelse. Kommissionen udarbejder en rapport med en oversigt over gennemførelsen af rabatterne og vurderer, hvorvidt rabatternes niveau stadig er hensigtsmæssigt i lyset af den seneste markedsudvikling. Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 80 for at ændre denne forordning ved at ændre niveauet for de rabatter, der er fastsat i nærværende artikels stk. 1 og 4.
4.   Fra den 5. august 2025 får netbrugerne en rabat på 100 % på den kapacitetsbaserede tarif fra transmissionssystemoperatøren i sammenkoblingspunkter mellem medlemsstater for vedvarende gas og 75 % for kulstoffattig gas, efter at den pågældende transmissionssystemoperatør har fået forelagt et bevis for bæredygtighed, på grundlag af et gyldigt bæredygtighedscertifikat for vedvarende gas i henhold til artikel 29 og 30 i direktiv (EU) 2018/2001 og er registreret i EU-databasen, som er omhandlet i nævnte direktivs artikel 31a, og for kulstoffattig gas på grundlag af et gyldigt certifikat udstedt i henhold til artikel 9 i direktiv (EU) 2024/1788.
Følgende gælder for de rabatter, der er omhandlet i første afsnit:
a)
Transmissionssystemoperatørerne pålægges alene at yde rabatten for den kortest mulige rute med hensyn til grænsepassage mellem det sted, hvor erklæringen om det specifikke bevis for bæredygtighed, på grundlag af et certifikatet, der er omhandlet i stk. 1, første gang blev registreret i EU-databasen, og det sted, hvor den er blevet annulleret som værende forbrugt, under forudsætning af at rabatten ikke dækker et eventuelt auktionstillæg.
b)
Transmissionssystemoperatørerne skal oplyse den relevante regulerende myndighed om de faktiske og forventede mængder af vedvarende gas og kulstoffattig gas og indvirkningen af tarifrabatten på deres indtægter, og de regulerende myndigheder skal overvåge og vurdere rabattens indvirkning på tarifstabiliteten.
c)
Når en transmissionssystemoperatørs indtægter fra disse specifikke tariffer reduceres med 10 %, som følge af at rabatten anvendes, skal de berørte og alle tilgrænsende transmissionssystemoperatører forhandle sig frem til en ordning for kompensation mellem transmissionssystemoperatørerne.
d)
Yderligere bestemmelser, der er nødvendige for at gennemføre rabatten for vedvarende gas og kulstoffattig gas, såsom om beregningen af den kapacitet, for hvilken rabatten finder anvendelse, og de krævede processer, fastsættes i en netregel, der udarbejdes i henhold til artikel 71.
De berørte transmissionssystemoperatører aftaler en ordning for kompensation mellem transmissionssystemoperatørerne, senest tre år efter at deres indtægter fra specifikke tariffer er blevet reduceret med 10 % som omhandlet i dette stykkes andet afsnit, litra c). Opnås der ikke enighed inden for dette tidsrum, træffer de berørte regulerende myndigheder, inden der er forløbet yderligere to år, i fællesskab afgørelse om en passende ordning for kompensation mellem transmissionssystemoperatørerne. Hvis de regulerende myndigheder ikke når til enighed, finder artikel 6 i forordning (EU) 2019/942 anvendelse. Hvis de regulerende myndigheder ikke er i stand til nå til enighed inden for to år, eller hvis de i fællesskab anmoder herom, træffer ACER en konkret afgørelse i overensstemmelse med artikel 6, stk. 10, i forordning (EU) 2019/942.
5.   Uanset denne artikels stk. 1 og 4 kan de regulerende myndigheder beslutte ikke at anvende rabatter eller at fastsætte lavere rabatniveauer end dem, der er fastsat i denne artikels stk. 1 og 4, forudsat at en sådan undtagelse er i overensstemmelse med de generelle tarifprincipper som fastsat i artikel 17 og navnlig med princippet om, at tarifferne skal afspejle omkostningerne, hvor et af følgende kriterier er opfyldt:
a)
Undtagelsen er nødvendig for en effektiv drift af transmissionssystemet, for at sikre en stabil økonomisk ramme for eksisterende investeringer eller for at undgå unødig krydssubsidiering, forvridning af den grænseoverskridende handel eller en ineffektiv ordning for kompensation mellem transmissionssystemoperatørerne.
b)
Anvendelsen af de rabatter eller rabatsatser, der er fastsat i stk. 1 og 4, er ikke nødvendig grundet stadet med hensyn til udrulning af vedvarende gas og kulstoffattig gas i den pågældende medlemsstat eller eksistensen af alternative støtteordninger til opskalering af anvendelsen af vedvarende gas eller kulstoffattig gas.
Artikel 19
Transmissionssystemoperatørernes indtægter
1.   Fra den 5. august 2025 sikrer den relevante regulerende myndighed gennemsigtighed med hensyn til de metoder, parametre og værdier, der anvendes til at bestemme transmissionssystemoperatørernes tilladte eller tilstræbte indtægter. Den regulerende myndighed offentliggør de oplysninger, der er omhandlet i bilag I, eller pålægger den relevante transmissionssystemoperatør at offentliggøre dem, på betingelse af at data, som af den relevante regulerende myndighed betragtes som kommercielt følsomme, beskyttes. Disse oplysninger stilles til rådighed i et format, der er frit tilgængeligt, kan downloades og er skrivebeskyttet, og så vidt muligt på et eller flere alment forståelige sprog.
2.   Transmissionssystemoperatørens omkostninger skal være genstand for en effektivitetssammenligning af transmissionssystemoperatører. ACER foretager denne effektivitetssammenligning. Senest den 5. august 2027 og derefter hvert fjerde år offentliggør ACER en undersøgelse, hvori effektiviteten af transmissionssystemoperatørernes omkostninger sammenlignes, med forbehold af beskyttelse af data, som af ACER betragtes som kommercielt følsomme. De relevante regulerende myndigheder og transmissionssystemoperatørerne forelægger ACER alle de data, der er nødvendige for at foretage denne sammenligning. Når de regelmæssigt fastsætter transmissionssystemoperatørernes tilladte eller tilstræbte indtægter, tager de relevante regulerende myndigheder en sådan sammenligning og de nationale forhold i betragtning.
3.   De relevante regulerende myndigheder vurderer transmissionstariffernes langsigtede udvikling på grundlag af de forventede ændringer, hvad angår deres tilladte eller tilstræbte indtægter og naturgasefterspørgslen i den relevante reguleringsperiode, samt, hvor oplysningerne er til rådighed, frem til 2050. Med henblik på foretagelsen af denne vurdering medtager den regulerende myndighed oplysningerne om den strategi, der er beskrevet i den pågældende medlemsstats integrerede nationale energi- og klimaplan, og de scenarier, der ligger til grund for den tiårige netudviklingsplan, som er udarbejdet i overensstemmelse med artikel 55 i direktiv (EU) 2024/1788.
Afdeling 3
Drift af transmissions-, naturgaslager-, LNG- og brintterminalsystemet
Artikel 20
Uafbrydelig kapacitet til vedvarende gas og kulstoffattig gas i distributionssystemet
1.   Transmissionssystemoperatørerne sørger for uafbrydelig kapacitet med henblik på at sikre adgangen for produktionsfaciliteter for vedvarende gas og kulstoffattig gas, der er tilkoblet deres net. Med henblik herpå udarbejder transmissionssystemoperatørerne i samarbejde med transmissionssystemoperatørerne procedurer og ordninger, herunder investeringer, for at sikre tilbagegående strømme fra distributionsnettet til transmissionsnettet. Større investeringer skal afspejles i den tiårige netudviklingsplan i henhold til artikel 55, stk. 2, litra a), i direktiv (EU) 2024/1788.
2.   Stk. 1 berører ikke transmissionssystemoperatørernes mulighed for at udvikle alternativer til investeringer i tilbagegående strømme såsom intelligente netløsninger eller tilkobling til andre netoperatører, herunder direkte tilslutning af faciliteter til produktion af vedvarende og kulstoffattige gasser til transmissionsnettet. Adgangen til uafbrydelig kapacitet kan begrænses til at tilbyde kapacitet med forbehold af driftsmæssige begrænsninger, således at infrastruktursikkerheden og den økonomiske effektivitet sikres. Den regulerende myndighed er ansvarlig for at revidere og godkende transmissionssystemoperatørernes betingelser for betinget kapacitet og sikrer, at eventuelle begrænsninger i uafbrydelig kapacitet eller driftsmæssige begrænsninger, der indføres af transmissionssystemoperatørerne, på grundlag af gennemsigtige og ikkediskriminerende procedurer og ikke skaber unødige hindringer for markedsadgang. Hvis produktionsfaciliteten bærer omkostningerne ved at sikre den uafbrydelige kapacitet, må der ikke anvendes begrænsninger.
Artikel 21
Grænseoverskridende koordinering med hensyn til gaskvaliteten i naturgassystemet
1.   Transmissionssystemoperatørerne samarbejder for at undgå begrænsninger af strømme på tværs af grænserne, der skyldes forskelle i gaskvaliteten ved sammenkoblingspunkter mellem medlemsstaterne. Når transmissionssystemoperatører samarbejder således, skal de tage højde for naturgasslutkunders installationers karakteristika.
Denne artikel finder ikke anvendelse på brintblandinger, hvor brintindholdet, der blandes i naturgassystemet, overstiger 2 volumenprocent.
2.   Medlemsstaterne sikrer, at afvigende tekniske specifikationer, herunder parametre for gaskvalitet såsom iltindhold og brint, der blandes i naturgassystemet, ikke anvendes til at begrænse grænseoverskridende gasstrømme. Derudover sikrer medlemsstaterne, at brintblandinger i naturgassystemet bringes i overensstemmelse med de tekniske specifikationer, der er acceptable for kunderne.
3.   Hvis en begrænsning af de grænseoverskridende strømme, der skyldes forskelle i brintkvaliteten, ikke kan undgås af de pågældende brinttransmissionsnetoperatører inden for rammerne af deres normale drift, underretter de straks de berørte regulerende myndigheder. Underretningen skal omfatte en beskrivelse af og begrundelsen for de foranstaltninger, som transmissionssystemoperatørerne allerede har truffet.
4.   De berørte regulerende myndigheder skal inden for seks måneder efter modtagelsen af de i stk. 3 omhandlede oplysninger i fællesskab blive enige om, hvorvidt begrænsningen skal anerkendes.
5.   For så vidt angår begrænsninger af grænseoverskridende strømme, der skyldes forskelle i brintblanding i naturgassystemet, og som er anerkendt i henhold til stk. 4, skal transmissionssystemoperatører acceptere naturgasstrømme med et brintindhold i sammenkoblingspunkter mellem medlemsstaterne i naturgassystemet, uden at det berører stk. 6-13, og efter at den deri beskrevne procedure er afsluttet.
6.   Hvis de berørte regulerende myndigheder anerkender begrænsningen i medfør af stk. 4, anmoder de de berørte brinttransmissionsnetoperatører om inden for 12 måneder efter anerkendelsen af begrænsningen som omhandlet i nævnte stykke at træffe følgende tiltag i den anførte rækkefølge:
a)
at samarbejde om at udforme teknisk gennemførlige løsninger, uden at der ændres ved specifikationerne for gaskvaliteten, hvilket kan omfatte forpligtelser med hensyn til gasstrømme og behandling af naturgas, med henblik på at fjerne den anerkendte begrænsning under hensyntagen til oplysninger fra slutkunder, der er direkte tilkoblet det naturgassystem, som tilhører den pågældende distributionssystemoperatør, eller en anden interessent, som kunne være påvirket af denne procedure
b)
at foretage en fælles cost-benefit-analyse af de teknisk gennemførlige løsninger for at udpege økonomisk effektive løsninger med en udspecificering af omkostningerne og fordelene for de forskellige kategorier af berørte parter
c)
at beregne et overslag over den tid, det tager at gennemføre hver mulig løsning
d)
at foretage en offentlig høring, navnlig af påvirkede slutkunder, der er tilkoblet transmissionsnettet, om de udpegede gennemførlige løsninger og tage hensyn til resultaterne af denne høring
e)
at udarbejde et fælles forslag til, hvordan den anerkendte begrænsning fjernes, på grundlag af cost-benefit-analysen og resultaterne af den offentlige høring og med en tidsramme for gennemførelsen, og forelægge det for deres berørte regulerende myndigheder med henblik på godkendelse og for de andre berørte medlemsstaters kompetente nationale myndigheder til orientering.
7.   Hvis de berørte brinttransmissionsnetoperatører ikke når til enighed om at indgive et fælles forslag i henhold til stk. 6, litra e), underretter hver enkelt brinttransmissionsnetoperatør straks sin regulerende myndighed.
8.   De berørte regulerende myndigheder træffer en fælles koordineret afgørelse om at fjerne den anerkendte begrænsning under hensyntagen til den cost-benefit-analyse, som de berørte brinttransmissionsnetoperatører har gennemført, og resultaterne af den offentlige høring, der er foretaget i medfør af denne artikels stk. 6, litra d), inden for seks måneder efter modtagelsen af de i denne artikels stk. 7 omhandlede oplysninger, i overensstemmelse med artikel 6, stk. 10, i forordning (EU) 2019/942.
9.   Uanset denne artikels stk. 8 kan de berørte regulerende myndigheder for så vidt angår begrænsninger af grænseoverskridende strømme, der skyldes forskelle i brintblanding i naturgassystemet, i fællesskab erklære, at der ikke skal iværksættes yderligere tiltag for at fjerne sådanne begrænsninger. Den fælles koordinerede afgørelse træffes inden for seks måneder efter modtagelsen af de i denne artikels stk. 7 omhandlede oplysninger i overensstemmelse med artikel 6, stk. 10, i forordning (EU) 2019/942 og skal tage hensyn til cost-benefit-analysen og resultaterne af den offentlige høring i henhold til nærværende artikels stk. 6. De berørte regulerende myndigheder tager hvert fjerde år en afgørelse om at opretholde den anerkendte begrænsning i henhold til nærværende stykke op til fornyet overvejelse.
10.   De berørte regulerende myndigheders fælles koordinerede afgørelse, der er omhandlet i stk. 8, skal omfatte en afgørelse om fordelingen af de investeringsomkostninger, som hver transmissionssystemoperatør skal afholde ved gennemførelsen af den aftalte løsning, samt om deres indregning i transmissionssystemoperatørers tilladte eller tilstræbte indtægter, idet der tages hensyn til de økonomiske, sociale og miljømæssige omkostninger og fordele ved løsningen i de berørte medlemsstater og dens konsekvenser for tarifferne.
11.   ACER kan udstede henstillinger til de regulerende myndigheder om enkelthederne af sådanne afgørelser om omkostningsfordeling som omhandlet i stk. 10.
12.   Kan de berørte regulerende myndigheder ikke nå til enighed som omhandlet i denne artikels stk. 4, træffer ACER en afgørelse om begrænsningen i overensstemmelse med artikel 6, stk. 10, i forordning (EU) 2019/942. Anerkender ACER begrænsningen, anmoder det de pågældende brinttransmissionsnetoperatører om inden for 12 måneder at tage de tiltag, der er omhandlet i nærværende artikels stk. 6 i den nævnte rækkefølge.
13.   Hvis de berørte regulerende myndigheder ikke kan træffe en fælles koordineret afgørelse som omhandlet i denne artikels stk. 8 og 10, træffer ACER en afgørelse om, hvilken løsning der skal anvendes til at fjerne den anerkendte begrænsning, og om fordelingen af de investeringsomkostninger, hver transmissionssystemoperatør skal afholde i forbindelse med gennemførelsen af den vedtagne løsning, eller angiver, at yderligere tiltag ikke skal forfølges i henhold til denne artikels stk. 9, i overensstemmelse med artikel 6, stk. 10, i forordning (EU) 2019/942. ACER tager en beslutning om at bevare den anerkendte begrænsning i henhold til nærværende stykke op til fornyet overvejelse hvert fjerde år.
14.   Yderligere bestemmelser, der er nødvendige for at gennemføre denne artikel, herunder oplysninger om cost-benefit-analysen, fastsættes i en netregel, der udarbejdes i henhold til artikel 71, stk. 2.
Artikel 22
Formodning om overensstemmelse af praksis med harmoniserede standarder for naturgas
Praksis, som er i overensstemmelse med harmoniserede standarder eller dele deraf, hvis referencer er offentliggjort i 
Den Europæiske Unions Tidende
, formodes at være i overensstemmelse med de krav, der er fastlagt i de gennemførelsesretsakter, som er vedtaget i henhold til artikel 71, stk. 2, første afsnit, litra a).
Artikel 23
Fælles specifikationer for biometan
1.   Kommissionen kan vedtage gennemførelsesretsakter, hvori der fastsættes fælles specifikationer for at fremme en omkostningseffektiv integration af store mængder af biometan i det eksisterende naturgassystem, herunder ved grænseoverskridende sammenkoblingspunkter, eller kan fastsætte disse specifikationer i en netregel i henhold til artikel 71, stk. 2, første afsnit, litra a), hvor:
a)
disse krav ikke er omfattet af de harmoniserede standarder eller dele deraf, hvis referencer er offentliggjort i 
Den Europæiske Unions Tidende
b)
Kommissionen i henhold til artikel 10, stk. 1, i forordning (EU) nr. 1025/2012 har anmodet én eller flere europæiske standardiseringsorganisationer om at udarbejde en harmoniseret standard for disse krav, og mindst én af følgende betingelser er opfyldt:
i)
Kommissionens anmodning er ikke blevet imødekommet af nogen af de europæiske standardiseringsorganisationer
ii)
Kommissionen konstaterer unødige ophold i forbindelse med vedtagelsen af de harmoniserede standarder, der er anmodet om
iii)
en europæisk standardiseringsorganisation har udarbejdet en standard, som ikke fuldt ud svarer til Kommissionens anmodning, eller
c)
Kommissionen efter proceduren i artikel 11, stk. 5, i forordning (EU) nr. 1025/2012 har besluttet enten at opretholde med begrænsninger eller at tilbagetrække referencerne til de harmoniserede standarder eller dele deraf, som disse krav er omfattet af.
De gennemførelsesretsakter, der er omhandlet i dette stykkes første afsnit, vedtages efter undersøgelsesproceduren, jf. artikel 81, stk. 3.
2.   I den tidlige fase af udarbejdelsen af udkastet til gennemførelsesretsakt, der fastsætter fælles specifikationer omhandlet i stk. 1, indsamler Kommissionen synspunkter fra relevante organer eller ekspertgrupper, der er nedsat i henhold til relevant sektorspecifik EU-ret, og hører alle relevante interessenter på behørig vis. På grundlag af denne høring udarbejder Kommissionen udkastet til gennemførelsesretsakt.
3.   Praksis, som er i overensstemmelse med fælles specifikationer eller dele deraf, formodes at være i overensstemmelse med kravene i de gennemførelsesretsakter, der vedtages i henhold til artikel 71, stk. 2, første afsnit, litra a), for så vidt disse krav er omfattet af sådanne fælles specifikationer eller dele deraf.
4.   Hvis en harmoniseret standard vedtages af en europæisk standardiseringsorganisation og foreslås Kommissionen med henblik på offentliggørelse af en reference hertil i 
Den Europæiske Unions Tidende
, vurderer Kommissionen den harmoniserede standard i overensstemmelse med forordning (EU) nr. 1025/2012. Når referencen for en harmoniseret standard offentliggøres i 
Den Europæiske Unions Tidende
, ophæver Kommissionen de gennemførelsesretsakter, der er omhandlet i denne artikels stk. 1, eller dele deraf, der omfatter de samme krav, der er omhandlet i denne artikels stk. 1.
5.   Ved fastsættelsen af de fælles specifikationer i henhold til denne artikel tager Kommissionen det størst mulige hensyn til de sikkerhedskrav, der er nødvendige for en sikker drift af naturgassystemet, navnlig sikker drift af naturgaslagerfaciliteterne i hele Unionen.
Artikel 24
Det europæiske net af transmissionssystemoperatører for gas
Alle transmissionssystemoperatører samarbejder på EU-plan gennem ENTSO for gas for at fremme gennemførelsen af et velfungerende indre marked for naturgas og grænseoverskridende handel og sikre optimal forvaltning, koordineret drift og holdbar teknisk udvikling af det europæiske naturgastransmissionsnet.
Artikel 25
Organisationen af ENTSO for gas
1.   ENTSO for gas offentliggør og forelægger Kommissionen og ACER ethvert udkast til ændring af vedtægterne, medlemslisten eller forretningsordenen for ENTSO for gas, herunder forretningsordenen for høring af andre interessenter, på eget initiativ eller efter en begrundet anmodning herom fra Kommissionen eller ACER.
2.   Senest fire måneder efter dagen for modtagelsen af de dokumenter, der er omhandlet i stk. 1, forelægger ACER efter formelt at have hørt de organisationer, der repræsenterer alle interessenter, navnlig systembrugere og herunder kunder, Kommissionen en udtalelse om udkastet til ændring af vedtægterne, medlemslisten og forretningsordenen for ENTSO for gas.
3.   Kommissionen afgiver udtalelse om udkastet til ændring af vedtægterne, medlemslisten og forretningsordenen for ENTSO for gas under hensyntagen til ACER's udtalelse, der er omhandlet i stk. 2, senest tre måneder efter datoen for modtagelsen af denne udtalelse.
4.   Senest tre måneder efter dagen for modtagelsen af Kommissionens positive udtalelse vedtager og offentliggør ENTSO for gas den reviderede udgave af ENTSO for gas' vedtægter, medlemsliste og forretningsorden.
Artikel 26
Opgaver for ENTSO for gas
1.   ENTSO for gas udarbejder netregler på de i artikel 71, stk. 1 og 2, omhandlede områder på anmodning af Kommissionen i overensstemmelse med artikel 71, stk. 9.
De netregler, der er omhandlet i artikel 71, stk. 2, første afsnit, litra d), udvikles i fællesskab med ENNOH.
2.   ENTSO for gas kan udarbejde netregler på de i artikel 71, stk. 1 og 2, fastsatte områder med henblik på at nå de i artikel 24 fastsatte mål, hvis disse netregler ikke vedrører områder, der er omfattet af en anmodning fra Kommissionen. Disse netregler forelægges for ACER med henblik på en udtalelse. ENTSO for gas tager behørigt hensyn til denne udtalelse.
3.   ENTSO for gas vedtager:
a)
fælles redskaber til driften af nettet for at sikre koordinering af nettets drift under normale forhold og i beredskabssituationer, herunder en fælles klassificeringsskala for forstyrrelser, og forskningsplaner
b)
en ikkebindende tiårig EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas, der er omhandlet i artikel 32 (»den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas«), hvert andet år, herunder en europæisk prognose for forsyningens tilstrækkelighed
c)
henstillinger om koordineringen af teknisk samarbejde mellem transmissionssystemoperatører i Unionen og i tredjelande
d)
henstillinger til transmissionssystemoperatører vedrørende deres tekniske samarbejde med distributionssystemoperatører og brintnetoperatører
e)
et årligt arbejdsprogram
f)
en årsrapport
g)
årlige sommer- og vinterprognoser for forsyningen
h)
en rapport om overvågning af gaskvaliteten senest den 1. januar 2025 og derefter hvert andet år, herunder udviklingen i gaskvalitetsparametrene, udviklingen i indholdet og mængden af brint blandet i naturgassystemet, prognoser for den forventede udvikling, hvad angår gaskvalitetsparametrene og den mængde af brint, der blandes i naturgassystemet, virkningen af iblanding af brint på grænseoverskridende strømme samt oplysninger om sager vedrørende forskelle i gaskvalitetsspecifikationerne eller specifikationer for blandingsniveauer, og hvordan sådanne sager er blevet løst, med henblik på at opfylde kvalitetskravene til forskellige slutanvendelser
i)
en årsrapport med angivelse af mængden af vedvarende gas og kulstoffattig gas, der tilføres naturgasnettet.
Rapporten om overvågning af gaskvaliteten omhandlet i første afsnits litra h) skal også, i det omfang det er relevant for distributionsnettet, dække udviklingen på de områder, der er anført i nævnte litra, på grundlag af oplysninger fra den europæiske enhed for distributionssystemoperatører (»EU DSO-enheden«), der er nedsat i henhold til artikel 52, stk. 1, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/943 
(
39
)
.
4.   Den europæiske prognose for forsyningens tilstrækkelighed, der er omhandlet i stk. 3, litra b), skal dække naturgassystemets samlede evne til at efterkomme den nuværende og planlagte efterspørgsel efter naturgas i den næste femårsperiode samt i perioden mellem fem og ti år fra datoen for denne prognose. Den europæiske prognose for forsyningens tilstrækkelighed skal bygge på de nationale prognoser for forsyningens tilstrækkelighed, der er udarbejdet af hver enkelt transmissionssystemoperatør. Den europæiske prognose for forsyningens tilstrækkelighed skal specifikt omfatte overvågning af fremskridtene med hensyn til årsproduktionen af bæredygtig biometan.
Hvis både den europæiske prognose for forsyningens tilstrækkelighed og de endelige ajourførte integrerede nationale energi- og klimaplaner viser, at fremskridtene i årsproduktionen ikke er tilstrækkeligt store, eller at naturgasforbruget ikke falder tilstrækkeligt i betragtning af det tilgængelige potentiale, kan Kommissionen udstede henstillinger til medlemsstaterne, såfremt dette er nødvendigt for at nå energiunionens mål i medfør af artikel 34 i forordning (EU) 2018/1999.
Den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas omfatter modellering af det integrerede net, herunder brintnet, udvikling af scenarier, en europæisk prognose om forsyningens tilstrækkelighed og en vurdering af systemets elasticitet. Denne plan skal fremme princippet om energieffektivitet først og integration af energisystemet.
5.   Det årlige arbejdsprogram, der er omhandlet i stk. 3, litra e), skal indeholde en liste over og beskrivelse af de netregler, der skal udarbejdes, en plan for koordinering af netdriften, en liste over den forsknings- og udviklingsindsats, der skal gennemføres i løbet af det pågældende år, samt en vejledende tidsplan
6.   Netreglerne udvikles for grænseoverskridende netspørgsmål og spørgsmål om markedsintegration og berører ikke medlemsstaternes ret til at udarbejde nationale regler for spørgsmål, der ikke berører grænseoverskridende handel.
7.   ENTSO for gas overvåger og analyserer gennemførelsen af de netregler og retningslinjer, som Kommissionen vedtager i overensstemmelse med artikel 71, stk. 13, eller artikel 74, og deres virkning på harmoniseringen af gældende regler, der tager sigte på at lette markedsintegrationen. ENTSO for gas aflægger rapport til ACER om resultaterne og redegør for resultaterne af analysen i årsrapporten, der er omhandlet i nærværende artikels stk. 3, litra f).
8.   ENTSO for gas stiller alle de oplysninger til rådighed, som ACER har brug for til varetagelsen af sine opgaver i henhold til artikel 27, stk. 1.
9.   ACER gennemgår de nationale tiårige netudviklingsplaner for at bedømme deres overensstemmelse med den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas. Finder ACER uoverensstemmelser mellem en national tiårig netudviklingsplan og den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas, kommer det med henstillinger vedrørende ændring af den nationale tiårige netudviklingsplan eller den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas, alt efter hvad der er hensigtsmæssigt. Såfremt en sådan national tiårig netudviklingsplan er udarbejdet i overensstemmelse med artikel 55 i direktiv (EU) 2024/1788, henstiller ACER til den relevante regulerende myndighed, at denne ændrer den nationale tiårige netudviklingsplan i overensstemmelse med nævnte direktivs artikel 55, stk. 5, og underretter Kommissionen herom.
10.   ENTSO for gas forelægger på Kommissionens anmodning denne sine synspunkter om vedtagelsen af retningslinjerne som fastlagt i artikel 74.
11.   ENTSO for gas samarbejder med det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (»ENTSO for elektricitet«) og med ENNOH.
Artikel 27
ACER's overvågning af ENTSO for gas
1.   ACER overvåger, hvordan ENTSO for gas varetager sine opgaver, der er omhandlet i artikel 26, stk. 1, 2, og 3, og aflægger rapport om sine observationer til Kommissionen.
ACER overvåger ENTSO for gas' gennemførelse af netregler, der er udarbejdet i henhold til artikel 26, stk. 2, og netregler, som er udarbejdet i overensstemmelse med artikel 71, stk. 1-12, men som ikke er vedtaget af Kommissionen i henhold til artikel 71, stk. 13. Hvis ENTSO for gas ikke har gennemført sådanne netregler, anmoder ACER ENTSO for gas om en behørigt begrundet redegørelse for, hvorfor det ikke er sket. ACER underretter Kommissionen om denne redegørelse og forelægger sin udtalelse hertil.
ACER overvåger og analyserer gennemførelsen af netreglerne og de retningslinjer, som Kommissionen vedtager i overensstemmelse med artikel 70, 71, 73 og 74 og deres virkning på harmoniseringen af gældende regler, der tager sigte på at lette integration af markedet og energisystemet samt ikkediskrimination, reel konkurrence og et velfungerende marked, og aflægger rapport til Kommissionen.
2.   ENTSO for gas forelægger ACER udkastet til EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas, udkastet til det årlige arbejdsprogram, herunder oplysninger om høringsprocessen, og de andre dokumenter, der er omhandlet i artikel 26, stk. 3, med henblik på en udtalelse.
ACER forelægger inden for to måneder fra datoen for modtagelsen ENTSO for gas og Kommissionen en behørigt begrundet udtalelse samt henstillinger, hvis det skønner, at udkastet til det årlige arbejdsprogram eller udkastet til EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas, som ENTSO for gas har forelagt, ikke bidrager til ikkediskrimination, reel konkurrence, et velfungerende marked eller tilstrækkelige grænseoverskridende sammenkoblingslinjer, der er åbne for tredjepartsadgang. ENTSO for gas tager behørigt hensyn til ACER's udtalelse og henstillinger.
Artikel 28
Regulerende myndigheder
Når de regulerende myndigheder varetager deres opgaver og udøver deres beføjelser i henhold til denne forordning, sikrer de overensstemmelse med denne forordning, netreglerne og de retningslinjer, der vedtages i medfør af artikel 70-74.
Når det er relevant, skal de samarbejde med hinanden, med Kommissionen og med ACER i henhold til kapitel V i direktiv (EU) 2024/1788.
Artikel 29
Høringer foretaget af ENTSO for gas
1.   Ved udarbejdelsen af netreglerne, udkastet til EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas og det årlige arbejdsprogram omhandlet i artikel 26, stk. 1, 2 og 3, foretager ENTSO for gas omfattende offentlige høringer af alle de relevante markedsdeltagere, navnlig de organisationer, der repræsenterer alle interessenter, på et tidligt stadium og på en åben og gennemsigtig måde, i overensstemmelse med den i artikel 25, stk. 1, omhandlede forretningsorden. Høringen inddrager også regulerende myndigheder og andre nationale myndigheder, forsynings- og produktionsvirksomheder, netbrugere, herunder kunder, distributionssystemoperatører, herunder også relevante (branche)sammenslutninger, tekniske organer og interessentforeninger. ENTSO for gas offentliggør udkast til netreglerne, den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas og det årlige arbejdsprogram med henblik på bemærkninger fra interessenterne og giver dem tilstrækkelig tid til at deltage i høringsprocessen på effektiv vis. Hensigten med denne høring er at identificere synspunkter hos og forslag fra de relevante interessenter under beslutningsprocessen.
2.   Alle dokumenter og mødereferater, der vedrører høringerne i stk. 1, offentliggøres.
3.   Inden ENTSO for gas vedtager det årlige arbejdsprogram og de netregler, der er omhandlet i artikel 26, stk. 1, 2 og 3, gør det rede for hvorledes der er blevet taget hensyn til de kommentarer, det har modtaget under høringen. Har det ikke taget hensyn til sådanne kommentarer, skal det begrundes.
Artikel 30
Omkostninger ved ENTSO for gas
Omkostningerne ved aktiviteterne i ENTSO for gas, der er omhandlet i artikel 24, 25, 26, 70 og 71 i denne forordning og artikel 11 i forordning (EU) 2022/869 påhviler transmissionssystemoperatørerne og medtages i tarifberegningen. De regulerende myndigheder godkender disse omkostninger, forudsat at de er rimelige og hensigtsmæssige.
Artikel 31
Regionalt samarbejde mellem transmissionssystemoperatørerne
1.   Transmissionssystemoperatørerne etablerer regionalt samarbejde inden for rammerne af ENTSO for gas for at bidrage til gennemførelsen af aktiviteterne omhandlet i artikel 26, stk. 1, 2 og 3.
2.   Transmissionssystemoperatørerne fremmer driftsordninger, der er med til at sikre den bedst mulige forvaltning af nettet, og fremmer udviklingen af energibørser, den koordinerede fordeling af grænseoverskridende kapacitet gennem ikkediskriminerende markedsbaserede løsninger, der tager behørigt hensyn til de specifikke fordele ved implicitte auktioner med henblik på kortfristede tildelinger, og integreringen af mekanismerne for balancering.
3.   Med henblik på at nå de i denne artikels stk. 1 og 2 fastsatte mål tillægges Kommissionen beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 80 for at supplere denne forordning ved at fastlægge definitionen af det geografiske område, som den enkelte regionale samarbejdsstruktur dækker, under hensyntagen til de eksisterende regionale samarbejdsstrukturer. Hver medlemsstat har lov til at fremme samarbejde i mere end et geografisk område.
Med henblik på udarbejdelsen af de delegerede retsakter, der er omhandlet i første afsnit, hører Kommissionen ACER og ENTSO for gas.
Artikel 32
EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas
ENTSO for gas vedtager og offentliggør den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas hvert andet år. Den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas skal omfatte modellering af det integrerede net, udvikling af scenarier, en europæisk prognose om forsyningens tilstrækkelighed og en vurdering af systemets modstandsdygtighed, herunder infrastruktur, som skal tages ud af drift.
Den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas skal navnlig:
a)
bygge på nationale investeringsplaner og kapitel IV i forordning (EU) 2022/869
b)
med hensyn til grænseoverskridende sammenkoblingslinjer også bygge på de rimelige behov, som forskellige netbrugere kan have, og integrere langfristede forpligtelser fra investorer som omhandlet i artikel 55, stk. 7, i direktiv (EU) 2024/1788, og
c)
identificere investeringsmangler, navnlig hvad den grænseoverskridende kapacitet angår.
Med hensyn til stk. 2, litra c), kan en gennemgang af de hindringer for øget grænseoverskridende kapacitet i nettet, som foranlediges af forskelle i godkendelsesprocedurer eller -praksis, vedlægges som bilag til den EU-dækkende netudviklingsplan for naturgas.
Artikel 33
Gennemsigtighedskrav vedrørende transmissionssystemoperatører
1.   Transmissionssystemoperatører offentliggør detaljerede oplysninger om den kapacitet og de tjenester, de tilbyder, og de dertil knyttede betingelser tillige med de tekniske oplysninger, der er nødvendige, for at netbrugerne kan opnå effektiv netadgang.
2.   Transmissionssystemoperatører eller relevante regulerende myndigheder offentliggør med henblik på at sikre gennemsigtige, objektive og ikkediskriminerende tariffer samt for at fremme naturgasnettets effektive anvendelse rimelige og tilstrækkeligt dokumenterede oplysninger om tariffernes beregning, metode og struktur.
3.   For de tjenester, der tilbydes, offentliggør den enkelte transmissionssystemoperatør jævnligt numeriske oplysninger vedrørende teknisk, aftalt og ledig kapacitet for alle relevante punkter, herunder indfødningspunkter og udtagspunkter, på en brugervenlig, standardiseret måde i overensstemmelse med retningslinjerne fastsat i bilag I.
4.   De relevante punkter i et transmissionssystem, der skal offentliggøres oplysninger om, skal godkendes af de kompetente myndigheder efter høring af netbrugerne.
5.   Transmissionssystemoperatører skal altid forelægge de oplysninger, der kræves i henhold til denne forordning, på en meningsfuld, kvantificerbart klar, let tilgængelig og ikkediskriminerende måde.
6.   Transmissionssystemoperatører offentliggør både fremadrettede og bagudrettede oplysninger om udbud og efterspørgsel på grundlag af nomineringer og tildelinger, prognoser og realiserede strømme ind og ud af systemet. Den regulerende myndighed sikrer, at alle sådanne oplysninger offentliggøres. De offentliggjorte oplysningers detaljeringsgrad skal afspejle de oplysninger, transmissionssystemoperatøren råder over.
Transmissionssystemoperatørerne offentliggør de foranstaltninger, der træffes for at skabe balance i systemet, såvel som de udgifter og indtægter, foranstaltningerne medfører.
De berørte markedsdeltagere stiller de i denne artikel omhandlede data til rådighed for transmissionssystemoperatørerne.
7.   Transmissionssystemoperatørerne offentliggør detaljerede oplysninger om kvaliteten af naturgas, som transporteres i deres net, og som kan påvirke netbrugerne, i medfør af artikel 16 og 17 i forordning (EU) 2015/703.
Artikel 34
Gennemsigtighedskrav vedrørende naturgaslagerfaciliteter, brintlagerfaciliteter, LNG-faciliteter og brintterminaler
1.   LNG-systemoperatører, naturgaslagersystemoperatører, brintterminaloperatører og brintlageroperatører offentliggør detaljerede oplysninger om alle tjenester, de tilbyder, og de dertil knyttede betingelser tillige med de tekniske oplysninger, der er nødvendige, for at brugerne af LNG-faciliteter, naturgaslagerfaciliteter, og brintlagerfaciliteter og brintterminaler kan opnå reel adgang til LNG-faciliteter, naturgaslagerfaciliteter, brintlagerfaciliteter og brintterminaler. De regulerende myndigheder kan anmode disse operatører om at offentliggøre eventuelle yderligere oplysninger, der er relevante for systembrugerne.
2.   LNG-systemoperatørerne stiller brugervenlige midler til rådighed til beregning af tariffer for de disponible tjenester.
3.   For de ydelser, der tilbydes, offentliggør LNG-systemoperatører, naturgaslagersystemoperatører, brintterminaloperatører og brintlageroperatører jævnligt offentliggøre numeriske oplysninger om aftalt og disponibel kapacitet på LNG-facilitet, naturgaslagerfaciliteter, brintlagerfaciliteter og brintterminaler på en brugervenlig, standardiseret måde.
4.   LNG-systemoperatører, naturgaslagersystemoperatører, brintterminaloperatører og brintlageroperatører forelægger de oplysninger, der kræves i henhold til denne forordning, på en meningsfuld, kvantificerbart klar, let tilgængelig og ikkediskriminerende måde.
5.   LNG-systemoperatører, naturgaslagersystemoperatører, brintterminaloperatører og brintlageroperatører offentliggør mængden af naturgas eller brint i hver LNG-facilitet, naturgaslagerfacilitet brintlagerfacilitet og brintterminal eller gruppe af lagerfaciliteter, hvis dette er måden, hvorpå systembrugerne tilbydes adgang, strømmene ind og ud af faciliteten samt den disponible kapacitet på LNG-faciliteter, naturgaslagerfaciliteter, brintlagerfaciliteter og brintterminaler, også for de faciliteter, der er fritaget for tredjepartsadgang. Oplysningerne meddeles også til transmissionssystemoperatøren eller til brintnetoperatøren for brintlagre og -terminaler, der offentliggør dem som aggregerede tal for hvert system eller delsystem defineret ved de relevante punkter. Oplysningerne ajourføres mindst en gang om dagen.
Hvis en naturgas- eller brintlagerfacilitetsbruger er eneste bruger af en naturgaslagerfacilitet eller brintlagerfacilitet, kan naturgas- eller brintlagersystembrugeren indsende en begrundet anmodning om fortrolig behandling af de i første afsnit omhandlede data til den regulerende myndighed. Hvis den regulerende myndighed konkluderer, at en sådan anmodning er berettiget, idet der navnlig tages hensyn til behovet for at afveje den legitime interesse i beskyttelse af forretningshemmeligheder, hvis offentliggørelse ville påvirke lagerbrugerens overordnede forretningsstrategi negativt, over for målet om at skabe konkurrencebaserede indre markeder for naturgas og brint, kan den tillade, at naturgaslagersystemoperatøren eller brintlageroperatøren i højst et år ikke offentliggør de i første afsnit omhandlede data.
Andet afsnit finder anvendelse, uden at det berører forpligtelserne omhandlet i første afsnit, medmindre de aggregerede data er identiske med de individuelle data for naturgas- eller brint lagersystemet, som efter godkendelse fra den regulerende myndighed ikke skal offentliggøres.
6.   For at sikre gennemsigtige, objektive og ikkediskriminerende tariffer og fremme en effektiv udnyttelse af infrastrukturerne offentliggør LNG-systemoperatører, naturgaslagersystemoperatører, brintterminaloperatører og brintlageroperatører eller de relevante regulerende myndigheder tilstrækkeligt detaljerede oplysninger om tarifafvigelser, metoder og tarifstruktur under reguleret tredjepartsadgang. LNG-faciliteter, der har fået en undtagelse i henhold til artikel 78 i denne forordning, artikel 22 i direktiv 2003/55/EF og artikel 36 i direktiv 2009/73/EF, og naturgaslagersystemoperatører, der er omfattet af systemet med forhandlet tredjepartsadgang, offentliggør tariffer for infrastruktur for at sikre en tilstrækkelig grad af gennemsigtighed.
LNG-systemoperatørerne og naturgaslagersystemoperatørerne offentliggør hver på en gennemsigtig, kontinuerlig og brugervenlig måde de oplysninger, der kræves i denne artikel, på en fælles europæisk platform, der vedligeholdes af disse operatører.
Artikel 35
Systemoperatørernes journalføring
Transmissionssystemoperatører, naturgaslagersystemoperatører og LNG-systemoperatører opbevarer alle de oplysninger, der er omhandlet i artikel 33 og 34 og bilag I, afsnit 3, i mindst fem år, således at de står til rådighed for de nationale myndigheder, herunder de regulerende myndigheder og den nationale konkurrencemyndigheder, samt Kommissionen.
Afdeling 4
Drift af distributionssystemer
Artikel 36
Uafbrydelig kapacitet til vedvarende gas og kulstoffattig gas i distributionssystemet
1.   Distributionssystemoperatørerne sørger for uafbrydelig kapacitet med henblik på at sikre adgangen for produktionsfaciliteter for vedvarende gas og kulstoffattig gas, der er tilkoblet deres net. Til dette formål udarbejder distributionssystemoperatørerne i samarbejde med hinanden og transmissionssystemoperatørerne procedurer og ordninger, herunder investering, for at sikre tilbagegående strømme fra distributionsnettet til transmissionsnettet. Større investering i naturgastransmissionsnettet som følge af behovet for yderligere kapacitet i distributionsnettet skal afspejles i den tiårige netudviklingsplan i overensstemmelse med artikel 55, stk. 2, litra a), i direktiv (EU) 2024/1788.
2.   Stk. 1 berører ikke distributionssystemoperatørernes mulighed for at udvikle alternativer til investering i tilbagegående strømme såsom intelligente netløsninger eller tilkobling til andre netoperatører. Adgangen til uafbrydelig kapacitet kan begrænses til at tilbyde kapacitet med forbehold af driftsmæssige begrænsninger, således at infrastruktursikkerheden og den økonomiske effektivitet sikres. Den regulerende myndighed sikrer, at distributionssystemoperatører indfører eventuelle begrænsninger i uafbrydelig kapacitet eller driftsmæssige begrænsninger på grundlag af gennemsigtige og ikkediskriminerende procedurer og ikke skaber unødige hindringer for markedsadgang. Hvis produktionsfaciliteten bærer omkostningerne ved at sikre den uafbrydelige kapacitet, må der ikke anvendes begrænsninger.
Artikel 37
Samarbejde mellem distributionssystemoperatører og transmissionssystemoperatører
Distributionssystemoperatører samarbejder med andre distributionssystemoperatører og med transmissionssystemoperatører om at koordinere vedligeholdelsen, systemudviklingen, nye tilkoblinger, dekommissioneringen og systemdriften med det formål at sikre systemintegriteten og maksimere kapaciteten og minimere brugen af brændselsgas.
Artikel 38
Gennemsigtighedskrav vedrørende distributionssystemoperatører
Hvis distributionssystemoperatørerne har ansvaret for at styre gaskvaliteten i deres net, skal de offentliggøre detaljerede oplysninger om kvaliteten af naturgas, som transporteres i deres net, og som kan påvirke netbrugerne, i medfør af artikel 16 og 17 i forordning (EU) 2015/703.
Artikel 39
Europæisk enhed for distributionssystemoperatører
Distributionssystemoperatører, der driver et naturgassystem, skal samarbejde, og brintdistributionsnetoperatører, der driver et brintnet, kan samarbejde, på EU-plan gennem EU DSO-enheden, for at fremme gennemførelsen af et velfungerende indre marked for naturgas, samarbejde om udviklingen af brintmarkedet og fremme optimal forvaltning og en koordineret drift af distributions- og transmissionssystemer.
Registrerede medlemmer kan deltage direkte i EU DSO-enheden eller være repræsenteret af en national sammenslutning, der er udpeget af medlemsstaten, eller af en sammenslutning på EU-plan.
Omkostningerne ved aktiviteterne i EU DSO-enheden afholdes af de distributionssystemoperatører og brintdistributionsnetoperatører, som er registrerede medlemmer, og tages i betragtning ved tarifberegningen. De regulerende myndigheder godkender omkostninger, forudsat at de er rimelige og forholdsmæssige, og skal give en begrundelse, hvis de ikke godkendes.
Artikel 40
Ændring af de principielle regler og procedurer for EU DSO-enheden
1.   De vigtigste regler og procedurer for EU DSO-enheden i henhold til artikel 54 i forordning (EU) 2019/943 finder også anvendelse på distributionssystemoperatører, der driver et naturgassystem, og brintdistributionsnetoperatører.
2.   Den strategiske rådgivningsgruppe, der er omhandlet i artikel 54, stk. 2, litra f), i forordning (EU) 2019/943, består også af repræsentanter for sammenslutninger, der repræsenterer europæiske distributionssystemoperatører, der driver et naturgassystem, eller europæiske brintdistributionsnetoperatører.
3.   Senest den 5. august 2025 forelægger EU DSO-enheden Kommissionen og ACER et udkast til ajourførte vedtægter, herunder en adfærdskodeks, en liste over registrerede medlemmer, et udkast til ajourført forretningsorden, herunder forretningsorden for høring af ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas og andre interessenter, og udkast til ajourførte regler for finansiering.
Udkastet til EU DSO-enhedens ajourførte forretningsorden skal sikre en retfærdig og afbalanceret repræsentation af alle deltagende distributionssystemoperatører, herunder dem, der ejer eller driver naturgassystemer, og af brintdistributionsnetoperatører.
4.   Senest fire måneder efter modtagelsen af de dokumenter, der er forelagt i medfør af stk. 3, afgiver ACER sin udtalelse til Kommissionen efter at have hørt organisationer, der repræsenterer alle interessenter, navnlig distributionssystembrugerne, herunder kunderne.
5.   Senest tre måneder efter modtagelsen af ACER's udtalelse afgiver Kommissionen en udtalelse om de dokumenter, der er forelagt i medfør af stk. 3, under hensyntagen til ACER's udtalelse omhandlet i stk. 4.
6.   Senest tre måneder efter modtagelsen af Kommissionens positive udtalelse vedtager og offentliggør distributionssystemoperatørerne EU DSO's ajourførte vedtægter, forretningsorden og regler for finansiering.
7.   De i stk. 3 omhandlede dokumenter forelægges Kommissionen og ACER, såfremt de ændres, eller på begrundet anmodning af en af disse. Kommissionen og ACER kan afgive udtalelse i overensstemmelse med den proces, der er fastsat i stk. 3, 4 og 5.
Artikel 41
EU DSO-enhedens yderligere opgaver
1.   EU DSO-enheden varetager de opgaver, der er anført i artikel 55, stk. 1, litra a)-e), i forordning (EU) 2019/943, og udfører de aktiviteter, der er anført i nævnte forordnings artikel 55, stk. 2, litra c), d) og e), også for så vidt angår naturgasdistributionssystemer eller brintdistributionsnet.
2.   Ud over de opgaver, der er anført i artikel 55, stk. 1, i forordning (EU) 2019/943, deltager EU DSO-enheden i udviklingen af netregler af relevans for driften og planlægningen af distributionsnet og den koordinerede drift af transmissionsnet og distributionsnet i henhold til nærværende forordning og bidrager til at begrænse flygtige metanemissioner fra naturgassystemet.
Når EU DSO-enheden deltager i udviklingen af nye netregler i henhold til nærværende forordnings artikel 71, skal den overholde de høringskrav, der er fastsat i artikel 56 i forordning (EU) 2019/943.
3.   Foruden de aktiviteter, der er anført i artikel 55, stk. 2, i forordning (EU) 2019/943, skal EU DSO-enheden:
a)
samarbejde med ENTSO for gas og ENNOH om at overvåge gennemførelsen af de netregler og retningslinjer, der vedtages i henhold til nærværende forordning, af relevans for drift og planlægning af distributionsnet for naturgas og brint og den koordinerede drift af transmissions- og distributionsnet og brinttransmissions- og -distributionsnet
b)
samarbejde med ENTSO og ENNOH for gas og vedtage bedste praksis om den koordinerede drift og planlægning af transmissions- og distributionssystemer og brinttransmissions- og -distributionsnet, herunder om spørgsmål såsom dataudvekslingen mellem operatører og koordineringen af distribuerede energiressourcer
c)
arbejde med at afdække bedste praksis for gennemførelsen af resultaterne af vurderingerne i henhold til artikel 23, stk. 1b, i direktiv (EU) 2018/2001, og artikel 25 i direktiv (EU) 2023/1791 og for samarbejdet mellem operatører af eldistributionssystemer, naturgasdistributionssystemer, brintdistributionsnet og fjernvarme- og fjernkølingssystemer, herunder med henblik på vurderingen i henhold til artikel 24, stk. 8, i direktiv (EU) 2018/2001, herunder anbefalinger vedrørende den passende placering af elektrolysatorer med det formål at sikre, at overskudsvarme anvendes i fjernvarmenet.
4.   EU DSO-enheden leverer input til ENTSO for gas med henblik på dettes rapportering om gaskvalitet for så vidt angår de distributionssystemer, hvor distributionssystemoperatørerne er ansvarlige for at styre gaskvaliteten, som omhandlet i artikel 26, stk. 3.
5.   EU DSO-enheden leverer input til ENNOH til rapport om overvågning af brintkvaliteten, som skal vedtages i medfør af denne forordnings artikel 59, stk. 1, litra j), for så vidt angår de brintdistributionsnet, hvor brintdistributionsnetoperatørerne er ansvarlige for at styre brintkvaliteten i henhold til artikel 50 i direktiv (EU) 2024/1788.
Afdeling 5
Efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas og mekanisme til støtte for markedsudviklingen af brint
Artikel 42
Mekanisme til efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas
Kommissionen opretter en mekanisme til frivillig efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas i henhold til artikel 43-49.
Artikel 43
Kontrakt med en serviceleverandør
1.   Uanset artikel 176 i forordning (EU, Euratom) 2018/1046 kan Kommissionen gennem de relevante udbudsprocedurer i henhold til forordning (EU, Euratom) 2018/1046 indgå kontrakter om de nødvendige tjenesteydelser fra en eller flere enheder, der er etableret i Unionen, med henblik på at gennemføre det mål, der er fastsat i nærværende forordnings artikel 42.
2.   Når Kommissionen udvælger en serviceleverandør, skal den gøre dette på grundlag af kriterier, som sikrer det indre markeds integritet, som sikrer konkurrence og forsyningssikkerhed, og som er i overensstemmelse med artikel 44. Kommissionen præciserer de krav, der gælder for serviceleverandøren, i de relevante udbudsbetingelser.
Artikel 44
Kriterier for udvælgelse af serviceleverandøren
1.   Serviceleverandøren udvælges af Kommissionen blandt enheder, der opfylder følgende kriterier for godkendelse:
a)
serviceleverandøren er etableret og har sit driftssted på en medlemsstats område
b)
serviceleverandøren og dennes underleverandører må ikke være:
i)
omfattet af Unionens restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 29 i TEU eller artikel 215 i TEUF, der består i et forbud mod tilrådighedsstillelse eller overførsel af pengemidler eller økonomiske ressourcer eller mod at yde finansiering eller finansiel bistand til dem direkte eller indirekte eller i indefrysning af aktiver, eller
ii)
direkte eller indirekte ejet eller kontrolleret af eller handle på vegne af eller efter anvisning fra fysiske eller juridiske personer, enheder eller organer, der er omfattet af Unionens sådanne restriktive foranstaltninger.
2.   Uden at det berører andre due diligence-forpligtelser, skal der indføres kontraktlige forpligtelser mellem Kommissionen og serviceleverandøren for at sikre, at serviceleverandøren ved udførelsen af sine opgaver i henhold til artikel 45 hverken direkte eller indirekte gør pengemidler eller økonomiske ressourcer tilgængelige eller til gavn for fysiske eller juridiske personer, enheder eller organer, som:
a)
er omfattet af Unionens restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 29 i TEU eller artikel 215 i TEUF, der består i et forbud mod tilrådighedsstillelse eller overførsel af pengemidler eller økonomiske ressourcer eller mod at yde finansiering eller finansiel bistand til dem direkte eller indirekte eller i indefrysning af aktiver, eller
b)
direkte eller indirekte er ejet eller kontrolleret af eller handler på vegne af eller efter anvisning fra fysiske eller juridiske personer, enheder eller organer, der er omfattet af Unionens sådanne restriktive foranstaltninger.
3.   Serviceleverandøren må ikke være en del af en vertikalt integreret virksomhed, bortset fra en enhed, der er adskilt i overensstemmelse med kapitel IX i direktiv (EU) 2024/1788.
Artikel 45
Serviceleverandørens opgaver
1.   Serviceleverandøren tilrettelægger opgaverne med efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas. Serviceleverandøren kan navnlig, men ikke udelukkende, gennemføre følgende elementer:
a)
vurdering og aggregering af efterspørgslen fra naturgasvirksomheder og naturgasforbrugende virksomheder
b)
indsamling af tilbud fra naturgasleverandører eller -producenter med henblik på at matche sådanne tilbud med den aggregerede efterspørgsel
c)
fordeling af udbudstilbud til deltagere i efterspørgselsaggregering under hensyntagen til en forholdsmæssig fordeling mellem mindre og større deltagere afhængigt af den indsendte efterspørgselsmængde
d)
levering af alle tilknyttede hjælpefunktioner, herunder tjenester, der letter indgåelsen af kontrakter om indkøb af naturgas.
Artikel 46
Deltagelse i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas
1.   Deltagelse i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas er åben for naturgasvirksomheder og naturgasforbrugende virksomheder, der er etableret i Unionen, på et ikkediskriminerende grundlag. Sådanne virksomheder er udelukket fra at deltage som leverandører, producenter og købere, hvis de:
a)
er omfattet af Unionens restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 29 i TEU eller artikel 215 i TEUF, der består i et forbud mod tilrådighedsstillelse eller overførsel af pengemidler eller økonomiske ressourcer eller mod at yde finansiering eller finansiel bistand til dem direkte eller indirekte eller i indefrysning af aktiver, eller
b)
direkte eller indirekte er ejet eller kontrolleret af eller handler på vegne af eller efter anvisning fra fysiske eller juridiske personer, enheder eller organer, der er omfattet af Unionens sådanne restriktive foranstaltninger.
2.   Der indføres kontraktlige forpligtelser for at sikre, at ingen pengemidler eller økonomiske ressourcer hverken direkte eller indirekte gøres tilgængelige eller til gavn for fysiske eller juridiske personer, enheder eller organer, som:
a)
er omfattet af Unionens restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 29 i TEU eller artikel 215 i TEUF, der består i et forbud mod tilrådighedsstillelse eller overførsel af pengemidler eller økonomiske ressourcer eller mod at yde finansiering eller finansiel bistand til dem direkte eller indirekte eller i indefrysning af aktiver, eller
b)
direkte eller indirekte er ejet eller kontrolleret af eller handler på vegne af eller efter anvisning fra fysiske eller juridiske personer, enheder eller organer, der er omfattet af Unionens sådanne restriktive foranstaltninger.
3.   Naturgasvirksomheder og naturgasforbrugende virksomheder, der er etableret i energifællesskabets kontraherende parter, kan deltage i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, forudsat at de nødvendige foranstaltninger eller ordninger for, at de kan deltage i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas i henhold til denne afdeling, er på plads.
4.   Naturgasvirksomheder og naturgasforbrugende virksomheder, der deltager i efterspørgselsaggregering, kan på et gennemsigtigt grundlag koordinere elementer i betingelserne i købskontrakten eller anvende fælles indkøbskontrakter for at opnå bedre betingelser med deres leverandører, forudsat at de overholder EU-retten, herunder EU-konkurrenceretten, navnlig artikel 101 og 102 i TEUF.
5.   Deltagere i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas indberetter følgende elementer i de indgåede kontrakter til Kommissionen eller den relevante serviceleverandør, alt efter hvad der er relevant:
a)
mængde
b)
modparter
c)
løbetid.
6.   Deltagere i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas kan indberette til Kommissionen eller den relevante serviceleverandør, alt efter hvad der er relevant, hvis matchning og udbud ikke førte til indgåelse af en forsyningskontrakt.
7.   Modtageren af de oplysninger, der er indberettet i henhold til stk. 5 og 6, sikrer, at adgangen til de fortrolige oplysninger er strengt begrænset til serviceleverandøren og til de af Kommissionens tjenestegrene, for hvilke det er absolut nødvendigt at råde over disse oplysninger. Sådanne oplysninger behandles med behørig fortrolighed.
Artikel 47
Midlertidig begrænsning af deltagelsen i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas
1.   For at beskytte Unionens og dens medlemsstaters væsentlige sikkerhedsinteresser og med henblik på at beskytte forsyningssikkerheden må naturgasforsyninger med oprindelse i og LNG-forsyninger fra LNG-faciliteter beliggende i Den Russiske Føderation eller Belarus ikke tilbydes gennem mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas før den 31. december 2025.
2.   Den udelukkelse, der er omhandlet i stk. 1, finder anvendelse på alle LNG-forsyninger med oprindelse i enhver LNG-facilitet beliggende i Den Russiske Føderation eller Belarus og naturgasforsyninger, der ankommer til medlemsstaterne eller til energifællesskabets kontraherende parter via følgende indfødningspunkter:
a)
Greifswald
b)
Lubmin II
c)
Imatra
d)
Narva
e)
Värska
f)
Luhamaa
g)
Šakiai
h)
Kotlovka
i)
Kondratki
j)
Wysokoje
k)
Tieterowka
l)
Mozyr
m)
Kobryń
n)
Sudzha (RU)/(UA)
o)
Belgorod (RU)/(UA)
p)
Valuyki (RU)/(UA)
q)
Serebryanka (RU)/(UA)
r)
Belgorod (RU)/(UA)
s)
Sokhranovka (RU)/(UA)
t)
Prokhorovka (RU)/(UA)
u)
Platovo (RU)/(UA)
v)
Strandzha 2 (BG)/Malkoclar (TR).
Artikel 48
Mulighed for at begrænse deltagelsen i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas
1.   Fra den 1. januar 2026 kan Kommissionen ved hjælp af en gennemførelsesretsakt beslutte midlertidigt at udelukke naturgas med oprindelse i eller LNG-forsyninger fra LNG-faciliteter beliggende i Den Russiske Føderation eller Belarus fra deltagelse i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, hvis det er nødvendigt for at beskytte Unionens eller en medlemsstats væsentlige sikkerhedsinteresser eller forsyningssikkerhed, forudsat at sådanne foranstaltninger:
a)
ikke unødigt forstyrrer funktionen af det indre marked for naturgas og grænseoverskridende naturgasstrømme mellem medlemsstaterne og ikke underminerer Unionens eller en medlemsstats forsyningssikkerhed
b)
respekterer princippet om energisolidaritet
c)
træffes i overensstemmelse med Unionens eller medlemsstaternes rettigheder og forpligtelser over for tredjelande.
2.   I tilstrækkelig god tid inden den første udbudsrunde i 2026 vurderer Kommissionen, om alle betingelserne i stk. 1 er opfyldt, med henblik på at træffe afgørelse om eventuelle foranstaltninger, der er omhandlet deri. En sådan afgørelse er gyldig i op til et år og kan forlænges, hvis det er berettiget.
Kommissionen vurderer løbende, om betingelserne i stk. 1 er opfyldt, og holder Europa-Parlamentet og Rådet behørigt underrettet om sine vurderinger, herunder den vurdering, der er omhandlet i nærværende stykkes første afsnit.
3.   Under hensyntagen til behovet for at sikre Unionens forsyningssikkerhed kan de foranstaltninger, som Kommissionen træffer i henhold til stk. 1, tage sigte på at diversificere naturgas- eller LNG-forsyningerne med henblik på at mindske afhængigheden af russisk naturgas, hvis det kan påvises, at sådanne foranstaltninger er nødvendige for at beskytte Unionens og medlemsstaternes væsentlige sikkerhedsinteresser.
4.   Afgørelser omhandlet i stk. 1 skal indeholde en liste over:
a)
alle indfødningspunkter fra Den Russiske Føderation eller Belarus eller andre tredjelande, der fungerer som transitlande, som ikke må anvendes til levering af naturgasforsyninger, der er omfattet af efterspørgselsaggregering og fælles indkøb, og
b)
alle LNG-faciliteter beliggende i Den Russiske Føderation eller Belarus.
Naturgasleverandører eller -producenter, der deltager i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, skal give sikkerhed for overholdelsen af artikel 47 og de afgørelser, der vedtages i henhold til nærværende artikels stk. 1.
5.   Kommissionen træffer passende foranstaltninger for at sikre en effektiv anvendelse af denne artikel og af artikel 47 og kan kræve af naturgasleverandører eller -producenter, der deltager i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, alle de oplysninger, der er nødvendige for at bistå den i denne opgave, herunder forelæggelse for køberne af de relevante forsendelsesdokumenter i forbindelse med leveringen af naturgasforsyningerne, hvor det er teknisk gennemførligt.
Artikel 49
Styringsråd
1.   For at lette koordineringen og informationsudvekslingen i forbindelse med mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas bistås Kommissionen af et styringsråd.
2.   Styringsrådet sammensættes af repræsentanter for medlemsstaterne og en repræsentant for Kommissionen. Medlemsstaternes deltagelse er frivillig og afhænger navnlig af styringsrådets dagsorden. Repræsentanterne for energifællesskabets kontraherende parter kan på opfordring fra Kommissionen deltage i møder i ad hoc-styringsrådet om alle spørgsmål af fælles interesse. Kommissionen leder styringsrådet.
Artikel 50
Garantier
Medlemsstaterne kan for så vidt angår deltagere, der er etableret på deres område, eller andre relevante interessenter yde likviditetsstøtte, herunder garantier, til deltagere i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, i overensstemmelse med statsstøttereglerne, hvor det er relevant, navnlig hvis den kompetente myndighed i den relevante medlemsstat har erklæret et af de kriseniveauer, der er omhandlet i artikel 11, stk. 1, i forordning (EU) 2017/1938.
Artikel 51
Rapportering
Kommissionen aflægger regelmæssigt rapport til styringsrådet og forelægger en årlig rapport for Europa-Parlamentet og Rådet om, hvordan mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas fungerer.
De oplysninger, der forelægges i rapporten, skal som minimum omfatte:
a)
oplysninger om antallet af naturgasvirksomheder og naturgasmængder, der deltager i mekanismen for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas
b)
oplysninger om antallet af indgåede kontrakter og de deraf følgende naturgasmængder, der er henholdsvis indgået kontrakt om og leveret til Unionen
c)
en beskrivelse af de gældende regler i udbudsrunder til deltagere i efterspørgselsaggregering og naturgasleverandører eller -producenter
d)
en oversigt over mekanismens samlede omkostninger for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas, herunder serviceleverandørens udgifter
e)
enhver større udvikling af mekanismens funktion for efterspørgselsaggregering og fælles indkøb af naturgas.
Artikel 52
Mekanisme til støtte for markedsudviklingen af brint
1.   Kommissionen kan oprette en mekanisme til støtte for markedsudviklingen af brint, herunder de elementer, der er anført i stk. 2, og som skal gennemføres inden for rammerne af Den Europæiske Brintbanks aktiviteter. Denne frivillige mekanisme kan anvendes indtil den 31. december 2029.
2.   Kommissionen kan ved analog anvendelse af proceduren fastsat i artikel 43 og 44 indgå aftale med den relevante serviceleverandør om navnlig, men ikke udelukkende, at gennemføre følgende elementer:
a)
indsamling og behandling af markedsdata om f.eks. tilgængelighed af infrastruktur eller udvikling af brintstrømme og -priser for at øge gennemsigtigheden af markedsudviklingen for brint
b)
indsamling og vurdering af efterspørgslen fra aftagere
c)
indsamling af tilbud på brint fra leverandører
d)
adgang til relevante og nødvendige oplysninger, der er indsamlet i henhold til dette stykke, til leverandører og aftagere på grundlag af disses samtykke og i henhold til Unionens konkurrenceregler.
3.   For at bidrage til de dekarboniseringsmål, der er fastsat i denne forordning, kan medlemsstaterne sikre likviditetsstøtte, herunder garantier, for brint inden for rammerne af Den Europæiske Brintbanks aktiviteter og i overensstemmelse med statsstøttereglerne, hvor det er relevant.
4.   Koordinering og informationsudveksling i forbindelse med den mekanisme, der er omhandlet i stk. 1, kan lettes af den relevante koordinationsgruppe, der er adskilt fra ekspertgrupper, der beskæftiger sig med naturgas.
For så vidt angår brint oprettes en sådan koordinationsgruppe, og den udfører sine aktiviteter under aktiviteterne i Den Europæiske Brintbank.
5.   Inden udløbet af den mekanisme, der er omhandlet i stk. 1, forelægger Kommissionen Europa-Parlamentet og Rådet en rapport med dens vurdering af mekanismens resultater. Kommissionen vurderer navnlig denne mekanismes bidrag til udviklingen af brintmarkedet i Unionen.
Hvor det er relevant, kan denne vurdering ledsages af et lovgivningsforslag om udvikling af en mekanisme for frivillig efterspørgselsaggregering og frivilligt fælles indkøb af brint.
Artikel 53
Deltagelse i mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint
1.   Deltagelse i mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint er åben for brintvirksomheder og brintforbrugende virksomheder, der er etableret i Unionen, på et ikkediskriminerende grundlag. Sådanne virksomheder er udelukket fra at deltage som leverandører og aftagere, hvis de:
a)
er omfattet af Unionens restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 29 i TEU eller artikel 215 i TEUF, der består i et forbud mod tilrådighedsstillelse eller overførsel af pengemidler eller økonomiske ressourcer eller mod at yde finansiering eller finansiel bistand til dem direkte eller indirekte eller i indefrysning af aktiver, eller
b)
direkte eller indirekte er ejet eller kontrolleret af eller handler på vegne af eller efter anvisning fra fysiske eller juridiske personer, enheder eller organer, der er omfattet af Unionens sådanne restriktive foranstaltninger.
2.   Der indføres kontraktlige forpligtelser for at sikre, at ingen pengemidler eller økonomiske ressourcer hverken direkte eller indirekte gøres tilgængelige eller til gavn for fysiske eller juridiske personer, enheder eller organer, som:
a)
er omfattet af Unionens restriktive foranstaltninger vedtaget i henhold til artikel 29 i TEU eller artikel 215 i TEUF, der består i et forbud mod tilrådighedsstillelse eller overførsel af pengemidler eller økonomiske ressourcer eller mod at yde finansiering eller finansiel bistand til dem direkte eller indirekte eller i indefrysning af aktiver, eller
b)
direkte eller indirekte er ejet eller kontrolleret af eller handler på vegne af eller efter anvisning fra fysiske eller juridiske personer, enheder eller organer, der er omfattet af Unionens sådanne restriktive foranstaltninger.
3.   Brintvirksomheder og brintforbrugende virksomheder, der er etableret i energifællesskabets kontraherende parter, kan deltage i mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint, forudsat at de nødvendige foranstaltninger eller ordninger for, at de kan deltage i mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint på de deri fastsatte betingelser, er på plads i medfør af denne artikel og af artikel 52 og 54.
Artikel 54
Mulighed for at begrænse deltagelsen i mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint
1.   Kommissionen kan ved hjælp af en gennemførelsesretsakt beslutte midlertidigt at udelukke tilbud på brintleverancer med oprindelse i Den Russiske Føderation eller Belarus fra deltagelse i mekanismen til støtte for markedsudviklingen af brint, hvis det er nødvendigt for at beskytte Unionens eller en medlemsstats væsentlige sikkerhedsinteresser eller forsyningssikkerhed, forudsat at sådanne foranstaltninger:
a)
ikke unødigt forstyrrer funktionen af det indre marked for brint og ikke underminerer Unionens eller en medlemsstats forsyningssikkerhed
b)
respekterer princippet om energisolidaritet
c)
træffes i overensstemmelse med Unionens eller medlemsstaternes rettigheder og forpligtelser over for tredjelande.
2.   I tilstrækkelig god tid inden den første indsamling af tilbud vurderer Kommissionen, om alle betingelserne i stk. 1 er opfyldt, med henblik på at træffe afgørelse om eventuelle foranstaltninger, der er omhandlet deri. En sådan afgørelse er gyldig i op til et år og kan forlænges, hvis det er berettiget.
Kommissionen vurderer løbende, om betingelserne i stk. 1 er opfyldt, og holder Europa-Parlamentet og Rådet behørigt underrettet om sine vurderinger, herunder den vurdering, der er omhandlet i nærværende stykkes første afsnit.
3.   Kommissionen træffer passende foranstaltninger for at sikre en effektiv anvendelse af denne artikel.
KAPITEL III
REGLER FOR BRINTNET
Artikel 55
Grænseoverskridende koordinering med hensyn til brintkvaliteten
1.   Brinttransmissionsnetoperatørerne samarbejder for at undgå begrænsninger af brintstrømme på tværs af grænserne, der skyldes forskelle i brintkvaliteten, for at opfylde kvalitetskravene til forskellige slutanvendelser i overensstemmelse med gældende brintkvalitetsstandarder.
2.   Hvis en begrænsning af de grænseoverskridende strømme, der skyldes forskelle i brintkvaliteten, ikke kan undgås af de pågældende brinttransmissionsnetoperatører inden for rammerne af deres normale drift, underretter de straks de berørte regulerende myndigheder. Oplysningerne skal omfatte en beskrivelse af og en begrundelse for de foranstaltninger, som brinttransmissionsnetoperatørerne allerede har truffet.
3.   De berørte regulerende myndigheder aftaler i fællesskab senest seks måneder efter modtagelsen af de i stk. 2 omhandlede oplysninger, om begrænsningen skal anerkendes.
4.   Hvis de berørte regulerende myndigheder anerkender begrænsningen i medfør af stk. 3, anmoder de de pågældende brinttransmissionsnetoperatører om senest 12 måneder efter anerkendelsen af begrænsningen som omhandlet i nævnte stykke at tage følgende tiltag i den anførte rækkefølge:
a)
at samarbejde om at udforme teknisk gennemførlige løsninger med henblik på at fjerne den anerkendte begrænsning
b)
at foretage en fælles cost-benefit-analyse af de teknisk gennemførlige løsninger for at udpege økonomisk effektive løsninger med en udspecificering af omkostningerne og fordelene for de forskellige kategorier af berørte parter
c)
at beregne et overslag over den tid, det tager at gennemføre hver mulig løsning
d)
at foretage en offentlig høring om de udpegede gennemførlige løsninger og tage hensyn til resultaterne af denne høring
e)
at udarbejde et fælles forslag til, hvordan den anerkendte begrænsning fjernes, på grundlag af cost-benefit-analysen og resultaterne af den offentlige høring og med en tidsramme for dens gennemførsel, og forelægge det for deres berørte regulerende myndigheder med henblik på godkendelse og for de andre berørte medlemsstaters kompetente nationale myndigheder til orientering.
5.   Hvis de pågældende brinttransmissionsnetoperatører ikke når til enighed om at indgive et fælles forslag i henhold til stk. 4, litra e), underretter hver enkelt brinttransmissionsnetoperatør straks sin regulerende myndighed.
6.   De berørte regulerende myndigheder træffer en fælles koordineret afgørelse om at fjerne den anerkendte begrænsning under hensyntagen til den cost-benefit-analyse, som de pågældende brinttransmissionsnetoperatører har gennemført, og resultaterne af den offentlige høring, der er gennemført i medfør af denne artikels stk. 4, litra d), senest for seks måneder efter modtagelsen af de i denne artikels stk. 5 omhandlede oplysninger, i overensstemmelse med artikel 6, stk. 10, i forordning (EU) 2019/942.
7.   De berørte regulerende myndigheders fælles koordinerede afgørelse, der er omhandlet i stk. 6, skal omfatte en afgørelse om fordelingen af de investeringsomkostninger, som hver brinttransmissionsnetoperatør skal afholde ved gennemførelsen af den aftalte løsning, samt om deres indregning i tarifferne efter den 1. januar 2033, idet der tages hensyn til de økonomiske, sociale og miljømæssige omkostninger og fordele ved løsningen i de berørte medlemsstater.
8.   ACER kan udstede henstillinger til de regulerende myndigheder om enkelthederne i sådanne afgørelser om omkostningsfordeling som omhandlet i stk. 7.
9.   Kan de berørte regulerende myndigheder ikke nå til enighed som omhandlet i denne artikels stk. 3, træffer ACER en afgørelse om begrænsningen i overensstemmelse med artikel 6, stk. 10, i forordning (EU) 2019/942. Anerkender ACER begrænsningen, anmoder det de pågældende brinttransmissionsnetoperatører om inden for 12 måneder at tage de tiltag, der er omhandlet i nærværende artikels stk. 4 i den nævnte rækkefølge.
10.   Hvis de berørte regulerende myndigheder ikke kan træffe en fælles koordineret afgørelse som omhandlet i denne artikels stk. 6 og 7, træffer ACER en afgørelse om, hvilken løsning der skal anvendes til at fjerne den anerkendte begrænsning, og om fordelingen af de investeringsomkostninger, hver brinttransmissionsnetoperatør skal afholde i forbindelse med gennemførelsen af den vedtagne løsning, i overensstemmelse med artikel 6, stk. 10, i forordning (EU) 2019/942.
11.   Yderligere bestemmelser, der er nødvendige for at gennemføre denne artikel, herunder nærmere bestemmelser om en fælles bindende brintkvalitetsspecifikation for grænseoverskridende brintsamkøringslinjer, cost-benefit-analyser med henblik på at fjerne begrænsninger for grænseoverskridende strømme som følge af forskelle i brintkvalitet, interoperabilitetsregler for grænseoverskridende brintinfrastruktur, herunder håndtering af sammenkoblingsaftaler, enheder, dataudveksling, kommunikation og informationsformidling mellem relevante markedsdeltagere, fastsættes i en netregel, der udarbejdes, jf. artikel 72, stk. 1, litra b).
Artikel 56
Samarbejde mellem brintdistributionsnetoperatører og brinttransmissionsnetoperatører
Brintdistributionsnetoperatører samarbejder med andre brintdistributionsnetoperatører og med brinttransmissionsnetoperatører om at koordinere vedligeholdelsen, brintnetudviklingen, nye tilkoblinger, dekommissioneringen og driften af brintsystemet for at sikre brintsystemintegriteten med henblik på at maksimere kapaciteten og minimere energiforbruget til at drive brintsystemet.
Artikel 57
Det europæiske net af netoperatører for brint
1.   Brinttransmissionsnetoperatørerne samarbejder på EU-plan gennem ENNOH for at fremme udviklingen af et velfungerende indre marked for brint og grænseoverskridende handel og sikre optimal forvaltning, koordineret drift og holdbar teknisk udvikling af det europæiske brinttransmissionsnet.
2.   ENNOH arbejder tæt sammen med ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas om at identificere synergier og fremme systemintegration på tværs af energibærere med henblik på at lette den overordnede energisystemeffektivitet.
3.   ENNOH består af brinttransmissionsnetoperatører, der er certificeret i henhold til artikel 71 i direktiv (EU) 2024/1788.
Brinttransmissionsnetoperatører er berettigede til at blive medlem af ENNOH fra starten af den certificeringsprocedure, der gennemføres af den regulerende myndighed, forudsat at:
a)
der gennemføres en efterfølgende positiv certificering i overensstemmelse med artikel 14 i denne forordning og artikel 71 i direktiv (EU) 2024/1788 (*) senest 24 måneder efter starten af medlemskabet af ENNOH, og
b)
der som minimum udvikles brintinfrastrukturprojekter med en endelig investeringsbeslutning senest fire år efter starten af medlemskabet af ENNOH.
Brinttransmissionsnetoperatørens ENNOH-medlemskab udløber, hvis den endelige certificeringsbeslutning, der er omhandlet i andet afsnit, litra a), ikke er blevet truffet senest 24 måneder efter starten af medlemskabet af ENNOH, eller hvis den endelige investeringsbeslutning, der er omhandlet i andet afsnit, litra b), ikke er blevet truffet senest fire år efter starten af medlemskabet ENNOH.
4.   Uanset denne artikels stykke 3, er en brinttransmissionsnetoperatør, der er omfattet af en undtagelse fra artikel 68 i direktiv (EU) 2024/1788, berettiget til at blive medlem af ENNOH, forudsat at denne operatør er etableret i en medlemsstat, hvor ingen anden brinttransmissionsnetoperatør er medlem af ENNOH i henhold til nærværende artikels stk. 3. Medlemsstaterne kan udpege en sådan brinttransmissionsnetoperatør og skal forelægge enhver sådan udpegelse for ENNOH, Kommissionen og ACER. Medlemsstaterne kan til enhver tid tilbagekalde en sådan udpegelse. Hvor brinttransmissionsnetoperatøren ikke har truffet en endelig investeringsbeslutning for så vidt angår et brintinfrastrukturprojekt senest fire år efter at være blevet medlem af ENNOH, udløber denne operatørs medlemskab af ENNOH.
5.   Medlemsstater, der ikke har udpeget en brinttransmissionsnetoperatør, men som planlægger at udvikle et brinttransmissionsnet i overensstemmelse med deres integrerede nationale energi- og klimaplaner, kan udpege en enhed som associeret partner inden for ENNOH. Den berørte medlemsstat forelægger en udpegelse i henhold til dette stykke for ENNOH, Kommissionen og ACER. Den berørte medlemsstat kan til enhver tid tilbagekalde en sådan udpegelse. Denne udpegelse udløber, når en brinttransmissionsnetoperatør, der er etableret i den pågældende medlemsstat, bliver medlem af ENNOH.
6.   Når ENNOH varetager sine opgaver i henhold til EU-retten, skal det handle med det formål at etablere et velfungerende og velintegreret indre marked for brint og bidrage til en effektiv og varig opfyldelse af målene i politikrammen for klima- og energipolitikken, navnlig ved at bidrage til en effektiv integration af brint produceret fra vedvarende energikilder og til at forøge energieffektiviteten, samtidig med at brintsystemsikkerheden opretholdes. ENNOH skal have tilstrækkelige menneskelige og finansielle ressourcer til at udføre sine opgaver.
7.   Brinttransmissionsnetoperatørerne forelægger senest den 1. september 2024 Kommissionen og ACER et udkast til vedtægter for det ENNOH, der skal oprettes, en liste over dets medlemmer og et udkast til dets forretningsorden, herunder forretningsordenen for høring af interessenter.
8.   Brinttransmissionsnetoperatørerne forelægger Kommissionen og ACER ethvert udkast til ændringer af ENNOH's vedtægter, af listen over dets medlemmer og af dets forretningsorden.
9.   Senest fire måneder efter modtagelsen af de i stk. 7 omhandlede udkast til vedtægter, medlemslister og forretningsorden og de i stk. 8 omhandlede udkast til ændringer heraf forelægger ACER efter at have hørt organisationer, der repræsenterer alle interessenter, navnlig brintsystembrugerne, herunder kunder, Kommissionen en udtalelse om disse udkast til vedtægter, medlemslister og forretningsorden eller udkast til ændringer heraf.
10.   Kommissionen udsteder en udtalelse om udkastet til vedtægter, medlemslisten eller forretningsordenen, samt udkast til ændringer heraf, under hensyntagen til ACER's udtalelse, der er omhandlet i stk. 9, og senest tre måneder efter datoen for modtagelsen af nævnte udtalelse.
11.   Senest tre måneder efter modtagelsen af Kommissionens positive udtalelse vedtager og offentliggør brinttransmissionsnetoperatørerne ENNOH's vedtægter, medlemsliste og forretningsorden.
12.   De i stk. 7 omhandlede dokumenter forelægges Kommissionen og ACER, såfremt de ændres eller på begrundet anmodning af Kommissionen eller ACER. Kommissionen og ACER afgiver deres udtalelser i overensstemmelse med stk. 9, 10 og 11.
Artikel 58
Overgang til ENNOH
Indtil ENNOH er oprettet, er ENTSO for gas ansvarlig for at udarbejde de i artikel 32 og 60 omhandlede EU-dækkende netudviklingsplaner for naturgas og brint. ENTSO for gas sikrer ved varetagelsen af denne opgave en effektiv høring og deltagelse af alle markedsdeltagere, herunder deltagere fra brintmarkedet.
Artikel 59
ENNOH's opgaver
1.   ENNOH har følgende opgaver:
a)
udarbejder netregler på de i artikel 72 anførte områder med henblik på at nå de i artikel 57 fastsatte mål
b)
udarbejder sammen med ENTSO for gas, de netregler, der er omhandlet i artikel 72, stk. 1, litra f)
c)
vedtager og offentliggør hvert andet år den i artikel 60 omhandlede ikkebindende tiårige EU-dækkende netudviklingsplan for brint (»den EU-dækkende netudviklingsplan for brint«), herunder en europæisk prognose om forsyningens tilstrækkelighed
d)
samarbejder med ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas og med EU DSO-enheden
e)
udarbejder henstillinger til brinttransmissionsnetoperatører om deres tekniske samarbejde med brintdistributionsnetoperatører og med transmissionssystemoperatører og distributionssystemoperatører i Unionen
f)
udarbejder henstillinger om koordineringen af det tekniske samarbejde mellem brintnetoperatører i Unionen og i tredjelande
g)
vedtager et årligt arbejdsprogram
h)
vedtager en årsrapport
i)
vedtager en årlig prognose for brintforsyningen, der dækker de medlemsstater, hvor brint anvendes til elproduktion
j)
vedtager en rapport om overvågning af brintkvaliteten senest den 15. maj 2026 og derefter hvert andet år, herunder udviklingen i og prognoserne for den forventede udvikling i brintkvalitetsparametrene, samt oplysninger om sager vedrørende forskelle i brintkvalitetsspecifikationerne, og hvordan sådanne sager er blevet løst
k)
fremmer cybersikkerhed og databeskyttelse i samarbejde med relevante myndigheder og regulerede enheder
l)
udvikler og fremmer bedste praksis inden for opdagelse, overvågning og reduktion af brintlækager.
2.   ENNOH overvåger og analyserer gennemførelsen af de netregler og retningslinjer, som Kommissionen vedtager i overensstemmelse med artikel 72, 73 og 74, og deres virkning på harmoniseringen af gældende regler, der tager sigte på at lette udviklingen og integrationen af brintmarkedet. ENNOH aflægger rapport til ACER om resultaterne og redegør for resultaterne af analysen i den i denne artikels stk. 1, litra h), omhandlede årsrapport.
3.   ENNOH offentliggør referaterne af sin plenarforsamling og sine bestyrelses- og udvalgsmøder og oplyser regelmæssigt offentligheden om sin beslutningstagning og sine aktiviteter.
4.   Det årlige arbejdsprogram, der er omhandlet i stk. 1, litra g), skal indeholde en liste over og beskrivelse af de netregler, der skal udarbejdes, en plan for koordineringen af driften af brintnettet, en liste over den forsknings- og udviklingsindsats, der skal gennemføres i løbet af det pågældende år, og en vejledende tidsplan.
5.   ENNOH giver ACER alle de oplysninger, som ACER har brug for til varetagelsen af sine opgaver i henhold til artikel 64. For at ENNOH kan opfylde denne forpligtelse, giver brinttransmissionsnetoperatørerne ENNOH de fornødne oplysninger.
6.   ENNOH forelægger på Kommissionens anmodning denne sine synspunkter om vedtagelsen af retningslinjerne som fastlagt i artikel 74.
Artikel 60
EU-dækkende netudviklingsplan for brint
1.   Den EU-dækkende netudviklingsplan for brint skal omfatte modellering af det integrerede brintnet, udvikling af scenarier, en europæisk prognose om forsyningens tilstrækkelighed og en vurdering af systemets modstandsdygtighed.
Den EU-dækkende netudviklingsplan for brint skal navnlig:
a)
bygge på de nationale planer om udvikling af brinttransmissionsnettet som fastlagt i artikel 55 i direktiv (EU) 2024/1788, og kapitel IV i forordning (EU) 2022/869
b)
med hensyn til grænseoverskridende sammenkoblingslinjer også bygge på de rimelige behov, som forskellige netbrugere kan have, og integrere langfristede forpligtelser fra investorer som omhandlet i artikel 55, stk. 7, i direktiv (EU) 2024/1788, og
c)
redegøre for investeringsmangler, navnlig hvad angår den nødvendige grænseoverskridende kapacitet, til at gennemføre de prioriterede korridorer for brint og elektrolyseanlæg som omhandlet i bilag I, punkt 3, til forordning (EU) 2022/869.
Med henblik på andet afsnit, litra c), kan en gennemgang af de hindringer for øget grænseoverskridende kapacitet, som foranlediges af forskelle i godkendelsesprocedurer eller -praksis, vedlægges som bilag til den EU-dækkende netudviklingsplan for brint. En sådan gennemgang kan, hvor det er relevant, ledsages af en omfattende plan for at fjerne sådanne hindringer og fremskynde gennemførelsen af de prioriterede korridorer for brint og elektrolyseanlæg.
2.   ACER afgiver udtalelse om de nationale planer om udvikling af brinttransmissionsnettet, hvis dette er relevant med henblik på at vurdere deres overensstemmelse med den EU-dækkende netudviklingsplan for brint. Finder ACER uoverensstemmelser mellem en national plan for udvikling af brinttransmissionsnettet og den EU-dækkende netudviklingsplan for brint, kommer det med henstillinger vedrørende ændring af den nationale plan for udvikling af brinttransmissionsnettet eller den EU-dækkende netudviklingsplan for brint, alt efter hvad der er relevant.
3.   Ved udarbejdelsen af netudviklingsplanen for brint for hele Unionen samarbejder ENNOH med ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas, navnlig om udarbejdelsen af cost-benefit-analysen af energisystemet som helhed og den tværgående netmodel for energimarkedet, som både omfatter el-, naturgas- og brinttransportinfrastruktur såvel som naturgaslagre, brintlagre, LNG- og brintterminaler samt elektrolyseanlæg, der er omhandlet i artikel 11 i forordning (EU) 2022/869, scenarierne for de tiårige netudviklingsplaner, der er omhandlet i nævnte forordnings artikel 12, og kortlægningen af infrastrukturmangler, der er omhandlet i nævnte forordnings artikel 13.
Artikel 61
Integreret netplanlægning på EU-plan
1.   I overgangsperioden indtil den 1. januar 2027 udarbejder ENTSO for gas den EU-dækkende netudviklingsplan for brint for 2026 med fuld inddragelse af brinttransmissionsnetoperatørerne og sammen med ENNOH, så snart det er oprettet. Den EU-dækkende netudviklingsplan for brint for 2026 består af to særskilte kapitler, et for brint og et for naturgas. ENTSO for gas overfører straks til ENNOH alle oplysninger, herunder data og analyser, som den har indsamlet under udarbejdelsen af de EU-dækkende netudviklingsplaner for brint senest den 1. januar 2027.
2.   ENNOH udarbejder den EU-dækkende netudviklingsplan for brint for 2028 i henhold til denne artikel og artikel 60.
3.   ENNOH arbejder tæt sammen med ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas om at udvikle integrerede EU-dækkende netudviklingsplaner i henhold til henholdsvis artikel 32 og 60 i denne forordning og artikel 30 i forordning (EU) 2019/943. Dette samarbejde omfatter navnlig følgende:
a)
ENNOH udarbejder sammen med ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas ét sæt fælles scenarier for de tiårige netudviklingsplaner i henhold til artikel 12 i forordning (EU) 2022/869.
b)
ENNOH, ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas, der arbejder sammen, udarbejder hver især koordinerede rapporter om infrastrukturhuller inden for rammerne af de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner i henhold til artikel 13 i forordning (EU) 2022/869.
c)
Senest seks måneder efter godkendelse af rapporten om fælles scenarier i henhold til artikel 12, stk. 6, i forordning (EU) 2022/869 og hvert andet år derefter offentliggør ENNOH rapporter om infrastrukturhuller inden for rammerne af de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner.
d)
ENNOH udarbejder sammen med ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas i henhold til artikel 11 i forordning (EU) 2022/869 et udkast til metode for den enkelte sektor for en cost-benefit-analyse af brint for energisystemet som helhed og en sammenhængende og gradvis integreret model, som skal være i overensstemmelse med de metoder, der er udviklet af både ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas i henhold til artikel 11 i forordning (EU) 2022/869, og som skal skabe gennemsigtighed med hensyn til de mest omkostningseffektive løsninger på tværs af energibærere, herunder ikkeinfrastrukturbaserede løsninger.
e)
De metoder, der er omhandlet i dette stykkes litra d), anvendes ved udarbejdelsen af hver efterfølgende EU-dækkende netudviklingsplan for brint, som udvikles af ENNOH i henhold til denne forordnings artikel 60.
f)
ENNOH udarbejder de fælles scenarier, rapporter om infrastrukturhuller, udkastet til metode for den enkelte sektor og den integrerede model i overensstemmelse med artikel 11, 12 og 13 i forordning (EU) 2022/869.
g)
hvis det er nødvendigt at træffe afgørelser for at sikre systemeffektivitet som defineret i artikel 2, nr. 4), i direktiv (EU) 2023/1791 på tværs af energibærere, sikrer Kommissionen, at ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas og ENNOH arbejder tæt sammen.
h)
ENNOH, ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas samarbejder på en effektiv, inklusiv og gennemsigtig måde, de letter beslutningstagningen ved konsensus, og de udvikler de nødvendige samarbejdsordninger med henblik på at muliggøre et sådant samarbejde og sikre, at de er retfærdigt repræsenteret.
ENNOH kan sammen med ENTSO for elektricitet og ENTSO for gas nedsætte arbejdsgrupper til at opfylde dets forpligtelser i henhold til første afsnits litra a), b) og d) og sikrer en retfærdig og lige repræsentation af brint-, el- og gassektorerne i arbejdsgrupperne.
Artikel 62
Omkostninger ved ENNOH
Omkostningerne i forbindelse med udførelsen af ENNOH's opgaver, der er omhandlet i artikel 59, påhviler brinttransmissionsnetoperatørerne og medtages i tarifberegningen. De regulerende myndigheder godkender disse omkostninger, forudsat at de er rimelige og hensigtsmæssige.
Artikel 63
Høringer foretaget af ENNOH
1.   Ved udarbejdelsen af forslag i relation til de i artikel 59 omhandlede opgaver foretager ENNOH en omfattende offentlig høring på et tidligt stadium og på en åben og gennemsigtig måde med deltagelse af alle relevante markedsdeltagere, navnlig organisationer, der repræsenterer alle interessenter, i overensstemmelse med den forretningsorden, som er omhandlet i artikel 57. Høringsprocessen skal gøre det muligt at tage hensyn til bemærkninger fra interessenter før den endelige vedtagelse af forslaget, idet den tager sigte på at indhente synspunkter og forslag fra alle relevante interessenter under beslutningsprocessen. Denne høring skal også inddrage de regulerende myndigheder og andre nationale myndigheder, producenter, netbrugere, herunder kunder, tekniske organer og interessentplatforme.
2.   Alle dokumenter og mødereferater, der vedrører høringerne omhandlet i stk. 1, offentliggøres.
3.   Inden ENNOH vedtager de i artikel 59 omhandlede forslag, gør det rede for, hvorledes der er blevet taget hensyn til de kommentarer, det har modtaget under høringen. Har det ikke taget hensyn til sådanne kommentarer, skal det begrundes.
Artikel 64
ACER's overvågning af ENNOH
1.   ACER overvåger, hvordan ENNOH varetager de i artikel 59 omhandlede opgaver, og aflægger rapport om sine observationer til Kommissionen.
2.   ACER overvåger ENNOH's gennemførelse af de netregler og retningslinjer, som Kommissionen vedtager som fastsat i artikel 72, 73 og 74. Hvor ENNOH ikke har gennemført sådanne netregler eller retningslinjer, anmoder ACER ENNOH om en behørigt begrundet redegørelse for, hvorfor det ikke er sket. ACER underretter Kommissionen om denne redegørelse og afgiver sin udtalelse hertil.
3.   ENNOH forelægger ACER udkastet til den EU-dækkende netudviklingsplan for brint, udkastet til det årlige arbejdsprogram, herunder oplysninger om høringsprocessen, og de andre i artikel 59 omhandlede dokumenter med henblik på en udtalelse.
ACER forelægger inden for to måneder fra datoen for modtagelsen ENNOH og Kommissionen en behørigt begrundet udtalelse samt henstillinger, hvis det skønner, at udkastet til det årlige arbejdsprogram eller udkastet til den EU-dækkende netudviklingsplan for brint, som ENNOH har forelagt, ikke bidrager til ikkediskrimination, reel konkurrence, et velfungerende marked eller tilstrækkelig grænseoverskridende sammenkobling. ENNOH tager behørigt hensyn til ACER's udtalelse og henstillinger.
Artikel 65
Regionalt samarbejde mellem brinttransmissionsnetoperatørerne
1.   Brinttransmissionsnetoperatørerne etablerer et regionalt samarbejde inden for rammerne af ENNOH for at bidrage til gennemførelsen af de i artikel 59 omhandlede opgaver.
2.   Brinttransmissionsnetoperatørerne fremmer driftsordninger, der er med til at sikre den bedst mulige forvaltning af nettet, og sikrer interoperabiliteten i det sammenkoblede brintsystem i Unionen for at lette det kommercielle og operationelle samarbejde mellem brinttransmissionsnetoperatører, hvis net støder op til hinanden.
Artikel 66
Gennemsigtighedskrav vedrørende brintnetoperatører
1.   Brintnetoperatøren offentliggør detaljerede oplysninger om de tjenester, vedkommende tilbyder, og de dertil knyttede betingelser tillige med de tekniske oplysninger, der er nødvendige, for at brintnetbrugerne kan opnå effektiv netadgang.
2.   Med henblik på at sikre gennemsigtige, objektive og ikkediskriminerende tariffer samt for at fremme en effektiv anvendelse af brintnettet offentliggør brintnetoperatørerne eller de relevante regulerende myndigheder fra den 1. januar 2031 fyldestgørende oplysninger om tariffernes beregning, metode og struktur.
3.   Brintnetoperatørerne offentliggør detaljerede oplysninger om kvaliteten af den brint, som transporteres i deres net, og som kan påvirke netbrugerne.
4.   De punkter i et brintnetsystem, der skal offentliggøres oplysninger om, skal godkendes af de kompetente myndigheder efter høring af brintnetbrugerne.
5.   Brintnetoperatører forelægger altid de oplysninger, der kræves i henhold til denne forordning, på en meningsfuld, kvantificerbart klar, let tilgængelig og ikkediskriminerende måde.
6.   Brintnetoperatører offentliggør både fremadrettede og bagudrettede oplysninger om udbud og efterspørgsel, herunder regelmæssige prognoser og de registrerede oplysninger. Den regulerende myndighed sikrer, at alle sådanne oplysninger offentliggøres. De offentliggjorte oplysningers detaljeringsgrad skal afspejle de oplysninger, brintnetoperatøren råder over.
7.   De berørte markedsdeltagere stiller de i denne artikel omhandlede data til rådighed for brintnetoperatøren.
8.   Yderligere bestemmelser, der er nødvendige for at gennemføre gennemsigtighedskravene for brintnetoperatører, herunder nærmere bestemmelser om indholdet, hyppigheden og formen af brintnetoperatørernes oplysninger, fastlægges i en netregel, der udarbejdes i overensstemmelse med artikel 72, stk. 2.
Artikel 67
Journalføring i brintsystemet
Brintnetoperatører, brintlageroperatører og brintterminaloperatører opbevarer alle de oplysninger, der er omhandlet i artikel 34 og 66 og i bilag I, afsnit 4, i mindst fem år, således at de står til rådighed for de nationale myndigheder, herunder de regulerende myndigheder og de nationale konkurrencemyndigheder, samt Kommissionen.
Artikel 68
Formodning om overensstemmelse af praksis med harmoniserede standarder for brint
Praksis, som er i overensstemmelse med harmoniserede standarder eller dele deraf, hvis referencer er offentliggjort i 
Den Europæiske Unions Tidende
, formodes at være i overensstemmelse med de krav, der er fastlagt i de delegerede retsakter, som er vedtaget i henhold til artikel 72, stk. 1, litra b).
Artikel 69
Fælles specifikationer for brint
1.   Kommissionen kan fastlægge fælles specifikationer i en netregel i henhold til denne forordnings artikel 72, stk. 1, litra b), eller kan vedtage gennemførelsesretsakter, der fastsætter fælles specifikationer for de krav, der er fastsat i artikel 50 i direktiv (EU) 2024/1788, hvis:
a)
de pågældende krav ikke er omfattet af de harmoniserede standarder eller dele deraf, hvis referencer er offentliggjort i 
Den Europæiske Unions Tidende
,
b)
Kommissionen i henhold til artikel 10, stk. 1, i forordning (EU) nr. 1025/2012 har anmodet en eller flere europæiske standardiseringsorganisationer om at udarbejde en harmoniseret standard for disse krav, og mindst én af følgende betingelser er opfyldt:
i)
Kommissionens anmodning er ikke blevet imødekommet af nogen af de europæiske standardiseringsorganisationer
ii)
Kommissionen konstaterer unødige forsinkelser i forbindelse med vedtagelsen af de krævede harmoniserede standarder
iii)
en europæisk standardiseringsorganisation har udarbejdet en standard, som ikke fuldt ud svarer til Kommissionens anmodning, eller
c)
Kommissionen efter proceduren i artikel 11, stk. 5, i forordning (EU) nr. 1025/2012 har besluttet enten at opretholde med begrænsninger eller at tilbagetrække henvisningerne til de harmoniserede standarder eller dele deraf, som disse krav er omfattet af.
De gennemførelsesretsakter, der er omhandlet i dette stykkes første afsnit, vedtages efter undersøgelsesproceduren, jf. artikel 81, stk. 3.
2.   I den tidlige fase af udarbejdelsen af udkastet til gennemførelsesretsakt, der fastsætter de i stk. 1 omhandlede fælles specifikationer, indsamler Kommissionen synspunkter fra relevante organer eller ekspertgrupper, der er nedsat i henhold til relevant sektorspecifik EU-ret, og hører alle relevante interessenter på behørig vis. På grundlag af denne høring udarbejder Kommissionen udkastet til gennemførelsesretsakt.
3.   Praksis, som er i overensstemmelse med fælles specifikationer eller dele deraf, formodes at være i overensstemmelse med kravene i de delegerede retsakter, der vedtages i henhold til artikel 72, stk. 1, litra b), for så vidt disse krav er omfattet af sådanne fælles specifikationer eller dele deraf.
4.   Hvis en harmoniseret standard vedtages af en europæisk standardiseringsorganisation og foreslås Kommissionen med henblik på offentliggørelse af en reference hertil i 
Den Europæiske Unions Tidende
, vurderer Kommissionen den harmoniserede standard i overensstemmelse med forordning (EU) nr. 1025/2012. Når referencen for en harmoniseret standard offentliggøres i 
Den Europæiske Unions Tidende
, ophæver Kommissionen gennemførelsesretsakter, der er omhandlet i denne artikels stk. 1, eller dele deraf, som omfatter de samme krav, der er omhandlet i denne artikels stk. 1.
KAPITEL IV
NETREGLER OG RETNINGSLINJER
Artikel 70
Vedtagelse af netregler og retningslinjer
1.   Kommissionen kan inden for rammerne af beføjelserne i artikel 71-74 vedtage delegerede retsakter eller gennemførelsesretsakter. Sådanne retsakter kan vedtages enten som netregler på grundlag af tekstforslag udviklet af ENTSO for gas eller ENNOH eller, når dette fremgår af den prioritetsliste, der er udarbejdet i medfør af artikel 71, stk. 3, af EU DSO-enheden, hvis det er relevant i samarbejde med ENTSO for gas, ENNOH og ACER i medfør af den procedure, der er fastsat i artikel 71, 72 og 73, eller som retningslinjer i medfør af den procedure, der er fastsat i artikel 74.
2.   Netreglerne og retningslinjerne:
a)
tilvejebringer det minimum af harmonisering, som er nødvendigt for at nå denne forordnings mål
b)
tager hensyn til særlige regionale forhold, hvor det er hensigtsmæssigt
c)
går ikke videre, end hvad der er nødvendigt af hensyn til formålet i litra a), og
d)
anvendes for alle sammenkoblingspunkter inden for Unionen tillige med indfødningspunkter fra og udtagspunkter til tredjelande fra den 5. august 2026.
3.   Indtil den 5. februar 2026 kan de regulerende myndigheder indgive en anmodning til Kommissionen om en undtagelse fra anvendelsen af de netregler og retningslinjer, der er omhandlet i stk. 1, ved indfødningspunkter fra og udtagspunkter til tredjelande i henhold til stk. 2, litra d). Anmodningen om en undtagelse indgives samtidigt til Kommissionen og ACER. ACER skal senest tre måneder efter datoen for modtagelse af anmodningen om en undtagelse fremsende en begrundet udtalelse til Kommissionen.
Kommissionen vedtager en afgørelse om anmodningen om en undtagelse under hensyntagen til ACER's begrundede udtalelse og efter at have vurderet, om den regulerende myndighed har:
a)
påvist, at en netregel eller retningslinje eller et specifikt element i disse akter ikke kan gennemføres effektivt ved indfødningspunkter fra og udtagspunkter til tredjelande; i tilfælde af sammenkoblingspunkter med tredjelande, der er forpligtet til at tilpasse sig gældende EU-ret på energiområdet, herunder denne forordning, i henhold til en aftale indgået mellem Unionen og de pågældende tredjelande, men hvor anvendelsen eller gennemførelsen ikke er afsluttet, skal anmodningen om en undtagelse angive, hvilke bestemmelser i denne forordning der ikke er blevet anvendt eller gennemført effektivt i det pågældende tredjeland, eller hvilke tekniske forskrifter eller mangel på tekniske forskrifter i tredjelandet der hindrer anvendelsen af de specifikke bestemmelser i de relevante netregler eller retningslinjer
b)
forklaret, hvilke foranstaltninger der er truffet for at mindske hindringerne for anvendelsen af de specifikke bestemmelser i de relevante netregler eller retningslinjer
c)
påvist, at undtagelsen ikke til hinder for et velfungerende indre marked for naturgas eller for Unionens eller en medlemsstats forsyningssikkerhed.
Undtagelsen begrænses til de specifikke bestemmelser, der ikke kan gennemføres effektivt, og indrømmes for en begrænset periode.
Artikel 71
Etablering af netregler for naturgas
1.   Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 80 for at supplere denne forordning vedrørende etablering af netregler på følgende områder:
a)
netsikkerheds- og netpålidelighedsregler, herunder regler for den driftsmæssige netsikkerhed og regler for pålidelighed, der sikrer nettets servicekvalitet
b)
nettilslutningsregler, herunder regler om tilslutning af faciliteter til produktion af vedvarende gas og kulstoffattig gas, og procedurer for anmodning om tilkobling
c)
driftsprocedurer i nødsituationer, herunder systemforsvarsplaner, genoprettelsesplaner, interaktion med markedet, informationsudvekslings- og kommunikationsværktøjer og -faciliteter
d)
regler om handel i forbindelse med teknisk og operativ levering af netadgangstjenester og systembalancering
e)
naturgasnettets og dets komponenters energieffektivitet samt energieffektivitet med hensyn til netplanlægning og investeringer, der åbner mulighed for den mest energieffektive løsning set ud fra et systemperspektiv
f)
cybersikkerhedsaspekter af de grænseoverskridende naturgasstrømme, herunder regler om fælles minimumskrav, planlægning, overvågning, rapportering og krisestyring.
2.   Kommissionen kan vedtage gennemførelsesretsakter vedrørende etablering af netregler på følgende områder:
a)
interoperabilitetsregler for naturgassystemet med henblik på gennemførelsen af artikel 21 i denne forordning og artikel 10, 39 og 44 i direktiv (EU) 2024/1788, herunder bestemmelser om sammenkoblingsaftaler, regler om strømningsregulering og principper for måling af mængden af naturgas og gaskvalitet, tildelings- og matchningsregler, fælles enheder, dataudveksling, gaskvalitet, herunder regler om afhjælpning af grænseoverskridende begrænsninger som følge af forskelle i gaskvalitet eller forskelle i praksis for lugttilsætning eller på grund af forskelle med hensyn til mængden af brint blandet i naturgassystemet, cost-benefit-analyser med henblik på at fjerne begrænsninger for grænseoverskridende strømme, klassifikation efter Wobbeindekset, afbødende foranstaltninger, minimumsacceptniveauer for gaskvalitetsparametre, der er relevante for at sikre uhindret grænseoverskridende strøm af biometan, f.eks. iltindhold, kort- og langsigtet overvågning af gaskvaliteten, tilvejebringelse af oplysninger og samarbejde mellem relevante markedsdeltagere, rapportering om gaskvalitet, gennemsigtighed, kommunikationsprocedurer, herunder i tilfælde af ekstraordinære omstændigheder
b)
regler for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger med henblik på gennemførelsen af artikel 8-11 i denne forordning og artikel 31 i direktiv (EU) 2024/1788, herunder regler om samarbejde om vedligeholdelsesprocedurer og kapacitetsberegning, der påvirker kapacitetstildelingen, standardisering af kapacitetsprodukter og enheder, herunder bundtning, tildelingsmetoder, herunder auktionsalgoritmer, sekvens og procedure for eksisterende, trinvis, uafbrydelig og afbrydelig kapacitet, kapacitetsreservationsplatforme, overtegnings- og tilbagekøbsordninger, kortsigtede og langsigtede »use it or lose it«-ordninger eller andre ordninger for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der forhindrer kapacitetshamstring
c)
regler for balancering, herunder netrelaterede regler om nomineringsprocedurer, regler for gebyrer for ubalancer, afregningsopgørelse i forbindelse med den daglige afgift for ubalance og regler for driftsbalancering mellem transmissionssystemoperatørernes systemer, der gennemfører artikel 8-11 i denne forordning og artikel 39, stk. 5, i direktiv (EU) 2024/1788
d)
regler for harmoniserede transmissionstarifstrukturer, der gennemfører artikel 17 og 18 i denne forordning og artikel 78, stk. 7, i direktiv (EU) 2024/1788, herunder regler for anvendelse af en referenceprismetode, de tilknyttede krav om høring og offentliggørelse, herunder for de tilladte eller tilstræbte indtægter, samt beregningen af mindstepriser for standardkapacitetsprodukter, rabatter på LNG-terminaler og lagring, gennemførelsesprocedurer for at yde en rabat for vedvarende gas og kulstoffattig gas, herunder fælles principper for ordninger for kompensation mellem transmissionssystemoperatører i medfør af denne forordnings artikel 17, stk. 4, og artikel 18, hvor det er relevant
e)
regler for bestemmelse af værdien af overførte aktiver og den særlige afgift.
De gennemførelsesretsakter, der er omhandlet i dette stykkes første afsnit, vedtages efter undersøgelsesproceduren, jf. artikel 81, stk. 3.
3.   Kommissionen fastlægger efter høring af ACER, ENTSO for gas, ENNOH, EU DSO-enheden og øvrige relevante interessenter hvert tredje år en prioritetsliste over de områder, der er anført i stk. 1 og 2, og som skal medtages i udviklingen af netregler.
Er netreglens genstand direkte relateret til distributionssystemets drift og ikke primært relevant for transmissionssystemet, kan Kommissionen pålægge EU DSO-enheden i samarbejde med ENTSO for gas at indkalde et redaktionsudvalg og forelægge ACER et forslag til netregel.
4.   Kommissionen anmoder ACER om inden for et rimeligt tidsrum og højst seks måneder efter modtagelse af Kommissionens anmodning at forelægge de ikkebindende overordnede retningslinjer med klare og objektive principper for udviklingen af netregler vedrørende de områder, der er opført på prioritetslisten. Kommissionens anmodning kan omfatte betingelser, som der skal tages højde for i de overordnede retningslinjer. Disse overordnede retningslinjer skal bidrage til markedsintegration, ikkediskrimination, reel konkurrence og et velfungerende marked. Kommissionen kan på begrundet anmodning fra ACER forlænge tidsrummet for forelæggelse af de overordnede retningslinjer.
5.   ACER hører ENTSO for gas, ENNOH, EU DSO-enheden og andre relevante interessenter vedrørende de overordnede retningslinjer i en periode på mindst to måneder på en åben og gennemsigtig måde.
6.   ACER skal forelægge Kommissionen overordnede retningslinjer, hvis det anmodes herom i henhold til stk. 4.
7.   Hvis Kommissionen finder, at de overordnede retningslinjer ikke bidrager til markedsintegration, ikkediskrimination, reel konkurrence og et velfungerende marked, kan den anmode ACER om at revidere de overordnede retningslinjer inden for et rimeligt tidsrum og genforelægge dem for Kommissionen.
8.   Hvis ACER ikke forelægger eller genforelægger overordnede retningslinjer inden for det tidsrum, som Kommissionen har fastsat i henhold til stk. 4 eller 7, udvikler Kommissionen de pågældende overordnede retningslinjer.
9.   Kommissionen anmoder ENTSO for gas eller, når det er fastsat i den i stk. 3 omhandlede prioritetsliste, EU DSO-enheden i samarbejde med ENTSO for gas om inden for et rimeligt tidsrum og højst 12 måneder efter modtagelsen af Kommissionens anmodning at forelægge ACER et forslag til en netregel, der er i overensstemmelse med de relevante overordnede retningslinjer.
10.   ENTSO for gas eller, når det er fastsat i den i stk. 3 omhandlede prioritetsliste, EU DSO-enheden i samarbejde med ENTSO for gas indkalder et redaktionsudvalg til at bistå med udviklingen af netreglen. Redaktionsudvalget skal bestå af repræsentanter for ACER, ENTSO for gas, ENNOH, EU DSO-enheden, hvis det er hensigtsmæssigt, og et begrænset antal af de væsentligste berørte interessenter. ENTSO for gas eller, når det er fastsat i den i stk. 3 omhandlede prioritetsliste, EU DSO-enheden i samarbejde med ENTSO for gas udvikler forslag til netregler på de i stk. 1 og 2 omhandlede områder, hvor Kommissionen anmoder herom i medfør af stk. 9.
11.   ACER reviderer forslaget til en netregel for at sikre, at det overholder de relevante overordnede retningslinjer og bidrager til markedsintegration, ikkediskrimination, reel konkurrence og et velfungerende marked, og forelægger de reviderede netregler for Kommissionen inden for seks måneder efter modtagelsen af forslaget. I det forslag, der forelægges Kommissionen, tager ACER hensyn til de synspunkter, der er fremsat af alle involverede parter under udarbejdelsen af forslaget til en netregel under ledelse af ENTSO for gas eller EU DSO-enheden, og hører de relevante interessenter om den reviderede udgave af forslaget til en netregel, som skal forelægges Kommissionen.
12.   Hvis ENTSO for gas eller EU DSO-enheden ikke har udviklet en netregel inden for det tidsrum, Kommissionen har fastsat i medfør af stk. 9, kan Kommissionen anmode ACER om at udarbejde et udkast til netregel på grundlag af de relevante overordnede retningslinjer. ACER kan indlede en yderligere høring med henblik på udarbejdelsen af et udkast til netregel i henhold til nærværende stykke. ACER forelægger et udkast til netregel udarbejdet i medfør af dette stykke for Kommissionen og kan henstille, at det vedtages.
13.   Hvis ENTSO for gas eller EU DSO-enheden ikke har udviklet en netregel, eller ACER ikke har udarbejdet et udkast til netregel som omhandlet i stk. 12, kan Kommissionen på eget initiativ eller på forslag fra ACER i henhold til stk. 11 vedtage en eller flere netregler på de områder, der er anført i stk. 1 og 2.
14.   Hvis Kommissionen foreslår at vedtage en netregel på eget initiativ som omhandlet i stk. 13, hører den ACER, ENTSO for gas og alle relevante interessenter om udkastet til netregel i en periode på mindst to måneder.
15.   Denne artikel berører ikke Kommissionens ret til at vedtage og ændre retningslinjerne som fastlagt i artikel 74. Den berører ikke ENTSO for gas' mulighed for at udvikle ikkebindende vejledning på de i stk. 1 og 2 i denne artikel fastsatte områder, når sådan vejledning ikke vedrører områder, der er omfattet af en anmodning fra Kommissionen til ENTSO for gas. ENTSO for gas forelægger enhver sådan vejledning for ACER med henblik på en udtalelse og tager denne udtalelse behørigt i betragtning.
Artikel 72
Etablering af netregler for brint
1.   Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 80 for at supplere denne forordning ved at etablere netregler på følgende områder:
a)
energieffektivitet for så vidt angår brintnettet og dets komponenter samt energieffektivitet for så vidt angår netplanlægning og investering, der åbner mulighed for den mest energieffektive løsning set ud fra et systemperspektiv
b)
interoperabilitetsregler for brintnettet, herunder håndtering af sammenkoblingsaftaler, enheder, dataudveksling, gennemsigtighed, kommunikation, informationsformidling og samarbejde mellem relevante markedsdeltagere samt brintkvalitet, herunder fælles specifikationer ved sammenkoblingspunkter og standardisering, lugttilsætning, cost-benefit-analyser med henblik på at fjerne begrænsninger for grænseoverskridende strømme som følge af forskelle i brintkvalitet og rapportering om brintkvalitet
c)
regler for en finansiel kompensationsordning for grænseoverskridende brintinfrastruktur, jf. artikel 59 i Direktiv (EU) 2024/1788
d)
regler for kapacitetstildeling og håndtering af kapacitetsbegrænsninger, herunder regler om samarbejde om vedligeholdelsesprocedurer og kapacitetsberegning, der påvirker kapacitetstildelingen, standardisering af kapacitetsprodukter og -enheder, herunder bundtning, tildelingsmetoder, herunder auktionsalgoritmer, sekvens og procedure for eksisterende, trinvis, uafbrydelig og afbrydelig kapacitet, kapacitetsreservationsplatforme, overtegnings- og tilbagekøbsordninger, kortsigtede og langsigtede »use it or lose it«-ordninger eller andre ordninger for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der forhindrer kapacitetshamstring
e)
regler for harmoniserede tarifstrukturer for adgang til brintnet, herunder for tariffer ved sammenkoblingspunkter som omhandlet i artikel 7, stk. 8, regler for anvendelse af en referenceprismetode, de tilknyttede krav om høring og offentliggørelse, herunder for de tilladte eller tilstræbte indtægter, samt beregningen af mindstepriser for standardkapacitetsprodukter og tilladte indtægter
f)
regler for bestemmelse af værdien af overførte aktiver og den særlige afgift
g)
regler for fastsættelse af den intertemporale omkostningsfordeling
h)
regler for balancering, herunder netrelaterede regler om nomineringsprocedurer, regler for gebyrer for ubalancer og regler for driftsbalancering mellem brintnetoperatørers net, gebyrer for ubalance, afregning af det daglige gebyr for ubalance og driftsbalancering mellem brintnetoperatørers net
i)
cybersikkerhedsaspekter af de grænseoverskridende brintstrømme, herunder regler om fælles minimumskrav, planlægning, overvågning, rapportering og krisestyring.
2.   Kommissionen kan vedtage gennemførelsesretsakter vedrørende fastsættelse af netregler for så vidt angår gennemsigtighedsregler, der gennemfører artikel 66, herunder nærmere bestemmelser om indholdet, hyppigheden og formen af brintnetoperatørernes forelæggelse af oplysninger og gennemførelse af bilag I, afsnit 4, herunder nærmere bestemmelser om formen og indholdet af de oplysninger, der er nødvendige for at give netbrugerne reel adgang til nettet, og de oplysninger, der skal offentliggøres ved relevante punkter, samt nærmere bestemmelser om tidsplaner.
De gennemførelsesretsakter, der er omhandlet i dette stykkes første afsnit, vedtages efter rådgivningsproceduren, jf. artikel 81, stk. 2.
3.   Kommissionen fastlægger efter høring af ACER, ENNOH og, hvis det er relevant, ENTSO for gas eller EU DSO-enheden samt de øvrige relevante interessenter hvert tredje år en prioritetsliste over de områder, der er anført i denne artikels stk. 1 og 2, og som skal medtages i udviklingen af netregler. Kommissionen fastlægger den første prioritetsliste for udviklingen af brintnetregler inden for ét år efter oprettelsen af ENNOH som fastsat i artikel 57.
4.   Kommissionen anmoder ACER om inden for et rimeligt tidsrum og højst seks måneder efter modtagelse af Kommissionens anmodning at forelægge de ikkebindende overordnede retningslinjer med klare og objektive principper for udviklingen af netregler vedrørende de områder, der er opført på prioritetslisten. Kommissionens anmodning kan omfatte betingelser, som der skal tages højde for i de overordnede retningslinjer. Disse overordnede retningslinjer skal bidrage til markedsintegration, ikkediskrimination, reel konkurrence og et velfungerende marked. Kommissionen kan på begrundet anmodning fra ACER forlænge tidsrummet for forelæggelse af de overordnede retningslinjer.
5.   ACER hører formelt ENNOH, og, hvis det er relevant, ENTSO for gas samt andre relevante interessenter med hensyn til de overordnede retningslinjer i en periode på mindst to måneder på en åben og gennemsigtig måde.
6.   ACER skal forelægge Kommissionen overordnede retningslinjer, hvis det anmodes herom i henhold til stk. 4.
7.   Hvis Kommissionen finder, at de overordnede retningslinjer ikke bidrager til markedsintegration, ikkediskrimination, reel konkurrence og et velfungerende marked, kan den anmode ACER om at revidere de overordnede retningslinjer inden for et rimeligt tidsrum og genforelægge dem for Kommissionen.
8.   Hvis ACER ikke forelægger eller genforelægger de overordnede retningslinjer inden for det tidsrum, som Kommissionen har fastsat i henhold til stk. 4 eller 7, udvikler Kommissionen de pågældende overordnede retningslinjer.
9.   Kommissionen anmoder ENNOH om inden for et rimeligt tidsrum og højst 12 måneder efter modtagelsen af Kommissionens anmodning at forelægge ACER et forslag til en netregel, der er i overensstemmelse med de relevante overordnede retningslinjer.
10.   ENNOH indkalder et redaktionsudvalg til at bistå med udviklingen af netreglen. Redaktionsudvalget skal bestå af repræsentanter for ACER, ENTSO for gas, ENTSO for elektricitet, EU DSO-enheden, og, hvor det er hensigtsmæssigt, et begrænset antal af de væsentligste berørte interessenter. ENNOH udvikler forslag til netregler på de i stk. 1 og 2 omhandlede områder, hvor Kommissionen anmoder herom i medfør af stk. 9.
11.   ACER reviderer forslaget til en netregel for at sikre, at det overholder de relevante overordnede retningslinjer og bidrager til markedsintegration, ikkediskrimination, reel konkurrence og et velfungerende marked, og forelægger de reviderede netregler for Kommissionen inden for seks måneder efter modtagelsen af forslaget. I det forslag, der forelægges Kommissionen, tager ACER hensyn til de synspunkter, der er fremsat af alle involverede parter under udarbejdelsen af forslaget om en netregel under ledelse af ENNOH, og hører de relevante interessenter om forslaget til en netregel, som skal forelægges Kommissionen.
12.   Hvis ENNOH ikke har udviklet en netregel inden for det tidsrum, Kommissionen har fastsat i henhold til stk. 9, kan Kommissionen anmode ACER om at udarbejde et udkast til netregel på grundlag af de relevante overordnede retningslinjer. ACER kan indlede en yderligere høring med henblik på udarbejdelsen af et udkast til netregel i henhold til nærværende stykke. ACER forelægger et udkast til netregel udarbejdet i henhold til dette stykke for Kommissionen og kan henstille, at det vedtages.
13.   Hvis ENNOH ikke har udviklet en netregel, eller ACER ikke har udarbejdet et udkast til netregel som omhandlet i stk. 12, kan Kommissionen på eget initiativ eller på forslag af ACER, jf. stk. 11 vedtage en eller flere netregler på de områder, der er anført i stk. 1 og 2.
14.   Hvis Kommissionen foreslår at vedtage en netregel på eget initiativ som omhandlet i stk. 13, hører den ACER, ENNOH, ENTSO for gas og alle relevante interessenter om udkastet til netregel i et tidsrum på mindst to måneder.
15.   Denne artikel berører ikke Kommissionens ret til at vedtage og ændre retningslinjerne som fastlagt i artikel 74. Den berører ikke ENNOH's mulighed for at udvikle ikkebindende vejledning på de i denne artikels stk. 1 og 2 fastsatte områder, når sådan vejledning ikke vedrører områder, der er omfattet af en anmodning fra Kommissionen til ENNOH. ENNOH forelægger enhver sådan vejledning for ACER med henblik på en udtalelse og tager denne udtalelse behørigt i betragtning.
Artikel 73
Ændring af netregler
1.   Kommissionen tillægges beføjelse til at ændre netreglerne på de i artikel 71, stk. 1 og 2, og artikel 72, stk. 1 og 2, nævnte områder i overensstemmelse med den relevante procedure fastsat i nævnte artikler.
2.   Personer, som sandsynligvis har en interesse i en netregel, der er vedtaget i henhold til artikel 70, 71, 72 og nærværende artikel, herunder ENTSO for gas, ENNOH, EU DSO-enheden, regulerende myndigheder, transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører, systembrugere og forbrugere, kan foreslå udkast til ændringer af en sådan netregel til ACER. ACER kan også foreslå ændringer på eget initiativ.
3.   ACER kan forelægge Kommissionen begrundede forslag til ændringer ledsaget af en redegørelse for, hvordan sådanne forslag stemmer overens med målene for netreglerne i denne forordnings artikel 70. Hvis ACER finder et ændringsforslag antageligt, og hvis ACER fremsætter ændringer på eget initiativ, hører det alle relevante interessenter i overensstemmelse med artikel 14 i forordning (EU) 2019/942.
Artikel 74
Retningslinjer
1.   Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage bindende retningslinjer på de områder, der er anført i denne artikel.
2.   Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage retningslinjer på de områder, hvor sådanne retningslinjer også kan udvikles efter proceduren for netregler i medfør af artikel 71 og 72. Disse retningslinjer vedtages i form af delegerede retsakter eller gennemførelsesretsakter afhængigt af den relevante beføjelse i denne forordning.
3.   Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 80 for at supplere denne forordning ved at fastsætte retningslinjer på følgende områder:
a)
nærmere bestemmelser om adgangstjenester for tredjepart, herunder karakteren og varigheden af samt andre krav vedrørende disse tjenester, i overensstemmelse med artikel 6, 7 og 8
b)
nærmere principper for kapacitetstildelingsmekanismer og nærmere regler for anvendelse af procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger i tilfælde af aftalemæssige kapacitetsbegrænsninger, i overensstemmelse med artikel 10 og 11
c)
nærmere bestemmelser om forelæggelse af oplysninger og om, hvilke tekniske oplysninger der er nødvendige, for at netbrugerne kan opnå reel adgang til systemet, samt fastlæggelse af, hvilke punkter kravene om gennemsigtighed skal gælde for, herunder hvilke oplysninger der skal offentliggøres ved alle relevante punkter samt en tidsplan for offentliggørelsen, i overensstemmelse med artikel 33 og 34
d)
nærmere bestemmelser om fastlæggelse af tariffer i forbindelse med handel med naturgas på tværs af grænserne, i overensstemmelse med artikel 17 og 18.
4.   Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 80 for at ændre de retningslinjer, der er fastsat i bilag I, med henblik på at præcisere:
a)
de nærmere oplysninger, der skal offentliggøres om den metode, som anvendes til at fastlægge transmissionssystemoperatørens regulerede indtægter, i overensstemmelse med artikel 33 og 34
b)
de nærmere principper for kapacitetstildelingsmekanismer og procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger i forbindelse med gennemførelse af artikel 10 og 11
c)
de nærmere tekniske oplysninger, der er nødvendige, for at netbrugerne kan få reel adgang til naturgassystemet i forbindelse med gennemførelse af artikel 33, stk. 1
d)
de nærmere definitioner af alle relevante punkter, de nærmere oplysninger, der skal offentliggøres, samt tidsplanen for kravene om gennemsigtighed, i forbindelse med gennemførelse af artikel 33
e)
de nærmere oplysninger om formen og indholdet af tekniske oplysninger om netadgang, som brintnetoperatører skal offentliggøre, i forbindelse med gennemførelse af artikel 66.
5.   Når Kommissionen ændrer retningslinjer, hører den:
a)
ACER, ENTSO for gas, EU DSO-enheden og, hvor det er relevant, andre interessenter for så vidt angår retningslinjer, der vedrører naturgas
b)
ACER, ENNOH og EU DSO-enheden og, hvis det er relevant, andre interessenter for så vidt angår retningslinjer, der vedrører brint.
Artikel 75
Medlemsstaternes ret til at træffe mere detaljerede foranstaltninger
Denne forordning berører ikke medlemsstaternes ret til at opretholde eller indføre foranstaltninger, der indeholder mere detaljerede bestemmelser end dem, der er fastsat i denne forordning, i de i artikel 74 omhandlede retningslinjer eller i de i artikel 70-73 omhandlede netregler, forudsat at disse foranstaltninger overholder EU-retten.
Artikel 76
Oplysninger og fortrolighed
1.   Medlemsstaterne og de regulerende myndigheder forelægger efter anmodning Kommissionen de oplysninger, der kræves med henblik på at håndhæve denne forordning, herunder de retningslinjer og netregler, som vedtages i henhold til denne forordning.
2.   Kommissionen fastsætter en rimelig tidsfrist, inden for hvilken oplysningerne skal gives, under hensyn til, hvor komplekse og hastende de ønskede oplysninger er.
3.   Hvis medlemsstaten eller den berørte regulerende myndighed ikke forelægger oplysningerne inden for den af Kommissionen fastsatte frist, kan Kommissionen med henblik på at håndhæve denne forordning anmode om alle de nødvendige oplysninger direkte fra de berørte virksomheder.
Når Kommissionen sender en anmodning om oplysninger til en virksomhed, sender den samtidig en kopi af anmodningen til medlemsstaten eller den berørte regulerende myndighed i den medlemsstat, på hvis område virksomheden er hjemmehørende.
4.   I sin anmodning om oplysninger angiver Kommissionen retsgrundlaget for anmodningen, tidsfristen for afgivelsen af oplysningerne, formålet med anmodningen og de sanktioner, der fremgår af artikel 77, stk. 2, for meddelelse af urigtige, ufuldstændige eller vildledende oplysninger.
5.   Virksomhedernes indehavere eller deres repræsentanter og, hvis der er tale om juridiske personer, de fysiske personer, der ifølge lov eller deres vedtægter har bemyndigelse til at repræsentere dem, skal udlevere de oplysninger, der anmodes om. Hvis advokater er behørigt bemyndigede til at udlevere oplysningerne på deres klienters vegne, bærer klienterne det fulde ansvar, såfremt oplysningerne er urigtige, ufuldstændige eller vildledende.
6.   Hvis en virksomhed ikke giver de ønskede oplysninger inden for den frist, Kommissionen har fastsat, eller giver ufuldstændige oplysninger, kan Kommissionen kræve oplysningerne udleveret ved en afgørelse. Afgørelsen angiver, hvilke oplysninger der kræves, og fastsætter en passende frist for deres udlevering. Den angiver de sanktioner, der fremgår af artikel 77, stk. 2. Den skal også angive retten til at lade afgørelsen prøve ved EU-Domstolen.
Kommissionen sender samtidig en kopi af sin afgørelse til den medlemsstat, hvor den pågældende person har bopæl, eller hvor den pågældende virksomhed har hjemsted, eller til den regulerende myndighed i denne medlemsstat.
7.   De i stk. 1 og 2 omhandlede oplysninger må kun benyttes med henblik på at håndhæve denne forordning.
Kommissionen må ikke videregive oplysninger modtaget i henhold til denne forordning, hvor disse oplysninger er omfattet af tavshedspligt.
Artikel 77
Sanktioner
1.   Medlemsstaterne fastsætter regler om sanktioner, der skal anvendes i tilfælde af overtrædelser af bestemmelserne i denne forordning, de netregler og retningslinjer, som vedtages i medfør af artikel 70-74, og de retningslinjer, som er fastlagt i bilag I, og træffer alle nødvendige foranstaltninger for at sikre, at de anvendes. Sanktionerne skal være effektive, stå i et rimeligt forhold til overtrædelsen og have afskrækkende virkning. Medlemsstaterne giver straks Kommissionen meddelelse om disse regler og foranstaltninger og underretter den straks om senere ændringer, der berører dem.
2.   Kommissionen kan ved en afgørelse pålægge virksomheder bøder på op til 1 % af det foregående regnskabsårs samlede omsætning, hvis disse virksomheder forsætligt eller uagtsomt afgiver urigtige, ufuldstændige eller vildledende oplysninger som svar på en anmodning om oplysninger i henhold til artikel 76, stk. 4, eller undlader at afgive oplysningerne inden for den frist, der er fastsat ved en afgørelse i henhold til artikel 76, stk. 6, første afsnit. Ved fastsættelse af bødens størrelse tager Kommissionen hensyn til alvorligheden af virksomhedens manglende overholdelse af de netregler og retningslinjer, der er vedtaget i henhold til artikel 70-74 og de retningslinjer der er fastsat i bilag I.
3.   Sanktioner som omhandlet i stk. 1 og afgørelser, der træffes i henhold til stk. 2, må ikke være af strafferetlig karakter.
KAPITEL V
AFSLUTTENDE BESTEMMELSER
Artikel 78
Ny naturgas- og brintinfrastruktur
1.   Større ny naturgasinfrastruktur, nemlig sammenkoblingslinjer samt LNG-faciliteter og naturgaslagerfaciliteter, kan efter anmodning undtages fra anvendelsen af bestemmelserne i denne forordning i en bestemt periode, bortset fra artikel 34, stk. 5 og 6, og fra anvendelsen af artikel 31, stk. 1, artikel 32, artikel 33, artikel 60, artikel 78, stk. 7 og 9, og artikel 79, stk. 1, i direktiv (EU) 2024/1788.
Større ny brintinfrastruktur, nemlig sammenkoblingslinjer, brintterminaler og underjordiske brintlagerfaciliteter, kan efter anmodning undtages fra anvendelsen af bestemmelserne i denne forordning i en bestemt periode, bortset fra artikel 34, stk. 5, og 6, og fra anvendelsen af artikel 35, 36, 37 og 68 i direktiv (EU) 2024/1788.
Alle følgende betingelser skal være overholdt i forbindelse med sådanne undtagelser:
a)
investeringen øger konkurrencen i naturgas- eller brintforsyningen og øger forsyningssikkerheden
b)
investeringen bidrager til dekarbonisering og opfyldelsen af Unionens klima- og energimål og blev besluttet ved at anvende princippet om energieffektivitet først
c)
risikoen ved investeringen er så høj, at investeringen ikke vil finde sted, medmindre der s en undtagelse
d)
infrastrukturen ejes af en fysisk eller juridisk person, der, i det mindste hvad angår retlig form, er adskilt fra de systemoperatører, i hvis systemer denne infrastruktur vil blive bygget
e)
der opkræves afgifter af brugerne af denne infrastruktur
f)
undtagelsen er ikke til skade for konkurrencen på de relevante markeder, der sandsynligvis vil blive berørt af investeringen, for at det indre integrerede marked for naturgas eller brint er velfungerende, for at de berørte regulerede systemer er velfungerende, for dekarboniseringen eller for forsyningssikkerheden i Unionen
g)
infrastrukturen har ikke modtaget økonomisk EU-støtte til bygge- og anlægsarbejder i henhold til Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1153 
(
40
)
.
De betingelser, der er omhandlet i tredje afsnit, vurderes under hensyntagen til princippet om energisolidaritet. De kompetente nationale myndigheder tager hensyn til situationen i andre berørte medlemsstater og afvejer eventuelle negative virkninger mod de gavnlige virkninger på deres område.
2.   Undtagelsen, der er omhandlet i stk. 1, finder også anvendelse i forbindelse med markante kapacitetsforøgelser i eksisterende infrastruktur og ændringer af sådan infrastruktur, der muliggør udvikling af nye vedvarende gaskilder og kulstoffattige gasforsyningskilder.
3.   Den regulerende myndighed kan fra sag til sag træffe afgørelse om den undtagelse, der er omhandlet i stk. 1 og 2.
Inden afgørelsen om undtagelsen vedtages, hører den regulerende myndighed eller, hvor det er hensigtsmæssigt, en anden kompetent myndighed i den pågældende medlemsstat:
a)
de regulerende myndigheder i de medlemsstater, hvis markeder sandsynligvis vil blive berørt af den nye infrastruktur, og
b)
de relevante myndigheder i tredjelande, såfremt den berørte infrastruktur er tilsluttet Unionens net under en medlemsstats jurisdiktion og har sin oprindelse i eller ender i et eller flere tredjelande.
Hvis de hørte tredjelandsmyndigheder ikke besvarer høringen inden for en rimelig periode eller en fastsat frist på højst tre måneder, kan den pågældende regulerende myndighed vedtage den nødvendige afgørelse.
4.   Hvis den berørte infrastruktur strækker sig over et område, der berører mere end én medlemsstat, kan ACER forelægge de regulerende myndigheder i de berørte medlemsstater en rådgivende udtalelse senest to måneder efter den dato, hvor den sidste af disse regulerende myndigheder modtog anmodningen om undtagelse. En sådan rådgivende udtalelse kan udgøre grundlaget for de regulerende myndigheders afgørelse.
Når alle de berørte regulerende myndigheder er nået til enighed om anmodningen om undtagelse inden for seks måneder efter den dato, hvor den sidste af de regulerende myndigheder modtog anmodningen, underretter de ACER om deres afgørelse. Hvis den berørte infrastruktur er en transmissionslinje mellem en medlemsstat og et tredjeland, kan den regulerende myndighed eller, hvor det er hensigtsmæssigt, en anden kompetent myndighed i den medlemsstat, hvor det første sammenkoblingspunkt med medlemsstaternes net er beliggende, inden afgørelsen om undtagelsen vedtages, høre den relevante nationale myndighed i det pågældende tredjeland, med henblik på at sikre, at denne forordning finder ensartet anvendelse på medlemsstatens område og, hvis det er relevant, medlemsstatens søterritorium for så vidt angår den berørte infrastruktur. Hvis den hørte tredjelandsmyndighed ikke besvarer høringen inden for rimelig periode eller en fastsat frist på højst tre måneder, kan den pågældende regulerende myndighed vedtage den nødvendige afgørelse.
ACER varetager i overensstemmelse med artikel 10 i forordning (EU) 2019/942 de opgaver, der i henhold til denne artikel tillægges de regulerende myndigheder i medlemsstaterne:
a)
hvor alle de pågældende regulerende myndigheder ikke har kunnet nå til enighed inden for seks måneder efter den dato, hvor den sidste af disse regulerende myndigheder modtog anmodningen om undtagelse, eller
b)
efter fælles anmodning fra de pågældende regulerende myndigheder.
Alle de pågældende regulerende myndigheder kan i fællesskab anmode om, at tidsrummet omhandlet i tredje afsnit, litra a), forlænges med højst tre måneder.
5.   Inden vedtagelsen af en afgørelse hører ACER de relevante regulerende myndigheder og ansøgerne.
6.   En undtagelse kan omfatte hele eller en del af den nye infrastruktur kapacitet eller af den eksisterende infrastruktur med markant forøget kapacitet.
Når der træffes beslutning om at indrømme en undtagelse, skal der fra sag til sag tages stilling til, om det er nødvendigt at tidsbegrænse undtagelsen og gøre den betinget af ikke-diskriminerende adgang til infrastrukturen. Når der træffes beslutning om disse betingelser, skal der navnlig tages hensyn til den ekstrakapacitet, der skal opbygges, eller ændringen af den eksisterende kapacitet, projektets planlagte periode og nationale forhold.
Før der indrømmes en undtagelse, skal den regulerende myndighed fastsætte reglerne og ordningerne for administration og kapacitetsfordeling. Reglerne skal kræve, at alle potentielle brugere af infrastrukturen opfordres til at tilkendegive deres interesse i at indgå kapacitetsaftaler, inden fordelingen af den nye infrastrukturs kapacitet, herunder til eget brug. Den regulerende myndighed skal forlange, at reglerne for håndtering af kapacitetsbegrænsning indbefatter pligt til at udbyde ubrugt kapacitet på markedet, og at brugerne af infrastrukturen har ret til at afsætte deres aftalte kapacitet på det sekundære marked. Ved vurderingen af kriterierne omhandlet i stk. 1, litra a), c) og f), tager den regulerende myndighed hensyn til resultaterne af denne kapacitetsfordelingsprocedure.
Beslutningen om undtagelsen, herunder også eventuelle betingelser omhandlet i andet afsnit, begrundes behørigt og offentliggøres.
7.   Ved analysen af, hvorvidt større ny infrastruktur forventes at forbedre forsyningssikkerheden i henhold til denne artikels stk. 1, litra a), skal den kompetente myndighed overveje, i hvilket omfang den nye infrastruktur forventes at forbedre medlemsstaternes opfyldelse af deres forpligtelser i henhold til forordning (EU) 2017/1938, på både regionalt og nationalt plan.
8.   Hvis en anden myndighed end den regulerende myndighed har kompetence til at vedtage afgørelser om undtagelse, kan medlemsstaterne fastsætte, at deres regulerende myndighed eller ACER, alt efter omstændighederne, skal forelægge en udtalelse om anmodningen om en undtagelse for den relevante myndighed i den pågældende medlemsstat, inden den formelle afgørelse om undtagelse vedtages. Denne udtalelse skal offentliggøres sammen med beslutningen.
9.   Den kompetente myndighed tilsender Kommissionen en kopi af hver ansøgning om undtagelse, straks den er modtaget. Den kompetente myndighed giver straks Kommissionen meddelelse om afgørelsen om undtagelse sammen med alle relevante oplysninger. Disse oplysninger kan forelægges Kommissionen i en sammenfattet form, der sætter den i stand til at vurdere afgørelsen om undtagelse, og skal navnlig omfatte:
a)
en detaljeret redegørelse for årsagerne til, at den regulerende myndighed eller medlemsstat har givet eller afvist undtagelsen, sammen med en henvisning til det relevante litra eller de relevante litraer i stk. 1, der fastsætte de betingelser, som danner grundlag for denne afgørelse, herunder de finansielle oplysninger, der begrunder behovet for undtagelsen
b)
den analyse, der er foretaget af virkningerne for konkurrencen og det velfungerende indre marked som følge af, at der gives undtagelse
c)
begrundelsen for varigheden af undtagelsen samt for andelen af den samlede kapacitet for infrastrukturen, som undtagelsen gives for
d)
hvis undtagelsen vedrører en sammenkoblingslinje, resultatet af samrådet med de berørte regulerende myndigheder
e)
infrastrukturens bidrag til en diversificering af forsyningen.
10.   Inden for 50 arbejdsdage fra dagen efter modtagelsen af meddelelsen i henhold til stk. 9 kan Kommissionen vedtage en afgørelse om, at de meddelende organer skal ændre afgørelsen om at give undtagelse eller trække den tilbage. Inden Kommissionen vedtager afgørelsen om undtagelsen, kan den anmode Det Europæiske Videnskabeligt Rådgivende Organ om Klimaændringer, som er oprettet i henhold til artikel 10a i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 401/2009 
(
41
)
, om en udtalelse om, hvorvidt undtagelsen bidrager til at opfylde Unionens klima- og energimål. Hvis Kommissionen anmoder om supplerende oplysninger, forlænges denne periode med yderligere 50 arbejdsdage. Den yderligere periode løber fra dagen efter modtagelsen af de fuldstændige oplysninger. Den oprindelige periode kan også forlænges med samtykke fra både Kommissionen og de meddelende organer.
Forelægges de ønskede oplysninger ikke inden for den frist, der er anført i anmodningen, anses meddelelsen for at være trukket tilbage, medmindre fristen, inden den er udløbet, er blevet forlænget med både Kommissionens og den regulerende myndigheds samtykke, eller medmindre den regulerende myndighed i en behørigt begrundet erklæring har meddelt Kommissionen, at den anser meddelelsen for at være fuldstændig.
Den regulerende myndighed skal efterkomme Kommissionens afgørelse om at ændre eller trække afgørelsen om undtagelsen tilbage inden for en måned og underretter Kommissionen herom.
Kommissionen behandler forretningsmæssigt følsomme oplysninger fortroligt.
Hvor Kommissionen godkender en afgørelse om undtagelse, mister denne godkendelse sin virkning:
a)
to år efter vedtagelsen, hvis etableringen af infrastrukturen endnu ikke er påbegyndt
b)
fem år efter vedtagelsen, hvis infrastrukturen ikke er blevet operationelt i denne periode, medmindre Kommissionen beslutter, at eventuelle forsinkelser skyldes omfattende forhindringer, der ikke kan henføres til den person, til hvem undtagelsen er givet.
11.   Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 80 for at supplere denne forordning ved at fastsætte retningslinjer for anvendelsen af betingelserne i denne artikels stk. 1 og fastlægge proceduren for anvendelsen af denne artikels stk. 3, 6, 8 og 9.
Artikel 79
Undtagelser
Denne forordning finder ikke anvendelse på naturgastransmissionsnet, der er beliggende i medlemsstaterne, så længe de undtagelser, der er givet i medfør af artikel 86 i direktiv (EU) 2024/1788, gælder.
Artikel 80
Udøvelse af de delegerede beføjelser
1.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter tillægges Kommissionen på de i denne artikel fastlagte betingelser.
2.   Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter, jf. artikel 14, stk. 5, artikel 18, stk. 3, artikel 31, stk. 3, artikel 71, stk. 1, artikel 72, stk. 1, artikel 74, stk. 3 og 4, og artikel 78, stk. 11, tillægges Kommissionen for en ubegrænset periode fra den 4. august 2024.
3.   Den i artikel 14, stk. 5, artikel 18, stk. 3, artikel 31, stk. 3, artikel 71, stk. 1, artikel 72, stk. 1, artikel 74, stk. 3 og 4, og artikel 78, stk. 11, omhandlede delegation af beføjelser kan til enhver tid tilbagekaldes af Europa-Parlamentet eller Rådet. En afgørelse om tilbagekaldelse bringer delegationen af de beføjelser, der er angivet i den pågældende afgørelse, til ophør. Den får virkning dagen efter offentliggørelsen af afgørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
 eller på et senere tidspunkt, der angives i afgørelsen. Den berører ikke gyldigheden af delegerede retsakter, der allerede er i kraft.
4.   Inden vedtagelsen af en delegeret retsakt hører Kommissionen eksperter, som er udpeget af hver enkelt medlemsstat, i overensstemmelse med principperne i den interinstitutionelle aftale af 13. april 2016 om bedre lovgivning.
5.   Så snart Kommissionen vedtager en delegeret retsakt, giver den samtidigt Europa-Parlamentet og Rådet meddelelse herom.
6.   En delegeret retsakt vedtaget i henhold til artikel 14, stk. 5, artikel 18, stk. 3, artikel 31, stk. 3, artikel 71, stk. 1, artikel 72, stk. 1, artikel 74, stk. 3 eller 4, eller artikel 78, stk. 11, træder kun i kraft, hvis hverken Europa-Parlamentet eller Rådet har gjort indsigelse inden for en frist på to måneder fra meddelelsen af den pågældende retsakt til Europa-Parlamentet og Rådet, eller hvis Europa-Parlamentet og Rådet inden udløbet af denne frist begge har underrettet Kommissionen om, at de ikke agter at gøre indsigelse. Fristen forlænges med to måneder på Europa-Parlamentets eller Rådets initiativ.
Artikel 81
Udvalgsprocedure
1.   Kommissionen bistås af det udvalg, der er nedsat ved artikel 91 i direktiv (EU) 2024/1788. Dette udvalg er et udvalg som omhandlet i forordning (EU) nr. 182/2011.
2.   Når der henvises til dette stykke, finder artikel 4 i forordning (EU) nr. 182/2011 anvendelse.
3.   Når der henvises til dette stykke, finder artikel 5 i forordning (EU) nr. 182/2011 anvendelse.
Artikel 82
Gennemgang og rapportering
1.   Kommissionen gennemgår senest den 31. december 2030 denne forordning og forelægger Europa-Parlamentet og Rådet en rapport, som, hvor det er relevant, ledsages af lovgivningsforslag.
2.   Senest den 5. august 2029 kan Kommissionen udarbejde en rapport med en vurdering af, hvordan stærkere systemintegration kan muliggøres og yderligere synergier på tværs af brint-, el- og naturgassektorerne kan udnyttes, herunder en vurdering af muligheden for øget samarbejde mellem eller integration af ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas og ENNOH. Denne rapport ledsages, hvor det er relevant, af lovgivningsforslag.
Artikel 83
Ændringer af forordning (EU) nr. 1227/2011
I forordning (EU) nr. 1227/2011 foretages følgende ændringer:
1)
I artikel 2, nr. 1, litra b), og nr. 4 og 5, artikel 3, stk. 3 og 4, litra c), artikel 4, stk. 1, og artikel 8, stk. 5, erstattes udtrykket »elektricitet eller naturgas« med udtrykket »elektricitet, brint eller naturgas«.
2)
I artikel 6, stk. 2, litra a) og b), erstattes udtrykket »elektricitets- og gasmarkeder« af udtrykket »elektricitets-, brint- og naturgasmarkeder«.
Artikel 84
Ændringer af forordning (EU) 2017/1938
Forordning (EU) 2017/1938 ændres således:
1)
Artikel 1 affattes således:
»Artikel 1
Genstand
Ved denne forordning fastsættes bestemmelser med henblik på beskyttelse af gasforsyningssikkerheden i Unionen ved at sikre, at det indre marked for gas fungerer hensigtsmæssigt og uafbrudt, ved at gøre det muligt at træffe ekstraordinære foranstaltninger, der skal gennemføres, når markedet ikke længere kan levere de påkrævede gasforsyninger, herunder solidaritetsforanstaltning som en sidste udvej, og ved klart at definere og fordele ansvarsområderne mellem naturgasvirksomheder, medlemsstaterne og Unionen for såvel forebyggende foranstaltninger som reaktionen på konkrete gasforsyningsafbrydelser. Ved denne forordning fastsættes også gennemsigtige mekanismer vedrørende solidarisk koordinering af planlægningen vedrørende og reaktionen på nødsituationer på nationalt niveau, regionalt niveau og EU-niveau.«
2)
I artikel 2 foretages følgende ændringer:
a)
nr. 1) udgår
b)
følgende nummer tilføjes:
»32)
»gas«: naturgas som defineret i artikel 2, nr. 1, i direktiv (EU) 2024/1788
 (
*1
)
.
(
*1
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2024/1788 af 13. juni 2024 om fælles regler for de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af direktiv (EU) 2023/1791 og om ophævelse af direktiv 2009/73/EF (
EUT L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj
).«
                                                   "
3)
Artikel 7 ændres således:
a)
stk. 1 affattes således:
»1.   Senest den 1. november 2026 gennemfører ENTSOG en simulering omfattende hele Unionen af scenarier for gasforsynings- og infrastrukturafbrydelser, herunder scenarier med længerevarende afbrydelser af en enkelt forsyningskilde. Simuleringen skal omfatte kortlægning og vurdering af nødforsyningskorridorer for gas og afklare, hvilke medlemsstater der kan håndtere de konstaterede risici, herunder med hensyn til lagring af gas og LNG, samt omfatte scenarier, der undersøger virkningerne af en reduktion af gasefterspørgslen gennem energibesparelses- og energieffektivitetsforanstaltninger. Scenarierne for gasforsynings- og infrastrukturafbrydelser og metoden for simuleringen fastlægges af ENTSOG i samarbejde med Gaskoordinationsgruppen. ENTSOG sikrer et passende niveau af gennemsigtighed og adgang til modelantagelserne, der anvendes i dets scenarier. Simuleringen omfattende hele Unionen af scenarier for gasforsynings- og infrastrukturafbrydelser gentages hvert fjerde år, indtil forholdene nødvendiggør hyppigere ajourføringer.«
b)
Stk. 4, litra e), affattes således:
»e)
under hensyntagen til risici i forbindelse med kontrol af infrastruktur, der er relevant for gasforsyningssikkerheden, i det omfang de bl.a. kan medføre risici for underinvestering, underminering af diversificeringsindsatsen, misbrug af eksisterende infrastruktur, herunder hamstring af lagerkapacitet, eller overtrædelse af EU-retten«.
4)
Artikel 8 ændres således:
a)
Stk. 1 udgår.
b)
Stk. 3, tredje afsnit, affattes således:
»De regionale kapitler skal indeholde passende og effektive grænseoverskridende foranstaltninger, herunder med hensyn til gaslagring og LNG, forudsat at der er indgået aftale mellem de medlemsstater, der gennemfører foranstaltningerne, fra den samme eller forskellige risikogrupper, som er berørt af foranstaltningen på grundlag af simuleringen omhandlet i artikel 7, stk. 1, og den fælles risikovurdering.«
5)
Følgende artikel indsættes:
»Artikel 8a
Foranstaltninger angående cybersikkerhed
1.   Ved udarbejdelsen af de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne skal medlemsstaterne overveje egnede foranstaltninger vedrørende cybersikkerhed.
2.   Kommissionen tillægges beføjelse til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 19 for at supplere denne forordning ved at fastsættelse af gassektorspecifikke bestemmelser angående cybersikkerhedsrelaterede aspekter af grænseoverskridende gasstrømme, herunder bestemmelser vedrørende fælles mindstekrav, planlægning, overvågning, rapportering og krisestyring.
3.   Med henblik på udarbejdelsen af de delegerede retsakter, der er omhandlet i denne artikels stk. 2, arbejder Kommissionen tæt sammen med agenturet, Den Europæiske Unions Agentur for Cybersikkerhed (ENISA), ENTSOG og et begrænset antal vigtige berørte interessenter samt enheder med eksisterende kompetencer inden for cybersikkerhed inden for deres eget mandat såsom sikkerhedsoperationscentre (SOC'er), der er relevante for regulerede enheder, og enheder, der håndterer IT-sikkerhedshændelser (CSIRT'er), som omhandlet i artikel 10 i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2022/2555
 (
*2
)
.
(
*2
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2022/2555 af 14. december 2022 om foranstaltninger til sikring af et højt fælles cybersikkerhedsniveau i hele Unionen, om ændring af forordning (EU) nr. 910/2014 og direktiv (EU) 2018/1972 og om ophævelse af direktiv (EU) 2016/1148 (NIS 2-direktivet) (
EUT L 333 af 27.12.2022, s. 80
).«
                                          "
6)
Artikel 9, stk. 1, ændres således:
a)
litra e) affattes således:
»e)
andre forebyggende foranstaltninger, der har til formål at imødegå de risici, der er konstateret i risikovurderingen, som f.eks. foranstaltninger, der vedrører behovet for at forbedre sammenkoblingerne mellem nabomedlemsstater, forbedre energieffektiviteten yderligere, forebygge hamstring af kapacitet, nedbringe gasefterspørgslen, og muligheden for at diversificere gasforsyningsruter og -kilder og den regionale udnyttelse af eksisterende lager- og LNG-faciliteter, hvor dette er relevant, for så vidt muligt at opretholde gasforsyningen for alle kunder«
b)
Følgende litra tilføjes:
»l)
oplysninger om foranstaltninger vedrørende cybersikkerhed foranstaltninger som omhandlet i artikel 8a.«
7)
I artikel 11 indsættes følgende stykke:
»7a.   Uanset artikel 6, stk. 1, 2 og 3, artikel 6b, stk. 1, tredje afsnit, litra a), artikel 6c, stk. 2, andet afsnit, litra b), og artikel 10, stk. 1, litra l), kan medlemsstaterne undtagelsesvis beslutte at træffe midlertidige foranstaltninger for at reducere beskyttede kunders ikkevæsentlige gasforbrug, navnlig når et af kriseniveauerne i henhold til nærværende artikels stk. 1 eller en nødsituation på regionalt plan eller EU-niveau i henhold til artikel 12 erklæres. Sådanne midlertidige foranstaltninger begrænses til ikkevæsentligt gasforbrug og tager hensyn til følgende elementer:
a)
en afbrydelses virkninger for forsyningskæder, der har afgørende betydning for samfundet
b)
de mulige negative virkninger i andre medlemsstater, navnlig for forsyningskæderne i efterfølgende sektorled, der har afgørende betydning for samfundet
c)
potentielle langvarige skader på industrielle anlæg
d)
mulighederne for at reducere forbruget og substituere produkter i Unionen.
Sådanne undtagelsesvise foranstaltninger kan kun træffes, efter at de kompetente myndigheder har foretaget en vurdering med hensyn til betingelserne for fastlæggelse af sådanne ikkevæsentlige gasmængder.
Som følge af de foranstaltninger, der er omhandlet i dette stykkes første afsnit, skal reduktion af sårbare kunders ikkevæsentlige gasforbrug som defineret af medlemsstaterne i overensstemmelse med artikel 26 i direktiv (EU) 2024/1788 undgås.«
8)
Artikel 12, stk. 6, andet afsnit, affattes således:
»Senest tre dage efter underretningen om Kommissionens anmodning ændrer medlemsstaten eller den kompetente myndighed sin foranstaltning og underretter Kommissionen herom eller underretter Kommissionen om begrundelsen for, at den er uenig i anmodningen. I sidstnævnte tilfælde kan Kommissionen inden for tre dage efter at være blevet informeret ændre sin anmodning eller trække den tilbage eller indkalde medlemsstaten eller den kompetente myndighed og, hvis Kommissionen finder det nødvendigt, Gaskoordinationsgruppen med henblik på at behandle spørgsmålet. Kommissionen giver en detaljeret begrundelse for sin anmodning om ændring af foranstaltningen. Medlemsstaten eller den kompetente myndighed ændrer sin foranstaltning eller træffer foranstaltninger for at sikre overholdelse af stk. 5, i det omfang det er teknisk og sikkert muligt af hensyn til gassystemets integritet. Medlemsstaten eller den kompetente myndighed informerer Kommissionens om de vedtagne foranstaltninger.«
9)
Artikel 13 ændres således:
a)
Stk. 3, 4 og 5 erstattes med følgende:
»3.   En solidaritetsforanstaltning iværksættes som en sidste udvej og finder anvendelse, forudsat at den anmodende medlemsstat:
a)
har erklæret en nødstilstand i henhold til artikel 11
b)
ikke har været i stand til at dække underskuddet i gasforsyningen til sine solidaritetsbeskyttede kunder på trods af anvendelsen af foranstaltningen omhandlet i artikel 11, stk. 3, eller, hvis en medlemsstat har truffet midlertidige foranstaltninger til at reducere beskyttede kunders ikkevæsentlige gasforbrug i overensstemmelse med artikel 11, stk. 7a, de væsentlige gasforbrugsmængder til sine solidaritetsbeskyttede kunder
c)
har opbrugt alle markedsbaserede foranstaltninger (frivillige foranstaltninger), alle ikkemarkedsbaserede foranstaltninger (obligatoriske foranstaltninger) og øvrige foranstaltninger i sin nødplan
d)
har fremsat en udtrykkelig anmodning til Kommissionen og de kompetente myndigheder i samtlige de medlemsstater med hvilke, den er forbundet, enten direkte eller i medfør af stk. 2 gennem et tredjeland, ledsaget af en beskrivelse af de gennemførte foranstaltninger, der er omhandlet i nærværende stykkes litra c).
3a.   Medlemsstater, som er forpligtet til at yde solidaritet i henhold til stk. 1, har ret til at fratrække forsyningerne til deres solidaritetsbeskyttede kunder fra solidaritetstilbuddet eller, hvis en medlemsstat har truffet midlertidige foranstaltninger til at reducere beskyttede kunders ikkevæsentlige gasforbrug i overensstemmelse med artikel 11, stk. 7a), forsyningerne af de væsentlige gasforbrugsmængder til dens solidaritetsbeskyttede kunder.
4.   De medlemsstater, der modtager en anmodning om at yde en solidaritetsforanstaltning, giver tilbud på grundlag af frivillige foranstaltninger på efterspørgselssiden i så stort omfang og i så lang tid som muligt, inden der anvendes ikkemarkedsbaserede foranstaltninger.
Hvis markedsbaserede foranstaltninger viser sig at være utilstrækkelige for den medlemsstat, som yder solidaritet, til at dække underskuddet i gasforsyningen til solidaritetsbeskyttede kunder i den anmodende medlemsstat, kan den medlemsstat, som yder solidaritet, indføre ikkemarkedsbaserede foranstaltninger for at opfylde de forpligtelser, der er fastsat i stk. 1 og 2.
5.   Hvis mere end én medlemsstat kan yde solidaritet til en anmodende medlemsstat, søger den anmodende medlemsstat efter høring af alle medlemsstater, der er forpligtede til at yde solidaritet, det mest fordelagtige tilbud på grundlag af omkostninger, leveringshastighed, pålidelighed og diversificering af gasleverancer. Hvis de disponible markedsbaserede tilbud viser sig at være utilstrækkelige til at dække den manglende gasforsyning til solidaritetsbeskyttede kunder i den anmodende medlemsstat eller, hvis den anmodende medlemsstat har truffet midlertidige foranstaltninger for at reducere beskyttede kunders ikkevæsentlige gasforbrug i overensstemmelse med artikel 11, stk. 7a, til at dække underskuddet i gasforsyningen af de væsentlige gasforbrugsmængder til denne anmodende medlemsstats solidaritetsbeskyttede kunder, pålægges de medlemsstater, der er forpligtet til at yde solidaritet, at aktivere ikkemarkedsbaserede foranstaltninger.«
b)
Stk. 8 ændres således:
i)
Første afsnit, indledningen, erstattes af følgende:
»Solidaritet i medfør af denne forordning ydes på grundlag af kompensation. Den medlemsstat, der anmoder om solidaritet, betaler straks, eller sikrer omgående betaling af, en rimelig kompensation til den medlemsstat, som yder solidaritet.
Hvis to medlemsstater er blevet enige om de nødvendige tekniske og retlige ordninger i henhold til stk. 10 (solidaritetsaftale), skal en sådan rimelig kompensation mindst omfatte:«.
ii)
Andet og tredje afsnit affattes således:
»Rimelig kompensation i henhold til første og andet afsnit omfatter bl.a. alle rimelige omkostninger, som den medlemsstat, der yder solidaritet, afholder som følge af en forpligtelse til at betale kompensation i medfør af de grundlæggende rettigheder, der er sikret ved EU-retten, og i medfør af gældende internationale forpligtelser ved gennemførelsen af denne artikel og yderligere rimelige omkostninger, der er påløbet i forbindelse med betaling af kompensation i henhold til nationale bestemmelser om kompensation.
Medlemsstaterne vedtager de nødvendige foranstaltninger, navnlig de tekniske, retlige og finansielle ordninger i medfør af stk. 10, med henblik på gennemførelse af nærværende stykkes første, andet og tredje afsnit. Sådanne foranstaltninger kan fastsætte de praktiske ordninger for omgående betaling.«
c)
Følgende stykker indsættes:
»8a.   Hvis to medlemsstater ikke er nået til enighed om de nødvendige tekniske, retlige og finansielle ordninger i henhold til artikel 10 ved hjælp af en solidaritetsaftale, er levering af gas i henhold til forpligtelsen i stk. 1 i tilfælde af en nødsituation underlagt betingelserne i denne artikel.
Kompensationen for solidaritetsforanstaltningen må ikke overstige rimelige omkostninger. Medmindre både den solidaritetsanmodende medlemsstat og den solidaritetsydende medlemsstat aftaler andet, skal kompensationen omfatte:
a)
prisen for gas i den solidaritetsydende medlemsstat
b)
omkostningerne til oplagring og transport
c)
sagsomkostninger i forbindelse med dermed forbundne retssager eller voldgiftssager, der involverer den solidaritetsydende medlemsstat
d)
andre indirekte omkostninger, der ikke er dækket af gasprisen, såsom godtgørelse af omkostninger til økonomiske eller andre skader som følge af tvungen frakobling af belastning fra kunder i forbindelse med solidaritetsydelsen.
Medmindre den solidaritetsanmodende medlemsstat og den solidaritetsydende medlemsstat aftaler en anden pris, svarer prisen for den gas, der leveres til den solidaritetsanmodende medlemsstat, til gennemsnittet af day-ahead-markedsprisen i den solidaritetsydende medlemsstat på dagen forud for anmodningen om solidaritet eller til den tilsvarende gennemsnitlige day-ahead-markedspris på nærmeste tilgængelige børs, på nærmeste tilgængelige virtuelle handelspunkt eller på et aftalt knudepunkt på dagen forud for anmodningen om solidaritet. Kompensation for de gasmængder, der leveres i forbindelse med en solidaritetsanmodning, betales direkte af den solidaritetsanmodende medlemsstat til den solidaritetsydende medlemsstat eller den enhed, som begge medlemsstater angiver i deres svar på solidaritetsanmodningen og bekræftelsen af modtagelsen af svaret og af den tilbudte mængde.
Den medlemsstat, som anmodningen om en solidaritetsforanstaltning er rettet til, tilvejebringer solidaritetsforanstaltningerne hurtigst muligt og senest på det anmodede leveringstidspunkt. En medlemsstat kan nægte at yde solidaritet til en solidaritetsanmodende medlemsstat, forudsat at den anmodede medlemsstat påviser, at:
a)
den ikke har tilstrækkelig gas i forhold til de mængder, der skal leveres til de solidaritetsbeskyttede kunder, eller
b)
den ikke har tilstrækkelig sammenkoblingskapacitet til rådighed, som fastsat i artikel 13, stk. 7, eller gasstrømmene er begrænset gennem et tredjeland.
Et sådant afslag skal være strengt begrænset til de gasmængder, der er berørt af den ene eller begge de begrænsninger, der er omhandlet i fjerde afsnit.
Ud over de standardregler, der er fastsat i denne artikel, kan medlemsstaterne aftale tekniske ordninger og koordinering af solidaritetsydelsen. Denne artikel berører ikke eksisterende ordninger vedrørende sikker og pålidelig drift af gassystemet.
8b.   Hvis to medlemsstater ikke er nået til enighed om de nødvendige tekniske, retlige og finansielle ordninger i henhold til artikel 10 ved hjælp af en solidaritetsaftale, sender den medlemsstat, der anmoder om anvendelse af solidaritetsforanstaltninger, en solidaritetsanmodning til en anden medlemsstat med angivelse af mindst følgende oplysninger:
a)
kontaktoplysningerne for medlemsstatens kompetente myndighed
b)
kontaktoplysningerne for medlemsstatens relevante transmissionssystemoperatører
c)
hvis det er relevant, kontaktoplysningerne for den tredjepart, der handler på vegne af medlemsstaten
d)
leveringsperioden, herunder tidspunktet for den først mulige levering og leveringernes forventede varighed
e)
leveringsstederne og sammenkoblingspunkterne
f)
gasmængden i kWh for hvert sammenkoblingspunkt
g)
gaskvaliteten.
Solidaritetsanmodningen sendes samtidigt til de medlemsstater, der potentielt kan yde solidaritetsforanstaltninger, til Kommissionen og til de kriseledere, der er udpeget i henhold til artikel 10, stk. 1, litra g).
De medlemsstater, der modtager en solidaritetsanmodning, sender et svar med angivelse af de i første afsnit, litra a), b) og c), omhandlede kontaktoplysninger og af hvilken mængde og kvalitet, der kan leveres til sammenkoblingspunkterne på det ønskede tidspunkt som omhandlet i første afsnit, litra d)-g). Hvis den mængde, der kan leveres ved hjælp af frivillige foranstaltninger, er utilstrækkelig, skal der i svaret angives den mængde, der følger af en eventuel indskrænkning, fra frigivelse af strategiske lagre eller fra anvendelse af andre foranstaltninger.
Solidaritetsanmodninger skal indgives senest 48 timer før det angivne leveringstidspunkt for gas.
Solidaritetsanmodninger skal besvares inden for 18 timer. Den solidaritetsanmodende medlemsstat bekræfter, om den vil tage imod den tilbudte mængde, senest seks timer efter modtagelsen af tilbuddet om solidaritet og mindst 24 timer før det angivne leveringstidspunkt for gas. Der kan anmodes om solidaritet for en periode på en eller flere dage, og svaret skal stemme overens med den varighed, der anmodes om. Hvis der er flere medlemsstater, der yder solidaritet, og den anmodende medlemsstat har indgået bilaterale solidaritetsordninger med en eller flere af dem, har disse ordninger forrang mellem de medlemsstater, der har indgået bilaterale ordninger. De standardbestemmelser, der er fastsat i dette stykke, finder kun anvendelse i forhold til de øvrige solidaritetsydende medlemsstater.
Kommissionen kan lette gennemførelsen af solidaritet, navnlig ved at stille en skabelon til rådighed på en sikret onlineplatform, der gør det muligt at sende anmodninger og tilbud i realtid.
8c.   Hvis en solidaritetsforanstaltning er ydet i overensstemmelse med stk. 1 og 2, skal det endelige, rimelige kompensationsbeløb, som den anmodende medlemsstat har udbetalt, efterfølgende kontrolleres af den ydende medlemsstats og den anmodende medlemsstats nationale regulerende myndigheder senest tre måneder efter ophør af nødsituationen.
Hvis de nationale regulerende myndigheder ikke er nået til enighed om beregningen af det endelige beløb for den rimelige kompensation, underretter de straks de relevante kompetente myndigheder, Kommissionen og agenturet herom. I så fald eller efter fælles anmodning fra de nationale regulerende myndigheder beregner agenturet et passende niveau for den rimelige kompensation for de indirekte omkostninger, der er opstået som følge af solidariteten, og afgiver en faktuel udtalelse senest tre måneder efter datoen for henvisningen til agenturet. Inden det afgiver en sådan faktuel afgørelse, rådfører agenturet sig med de nationale regulerende myndigheder og de relevante kompetente myndigheder.
Den i andet afsnit omhandlede periode på tre måneder kan forlænges med yderligere to måneder, hvis agenturet anmoder om supplerende oplysninger. Denne efterfølgende periode løber fra dagen efter modtagelsen af de fuldstændige oplysninger. Den anmodende medlemsstat høres og afgiver en udtalelse om afslutningen af den efterfølgende kontrol. Efter høring af den anmodende medlemsstat har den myndighed, der foretager denne efterfølgende kontrol, ret til at kræve, at kompensationsbeløbet korrigeres, under hensyntagen til udtalelsen fra den anmodende medlemsstat. Konklusionerne af den efterfølgende kontrol forelægges Kommissionen, som tager hensyn til disse i sin rapport om nødsituationen i medfør af artikel 14, stk. 3.«
d)
Stk. 10 og 11 affattes således:
»10.   Medlemsstaterne vedtager de nødvendige foranstaltninger for at sikre, at gas leveres til solidaritetsbeskyttede kunder i den anmodende medlemsstat i overensstemmelse med stk. 1 og 2 og bestræber sig bedst muligt på at nå til enighed om tekniske, retlige og finansielle ordninger. Sådanne tekniske, retlige og finansielle ordninger aftales mellem de medlemsstater, der er forbundet direkte eller, i overensstemmelse med stk. 2, gennem et tredjeland, og beskrives i deres respektive nødplaner. Sådanne ordninger kan bl.a. omfatte følgende elementer:
a)
driftssikkerheden af net
b)
gaspriser, der skal anvendes, og metoden til fastsættelse heraf, under hensyntagen til indvirkningen på markedets funktion
c)
anvendelsen af sammenkoblinger, herunder tovejskapacitet og underjordisk oplagring af gas
d)
gasmængder eller metoden til fastsættelse heraf
e)
kategorier af omkostninger, som skal dækkes af en rimelig og omgående kompensation, som kan omfatte erstatning for indskrænkninger i industrien
f)
en angivelse af metoden, der kan anvendes til beregning af rimelig kompensation.
Den finansielle ordning, som medlemsstaterne har aftalt, inden der anmodes om solidaritet, skal indeholde bestemmelser, der giver mulighed for beregning af den rimelige kompensation, der mindst omfatter alle relevante og rimelige omkostninger, der er påløbet ved ydelsen af solidaritet, og en tilsagn om, at en sådan kompensation vil blive betalt.
Enhver kompensationsmekanisme skal give incitamenter til at deltage i markedsbaserede løsninger såsom auktioner og foranstaltninger på efterspørgselssiden. Den må ikke skabe uhensigtsmæssige incitamenter, herunder på det finansielle plan, for markedsdeltagerne til at udsætte deres tiltag, indtil der anvendes ikkemarkedsbaserede foranstaltninger. Alle kompensationsmekanismer eller i det mindste et resumé heraf medtages i nødplanerne.
Hvis der, som følge af retssager i henhold til stk. 8, andet afsnit, litra c), opstår nye og betydelige rimelige omkostninger, der skal medtages i den rimelige kompensation, efter at den efterfølgende kontrol er afsluttet, underretter den ydende medlemsstat omgående den anmodende medlemsstat herom. De nationale regulerende myndigheder og, hvor det er relevant, agenturet foretager en ny efterfølgende kontrol i henhold til stk. 8c. Resultatet af denne nye efterfølgende kontrol berører ikke den ydende medlemsstats forpligtelse til at yde erstatning til kunder i henhold til national ret og deres ret til at modtage en rimelig kompensation.
11.   Så længe en medlemsstat kan dække gasforbruget hos sine solidaritetsbeskyttede kunder med sin egen produktion, behøver den ikke indgå tekniske, retlige og finansielle ordninger med medlemsstater, som den er forbundet med direkte eller, i overensstemmelse med stk. 2, gennem et tredjeland, med det formål at modtage solidaritet. Dette berører ikke den pågældende medlemsstats forpligtelse til i henhold til denne artikel at yde andre medlemsstater solidaritet.«
e)
Stk. 12, 13 og 14 udgår.
f)
Stk. 15 affattes således:
»15.   Forpligtelserne i nærværende artikels stk. 1 og 2 ophører med at finde anvendelse umiddelbart efter, at en nødsituation erklæres for ophævet, eller når Kommissionen i overensstemmelse med artikel 11, stk. 8, første afsnit, konkluderer, at erklæringen af en nødsituation ikke, eller ikke længere, er berettiget.«
10)
Følgende artikel indsættes:
»Artikel 13a
Samarbejde mellem indirekte forbundne medlemsstater ved hjælp af markedsbaserede foranstaltninger (frivillige foranstaltninger)
1.   Uden at det berører princippet om energisolidaritet, finder denne artikel anvendelse, når medlemsstater, der er indirekte forbundet via en anden medlemsstat og som har modtaget en anmodning om frivillige bidrag i henhold til nærværende artikels stk. 2, bidrager til at levere de gasmængder, der anmodes om i henhold til artikel 13, stk. 1 eller 2, ved hjælp af frivillige foranstaltninger som omhandlet i artikel 13, stk. 3, litra c).
2.   Den medlemsstat, der anmoder om solidaritet i henhold til artikel 13, kan samtidig sende en anmodning om et frivilligt bidrag på grundlag af markedsbaserede foranstaltninger til en eller flere andre indirekte forbundne medlemsstater for at søge det mest fordelagtige tilbud eller den mest fordelagtige kombination af tilbud på grundlag af omkostningerne, leveringshastigheden, pålideligheden og diversificeringen af gasforsyningerne i henhold til artikel 13, stk. 4.
Anmodninger i henhold til denne artikels første afsnit indgives dels til de indirekte forbundne medlemsstater, der potentielt kan levere gasmængder på grundlag af frivillige foranstaltninger, dels til Kommissionen og de kriseledere, der er udpeget i henhold til artikel 10, stk. 1, litra g), mindst 48 timer før den angivne leveringstid for gas. Disse anmodninger skal mindst indeholde de oplysninger, der er omhandlet i artikel 13, stk. 8b, første afsnit.
Medlemsstater, der modtager anmodningen i henhold til denne artikels første afsnit, besvarer den anmodende medlemsstat og underretter Kommissionen og de kriseledere, der er udpeget i henhold til artikel 10, stk. 1, litra g), inden for 18 timer, med angivelse af hvorvidt de kan tilbyde gasmængder på grundlag af frivillige foranstaltninger. Besvarelsen skal mindst indeholde de oplysninger, der er omhandlet i artikel 13, stk. 8a. Medlemsstaterne kan reagere ved at angive, at de ikke er i stand til at bidrage ved hjælp af markedsbaserede foranstaltninger.
3.   Hvis summen af de gasmængder, der følger af tilbuddene i henhold til artikel 13, stk. 1 og 2, og tilbuddene i henhold til nærværende artikel, ikke når op på de krævede mængder, udvælges tilbud i henhold til denne artikel automatisk.
Hvis summen af de gasmængder, der følger af tilbuddene i henhold til artikel 13, stk. 1 og 2, og tilbud i henhold til nærværende artikel, overstiger de krævede mængder, tages der hensyn til tilbud i henhold til nærværende artikel ved udvælgelsen af tilbud i henhold til artikel 13, stk. 4, og den anmodende medlemsstat skal efter høring af alle involverede medlemsstater søge det mest fordelagtige tilbud eller en kombination af tilbud blandt tilbuddene i henhold til artikel 13 eller nærværende artikel på grundlag af omkostninger, leveringshastighed, pålidelighed og diversificering. Hvis bidrag i henhold til nærværende artikel udvælges af de anmodende medlemsstater, nedsættes anmodningen i henhold til artikel 13, stk. 1 og 2, tilsvarende.
Den anmodende medlemsstat underretter de berørte medlemsstater om, hvilke mængder den har valgt, senest seks timer efter modtagelsen af tilbuddet og mindst 24 timer før den angivne leveringstid for gas.
4.   Hvis en indirekte forbundet medlemsstat yder et frivilligt bidrag på grundlag af markedsbaserede foranstaltninger til den anmodende medlemsstat i henhold til denne artikels stk. 1 og 2, må den rimelige kompensation ikke overstige rimelige omkostninger og kan omfatte de omkostninger, der er omhandlet i artikel 13, stk. 8a, andet afsnit. Den endelige rimelige kompensation er omfattet af den mekanisme til efterfølgende kontrol, der er beskrevet i artikel 13, stk. 8c.
5.   Transmissionssystemoperatørerne i de berørte medlemsstater samarbejder og udveksler oplysninger ved hjælp af ReCo-systemet for gas, der er oprettet af ENTSOG i henhold til artikel 3, stk. 6, med henblik på at identificere den tilgængelige sammenkoblingskapacitet senest seks timer efter en anmodning fra en medlemsstat eller Kommissionen. ENTSOG underretter Kommissionen og de berørte medlemsstaters kompetente myndigheder i overensstemmelse hermed.«
11)
Artikel 14, stk. 3, første afsnit, affattes således:
»Efter en nødsituation forelægger den kompetente myndighed, der er omhandlet i stk. 1, hurtigst muligt og senest seks uger efter ophør af nødsituationen Kommissionen en detaljeret vurdering af nødsituationen og effektiviteten af de gennemførte foranstaltninger, herunder en vurdering af nødsituationens økonomiske konsekvenser, konsekvenserne for elsektoren og den bistand, der er ydet til eller modtaget fra Unionen og dens medlemsstater. Hvis det er relevant, omfatter vurderingen en udførlig beskrivelse af de omstændigheder, der førte til aktivering af den i artikel 13 omhandlede mekanisme, og på hvilke betingelser de manglende gasforsyninger blev modtaget, herunder den pris og den finansielle kompensation, der blev betalt, og, hvis det er relevant, årsagerne til, at solidaritetstilbuddene ikke blev accepteret, eller at gassen ikke blev leveret. Denne vurdering stilles til rådighed for Gaskoordinationsgruppen og tages i betragtning ved ajourføringerne af de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne.«
12)
I artikel 17a tilføjes følgende stykke:
»2.   Den rapport, der skal forelægges af Kommissionen senest den 28. februar 2025, skal også indeholde en generel vurdering af anvendelsen af artikel 6a-6d, artikel 7, stk. 1 og 4, litra g), artikel 13, artikel 13a, artikel 16, stk. 3, artikel 17a, artikel 18a, artikel 20, stk. 4, og bilag Ia og Ib. Rapporten skal, hvor det er relevant, ledsages af lovgivningsforslag til ændring af denne forordning.«
13)
Artikel 19 ændres således:
a)
I stk. 2 indsættes følgende punktum efter første punktum:
»Beføjelsen til at vedtage delegerede retsakter, jf. artikel 8a, stk. 2, tillægges Kommissionen for en periode på fem år fra den 4. august 2024.«
b)
Stk. 3, første punktum, affattes således:
»3.   Den i artikel 3, stk. 8, artikel 7, stk. 5, og artikel 8, stk. 5, og artikel 8a, stk. 2, omhandlede delegation af beføjelser kan til enhver tid tilbagekaldes af Europa-Parlamentet eller Rådet.«
c)
Stk. 6, første punktum, affattes således:
»6.   En delegeret retsakt vedtaget i henhold til artikel 3, stk. 8, artikel 7, stk. 5, artikel 8, stk. 5, eller artikel 8a, stk. 2, træder kun i kraft, hvis hverken Europa-Parlamentet eller Rådet har gjort indsigelse inden for en frist på to måneder fra meddelelsen af den pågældende retsakt til Europa-Parlamentet og til Rådet, eller hvis Europa-Parlamentet og Rådet inden udløbet af denne frist begge har underrettet Kommissionen om, at de ikke agter at gøre indsigelse.«
14)
Bilag VI ændres således:
a)
I punkt 5, første afsnit, litra a), andet afsnit, indsættes følgende led efter andet led »foranstaltninger med sigte på diversificering af gasforsyningsruter og -kilder«:
»—
foranstaltninger med sigte på at forebygge hamstring af kapacitet«.
b)
I punkt 11.3, første afsnit, litra a), andet afsnit, indsættes følgende led efter andet led »foranstaltninger med sigte på diversificering af gasforsyningsruter og -kilder«:
»—
foranstaltninger med sigte på at forebygge hamstring af kapacitet«.
Artikel 85
Ændring af forordning (EU) 2019/942
Forordning (EU) 2019/942 ændres således:
1)
Artikel 2, litra a), affattes således:
»a)
afgiver udtalelser og henstillinger rettet til transmissionssystemoperatører, ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, det europæiske net af netoperatører for brint (ENNOH), EU DSO-enheden, regionale koordinationscentre, udpegede elektricitetsmarkedsoperatører og enheder, der er oprettet af transmissionssystemoperatører for naturgas, LNG-systemoperatører, naturgaslagersystemoperatører eller brintlageroperatører eller brintnetoperatører«.
2)
Artikel 3, stk. 2, første afsnit, affattes således:
»På ACER's anmodning fremlægger de regulerende myndigheder, ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, ENNOH, de regionale koordinationscentre, EU DSO-enheden, transmissionssystemoperatørerne for naturgas, brintnetoperatørerne, de udpegede elektricitetsmarkedsoperatører og enheder, der er oprettet af transmissionssystemoperatører for naturgas, LNG-systemoperatører, naturgaslagersystemoperatører eller brintlageroperatører eller brintterminaloperatører, de oplysninger for ACER, der er nødvendige for, at ACER kan udføre sine opgaver i henhold til denne forordning, medmindre ACER allerede har anmodet om og modtaget sådanne oplysninger.«
3)
Artikel 4 ændres således:
a)
Stk. 1, 2 og 3 affattes således:
»1.   ACER afgiver en udtalelse til Kommissionen om udkast til vedtægter, medlemsfortegnelse og udkast til forretningsorden for ENTSO for elektricitet i overensstemmelse med artikel 29, stk. 2, i forordning (EU) 2019/943 og for ENTSO for gas i overensstemmelse med artikel 25, stk. 2, i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2024/1789
 (
*3
)
 og for ENNOH i overensstemmelse med artikel 57, stk. 9, i forordning (EU) 2024/1789 og for EU DSO-enheden i overensstemmelse med artikel 53, stk. 3, i forordning (EU) 2019/943 og artikel 40, stk. 4, i forordning (EU) 2024/1789.
2.   ACER overvåger varetagelsen af de opgaver, der påhviler ENTSO for elektricitet i overensstemmelse med artikel 32 i forordning (EU) 2019/943, ENTSO for gas i overensstemmelse med artikel 27 i forordning (EU) 2024/1789, ENNOH i overensstemmelse med artikel 64 i forordning (EU) 2024/1789 og EU DSO-enheden som fastsat i artikel 55 i forordning (EU) 2019/943 og artikel 41 i forordning (EU) 2024/1789.
3.   ACER kan afgive en udtalelse:
a)
til ENTSO for elektricitet i overensstemmelse med artikel 30, stk. 1, litra a), i forordning (EU) 2019/943, til ENTSO for gas i overensstemmelse med artikel 26, stk. 2, i forordning (EU) 2024/1789 og til ENNOH i overensstemmelse med artikel 59, stk. 1, i nævnte forordning om netreglerne
b)
til ENTSO for elektricitet i overensstemmelse med artikel 32, stk. 2, i forordning (EU) 2019/943, til ENTSO for gas i overensstemmelse med artikel 26, stk. 2, i forordning (EU) 2024/1789 og til ENNOH i overensstemmelse med artikel 60, stk. 2, i forordning (EU) 2024/1789 om udkastet til EU-dækkende netudviklingsplan og andre relevante dokumenter omhandlet i artikel 30, stk. 1, i forordning (EU) 2019/943 og artikel 26, stk. 3, og artikel 59, stk. 1, i forordning (EU) 2024/1789 under hensyntagen til målene om ikkediskrimination, effektiv konkurrence og velfungerende og sikre indre markeder for elektricitet, brint og naturgas
c)
til EU DSO-enheden om udkastet til årligt arbejdsprogram og andre relevante dokumenter omhandlet i artikel 55, stk. 2, i forordning (EU) 2019/943 og artikel 41, stk. 3, i forordning (EU) 2024/1789, under hensyntagen til målene om ikkediskrimination, effektiv konkurrence og et velfungerende og sikre indre markeder for elektricitet, brint og naturgas.
(
*3
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2024/1789 af 13. juni 2024 om de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af forordning (EU) nr. 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 og (EU) 2022/869 og afgørelse (EU) 2017/684 og om ophævelse af forordning (EF) nr. 715/2009 (
EUT L, 2024/1789, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj
).«."
b)
Stk. 6, 7 og 8 affattes således:
»6.   De relevante regulerende myndigheder koordinerer med henblik på i fællesskab at vurdere, om ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, ENNOH, EU DSO-enheden eller regionale koordinationscentre har undladt at efterleve deres forpligtelser i henhold til EU-retten, og træffer passende foranstaltninger i overensstemmelse med artikel 59, stk. 1, litra c), og artikel 62, stk. 1, litra f), i direktiv (EU) 2019/944 eller med artikel 78, stk. 1, litra e), i Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2024/1788
 (
**
)
.
Efter anmodning fra en eller flere regulerende myndigheder eller på eget initiativ afgiver ACER en begrundet udtalelse samt en henstilling til ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, ENNOH, EU DSO-enheden eller de regionale koordinationscentre vedrørende efterlevelse af deres forpligtelser.
7.   Konstaterer ACER i en begrundet udtalelse, at ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, ENNOH, EU DSO-enheden eller et regionalt koordinationscenter muligvis ikke efterlever deres respektive forpligtelser, skal de berørte regulerende myndigheder med enstemmighed træffe koordinerede afgørelser, der fastslår, hvorvidt der foreligger manglende efterlevelse af de relevante forpligtelser, og i givet fald fastsætter de foranstaltninger, som ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, ENNOH, EU DSO-enheden eller et regionalt koordinationscenter skal træffe for at afhjælpe denne manglende efterlevelse. Lykkes det ikke for de regulerende myndigheder at træffe sådanne koordinerede afgørelser med enstemmighed inden for fire måneder efter datoen for de regulerende myndigheders modtagelse af ACER's begrundede udtalelse, forelægges sagen for ACER med henblik på en afgørelse i henhold til artikel 6, stk. 10.
8.   Er ENTSO for elektricitets, ENTSO for gas', ENNOH's, EU DSO-enhedens eller et regionalt koordinationscenters manglende efterlevelse, der er konstateret i henhold til denne artikels stk. 6 eller 7, ikke blevet afhjulpet inden for tre måneder, eller har den regulerende myndighed i den medlemsstat, hvor enheden har sit hjemsted, ikke truffet foranstaltninger for at sikre efterlevelse, udsteder ACER en henstilling til den regulerende myndighed om at træffe foranstaltninger i overensstemmelse med artikel 59, stk. 1, litra c), og artikel 62, stk. 1, litra f), i direktiv (EU) 2019/944 eller med artikel 78, stk. 1, litra f), i direktiv (EU) 2024/1788 for at sikre, at ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, ENNOH, EU DSO-enheden eller det regionale koordinationscenter overholder sine forpligtelser, og underretter Kommissionen.
(
**
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2024/1788 af 13. juni 2024 om fælles regler for de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af direktiv (EU) 2023/1791 og om ophævelse af direktiv 2009/73/EF (
EUT L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj
).«
                                                   "
4)
Artikel 5, stk. 1, affattes således:
»1.   ACER deltager i udarbejdelsen af netregler i overensstemmelse med artikel 59 i forordning (EU) 2019/943 og artikel 71 og 72 i forordning (EU) 2024/1789 samt af retningslinjer i overensstemmelse med artikel 61, stk. 6, i forordning (EU) 2019/943 og artikel 74, stk. 5, i forordning (EU) 2024/1789. ACER skal navnlig:
a)
forelægge Kommissionen ikkebindende overordnede retningslinjer, hvor ACER bliver anmodet herom i henhold til artikel 59, stk. 4, i forordning (EU) 2019/943 eller artikel 71, stk. 4, eller artikel 72, stk. 4, i forordning (EU) 2024/1789. ACER reviderer de overordnede retningslinjer og forelægger dem for Kommissionen igen, hvor det bliver anmodet herom i henhold til artikel 59, stk. 7, i forordning (EU) 2019/943 eller artikel 71, stk. 7, eller artikel 72, stk. 7, i forordning (EU) 2024/1789
b)
revidere netreglerne i overensstemmelse med artikel 59, stk. 11, i forordning (EU) 2019/943 eller artikel 71, stk. 11, eller artikel 72, stk. 11, i forordning (EU) 2024/1789. I sin revision tager ACER hensyn til de fremsatte synspunkter fra de parter, som har været involveret under udarbejdelsen af de reviderede netregler under ledelse af ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, ENNOH eller EU DSO-enheden, og hører de relevante interessenter om den udgave, som skal forelægges Kommissionen. Med henblik herpå kan ACER, hvor det er hensigtsmæssigt, anvende det redaktionsudvalg, der nedsættes i henhold til netreglerne. ACER indberetter resultatet af høringerne til Kommissionen. Efterfølgende forelægger ACER de reviderede netregler for Kommissionen i overensstemmelse med artikel 59, stk. 11, i forordning (EU) 2019/943 eller artikel 71, stk. 11, eller artikel 72, stk. 11, i forordning (EU) 2024/1789. Har ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, ENNOH eller EU DSO-enheden undladt at udarbejde netregler, udarbejder og forelægger ACER et udkast til netregler for Kommissionen, hvor det bliver anmodet herom i henhold til artikel 59, stk. 12, i forordning (EU) 2019/943 eller artikel 71, stk. 12, eller artikel 72, stk. 12, i forordning (EU) 2024/1789
c)
afgive en behørigt begrundet udtalelse til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 32, stk. 1, i forordning (EU) 2019/943 eller artikel 27, stk. 1, eller artikel 64, stk. 2, i forordning (EU) 2024/1789, hvor ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, ENNOH eller EU DSO-enheden har undladt at gennemføre en netregel, der er udarbejdet i henhold til artikel 30, stk. 1, litra a), i forordning (EU) 2019/943 eller artikel 26, stk. 1, eller artikel 59, stk. 1, litra a), i forordning (EU) 2024/1789, eller en netregel, der er fastsat i overensstemmelse med artikel 59, stk. 3-12, i forordning (EU) 2019/943 eller artikel 71, stk. 3-12, eller artikel 72, stk. 3-12, i forordning (EU) 2024/1789, men som ikke er blevet vedtaget af Kommissionen i henhold til artikel 59, stk. 13, i forordning (EU) 2019/943 eller i henhold til artikel 71, stk. 13, eller artikel 72, stk. 13, i forordning (EU) 2024/1789
d)
overvåge og analysere gennemførelsen af de netregler, som Kommissionen vedtager i overensstemmelse med artikel 59 i forordning (EU) 2019/943 og artikel 71 og 72 i forordning (EU) 2024/1789, og de retningslinjer, der vedtages i overensstemmelse med artikel 61 i forordning (EU) 2019/943 og artikel 74 i forordning (EU) 2024/1789, og deres virkning på harmoniseringen af gældende regler, der tager sigte på at lette markedsintegrationen, samt på ikke-diskrimination, effektiv konkurrence og et velfungerende marked, og aflægge rapport til Kommissionen.«
5)
Artikel 6 ændres således:
a)
Stk. 3 affattes således:
»3.   Kommissionen forelægger senest den 5. juli 2022 og derefter hvert fjerde år en rapport for Europa-Parlamentet og Rådet om de regulerende myndigheders uafhængighed i henhold til artikel 57, stk. 7, i direktiv (EU) 2019/944 og artikel 76, stk. 6, i direktiv (EU) 2024/1788.«
b)
Stk. 5 affattes således:
»5.   ACER afgiver på anmodning af en eller flere regulerende myndigheder eller Kommissionen en faktuel udtalelse om, hvorvidt en afgørelse truffet af en regulerende myndighed efterlever de netregler og retningslinjer, der er omhandlet i forordning (EU) 2019/943, forordning (EU) 2024/1789, direktiv (EU) 2019/944 eller direktiv (EU) 2024/1788, andre relevante bestemmelser i nævnte forordninger eller direktiver, eller artikel 13 i forordning (EU) 2017/1938.«
c)
Følgende stykker indsættes:
»9a.   ACER udsteder henstillinger til transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører, brintnetoperatører og regulerende myndigheder om metoderne til fastsættelse af den intertemporale omkostningsfordeling i henhold til artikel 5, stk. 6, første afsnit, i forordning (EU) 2024/1789.
ACER kan udstede henstillinger til transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører, brintnetoperatører og regulerende myndigheder om de reguleringsmæssige aktivgrundlag i henhold til artikel 5, stk. 6, tredje afsnit, i forordning (EU) 2024/1789.
9b.   ACER kan udstede henstillinger til regulerende myndigheder om fordeling af omkostningerne ved at afhjælpe begrænsninger for grænseoverskridende strømme som følge af forskelle i gaskvaliteten i henhold til artikel 21, stk. 11, i forordning (EU) 2024/1789.
9c.   ACER kan udstede henstillinger til regulerende myndigheder om fordeling af omkostningerne ved at afhjælpe begrænsninger af grænseoverskridende strømme som følge af forskelle i brintkvaliteten i henhold til artikel 55, stk. 8, i forordning (EU) 2024/1789.
9d.   ACER offentliggør overvågningsrapporter om kapacitetsbegrænsninger i sammenkoblingspunkter i henhold til bilag I, afsnit 2.2.1, punkt 2, til (EU) 2024/1789.«
d)
Stk. 10 ændres således:
i)
Første afsnit affattes således:
»ACER har kompetence til at vedtage konkrete afgørelser om reguleringsmæssige spørgsmål, der påvirker den grænseoverskridende handel eller grænseoverskridende systemsikkerhed, og som kræver en fælles afgørelse fra mindst to regulerende myndigheder, hvor sådanne kompetencer er blevet tillagt de regulerende myndigheder i henhold til en af følgende retsakter:
a)
en lovgivningsmæssig EU-retsakt vedtaget i henhold til den almindelige lovgivningsprocedure
b)
netregler og retningslinjer omhandlet i artikel 59-61 i forordning (EU) 2019/943 vedtaget inden den 4. juli 2019 og senere revisioner af disse netregler og retningslinjer
c)
netregler og retningslinjer omhandlet i artikel 59-61 i forordning (EU) 2019/943 vedtaget som gennemførelsesretsakter i henhold til artikel 5 i forordning (EU) nr. 182/2011
d)
retningslinjer i henhold til bilag I til forordning (EU) 2024/1789, eller
e)
netregler og retningslinjer omhandlet i artikel 71-74 i forordning (EU) 2024/1789.«
ii)
Andet afsnit, litra a), affattes således:
»a)
hvor de kompetente regulerende myndigheder ikke har kunnet nå til enighed inden for seks måneder fra sagens forelæggelse for den sidste af disse regulerende myndigheder, eller inden for fire måneder for så vidt angår sager i henhold til artikel 4, stk. 7, i denne forordning eller artikel 59, stk. 1, litra c), eller artikel 62, stk. 1, litra f) i direktiv (EU) 2019/944 eller artikel 78, stk. 1, litra f), i direktiv (EU)2024/1788«.
iii)
Tredje og fjerde afsnit affattes således:
»De kompetente regulerende myndigheder kan i fællesskab anmode om, at tidsrummet omhandlet i dettes stykkes andet afsnit, litra a), forlænges med højst seks måneder, bortset fra for så vidt angår sager i henhold til artikel 4, stk. 7, i denne forordning eller artikel 59, stk. 1, litra c) eller artikel 62, stk. 1, litra f), i direktiv (EU) 2019/944 eller artikel 78, stk. 1, litra f), i direktiv (EU) 2024/1788.
Hvor beføjelsen til at træffe afgørelse om grænseoverskridende spørgsmål som omhandlet i dette stykkes første afsnit er overdraget til de regulerende myndigheder i nye netregler eller retningslinjer omhandlet i artikel 59-61 i forordning (EU) 2019/943 vedtaget som delegerede retsakter efter den 4. juli 2019, har ACER kun beføjelse på et frivilligt grundlag i henhold til dette stykkes andet afsnit, litra b), efter anmodning fra mindst 60 % af de kompetente regulerende myndigheder. Hvor kun to regulerende myndigheder er involveret, kan enhver af dem indbringe sagen for ACER.«
e)
Stk. 12, litra a), affattes således:
»a)
skal ACER træffe en afgørelse inden for seks måneder efter datoen for forelæggelse, eller inden for fire måneder for så vidt angår sager i henhold til artikel 4, stk. 7, i denne forordning eller artikel 59, stk. 1, litra c), eller artikel 62, stk. 1, litra f), i direktiv (EU) 2019/944, eller artikel 78, stk. 1, litra f), i direktiv (EU) 2024/1788, og«
6)
Artikel 14, stk. 1, affattes således:
»1.   I forbindelse med udførelsen af sine opgaver, navnlig udarbejdelsen af overordnede retningslinjer i overensstemmelse med artikel 59 i forordning (EU) 2019/943 eller artikel 71 og 72 i forordning (EU) 2024/1789 og i forbindelse med fremsættelsen af forslag om ændringer af netregler i medfør af artikel 60 i forordning (EU) 2019/943 eller artikel 73 i forordning (EU) 2024/1789, foretager ACER omfattende høring tidligt i forløbet af markedsdeltagere, transmissionssystemoperatører, brinttransmissionsnetoperatører, forbrugere, slutbrugere og, hvor det er relevant, konkurrencemyndigheder, uden at dette berører deres respektive kompetence, på en åben og gennemsigtig måde, navnlig når dets opgaver vedrører transmissionssystemoperatører og brinttransmissionsnetoperatører.«
7)
Artikel 15 ændres således:
a)
Stk. 1 affattes således:
»1.   ACER overvåger i tæt samarbejde med Kommissionen, medlemsstaterne og de relevante nationale myndigheder, herunder de regulerende myndigheder, og uden at dette berører konkurrencemyndighedernes beføjelser, engros- og detailmarkederne for elektricitet og naturgas, særligt niveauerne for og dannelsen af engros- og detailpriserne, for at relevante myndigheder lettere kan identificere eventuel konkurrencebegrænsende, urimelig eller uigennemsigtig adfærd fra markedsoperatørernes side, og med hensyn til overholdelsen af forbrugerrettighederne fastsat i direktiv (EU) 2019/944 og direktiv (EU) 2024/1788, markedsudviklingens indvirkning på husholdningskunder, netadgang, herunder adgang for elektricitet, der er produceret fra vedvarende energikilder, de fremskridt, der er nået med hensyn til samkøringslinjer, potentielle hindringer for handel på tværs af grænserne, herunder virkningen af, at brint blandes i naturgassystemet, og hindringer for, at biometan kan strømme på tværs af grænserne, reguleringsmæssige hindringer for nye markedsdeltagere og mindre aktører, herunder borgerenergifællesskaber og VE-fællesskaber, statslige indgreb, som forhindrer priserne i at afspejle den reelle knaphed, herunder sådanne, som er fastlagt i artikel 10, stk. 4, i forordning (EU) 2019/943, medlemsstaternes fremskridt inden for elektricitetsforsyningssikkerhed på grundlag af resultaterne i den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering som omhandlet i artikel 23 i nævnte forordning, under hensyntagen til navnlig den efterfølgende evaluering, der er omhandlet i artikel 17 i forordning (EU) 2019/941.
ACER overvåger brintmarkederne i tæt samarbejde med Kommissionen, medlemsstaterne og de relevante nationale myndigheder, herunder de regulerende myndigheder, og uden at dette berører konkurrencemyndighedernes beføjelser, navnlig markedsudviklingens virkning på brintkunder, adgang til brintnettet, herunder adgang til nettet for brint, der er produceret fra vedvarende energikilder, de fremskridt, der er nået med hensyn til samkøringslinjer, og potentielle hindringer for handel på tværs af grænserne.«
b)
Stk. 2 affattes således:
»2.   ACER offentliggør årligt en rapport om resultaterne af den i stk. 1 omhandlede overvågning. I denne rapport redegør det for eventuelle hindringer for den fulde gennemførelse af de indre markeder for elektricitet, naturgas og brint.«
c)
Følgende stykker tilføjes:
»6.   ACER offentliggør sammenlignende undersøgelser af effektiviteten af Unionens transmissionssystemoperatørers omkostninger i henhold til artikel 19, stk. 2, i (EU) 2024/1789
7.   ACER forelægger udtalelser, hvormed der tilvejebringes et harmoniseret format for offentliggørelsen af tekniske oplysninger om adgang til brinttransmissionsnet, og offentliggør en overvågningsrapport om kapacitetsbegrænsninger i sammenkoblingspunkter i henhold til retningslinjerne fastsat i bilag I til forordning (EU) 2024/1789.«
Artikel 86
Ændringer af forordning (EU) 2022/869
I forordning (EU) 2022/869 foretages følgende ændringer:
1)
Artikel 11, 12 og 13 affattes således:
»Artikel 11
Cost-benefit-analyser af energisystemet som helhed
1.   ENTSO for elektricitet og det europæiske net af netoperatører for brint (ENNOH), der er omhandlet i artikel 57 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2024/1789
 (
*4
)
, udarbejder sammenhængende udkast til metoder for den enkelte sektor, herunder vedrørende den energinet- og markedsmodel, der er omhandlet i nærværende artikels stk. 10, for en harmoniseret cost-benefit-analyse af energisystemet som helhed på EU-plan for projekter på EU-listen, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i punkt 1, litra a), b), d) og f), og punkt 3, i bilag II til nærværende forordning.
Metoderne omhandlet i dette stykkes første afsnit udarbejdes i overensstemmelse med principperne i bilag V, baseres på fælles antagelser, der giver mulighed for projektsammenligning, og skal stemme overens med Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet samt med de regler og indikatorer, der er fastsat i bilag IV.
Metoderne omhandlet i dette stykkes første afsnit anvendes til udarbejdelsen af hver efterfølgende tiårige EU-dækkende netudviklingsplan, der udarbejdes af ENTSO for elektricitet i henhold til artikel 30 i forordning (EU) 2019/943 eller af ENNOH for gas i henhold til artikel 60 i forordning (EU) 2024/1789.
ENTSO for elektricitet offentliggør og forelægger senest den 24. april 2023 sit sammenhængende udkast til metoden for den enkelte sektor for medlemsstaterne, Kommissionen og agenturet efter at have indsamlet input fra de relevante interessenter under den høringsproces, der er omhandlet i denne artikels stk. 2. Enhver metode til en cost-benefit-analyse for energisystemet som helhed, der er udviklet af ENTSO for gas senest den 1. september 2024, godkendes i overensstemmelse med den proces, der er fastlagt i denne artikel. Senest den 1. december 2025 offentliggør og forelægger ENNOH medlemsstaterne, Kommissionen og agenturet sit sammenhængende udkast til metoden for den enkelte sektor efter at have indsamlet input fra de relevante interessenter under høringsprocessen i medfør af artikel 61, stk. 3, litra d), i forordning (EU) 2024/1789.
2.   Inden de fremsender deres respektive udkast til metoder til medlemsstaterne, Kommissionen og agenturet i overensstemmelse med stk. 1, offentliggør ENTSO for elektricitet og ENNOH et foreløbigt udkast til metoder og gennemfører en omfattende høringsproces og indhenter henstillinger fra medlemsstaterne og som minimum de organisationer, der repræsenterer alle relevante interessenter, herunder den europæiske enhed for distributionssystemoperatører, der er oprettet i henhold til artikel 52, stk. 1, i forordning (EU) 2019/943 (»EU DSO-enheden«), sammenslutninger, der er involveret i el-, naturgas- og brintmarkeder, opvarmning og køling, kulstofopsamling og -lagring samt interessenter inden for CO
2
-opsamling og -udnyttelse, uafhængige forsyningsvirksomheder, operatører inden for prisfleksibelt elforbrug, organisationer, der beskæftiger sig med energieffektivitetsløsninger, energiforbrugersammenslutninger, repræsentanter for civilsamfundet og, hvis det anses for at være hensigtsmæssigt, de nationale regulerende myndigheder og andre nationale myndigheder.
Senest tre måneder efter offentliggørelsen af det foreløbige udkast til metoder i henhold til første afsnit kan de interessenter, der er omhandlet i nævnte afsnit, indgive en henstilling.
Det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer, der er oprettet i henhold til artikel 10a i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 401/2009
 (
*5
)
, kan på eget initiativ forelægge udkastet til metoder en udtalelse.
Hvor det er relevant, forelægger og offentliggør medlemsstaterne og de interessenter, der er omhandlet i første afsnit, deres henstillinger, og det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer forelægger og offentliggør sin udtalelse for agenturet og, alt efter hvad der er relevant, for ENTSO for elektricitet eller for ENNOH.
Høringsprocessen skal være åben, rettidig og gennemsigtig. ENTSO for elektricitet og ENNOH udarbejder og offentliggør en rapport om høringsprocessen.
ENTSO for elektricitet og ENNOH angiver grundene hertil, hvis de ikke eller kun delvis har taget hensyn til henstillingerne fra medlemsstaterne eller interessenterne samt fra de nationale myndigheder eller udtalelsen fra det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer.
3.   Senest tre måneder efter modtagelse af udkastet til metoderne sammen med de indkomne bidrag i forbindelse med høringen og rapporten om høringen afgiver agenturet en udtalelse til ENTSO for elektricitet og ENNOH. Agenturet afgiver sin udtalelse til ENTSO for elektricitet, ENNOH, medlemsstaterne og Kommissionen og offentliggør den på sit websted.
4.   Senest tre måneder efter modtagelse af udkastet til metoderne kan medlemsstaterne afgive deres udtalelser til ENTSO for elektricitet, ENNOH og Kommissionen. For at lette høringen kan Kommissionen arrangere særlige møder i grupperne for at drøfte udkastet til metoderne.
5.   Senest tre måneder efter modtagelsen af agenturets og medlemsstaternes udtalelser som omhandlet i stk. 3 og 4, ændrer ENTSO for elektricitet og ENNOH deres respektive metoder for fuldt ud at tage hensyn til agenturets og medlemsstaternes udtalelser og forelægger dem sammen med agenturets udtalelse for Kommissionen til godkendelse. Kommissionen træffer afgørelse senest tre måneder efter forelæggelsen af metoderne af henholdsvis ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas og ENNOH.
6.   Senest to uger efter Kommissionens godkendelse i overensstemmelse med stk. 5 offentliggør ENTSO for elektricitet og ENNOH deres respektive metoder på deres websteder. De offentliggør de tilhørende inputdatasæt og andre relevante net-, laststrøms- og markedsdata i en tilstrækkelig nøjagtig form, jf. dog restriktionerne i henhold til national ret og relevante aftaler om fortrolighed. Kommissionen og agenturet påser, at de selv og enhver part, der udfører et analytisk arbejde for dem på grundlag af disse data, behandler de modtagne data fortroligt.
7.   Metoderne ajourføres og forbedres jævnligt i overensstemmelse med proceduren i stk. 1-6. De ændres navnlig efter forelæggelse af modellen for energinet og -markeder, der er omhandlet i stk. 10. Agenturet kan på eget initiativ eller på behørigt begrundet anmodning fra nationale regulerende myndigheder eller interessenter anmode om sådanne ajourføringer og forbedringer med grundene og en rimelig frist, efter formelt at have hørt de organisationer, der repræsenterer alle relevante interessenter, der er omhandlet i stk. 2, første afsnit, og Kommissionen. Agenturet offentliggør de anmodninger fra nationale regulerende myndigheder eller interessenter og alle de relevante ikkekommercielle, følsomme dokumenter, der foranlediger en anmodning fra agenturet om en opdatering eller forbedring.
8.   For projekter, der er omfattet af energiinfrastrukturkategorierne i bilag II, punkt 1, litra c) og e), og punkt 2, 4 og 5, sikrer Kommissionen udviklingen af metoder til en harmoniseret cost-benefit-analyse af energisystemet som helhed på EU-plan. Disse metoder skal med hensyn til fordele og omkostninger være forenelige med de metoder, der er udviklet af ENTSO for elektricitet og ENNOH. Agenturet fremmer, med støtte fra nationale regulerende myndigheder, sammenhængen mellem disse metoder og de metoder, som er udarbejdet af ENTSO for elektricitet og ENNOH. Metoderne udvikles på en gennemsigtig måde, herunder gennem omfattende høring af medlemsstaterne og alle relevante interessenter.
9.   Agenturet udarbejder og offentliggør hvert tredje år et sæt indikatorer og tilhørende referenceværdier til sammenligning af investeringsomkostninger pr. enhed for sammenlignelige projekter under de energiinfrastrukturkategorier, der indgår i bilag II. Projektiværksættere forelægger de ønskede data for de nationale regulerende myndigheder og agenturet.
Agenturet offentliggør de første indikatorer for de infrastrukturkategorier, der er fastsat i bilag II, punkt 1, 2 og 3, senest den 24. april 2023, i det omfang der foreligger data til beregning af robuste indikatorer og referenceværdier. Disse referenceværdier kan anvendes af ENTSO for elektricitet og ENNOH til de cost-benefit-analyser, der foretages for de efterfølgende tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner.
Agenturet offentliggør de første indikatorer for de energiinfrastrukturkategorier, der er fastsat i bilag II, punkt 4 og 5, senest den 24. april 2025.
10.   Senest den 31. oktober 2025 forelægger ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas og ENNOH efter en omfattende høring af de interessenter, der er omhandlet i stk. 2, første afsnit, i fællesskab Kommissionen og agenturet en sammenhængende og gradvis integreret model, der sikrer sammenhæng mellem enkeltsektorbaserede metoder på grundlag af fælles antagelser, som omfatter el-, naturgas- og brinttransmissionsinfrastruktur såvel som oplagringsfaciliteter for naturgas, anlæg til flydende naturgas og elektrolyseanlæg, og som dækker de prioriterede energiinfrastrukturkorridorer og -områder, der er anført i bilag I, og som er udarbejdet i overensstemmelse med principperne i bilag V.
11.   Den i stk. 10 omhandlede model dækker som minimum de relevante sektorers sammenkoblinger på alle trin i infrastrukturplanlægningen, særlig scenarier, teknologier og rumlig opløsning, identifikation af infrastrukturhuller, navnlig med hensyn til grænseoverskridende kapacitet, og projektevaluering.
12.   Efter Kommissionens godkendelse af den i stk. 10 omhandlede model efter proceduren i stk. 1-5, inkluderes modellen i metoderne omhandlet i stk. 1, som skal ændres i overensstemmelse hermed.
13.   Mindst hvert femte år, begyndende med godkendelsen i overensstemmelse med stk. 10, og oftere, hvis det er nødvendigt, ajourføres modellen og de sammenhængende cost-benefit-metoder for den enkelte sektor efter den i stk. 7 omhandlede procedure.
14.   Indtil den 1. januar 2027 finder denne artikel anvendelse med forbehold af overgangsbestemmelserne i artikel 61 i forordning (EU) 2024/1789.
Artikel 12
Scenarier for de tiårige netudviklingsplaner
1.   Senest den 24. januar 2023 offentliggør agenturet, efter at have gennemført en omfattende høringsproces, der inddrager Kommissionen, medlemsstaterne, ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas, EU DSO-enheden og som minimum de organisationer, som repræsenterer sammenslutninger, der er involveret i el-, naturgas- og brintmarkeder, opvarmning og køling, kulstofopsamling og -lagring samt interessenter inden for CO
2
-opsamling og -udnyttelse, uafhængige forsyningsvirksomheder, operatører inden for prisfleksibelt elforbrug, organisationer, der beskæftiger sig med energieffektivitetsløsninger, energiforbrugersammenslutninger og repræsentanter for civilsamfundet, overordnede retningslinjer for de fælles scenarier, der skal udvikles af ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas og ENNOH. Disse overordnede retningslinjer ajourføres regelmæssigt efter behov. Høringsprocessen i forbindelse med enhver ajourføring af de overordnede retningslinjer skal også omfatte ENNOH.
De overordnede retningslinjer, der er omhandlet i første afsnit, fastlægger kriterier for en gennemsigtig, ikkediskriminerende og robust udarbejdelse af scenarierne, hvor bedste praksisser inden for vurdering af infrastruktur og netudviklingsplanlægning tages i betragtning. De overordnede retningslinjer har også til formål at sikre, at de tilgrundliggende scenarier for ENTSO for elektricitet, ENTSO for gas og ENNOH er fuldt ud i tråd med princippet om energieffektivitet først og med Unionens 2030-mål for energi og klima og dens 2050-mål om klimaneutralitet og tager hensyn til Kommissionens seneste foreliggende scenarier samt, hvor det er relevant, de nationale energi- og klimaplaner.
Det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer kan på eget initiativ give input til, hvordan man sikrer, at scenarierne opfylder Unionens 2030-mål for energi og klima og dets 2050-mål om klimaneutralitet. Agenturet tager behørigt hensyn til dette input i de overordnede retningslinjer, der er omhandlet i første afsnit.
Agenturet angiver grundene hertil, hvis det ikke eller kun delvis har taget hensyn til henstillingerne fra medlemsstaterne, interessenterne og det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer.
2.   ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en følger agenturets overordnede retningslinjer i forbindelse med udarbejdelse af fælles scenarier, der skal anvendes til de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner.
De fælles scenarier skal også omfatte et langsigtet perspektiv frem til 2050 og omfatte mellemliggende trin i det omfang, det er relevant.
3.   ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en opfordrer de organisationer, som repræsenterer alle relevante interessenter, herunder EU DSO-enheden, sammenslutninger, der er involveret i el-, naturgas- og brintmarkeder, opvarmning og køling, kulstofopsamling og -lagring samt interessenter inden for CO
2
-opsamling og -udnyttelse, uafhængige forsyningsvirksomheder, operatører inden for prisfleksibelt elforbrug, organisationer, der beskæftiger sig med energieffektivitetsløsninger, energiforbrugersammenslutninger og repræsentanter for civilsamfundet, til at deltage i processen for udvikling af scenarier, navnlig i centrale elementer såsom antagelser, og hvordan de afspejles i data om scenarier.
4.   ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en offentliggør og forelægger agenturet, medlemsstaterne og Kommissionen udkastet til rapporten om fælles scenarier med henblik på deres udtalelse.
Det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer kan på eget initiativ afgive udtalelse om rapporten om fælles scenarier.
5.   Senest tre måneder efter datoen for modtagelse af udkastet til rapporten om fælles scenarier sammen med de indkomne bidrag i forbindelse med høringen og en rapport over, hvordan der er taget hensyn hertil, forelægger agenturet ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas, ENNOH'en, medlemsstaterne og Kommissionen sin udtalelse om scenariernes overensstemmelse med de overordnede retningslinjer, der er omhandlet i stk. 1, første afsnit, herunder eventuelle henstillinger om ændringer.
Inden for samme frist kan det europæiske videnskabelige rådgivende organ om klimaændringer på eget initiativ afgive udtalelse om scenariernes forenelighed med Unionens 2030-mål for energi og klima og dets 2050-mål om klimaneutralitet.
6.   Senest tre måneder efter modtagelsen af den i stk. 5 omhandlede udtalelse godkender Kommissionen under hensyntagen til agenturets og medlemsstaternes udtalelser udkastet til rapporten om fælles scenarier eller anmoder ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en om at ændre den.
ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en angiver grunde, der forklarer, hvordan enhver anmodning fra Kommissionen om ændringer er blevet behandlet.
Hvis Kommissionen ikke godkender rapporten om fælles scenarier, forelægger den ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en en begrundet udtalelse.
7.   Senest to uger efter godkendelsen af rapporten om fælles scenarier i overensstemmelse med stk. 6, offentliggør ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en den på deres websteder. De offentliggør også de tilhørende input- og outputdata i en form, der er tilstrækkelig klar og nøjagtig til, at en tredjepart kan gengive resultaterne, under behørig hensyntagen til national ret og relevante aftaler om fortrolighed samt følsomme oplysninger.
8.   Indtil den 1. januar 2027 finder denne artikel anvendelse med forbehold af overgangsbestemmelserne i artikel 61 i forordning (EU) 2024/1789.
Artikel 13
Konstatering af infrastrukturhuller
1.   Senest seks måneder efter godkendelse af rapporten om fælles scenarier i henhold til artikel 12, stk. 6, og hvert andet år derefter offentliggør ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en rapporter vedrørende infrastrukturhuller inden for rammerne af de tiårige EU-dækkende netudviklingsplaner.
Ved vurdering af infrastrukturhullerne baserer ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en deres analyse på de scenarier, der er fastsat i henhold til artikel 12, gennemfører princippet om energieffektivitet først og prioriterer alle relevante alternativer til ny infrastruktur. Når der overvejes nye infrastrukturløsninger, skal alle relevante omkostninger, herunder til netforstærkning, tages i betragtning i forbindelse med vurderingen af infrastrukturhuller.
Vurderingen af infrastrukturhuller skal navnlig fokusere på de infrastrukturhuller, som potentielt kan hæmme opnåelsen af Unionens energi- og klimamål for 2030 og Unionens mål om klimaneutralitet i 2050.
Forud for offentliggørelsen af deres respektive rapporter gennemfører ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en en omfattende høringsproces, der inddrager alle relevante interessenter, herunder EU DSO-enheden, sammenslutninger, der er involveret i el-, naturgas- og brintmarkeder, opvarmning og køling, kulstofopsamling og -lagring samt interessenter inden for CO
2
-opsamling og -udnyttelse, uafhængige forsyningsvirksomheder, operatører inden for prisfleksibelt elforbrug, organisationer, der beskæftiger sig med energieffektivitetsløsninger, energiforbrugersammenslutninger og repræsentanter for civilsamfundet, agenturet og alle medlemsstaternes repræsentanter, der er en del af de relevante prioriterede energiinfrastrukturkorridorer, der er anført i bilag I.
2.   ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en forelægger agenturet og Kommissionen samt medlemsstaterne deres respektive udkast til rapporten om infrastrukturhuller med henblik på deres udtalelse.
3.   Senest tre måneder efter modtagelse af rapporten om infrastrukturhuller sammen med de indkomne bidrag i forbindelse med høringen og en rapport over, hvordan der er taget hensyn hertil, forelægger Agenturet ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas eller ENNOH'en, Kommissionen og medlemsstaterne sin udtalelse og gør den offentligt tilgængelig.
4.   Senest tre måneder efter modtagelse af agenturets udtalelse, der er omhandlet i stk. 3, udarbejder Kommissionen under hensyntagen til agenturets udtalelse og med input fra medlemsstaterne sit udkast til udtalelse og forelægger den for ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas eller ENNOH'en.
5.   ENTSO'en for elektricitet, ENTSO'en for gas og ENNOH'en tilpasser deres rapporter om infrastrukturhuller under behørig hensyntagen til agenturets udtalelse og i overensstemmelse med Kommissionens og medlemsstaternes udtalelser og gør dem offentligt tilgængelige.
6.   Indtil den 1. januar 2027 finder denne artikel anvendelse med forbehold af overgangsbestemmelserne i artikel 61 i forordning (EU) 2024/1789.
(
*4
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2024/1789 af 13. juni 2024 om de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af forordning (EU) nr. 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 og (EU) 2022/869 og afgørelse (EU) 2017/684 og om ophævelse af forordning (EF) nr. 715/2009 (
EUT L, 2024/1789, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj
)."
(
*5
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 401/2009 af 23. april 2009 om Det Europæiske Miljøagentur og Det Europæiske Miljøoplysnings- og Miljøovervågningsnet (
EUT L 126 af 21.5.2009, s. 13
).«
                                          "
2)
I artikel 31 tilføjes følgende stykke:
»5.   I bilagene til denne forordning forstås enhver henvisning til »ENTSO'en for gas« som »ENTSO'en for gas og ENNOH'en« for så vidt angår overgangsbestemmelserne i henhold til artikel 61 i forordning (EU) 2024/1789. Fra den 1. januar 2027 forstås enhver henvisning til »ENTSO'en for gas« som »ENNOH'en«.«.
Artikel 87
Ændring af afgørelse (EU) 2017/684
Meddelelsespligten vedrørende mellemstatslige aftaler på energiområdet i relation til naturgas som fastlagt i afgørelse (EU) 2017/684 skal forstås som omfattende mellemstatslige aftaler i relation til brint, herunder brintforbindelser såsom ammoniak og flydende organiske brintbærere.
Artikel 88
Ophævelse
Forordning (EF) nr. 715/2009 ophæves. Henvisninger til den ophævede forordning gælder som henvisninger til nærværende forordning og læses efter sammenligningstabellen i nærværende forordnings bilag III.
Artikel 89
Ikrafttræden
1.   Denne forordning træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
Den finder anvendelse fra den 5. februar 2025.
2.   Uanset denne artikels stk. 1 gælder følgende:
a)
Artikel 11, stk. 3, litra b), artikel 34, stk. 6, og artikel 84 finder anvendelse fra den 1. januar 2025.
b)
Afdeling 5 finder anvendelse fra den 1. januar 2025 med undtagelse af artikel 42, 43, 44, 52, 53 og 54, som finder anvendelse fra den 4. august 2024.
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Bruxelles, den 13. juni 2024.
På Europa-Parlamentets vegne
Formand
R. METSOLA
På Rådets vegne
Formand
H. LAHBIB
(
1
)
  
            
EUT C 323 af 26.8.2022, s. 101
.
(
2
)
  
            
EUT C 498 af 30.12.2022, s. 83
.
(
3
)
  Europa-Parlamentets holdning af 11.4.2024 (endnu ikke offentliggjort i EUT) og Rådets afgørelse af 21.5.2024.
(
4
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 715/2009 af 13. juli 2009 om betingelserne for adgang til naturgastransmissionsnet og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1775/2005 (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 36
).
(
5
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1119 af 30. juni 2021 om rammerne for at opnå klimaneutralitet og om ændring af forordning (EF) nr. 401/2009 og (EU) 2018/1999 (»den europæiske klimalov«) (
EUT L 243 af 9.7.2021, s. 1
).
(
6
)
  Europa-Parlamentets beslutning af 10. juli 2020 om en omfattende europæisk strategi for energilagring (2019/2189(INI)) (
EUT C 371 af 15.9.2021, s. 58
).
(
7
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2023/857 af 19. april 2023 om ændring af forordning (EU) 2018/842 om bindende årlige reduktioner af drivhusgasemissioner for medlemsstaterne fra 2021 til 2030 som bidrag til klimaindsatsen med henblik på opfyldelse af forpligtelserne i Parisaftalen og af forordning (EU) 2018/1999 (
EUT L 111 af 26.4.2023, s. 1
).
(
8
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2023/957 af 10. maj 2023 om ændring af forordning (EU) 2015/757 for at muliggøre medtagelse af søtransportaktiviteter i EU's emissionshandelssystem og overvågning, rapportering og verifikation af emissioner af yderligere drivhusgasser og emissioner fra yderligere skibstyper (
EUT L 130 af 16.5.2023, s. 105
).
(
9
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2023/1805 af 13. september 2023 om anvendelsen af vedvarende og kulstoffattige brændstoffer i søtransport og om ændring af direktiv 2009/16/EF (
EUT L 234 af 22.9.2023, s. 48
).
(
10
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2023/2405 af 18. oktober 2023 om sikring af lige konkurrencevilkår for bæredygtig lufttransport (ReFuelEU Aviation) (
EUT L, 2023/2405, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2023/2405/oj
).
(
11
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2023/959 af 10. maj 2023 om ændring af direktiv 2003/87/EF om et system for handel med kvoter for drivhusgasemissioner i Unionen og afgørelse (EU) 2015/1814 om oprettelse og drift af en markedsstabilitetsreserve i forbindelse med Unionens ordning for handel med kvoter for drivhusgasemissioner (
EUT L 130 af 16.5.2023, s. 134
).
(
12
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2023/1791 af 13. september 2023 om energieffektivitet og om ændring af forordning (EU) 2023/955 (
EUT L 231 af 20.9.2023, s. 1
).
(
13
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2023/2413 af 18. oktober 2023 om ændring af direktiv (EU) 2018/2001, forordning (EU) 2018/1999 og direktiv 98/70/EF for så vidt angår fremme af energi fra vedvarende energikilder og om ophævelse af Rådets direktiv (EU) 2015/652 (
EUT L, 2023/2413, 31.10.2023, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2023/2413/oj
).
(
14
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1056 af 24. juni 2021 om oprettelse af Fonden for Retfærdig Omstilling (
EUT L 231 af 30.6.2021, s. 1
).
(
15
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2024/1788 af 13. juni 2024 om fælles regler for de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af direktiv (EU) 2023/1791 og om ophævelse af direktiv 2009/73/EF (
EUT L, 2024/1788, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/dir/2024/1788/oj
).
(
16
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2022/869 af 30. maj 2022 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur, om ændring af forordning (EF) nr. 715/2009, (EU) 2019/942 og (EU) 2019/943 og af direktiv 2009/73/EF og (EU) 2019/944 og om ophævelse af forordning (EU) nr. 347/2013 (
EUT L 152 af 3.6.2022, s. 45
).
(
17
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2024/1787 af 13. juni 2024 om reduktion af metanemissioner i energisektoren og om ændring af forordning (EU) 2019/942 (
EUT L, 2024/1787, 15.7.2024, ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1787/oj
).
(
18
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2018/2001 af 11. december 2018 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder (
EUT L 328 af 21.12.2018, s. 82
).
(
19
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/942 af 5. juni 2019 om oprettelse af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (
EUT L 158 af 14.6.2019, s. 22
).
(
20
)
  Kommissionens forordning (EU) 2017/459 af 16. marts 2017 om fastsættelse af en netregel om kapacitetstildelingsmekanismer i gastransmissionssystemer og ophævelse af forordning (EU) nr. 984/2013 (
EUT L 72 af 17.3.2017, s. 1
).
(
21
)
  Kommissionens forordning (EU) nr. 312/2014 af 26. marts 2014 om en netregel for balancering af gastransmissionsnet (
EUT L 91 af 27.3.2014, s. 15
).
(
22
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU, Euratom) 2018/1046 af 18. juli 2018 om de finansielle regler vedrørende Unionens almindelige budget, om ændring af forordning (EU) nr. 1296/2013, (EU) nr. 1301/2013, (EU) nr. 1303/2013, (EU) nr. 1304/2013, (EU) nr. 1309/2013, (EU) nr. 1316/2013, (EU) nr. 223/2014, (EU) nr. 283/2014 og afgørelse nr. 541/2014/EU og om ophævelse af forordning (EU, Euratom) nr. 966/2012 (
EUT L 193 af 30.7.2018, s. 1
).
(
23
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2016/679 af 27. april 2016 om beskyttelse af fysiske personer i forbindelse med behandling af personoplysninger og om fri udveksling af sådanne oplysninger og om ophævelse af direktiv 95/46/EF (generel forordning om databeskyttelse) (
EUT L 119 af 4.5.2016, s. 1
).
(
24
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1725 af 23. oktober 2018 om beskyttelse af fysiske personer i forbindelse med behandling af personoplysninger i Unionens institutioner, organer, kontorer og agenturer og om fri udveksling af sådanne oplysninger og om ophævelse af forordning (EF) nr. 45/2001 og afgørelse nr. 1247/2002/EF (
EUT L 295 af 21.11.2018, s. 39
).
(
25
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/87/EF af 13. oktober 2003 om et system for handel med kvoter for drivhusgasemissioner i Unionen og om ændring af Rådets direktiv 96/61/EF (
EUT L 275 af 25.10.2003, s. 32
).
(
26
)
  Kommissionens forordning (EU) 2015/703 af 30. april 2015 om fastsættelse af netregler om interoperabilitet og dataudveksling (
EUT L 113 af 1.5.2015, s. 13
).
(
27
)
  
            
EUT L 123 af 12.5.2016, s. 1
.
(
28
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 182/2011 af 16. februar 2011 om de generelle regler og principper for, hvordan medlemsstaterne skal kontrollere Kommissionens udøvelse af gennemførelsesbeføjelser (
EUT L 55 af 28.2.2011, s. 13
).
(
29
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1025/2012 af 25. oktober 2012 om europæisk standardisering, om ændring af Rådets direktiv 89/686/EØF og 93/15/EØF og Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/9/EF, 94/25/EF, 95/16/EF, 97/23/EF, 98/34/EF, 2004/22/EF, 2007/23/EF, 2009/23/EF og 2009/105/EF og om ophævelse af Rådets beslutning 87/95/EØF og Europa-Parlamentets og Rådets afgørelse nr. 1673/2006/EF (
EUT L 316 af 14.11.2012, s. 12
).
(
30
)
  Europa-Parlamentets og Rådets afgørelse (EU) 2017/684 af 5. april 2017 om indførelse af en mekanisme for udveksling af oplysninger vedrørende mellemstatslige aftaler og ikkebindende instrumenter mellem medlemsstaterne og tredjelande på energiområdet og om ophævelse af afgørelse nr. 994/2012/EU (
EUT L 99 af 12.4.2017, s. 1
).
(
31
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2003/55/EF af 26. juni 2003 om fælles regler for det indre marked for naturgas og om ophævelse af direktiv 98/30/EF (
EUT L 176 af 15.7.2003, s. 57
).
(
32
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for naturgas og om ophævelse af direktiv 2003/55/EF (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 94
).
(
33
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2017/1938 af 25. oktober 2017 om foranstaltninger til opretholdelse af gasforsyningssikkerheden og ophævelse af forordning (EU) nr. 994/2010 (
EUT L 280 af 28.10.2017, s. 1
).
(
34
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2022/1032 af 29. juni 2022 om ændring af forordning (EU) 2017/1938 og (EF) nr. 715/2009 for så vidt angår gasoplagring (
EUT L 173 af 30.6.2022, s. 17
).
(
35
)
  Rådets forordning (EU) 2022/2576 af 19. december 2022 om styrkelse af solidariteten gennem bedre koordinering af indkøb af gas, pålidelige pris benchmarks og udveksling af gas på tværs af grænserne (
EUT L 335 af 29.12.2022, s. 1
).
(
36
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 1227/2011 af 25. oktober 2011 om integritet og gennemsigtighed på engrosenergimarkederne (
EUT L 326 af 8.12.2011, s. 1
).
(
37
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 af 11. december 2018 om forvaltning af energiunionen og klimaindsatsen, om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 663/2009 og (EF) nr. 715/2009, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/22/EF, 98/70/EF, 2009/31/EF, 2009/73/EF, 2010/31/EU, 2012/27/EU og 2013/30/EU, Rådets direktiv 2009/119/EF og (EU) 2015/652 og om ophævelse af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013 (
EUT L 328 af 21.12.2018, s. 1
).
(
38
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 af 5. juni 2019 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ændring af direktiv 2012/27/EU (
EUT L 158 af 14.6.2019, s. 125
).
(
39
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/943 af 5. juni 2019 om det indre marked for elektricitet (
EUT L 158 af 14.6.2019, s. 54
)
(
40
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2021/1153 af 7. juli 2021 om oprettelse af Connecting Europe-faciliteten og om ophævelse af forordning (EU) nr. 1316/2013 og (EU) nr. 283/2014 (
EUT L 249 af 14.7.2021, s. 38
).
(
41
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 401/2009 af 23. april 2009 om Det Europæiske Miljøagentur og Det Europæiske Miljøoplysnings- og Miljøovervågningsnet (
EUT L 126 af 21.5.2009, s. 13
).
BILAG I
Retningslinjer
1.   Oplysninger, der skal offentliggøres om den metode, som anvendes til at fastlægge transmissionssystemoperatørens regulerede indtægter
Den regulerende myndighed eller transmissionssystemoperatøren, alt efter hvad den regulerende myndighed fastsætter, offentliggør de i punkt 1–5 omhandlede oplysninger forud for tarifperioden.
Disse oplysninger gives særskilt for transmissionsaktiviteter, hvis transmissionssystemoperatøren indgår i en større kommerciel enhed eller et holdingselskab.
1.
Den enhed, der er ansvarlig for at beregne, fastlægge og godkende metodens forskellige komponenter.
2.
En beskrivelse af metoden, herunder mindst en redegørelse for:
a)
den overordnede metode såsom indtægtsloft, hybrid, kostpris plus avance eller benchmarking af tariffer
b)
metoden til at fastslå det regulerede aktivgrundlag (RAB), herunder:
i)
metode til at bestemme den oprindelige (primo) værdi af aktiverne som anvendt, ved begyndelsen af den relevante reguleringsperiode, og når nye aktiver indgår i RAB
ii)
metode til at revurdere aktiverne
iii)
redegørelse for udviklingen i aktivernes værdi
iv)
behandling af dekommissionerede aktiver
v)
afskrivningsmetode, som anvendes på RAB, herunder eventuelle ændringer i værdierne
c)
metoden til at fastslå kapitalomkostningerne
d)
metoden til at bestemme de samlede udgifter (TOTEX) eller, hvis det er relevant, driftsudgifterne (OPEX) og kapitaludgifterne (CAPEX)
e)
metoden, der anvendes til at bestemme omkostningseffektiviteten, hvis det er relevant
f)
metoden, der anvendes til at fastslå inflationen
g)
metoden til at bestemme præmier og incitamenter, hvis det er relevant
h)
omkostninger, der ikke kan kontrolleres
i)
tjenesteydelser, der leveres internt i holdingselskabet, hvis det er relevant.
3.
Værdierne af de parametre, der anvendes i metoden:
a)
de detaljerede værdier af de parametre, der er en del af egenkapitalomkostningerne og gældsomkostningerne, eller de vægtede gennemsnitlige kapitalomkostninger udtrykt i procent
b)
afskrivningsperioder i år, der gælder særskilt for rørledninger og kompressorer
c)
ændringer med hensyn til afskrivningsperioden eller fremskyndelsen af afskrivningerne på aktiver
d)
effektivitetsmål i procent
e)
inflationsindekser
f)
præmier og incitamenter.
4.
Værdien af de omkostninger og udgifter, der ligger til grund for fastsættelsen af de tilladte eller tilstræbte indtægter i euro og i den lokale valuta, af:
a)
RAB opdelt på aktivtype og specificeret pr. år indtil det er fuldt afskrevet, herunder:
i)
de investeringer, der føjes til RAB, opdelt på aktivtype
ii)
afskrivningen opdelt på aktivtype indtil aktiverne er fuldt afskrevet
b)
kapitalomkostningerne, herunder egenkapitalomkostningerne og gældsomkostningerne
c)
driftsudgifter
d)
præmier og incitamenter angivet særskilt pr. post.
5.
De finansielle indikatorer, som transmissionssystemoperatøren skal have forelagt. Indgår transmissionssystemoperatøren i et større holdingselskab eller virksomhed, angives disse værdier særskilt for transmissionssystemoperatøren, herunder:
a)
resultat før renter, skat og af- og nedskrivninger (EBITDA)
b)
resultat før renter og skatter (EBIT)
c)
forrentning af aktiver I (ROA) = EBITDA/RAB
d)
forrentning af aktiver II (ROA) = EBIT/RAB
e)
egenkapitalforrentning (ROE) = nettofortjeneste/egenkapital:
i)
forrentning af den investerede kapital (RoCE)
ii)
gearingsgrad
iii)
nettogæld/(nettogæld + egenkapital)
iv)
nettogæld/EBITDA.
Den regulerende myndighed eller transmissionssystemoperatøren forelægger en forenklet tarifmodel, som omfatter metodens disaggregerede parametre og værdier, og som gør det muligt at genberegne transmissionssystemoperatørens tilladte eller tilstræbte indtægter.
6.
Transmissionssystemoperatører skal dagligt føre protokol over det igangværende vedligeholdelsesarbejde og de afbrydelser i gasstrømmen, der forekommer, og stille protokollen til rådighed for den regulerende myndighed efter anmodning. Oplysningerne skal også stilles til rådighed på anmodning af forbrugere, der berøres af eventuelle afbrydelser.
2.   Principper for kapacitetstildeling og procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger hos transmissionssystemoperatører og deres anvendelse i tilfælde af aftalemæssige kapacitetsbegrænsninger
2.1.   Principper for kapacitetstildeling og procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger hos transmissionssystemoperatører
1.
Mekanismerne for kapacitetstildeling og procedurerne for håndtering af kapacitetsbegrænsninger skal lette udviklingen af konkurrence og likvid handel med kapacitet, og de skal være forenelige med markedsmekanismerne, herunder spotmarkeder og handelspladser. De skal være fleksible og kunne tilpasses efter skiftende markedsforhold.
2.
Disse mekanismer og procedurer skal tage hensyn til integriteten i det pågældende system såvel som til forsyningssikkerheden.
3.
Disse mekanismer og procedurer må hverken stå i vejen for nye markedsdeltagere eller skabe urimelige hindringer for indtrængen på markedet. De må ikke forhindre markedsdeltagere, herunder nye markedsdeltagere og virksomheder med en lille markedsandel, i at konkurrere effektivt.
4.
Disse mekanismer og procedurer skal give passende økonomiske signaler med henblik på en effektiv og maksimal udnyttelse af den tekniske kapacitet og fremme investeringer i ny infrastruktur.
5.
Netbrugere skal orienteres om forhold, som kan indvirke på adgangen til den aftalte kapacitet. Oplysninger om afbrydelse skal svare til de oplysninger, der er til rådighed for transmissionssystemoperatøren.
6.
Hvis der opstår vanskeligheder med at opfylde kontraktlige leveringsforpligtelser som følge af grunde, der vedrører systemets integritet, skal transmissionssystemoperatørerne underrette netbrugerne og straks finde en ikkediskriminerende løsning.
Transmissionssystemoperatørerne skal høre netbrugerne om procedurer, inden de iværksættes, og indgå aftaler om dem med den regulerende myndighed.
2.2.   Procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger i tilfælde af aftalemæssige kapacitetsbegrænsninger
2.2.1.   Almindelige bestemmelser
1.
Dette afsnit anvendes på sammenkoblingspunkter mellem indfødnings-udtags-systemer, der støder op til hinanden, uanset om de er fysiske eller virtuelle, og uanset om de er beliggende mellem to eller flere medlemsstater eller inden for den samme medlemsstat, forudsat at der gælder procedurer for kapacitetsreservation på disse punkter. Dette punkt kan også finde anvendelse på indfødningspunkter fra og udtagspunkter til tredjelande, forudsat at den pågældende regulerende myndighed har truffet afgørelse herom. Udtagspunkter til slutforbrugerne og til distributionsnet, indfødningspunkter fra LNG-terminaler og produktionsanlæg samt indfødnings-udtags-punkter fra og til naturgaslagerfaciliteter er ikke omfattet af dette afsnit.
2.
På grundlag af de oplysninger, som transmissionssystemoperatørerne har offentliggjort i henhold til dette bilags afsnit 3, og som, hvor det er relevant, er valideret af de regulerende myndigheder, skal ACER offentliggøre en overvågningsrapport om kapacitetsbegrænsninger ved sammenkoblingspunkterne, hvori der redegøres for det foregående års salg af uafbrydelig kapacitet og så vidt muligt er taget hensyn til handel med kapacitet på det sekundære marked og anvendelse af afbrydelig kapacitet.
Overvågningsrapporten offentliggøres hvert andet år. ACER offentliggør yderligere rapporter på begrundet anmodning fra Kommissionen, dog ikke oftere end en gang om året.
3.
Ekstrakapacitet, der er frigjort ved hjælp af en af de procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der er omhandlet i afsnit 2.2.2–2.2.5, skal udbydes af de relevante transmissionssystemoperatører i den ordinære tildelingsproces.
2.2.2.   Kapacitetsforøgelse ved hjælp af en overtegnings- og tilbagekøbsordning
1.
Transmissionssystemoperatørerne skal foreslå og, når forslaget er godkendt af den regulerende myndighed, iværksætte en incitamentbaseret ordning for overtegning og tilbagekøb med det formål at udbyde uafbrydelig ekstrakapacitet. Før gennemførelsen skal den regulerende myndighed høre de tilstødende medlemsstaters regulerende myndighederne og tage højde for de tilstødende regulerende myndigheders udtalelser. Ekstrakapacitet henviser til uafbrydelig kapacitet, der tilbydes oven i den tekniske kapacitet på et sammenkoblingspunkt, der er beregnet jf. artikel 6, stk. 1.
2.
Formålet med overtegnings- og tilbagekøbsordningen er at give transmissionssystemoperatørerne et incitament til at udbyde ekstrakapacitet, idet der tages hensyn til tekniske forhold som brændværdi, temperatur, forventet forbrug ved det relevante indfødnings-udtags-system og kapaciteten i tilstødende net. Transmissionssystemoperatørerne skal anvende en dynamisk metode til at nyberegne indfødnings-udtags-systemets tekniske kapacitet eller ekstrakapacitet.
3.
Overtegnings- og tilbagekøbsordningen skal bygge på et incitamentsystem, der afspejler den risiko, transmissionssystemoperatørerne løber ved at udbyde ekstrakapacitet. Denne ordning skal struktureres på en sådan måde, at indtægterne ved salg af ekstrakapacitet og omkostningerne ved tilbagekøbsordningen eller ved foranstaltninger i medfør af punkt 6 deles mellem transmissionssystemoperatørerne og netbrugerne. De regulerende myndigheder træffer afgørelse om fordelingen af indtægter og omkostninger mellem transmissionssystemoperatøren og netbrugeren.
4.
Med det formål at bestemme transmissionssystemoperatørernes indtægter skal den tekniske kapacitet, herunder også returneret kapacitet og, hvor det er relevant, kapacitet, der frigøres ved at anvende »use it or lose it«-mekanismer (»forbrug eller tab«) på uafbrydelig kapacitet et døgn frem og på langfristet kapacitet, anses for tildelt før en eventuel ekstrakapacitet.
5.
Ved bestemmelsen af ekstrakapaciteten skal transmissionssystemoperatøren tage hensyn til statistiske scenarier for, hvor store mængder fysisk uudnyttet kapacitet der sandsynligvis på ethvert givet tidspunkt vil være ved sammenkoblingspunkterne. Denne skal også tages hensyn til en risikoprofil for udbud af ekstrakapacitet, der ikke medfører en uforholdsmæssigt stor tilbagekøbsforpligtelse. Overtegnings- og tilbagekøbsordningen skal også anslå sandsynligheden for og udgifterne ved tilbagekøb af kapacitet på markedet, og sikre, at dette afspejles i størrelsen af den ekstrakapacitet, der stilles til rådighed.
6.
Hvor det er nødvendigt af hensyn til systemintegriteten, skal transmissionssystemoperatørerne anvende en markedsbaseret tilbagekøbsprocedure, der giver netbrugerne mulighed for at udbyde kapacitet. Netbrugerne skal orienteres om den gældende tilbagekøbsprocedure. Anvendelsen af en tilbagekøbsprocedure berører ikke de gældende nødforanstaltninger.
7.
Inden transmissionssystemoperatørerne anvender en tilbagekøbsprocedure, skal de kontrollere, om systemintegriteten kan opretholdes omkostningseffektivt ved hjælp af andre tekniske eller forretningsmæssige foranstaltninger.
8.
En transmissionssystemoperatør, der stiller forslag om en overtegnings- og tilbagekøbsordning, skal fremlægge alle relevante data, overslag og modeller for den regulerende myndighed, så denne kan vurdere ordningen. Transmissionssystemoperatøren skal regelmæssigt rapportere til den regulerende myndighed om, hvordan ordningen fungerer, og fremlægge alle relevante oplysninger, når den regulerende myndighed anmoder om det. Den regulerende myndighed kan anmode transmissionssystemoperatøren om at ændre ordningen.
2.2.3.   »Use it or lose it«-mekanisme for uafbrydelig kapacitet et døgn frem
1.
De regulerende myndigheder skal forlange, at transmissionssystemoperatørerne over for hver netbruger på sammenkoblingspunkterne mindst anvender reglerne i punkt 3 om ændringer af den oprindelige nominering, hvis ACER's årlige overvågningsrapport, der er omhandlet i afsnit 2.2.1, punkt 2, viser, at efterspørgslen i forbindelse med kapacitetstildelingen i det år, overvågningsrapporten omfatter, i sammenkoblingspunkter oversteg udbuddet – til mindsteprisen, hvor der er tale om auktioner – af produkter, der skulle bruges enten i det pågældende år eller i et af de to efterfølgende år:
a)
for så vidt angår mindst tre produkter med uafbrydelig kapacitet af en varighed på en måned
b)
for så vidt angår mindst to produkter med uafbrydelig kapacitet af en varighed på et kvartal
c)
for så vidt angår mindst ét produkt med uafbrydelig kapacitet af en varighed på et år eller mere, eller
d)
i tilfælde, hvor der i mindst seks måneder ikke har været udbudt produkter med uafbrydelig kapacitet og med en varighed af en måned eller længere.
2.
Viser ACER's årlige overvågningsrapport, der er omhandlet i afsnit 2.2.1, punkt 2, at det er usandsynligt, at den situation, der er beskrevet i punkt 1, vil komme igen i de følgende tre år, f.eks. fordi kapaciteten øges på grund af fysisk udvidelse af nettet eller opsigelse af langtidskontrakter, kan de relevante regulerende myndigheder vedtage at »use it or lose it«-mekanismen for uafbrydelig kapacitet et døgn frem skal bortfalde.
3.
Renominering af uafbrydelig kapacitet er tilladt op til 90 % og ned til 10 % af den kapacitet, som der er indgået aftale om med en netbruger på sammenkoblingspunktet. Hvis nomineringen overstiger 80 % af den aftalte kapacitet, kan halvdelen af den ikkenominerede mængde dog renomineres i opadgående retning. Hvis nomineringen ikke overstiger 20 % af den aftalte kapacitet, kan halvdelen af den nominerede mængde renomineres i nedadgående retning. Anvendelsen af dette punkt berører ikke de gældende nødforanstaltninger.
4.
Den oprindelige indehaver af den aftalte kapacitet kan renominere den del af sin aftalte uafbrydelige kapacitet, som der gælder restriktioner for, som afbrydelig kapacitet.
5.
Punkt 3 finder ikke anvendelse på netbrugere – personer eller virksomheder og de virksomheder, de kontrollerer, i den i artikel 3 i Rådets forordning (EF) nr. 139/2004 
(
1
)
 anvendte betydning – der havde mindre end 10 % af det foregående års gennemsnitlige tekniske kapacitet på sammenkoblingspunktet.
6.
For sammenkoblingspunkter, hvor der anvendes en »use it or lose it«-mekanisme for uafbrydelig kapacitet et døgn frem i overensstemmelse med punkt 3, skal den regulerende myndighed vurdere sammenhængen med overtegnings- og tilbagekøbsordningen i henhold til afsnit 2.2.2, og den regulerende myndighed kan på dette grundlag træffe afgørelse om ikke at anvende afsnit 2.2.2 på disse sammenkoblingspunkter. Afgørelsen meddeles straks ACER og Kommissionen.
7.
En regulerende myndighed kan vedtage at anvende en »use it or lose it«-mekanisme for uafbrydelig kapacitet et døgn frem i henhold til punkt 3 på ethvert sammenkoblingspunkt. Inden den regulerende myndighed træffer afgørelse, skal den høre de tilstødende medlemsstaters regulerende myndigheder. Den regulerende myndighed tager i forbindelse med sine afgørelser hensyn til de tilstødende regulerende myndigheders udtalelser.
2.2.4.   Returnering af aftalt kapacitet
Transmissionssystemoperatørerne skal acceptere enhver returnering af uafbrydelig kapacitet, som netbrugeren har indgået aftale om på et sammenkoblingspunkt, undtagen kapacitetsprodukter med en varighed på et døgn eller en kortere periode. Netbrugerens rettigheder og pligter i henhold til kapacitetsaftalen gælder fortsat, indtil transmissionssystemoperatøren omfordeler kapaciteten, og i det omfang transmissionssystemoperatøren ikke omfordeler kapaciteten. Den returnerede kapacitet anses først for omfordelt, når al den til rådighed stående kapacitet er tildelt. Transmissionssystemoperatøren underretter straks netbrugeren om enhver omfordeling af den returnerede kapacitet. Den regulerende myndighed skal godkende de nærmere vilkår og betingelser for returnering af kapacitet, navnlig hvor flere netbrugere returnerer deres kapacitet.
2.2.5.   »Use it or lose it«-mekanisme for langfristet kapacitet
1.
De regulerende myndigheder skal forlange, at transmissionssystemoperatørerne helt eller delvis trækker den aftalte kapacitet tilbage, som en netbruger systematisk har underudnyttet på et sammenkoblingspunkt, når denne bruger ikke har solgt eller på rimelige vilkår har udbudt sin uudnyttede kapacitet til salg, og andre netbrugere anmoder om uafbrydelig kapacitet. Der er navnlig tale om systematisk underudnyttelse af aftalt kapacitet, hvor:
a)
netbrugeren bruger mindre end 80 % i gennemsnit af sin aftalte kapacitet både fra den 1. april til den 30. september og fra den 1. oktober til den 31. marts med en effektiv aftaleløbetid på mere end et år, uden at dette har kunnet begrundes behørigt, eller
b)
netbrugeren systematisk nominerer tæt på 100 % af sin aftalte kapacitet og renominerer i nedadgående retning for at omgå reglerne i afsnit 2.2.3, punkt 3.
2.
Anvendelse af en »use it or lose it«-mekanisme for uafbrydelig kapacitet et døgn frem skal ikke anses for at være en grund til ikke at anvende punkt 1.
3.
Tilbagetrækning skal medføre, at netbrugeren mister sin aftalte kapacitet helt eller delvis for en bestemt periode eller for resten af den effektive aftaleløbetid. Netbrugerens rettigheder og pligter i henhold til kapacitetsaftalen gælder fortsat, indtil transmissionssystemoperatøren omfordeler kapaciteten, og i det omfang transmissionssystemoperatøren ikke omfordeler kapaciteten.
4.
Transmissionssystemoperatørerne forelægger regelmæssigt de regulerende myndigheder alle de data, der er nødvendige for at overvåge udnyttelsesgraden for aftalt kapacitet med en effektiv aftaleløbetid på over et år eller med tilbagevendende kvartaler, der dækker mindst to år.
3.   Fastlæggelse af, hvilke tekniske oplysninger der er nødvendige, for at netbrugerne kan opnå reel adgang til naturgassystemet; fastlæggelse af, hvilke punkter kravene om gennemsigtighed skal gælde for, og hvilke oplysninger der skal offentliggøres ved alle relevante punkter samt en tidsplan for offentliggørelsen af disse oplysninger.
3.1.   Fastlæggelse af, hvilke tekniske oplysninger der er nødvendige for at netbrugerne kan opnå reel adgang til systemet
3.1.1.   Offentliggørelsens form
1.
Transmissionssystemoperatører skal stille de oplysninger, der er omhandlet i afsnit 3.1.2 og i afsnit 3.3, punkt 1–5, til rådighed på følgende måde:
a)
på et websted, der er gratis tilgængeligt for offentligheden, og som ikke kræver nogen registrering eller anden form for tilmelding hos transmissionssystemoperatøren
b)
jævnligt/løbende; hvor hyppigt oplysningerne skal ajourføres afhænger af, hvor hyppigt de ændrer sig og af tjenestens varighed
c)
på en brugervenlig måde
d)
på en meningsfuld, kvantificerbar tydelig, lettilgængelig og ikkediskriminerende måde
e)
i et downloadbart format, der er aftalt mellem transmissionssystemoperatørerne og de regulerende myndigheder – på grundlag af en udtalelse, som ACER skal fremsætte, om et harmoniseret format – og som gør det muligt at foretage kvantitative og komparative analyser
f)
med ensartet brug af måleenheder, navnlig skal kWh (med en referenceforbrændingstemperatur på 298,15 K) anvendes som måleenhed for energiindhold og m
3
 (ved 273,15 K og 1,01325 bar) for volumen. Den konstante faktor for omregning til energiindhold skal oplyses. Ud over dette format kan der også benyttes andre måleenheder til offentliggørelsen
g)
på medlemsstatens officielle sprog samt på engelsk
h)
alle data skal stilles til rådighed på én central EU-platform, der etableres af ENTSOG på et omkostningseffektivt grundlag.
2.
Transmissionssystemoperatører skal offentliggøre information om faktiske ændringer i de oplysninger, der er omhandlet i afsnit 3.1.2 og i afsnit 3.3, punkt 1–5, så snart de har kendskab til ændringerne.
3.1.2.   Offentliggørelsens indhold
1.
Transmissionssystemoperatører skal som minimum offentliggøre følgende oplysninger om deres systemer og tjenester:
a)
en detaljeret og dækkende beskrivelse af de forskellige tjenester, der tilbydes, samt de tilhørende tariffer, der opkræves
b)
de forskellige typer transportaftaler, der kan indgås om disse tjenester
c)
netreglerne og/eller standardvilkårene med en beskrivelse af netbrugernes rettigheder og forpligtelser, herunder:
i)
harmoniserede transportaftaler og andre relevante dokumenter
ii)
hvor det er relevant for adgangen til systemet, en specifikation for alle relevante punkter som fastlagt i afsnit 3.2, af de relevante gaskvalitetsparametre, herunder som minimum øvre brændværdi, Wobbetal og iltindhold, samt erstatningsansvaret eller konverteringsomkostningerne for netbrugerne, hvis gassen ikke opfylder disse specifikationer
iii)
hvor det er relevant for adgangen til systemet, oplysninger om trykkrav for alle relevante punkter
iv)
hvilken procedure der følges i tilfælde af afbrydelser i den afbrydelige kapacitet, herunder, hvor det er relevant, den tidsmæssige planlægning, omfanget og prioriteringen af de enkelte afbrydelser, f.eks. pro-rata eller først-til-mølle-sidst afbrudt
d)
de harmoniserede procedurer, der gælder, når transmissionssystemet anvendes, herunder definition af centrale udtryk
e)
bestemmelser om kapacitetstildeling, håndtering af kapacitetsbegrænsninger og procedurer for at modvirke hamstring og lette genudnyttelse
f)
de regler, der gælder i forhold til transmissionssystemoperatører i forbindelse med handel med kapacitet på det sekundære marked
g)
regler om balancering og metoden til beregning af gebyrer for ubalancer
h)
hvor det er relevant, oplysninger om fleksibilitet og toleranceniveauer, der indgår i transporttjenester og andre tjenester uden særskilt gebyr, såvel som om den fleksibilitet, der tilbydes ud over dette, og de tilhørende gebyrer
i)
en detaljeret beskrivelse af transmissionssystemoperatørens naturgassystem og alle dets relevante sammenkoblingspunkter, som fastlagt i afsnit 3.2, samt navnene på operatørerne af de sammenkoblede systemer eller anlæg
j)
reglerne for tilslutning til det naturgassystem, der drives af transmissionssystemoperatøren
k)
oplysninger om nødforholdsregler, for så vidt som disse er transmissionssystemoperatørens ansvar, f.eks. foranstaltninger, der kan føre til, at grupper af kunder kobles af nettet, samt andre generelle regler vedrørende ansvar, der gælder for transmissionssystemoperatøren
l)
de procedurer for sammenkoblingspunkter, som transmissionssystemoperatørerne er blevet enige om, vedrørende netinteroperabilitet, fælles procedurer for nominering og matching og andre fælles procedurer, der fastlægger bestemmelser om tildeling af gasstrømme og balancering, herunder de anvendte metoder, i den udstrækning disse oplysninger er relevante for netbrugernes adgang til de pågældende transmissionssystemer
m)
en detaljeret og dækkende beskrivelse af de metoder og den proces, der anvendes til at beregne den tekniske kapacitet, herunder oplysninger om de anvendte parametre og centrale forudsætninger.
3.2.   Fastlæggelse af, hvilke punkter kravene om gennemsigtighed skal gælde for
1.
Relevante punkter omfatter som minimum:
a)
alle indfødnings- og udtagspunkter i et transmissionsnet, der drives af en transmissionssystemoperatør, med undtagelse af udtagspunkter, der er forbundet med en enkelt slutkunde, og med undtagelse af indfødningspunkter, der er direkte forbundet med en enkelt producents produktionsanlæg, som er beliggende i Unionen
b)
alle indfødnings- og udtagspunkter, der forbinder transmissionssystemoperatørernes balanceringszoner
c)
alle punkter, der forbinder en transmissionssystemoperatørs net med en LNG-terminal, fysiske naturgashandelspladser, lagerfaciliteter og produktionsanlæg, medmindre de pågældende produktionsanlæg er omfattet af undtagelsen i litra a)
d)
alle punkter, der forbinder en given transmissionssystemoperatørs net med infrastruktur, der er nødvendig for at levere hjælpefunktioner.
2.
Oplysninger om enkelte slutforbrugere og produktionsanlæg, der ikke indgår i definitionen af relevante punkter som fastlagt i afsnit 3.2, punkt 1, litra a), offentliggøres i samlet form, som minimum pr. balanceringszone. Med henblik på anvendelsen af dette bilag anses samlingen af enkelte slutkunder og af produktionsanlæg, der ikke indgår i definitionen af relevante punkter i afsnit 3.2, punkt 1, litra a), som værende ét relevant punkt.
3.
Hvor punkterne mellem to eller flere transmissionssystemoperatører udelukkende forvaltes af de berørte operatører, og systembrugerne ikke er involveret, hverken kontraktmæssigt eller driftsmæssigt, eller hvor punkterne forbinder et transmissionssystem med et distributionssystem, og der ikke er nogen kontraktmæssig kapacitetsbegrænsning ved disse punkter, fritages transmissionssystemoperatørerne for disse punkter for forpligtelsen til at offentliggøre oplysningerne under afsnit 3.3. Den regulerende myndighed kan kræve, at transmissionssystemoperatørerne offentliggør oplysningerne under afsnit 3.3 for de punkter, for hvilke fritagelsen gælder, eller for grupper af disse punkter. I så fald skal oplysningerne, såfremt transmissionssystemoperatøren råder over dem, offentliggøres i samlet form på et passende niveau, som minimum pr. balanceringszone. Med henblik på anvendelsen af dette bilag anses denne samling af punkter som værende ét relevant punkt.
3.3.   Oplysninger, der skal offentliggøres ved alle relevante punkter, samt en tidsplan for offentliggørelsen af disse oplysninger
1.
For alle relevante punkter skal transmissionssystemoperatører offentliggøre de oplysninger, der er anført i det andets afsnits litra a)–g), for samtlige tjenester og hjælpefunktioner, der tilbydes, særlig oplysninger om blanding, ballastning og konvertering. Disse oplysninger skal offentliggøres på et numerisk grundlag, på time- eller dagsbasis, svarende til den korteste referenceperiode for reservering og renominering af kapacitet og den korteste afregningsperiode, for hvilken der beregnes gebyrer for ubalancer. Hvis den korteste referenceperiode er mindre end en dag, offentliggøres oplysningerne i det andet afsnits litra a)–g) desuden dagligt.
Følgende oplysninger og ajourføringerne heraf skal offentliggøres, så snart de er til rådighed for systemoperatøren (i næsten realtid):
a)
den tekniske kapacitet for strømme i begge retninger
b)
den samlede aftalte og uafbrydelige og afbrydelige kapacitet i begge retninger
c)
nomineringer og renomineringer i begge retninger
d)
den ledige uafbrydelige og afbrydelige kapacitet i begge retninger
e)
de faktiske fysiske strømme
f)
planlagte og faktiske afbrydelser af afbrydelig kapacitet
g)
planlagte og uforudsete afbrydelser af uafbrydelige tjenester såvel som oplysninger om genopretning af den uafbrydelige tjeneste, navnlig oplysninger om vedligeholdelse af systemet og deraf følgende afbrydelsers sandsynlige varighed planlagte afbrydelser skal offentliggøres mindst 42 dage på forhånd
h)
forekomsten af afviste, juridisk gyldige anmodninger om produkter med uafbrydelig kapacitet af en varighed på en måned eller mere, herunder hvor mange anmodninger og hvor store mængder der er afvist
i)
hvor der er tale om auktioner: hvor og hvornår produkter med uafbrydelig kapacitet af en varighed på en måned eller mere er blevet solgt til priser, der var højere end mindsteprisen
j)
hvor og hvornår der ikke er blevet udbudt noget produkt med uafbrydelig kapacitet af en varighed på en måned eller mere i den ordinære tildelingsproces
k)
hvor stor en kapacitet, der i alt er stillet til rådighed ved anvendelse af de procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger, der er fastsat i afsnit 2.2.2–2.2.5, for hver anvendt procedure for håndtering af kapacitetsbegrænsninger.
2.
For alle relevante punkter skal oplysningerne, der er omhandlet i afsnit 3.3, punkt 1, litra a), b) og d), offentliggøres mindst 24 måneder på forhånd.
3.
For alle relevante punkter skal transmissionssystemoperatører løbende offentliggøre historiske oplysninger om kravene i afsnit 3.3, punkt 1), litra a)–g), for de forudgående fem år.
4.
Transmissionssystemoperatører skal dagligt offentliggøre målte værdier for den øvre brændværdi, Wobbetallet, brintindholdet, der blandes i naturgassystemet, metanindholdet og iltindholdet for alle relevante punkter. Der skal offentliggøres foreløbige tal senest tre dage efter det pågældende gasdøgn. De endelige tal skal offentliggøres senest tre måneder efter udgangen af den pågældende måned.
5.
For alle relevante punkter skal transmissionssystemoperatører årligt offentliggøre oplysninger om ledig kapacitet, reserveret kapacitet og teknisk kapacitet i hele den periode, hvor der er indgået aftale om kapaciteten, samt ét år ud over denne periode, dog som minimum de næste ti år. Disse oplysninger skal ajourføres mindst en gang om måneden eller oftere, hvis der foreligger nye oplysninger. Offentliggørelsen skal afspejle den periode, hvor kapaciteten tilbydes på markedet.
3.4.   Oplysninger, der skal offentliggøres vedrørende transmissionssystemet, samt en tidsplan for offentliggørelsen af disse oplysninger.
1.
Hvor transmissionssystemoperatørerne råder over oplysninger om de samlede kapacitetsmængder, der tilbydes og indgås aftale om på det sekundære marked, dvs. som én netbruger sælger til en anden, skal de dagligt offentliggøre og ajourføre disse oplysninger. Disse oplysninger skal omfatte følgende:
a)
sammenkoblingspunkter, hvor kapaciteten sælges
b)
kapacitetens art, dvs. indfødningskapacitet, udtagskapacitet, uafbrydelig og afbrydelig kapacitet
c)
kapacitetsmængden og varigheden af brugsretten til kapaciteten
d)
transaktionens art, f.eks. overdragelse eller tildeling
e)
det samlede antal handler eller overdragelser
f)
andre vilkår, som transmissionssystemoperatøren har kendskab til, som omhandlet i afsnit 3.3.
Hvis disse oplysninger stilles til rådighed af en tredjepart, fritages transmissionssystemoperatørerne for denne forpligtelse.
2.
Transmissionssystemoperatører skal offentliggøre harmoniserede betingelser for accept af kapacitetstransaktioner, f.eks. overførsler og tildelinger. Disse betingelser skal som minimum omfatte følgende:
a)
en beskrivelse af standardiserede produkter, der kan sælges på det sekundære marked
b)
frister for gennemførelse/godkendelse/registrering af handler på det sekundære marked; i tilfælde af forsinkelse skal årsagerne hertil offentliggøres
c)
meddelelsen til transmissionssystemoperatøren fra sælgeren eller den tredjepart som omhandlet i afsnit 3.4, punkt 1), om navnene på sælger og køber samt oplysninger om kapaciteten som anført i afsnit 3.4, punkt 1).
Hvis disse oplysninger stilles til rådighed af en tredjepart, fritages transmissionssystemoperatørerne for denne forpligtelse.
3.
Hvad angår balanceringstjenester, skal hver transmissionssystemoperatør for sit eget systems vedkommende og for hver balanceringsperiode underrette hver enkelt netbruger om nettets foreløbige ubalancer og om omkostningerne pr. netbruger senest en måned efter balanceringsperiodens slutning. Endelige oplysninger om kunder med en standardbelastningsprofil kan forelægges op til 14 måneder senere. For så vidt disse oplysninger stilles til rådighed af en tredjepart, fritages transmissionssystemoperatørerne for denne forpligtelse. Ved formidlingen af disse oplysninger skal fortroligheden af forretningsmæssigt følsomme oplysninger respekteres.
4.
Hvor der ud over tilladte afvigelser tilbydes fleksibilitetstjenester med henblik på tredjeparts adgang, skal transmissionssystemoperatørerne hver dag offentliggøre prognoser, der rækker én dag frem, for den maksimale fleksibilitet, den reserverede fleksibilitet og den ledige fleksibilitet på markedet for det næste gasdøgn. Transmissionssystemoperatøren skal også efterfølgende offentliggøre oplysninger om den samlede udnyttelse af hver enkelt fleksibilitetstjeneste ved udgangen af hvert gasdøgn. Hvis den regulerende myndighed er overbevist om, at offentliggørelse af disse oplysninger kan give anledning til misbrug fra netbrugernes side, kan den beslutte at fritage transmissionssystemoperatøren for denne forpligtelse.
5.
Transmissionssystemoperatører skal for hver balanceringszone offentliggøre mængden af gas i transmissionssystemet ved starten af hvert gasdøgn og prognosen for mængden af naturgas i transmissionssystemet ved slutningen af gasdøgnet. Prognosen for mængden af naturgas ved slutningen af gasdøgnet skal ajourføres hver time i løbet af gasdøgnet. Hvis gebyrer for ubalancer beregnes på timebasis, skal transmissionssystemoperatøren offentliggøre mængden af gas i transmissionssystemet på timebasis. Som alternativ kan transmissionssystemoperatøren for hver balanceringszone offentliggøre alle brugeres samlede ubalanceposition ved starten af hver balanceringsperiode og prognosen for alle brugeres samlede ubalanceposition ved slutningen af hvert gasdøgn. Hvis den regulerende myndighed er overbevist om, at offentliggørelse af disse oplysninger kan give anledning til misbrug fra netbrugernes side, kan den beslutte at fritage transmissionssystemoperatøren for denne forpligtelse.
6.
Transmissionssystemoperatørerne skal stille brugervenlige midler til rådighed til beregning af tariffer.
7.
Transmissionssystemoperatører skal på en effektiv måde føre optegnelser over alle kapacitetsaftaler og andre relevante oplysninger vedrørende beregning af og levering af adgang til ledig kapacitet, særlig individuelle nomineringer og afbrydelser; optegnelserne skal være til rådighed for de relevante nationale myndigheder i mindst fem år. Transmissionssystemoperatører skal gemme dokumentation for alle relevante oplysninger, der er anført under afsnit 3.3, punkt 4 og 5, i mindst fem år og på anmodning stille dokumentationen til rådighed for den regulerende myndighed. Begge parter skal respektere fortroligheden af forretningsoplysninger.
8.
Transmissionssystemoperatører skal mindst en gang om året inden en på forhånd fastsat frist offentliggøre alle planlagte vedligeholdelsesperioder, der kan påvirke netbrugernes rettigheder ifølge transportaftaler, samt tilhørende driftsrelaterede oplysninger med tilstrækkeligt forudgående varsel. Dette krav omfatter offentliggørelsen af eventuelle ændringer i de planlagte vedligeholdelsesperioder og meddelelse om uforudsete vedligeholdelsesarbejder på en hurtig og ikke-diskriminerende måde, så snart transmissionssystemoperatøren råder over disse oplysninger I vedligeholdelsesperioder skal transmissionssystemoperatørerne jævnligt offentliggøre ajourførte oplysninger om, hvor lang tid vedligeholdelsesarbejdet forventes at tage, og hvilke virkninger det forventes at have.
4.   Form og indhold af offentliggørelsen af tekniske oplysninger om brintnetoperatørers netadgang og oplysninger, der skal offentliggøres, for alle relevante punkter samt tidsplan
4.1.   Form af offentliggørelsen af tekniske oplysninger om netadgang
1.
Brintnetoperatører skal stille alle de oplysninger til rådighed, der er nødvendige for, at netbrugerne kan opnå reel adgang til det net, der er omhandlet i afsnit 4.2 og 4.3, på følgende måde:
a)
på et websted, der er gratis tilgængeligt for offentligheden, og som ikke kræver nogen registrering eller anden form for tilmelding hos brintnetoperatøren
b)
jævnligt/løbende; hvor hyppigt oplysningerne skal ajourføres afhænger af, hvor hyppigt de ændrer sig og af tjenestens varighed
c)
på en brugervenlig måde
d)
på en tydelig, kvantificerbar, lettilgængelig og ikkediskriminerende måde
e)
i et downloadbart format, der er aftalt mellem brintnetoperatørerne og de regulerende myndigheder – på grundlag af en udtalelse, som ACER skal fremsætte, om et harmoniseret format – og som gør det muligt at foretage kvantitative analyser
f)
med ensartet brug af måleenheder, navnlig skal kWh anvendes som måleenhed for energiindhold og m
3
 for volumen; den konstante faktor for omregning til energiindhold skal oplyses; ydermere kan der også benyttes andre måleenheder til offentliggørelsen
g)
på medlemsstatens officielle sprog samt på engelsk
h)
alle data skal stilles til rådighed fra den 1. oktober 2026 på én central EU-platform, der etableres af ENNOH på et omkostningseffektivt grundlag.
2.
Brintnetoperatører skal offentliggøre information om faktiske ændringer i de oplysninger, der er omhandlet i afsnit 4.2 og 4.3, så snart de har kendskab til ændringerne.
4.2.   Indhold af offentliggørelsen af tekniske oplysninger om netadgang
1.
Brintnetoperatører skal som minimum offentliggøre følgende oplysninger om deres systemer og tjenester:
a)
en detaljeret og dækkende beskrivelse af de forskellige tjenester, der tilbydes, samt tarifferne herfor
b)
de forskellige typer transportaftaler, der kan indgås om disse tjenester
c)
netreglerne og/eller standardvilkårene med en beskrivelse af netbrugernes rettigheder og forpligtelser, herunder:
i)
harmoniserede transportaftaler og andre relevante dokumenter
ii)
hvor det er relevant for adgangen til nettet, en specifikation for alle relevante punkter af de relevante brintkvalitetsparametre og erstatningsansvaret eller konverteringsomkostningerne for netbrugerne, hvis brinten ikke opfylder disse specifikationer
iii)
hvor det er relevant for adgangen til systemet, oplysninger om trykkrav for alle relevante punkter
d)
de harmoniserede procedurer, der gælder, når brintnettet anvendes, herunder definition af centrale udtryk
e)
hvor det er relevant, oplysninger om fleksibilitet og toleranceniveauer, der indgår i transporttjenester og andre tjenester uden særskilt gebyr, såvel som om den fleksibilitet, der tilbydes herudover, og de tilhørende gebyrer
f)
en detaljeret beskrivelse af brintnetoperatørens brintnet og alle dets relevante sammenkoblingspunkter, som fastlagt i afsnit 2, samt navnene på operatørerne af de sammenkoblede net eller faciliteter
g)
reglerne for tilslutning til det net, der drives af brintnetoperatøren
h)
oplysninger om nødforholdsregler, for så vidt som disse er brintnetoperatørens ansvar, f.eks. foranstaltninger, der kan føre til, at grupper af kunder kobles af nettet, samt andre generelle regler vedrørende ansvar, der gælder for brintnetoperatøren
i)
de procedurer for sammenkoblingspunkter, som er aftalt mellem brintnetoperatører, og som er relevante for netbrugernes adgang til det pågældende brintnet, vedrørende nettets interoperabilitet.
2.
Relevante punkter omfatter som minimum:
a)
alle indfødnings- og udtagspunkter i et brintnet, der drives af en brintnetoperatør, med undtagelse af udtagspunkter, der er forbundet med en enkelt slutkunde, og med undtagelse af indfødningspunkter, der er direkte forbundet med en enkelt producents produktionsanlæg, som er beliggende i Unionen
b)
alle indfødnings- og udtagspunkter, der forbinder brintnetoperatørernes net
c)
alle punkter, der forbinder en brintnetoperatørs net med en LNG-terminal, brintterminaler, fysiske naturgashandelspladser, lagerfaciliteter og produktionsanlæg, medmindre disse produktionsanlæg er omfattet af undtagelsen i litra a)
d)
alle punkter, der forbinder en bestemt brintnetoperatørs net med infrastruktur, der er nødvendig for at levere hjælpefunktioner.
3.
Oplysninger om enkelte slutkunder og produktionsanlæg, der ikke indgår i definitionen af relevante punkter i punkt 2, litra a), offentliggøres i samlet form og skal anses som ét enkelt relevant punkt.
4.3.   Oplysninger, der skal offentliggøres ved alle relevante punkter, og tidsplan
1.
For alle relevante punkter offentliggør brintnetoperatørerne de oplysninger, der er anført i det andet afsnits litra a)-g), for samtlige tjenester på et numerisk grundlag, på time- eller dagsbasis.
Følgende oplysninger og ajourføringerne heraf skal offentliggøres i næsten realtid:
a)
den tekniske kapacitet for strømme i begge retninger
b)
den samlede aftalte kapacitet i begge retninger
c)
nomineringer og renomineringer i begge retninger
d)
den ledige kapacitet i begge retninger
e)
de faktiske fysiske strømme
f)
planlagte og faktiske afbrydelser af kapacitet
g)
planlagte og uforudsete afbrydelser af tjenesterne; planlagte afbrydelser skal offentliggøres mindst 42 dage på forhånd.
2.
For alle relevante punkter skal oplysningerne omhandlet i punkt 1, litra a), b) og d), offentliggøres mindst 24 måneder forud.
3.
For alle relevante punkter skal brintnetoperatører løbende offentliggøre historiske oplysninger om kravene i dette afsnits punkt 1, litra a)–f), for de forudgående fem år.
4.
Brintnetoperatører skal dagligt offentliggøre målte værdier for brintens renhed og kontaminanter for alle relevante punkter. Der skal offentliggøres foreløbige tal senest inden for tre dage. De endelige tal skal offentliggøres senest tre måneder efter udgangen af den pågældende måned.
5.
Yderligere oplysninger, der er nødvendige for at gennemføre afsnit 4.1, 4.2 og 4.3, f.eks. nærmere oplysninger om form og indhold af de fornødne oplysninger, for at netbrugerne kan opnå reel adgang til nettet, oplysninger, der skal offentliggøres for relevante punkter, og nærmere oplysninger om tidsplaner, fastsættes i en netregel, der udarbejdes i henhold til artikel 70.
(
1
)
  Rådets forordning (EF) nr. 139/2004 af 20. januar 2004 om kontrol med fusioner og virksomhedsovertagelser (»EF-fusionsforordningen«) (
EUT L 24 af 29.1.2004, s. 1
).
BILAG II
Den ophævede forordning med oversigt over senere ændringer heraf
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 715/2009 (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 36
)
Kommissionens afgørelse 2010/685/EU (
EUT L 293 af 11.11.2010, s. 67
)
Kommissionens afgørelse 2012/490/EU (
EUT L 231 af 28.8.2012, s. 16
)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 (
EUT L 115 af 25.4.2013, s. 39
)
(kun artikel 22)
Kommissionens afgørelse (EU) 2015/715 (
EUT L 114 af 5.5.2015, s. 9
)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2018/1999 (
EUT L 328 af 21.12.2018, s. 1
)
(kun artikel 50)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2022/869 (
EUT L 152 af 3.6.2022, s. 45
)
(kun artikel 25)
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2022/1032 (
EUT L 173 af 30.6.2022, s. 17
)
(kun artikel 2)
BILAG III
Sammenligningstabel
Forordning (EF) nr. 715/2009
Nærværende forordning
Artikel 1, stk. 1, indledning
Artikel 1, stk. 1, indledning
Artikel 1, stk. 1, litra a)
Artikel 1, stk. 1, litra a)
Artikel 1, stk. 1, litra b)
—
Artikel 1, stk. 1, litra c)
Artikel 1, stk. 1, litra b)
Artikel 1, stk. 2, 3 og 4
Artikel 1, stk. 2, 3 og 4
Artikel 2, stk. 1, indledning
Artikel 2, stk. 1, indledning
—
Artikel 2, stk. 1, nr. 1)
Artikel 2, stk. 1, nr. 1)
Artikel 2, stk. 1, nr. 2)
Artikel 2, stk. 1, nr. 2)
Artikel 2, stk. 1, nr. 3)
Artikel 2, stk. 1, nr. 3)
Artikel 2, stk. 1, nr. 4)
Artikel 2, stk. 1, nr. 4)
Artikel 2, stk. 1, nr. 5)
Artikel 2, stk. 1, nr. 5)
Artikel 2, stk. 1, nr. 6)
Artikel 2, stk. 1, nr. 6)
Artikel 2, stk. 1, nr. 7)
Artikel 2, stk. 1, nr. 7)
Artikel 2, stk. 1, nr. 8)
Artikel 2, stk. 1, nr. 8)
Artikel 2, stk. 1, nr. 9)
Artikel 2, stk. 1, nr. 9)
Artikel 2, stk. 1, nr. 10)
Artikel 2, stk. 1, nr. 10)
Artikel 2, stk. 1, nr. 11)
Artikel 2, stk. 1, nr. 11)
Artikel 2, stk. 1, nr. 12)
Artikel 2, stk. 1, nr. 12)
Artikel 2, stk. 1, nr. 13)
Artikel 2, stk. 1, nr. 13)
Artikel 2, stk. 1, nr. 14)
Artikel 2, stk. 1, nr. 14)
Artikel 2, stk. 1, nr. 15)
Artikel 2, stk. 1, nr. 15)
Artikel 2, stk. 1, nr. 16)
Artikel 2, stk. 1, nr. 16)
Artikel 2, stk. 1, nr. 17)
Artikel 2, stk. 1, nr. 17)
Artikel 2, stk. 1, nr. 18)
Artikel 2, stk. 1, nr. 18)
Artikel 2, stk. 1, nr. 19)
Artikel 2, stk. 1, nr. 19)
Artikel 2, stk. 1, nr. 20)
Artikel 2, stk. 1, nr. 20)
Artikel 2, stk. 1, nr. 21)
Artikel 2, stk. 1, nr. 21)
Artikel 2, stk. 1, nr. 22)
Artikel 2, stk. 1, nr. 22)
Artikel 2, stk. 1, nr. 23)
Artikel 2, stk. 1, nr. 23)
Artikel 2, stk. 1, nr. 24)
Artikel 2, stk. 1, nr. 24)
Artikel 2, stk. 1, nr. 25)
Artikel 2, stk. 1, nr. 25)
Artikel 2, stk. 1, nr. 26)
Artikel 2, stk. 1, nr. 26)
Artikel 2, stk. 1, nr. 27)
Artikel 2, stk. 1, nr. 27)
Artikel 2, stk. 1, nr. 28)
Artikel 2, stk. 1, nr. 28)
Artikel 2, stk. 1, nr. 29)
—
Artikel 2, stk. 1, nr. 30)–83)
Artikel 2, stk. 2
Artikel 2, stk. 2
—
Artikel 3, 4 og 5
Artikel 14, stk. 1
Artikel 6, stk. 1
—
Artikel 6, stk. 2
Artikel 14, stk. 2
Artikel 6, stk. 3
—
Artikel 6, stk. 4
Artikel 14, stk. 3
Artikel 6, stk. 5
—
Artikel 6, stk. 6 og 7
—
Artikel 7
Artikel 15, stk. 1 og 2
Artikel 8, stk. 1 og 2
—
Artikel 8, stk. 3
Artikel 15, stk. 3
Artikel 8, stk. 4
Artikel 15, stk. 4
Artikel 8, stk. 5
Artikel 15, stk. 5
Artikel 8, stk. 6
—
Artikel 8, stk. 7
—
Artikel 9
Artikel 16, stk. 1, 2 og 3
Artikel 10, stk. 1, 2 og 3
Artikel 16, stk. 5
Artikel 10, stk. 4
Artikel 16, stk. 4
—
Artikel 17
Artikel 11
Artikel 22
Artikel 12
Artikel 21
Artikel 13
Artikel 3
Artikel 14
Artikel 3a
Artikel 15
—
Artikel 16
Artikel 13
Artikel 17, stk. 1, 2 og 3
—
Artikel 17, stk. 4 og 5
—
Artikel 18–23
Artikel 4
Artikel 24
Artikel 5
Artikel 25
Artikel 8, stk. 1, 2 og 3
Artikel 26, stk. 1 og 2 og stk. 3, første afsnit, litra a), b), c), e), f) og g)
—
Artikel 23, stk. 3, første afsnit, litra d), h) og i)
—
Artikel 26, stk. 3, andet afsnit
Artikel 8, stk. 4
Artikel 23, stk. 4, første afsnit
—
Artikel 26, stk. 4, andet og tredje afsnit
Artikel 8, stk. 5, 7, 8 og 9
Artikel 26, stk. 5–8
Artikel 8, stk. 11 og 12
Artikel 23, stk. 9 og 10
—
Artikel 26, stk. 11
Artikel 9
Artikel 27
Artikel 24
Artikel 28
Artikel 10
Artikel 29
Artikel 11
Artikel 30
Artikel 12
Artikel 31
Artikel 8, stk. 10
Artikel 32
Artikel 18, stk. 1–6
Artikel 33, stk. 1–6
—
Artikel 33, stk. 7
Artikel 19, stk. 1
Artikel 34, stk. 1
—
Artikel 34, stk. 2
Artikel 19, stk. 2–5
Artikel 34, stk. 3–6, første afsnit
—
Artikel 34, stk. 6, andet afsnit
Artikel 20
Artikel 35
—
Artikel 36–70
Artikel 8, stk. 6, litra a), b), f), h) og l)
Artikel 71, stk. 1, litra a)–e)
—
Artikel 71, stk. 1, litra f)
Artikel 8, stk. 6, litra e), g), j) og k)
Artikel 71, stk. 2, litra a)–d)
—
Artikel 71, stk. 2, litra e)
Artikel 8, stk. 6, litra c), d) og i)
—
Artikel 6, stk. 1, 2 og 3
Artikel 71, stk. 3, 4 og 5
—
Artikel 71, stk. 6
Artikel 6, stk. 4, 5 og 6
Artikel 71, stk. 7, 8 og 9
—
Artikel 71, stk. 10
Artikel 6, stk. 7 og 8
—
Artikel 6, stk. 9–12
Artikel 71, stk. 11–14
—
Artikel 71, stk. 15
—
Artikel 72
Artikel 7
Artikel 73
Artikel 23
Artikel 74
Artikel 26
Artikel 75
Artikel 25
Artikel 76, stk. 1 og 2
—
Artikel 76, stk. 3–7
Artikel 27, stk. 1 og 2
Artikel 77, stk. 1 og 3
—
Artikel 77, stk. 2
—
Artikel 78
Artikel 30
Artikel 79
—
Artikel 80
Artikel 28, stk. 1
Artikel 81, stk. 1
Artikel 28, stk. 2
—
—
Artikel 81, stk. 2 og 3
—
Artikel 82–87
Artikel 31
Artikel 88
Artikel 32
Artikel 89
Bilag I
Bilag I
—
Bilag II
Bilag III
Bilag III
ELI: http://data.europa.eu/eli/reg/2024/1789/oj
ISSN 1977-0634 (electronic edition)

Summary:
Indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint
RESUMÉ AF:
Forordning (EU) 2024/1789 om de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint
HVAD ER FORMÅLET MED FORORDNINGEN?
Forordning (EU) 2024/1789 er en del af en pakke, der har til formål at skubbe 
Den Europæiske Union
 (EU) mod dekarbonisering af dens energisystemer ved at integrere vedvarende og kulstoffattig gas, navnlig brint, med fokus på:
fair regler for 
adgang til naturgas
transmissionsnet, lagerfaciliteter og faciliteter for flydende naturgas (LNG)
mekanismer til 
aggregeret efterspørgsel og fælles indkøb
 af naturgas
støtte til 
udviklingen af brintmarkeder
.
Ved at fremme fair adgang til gasinfrastruktur og gennemsigtig netplanlægning har 
forordningen
 til formål at bygge en mere modstandsdygtig, sikker og bæredygtig energifremtid for Europa.
HOVEDPUNKTER
Forordning (EU) 2024/1789, der er en omarbejdning af forordning (EF) nr. 
715/2009
 (en del af den tredje energipakke), er en del af en større indsats, der også omfatter det tilsvarende direktiv (EU) 
2024/1788
 om dekarbonisering af Europas energisystemer med fokus på markeder for naturgas og brint. Den er en væsentlig del af 
fit for 55-pakken
, der sigter mod at reducere CO2-emissionerne med 
55 %
 inden 2030 og i sidste ende nå klimaneutralitet inden 2050.
Hovedformålene er som følger.
Fremme af vedvarende og kulstoffattige gasser
 og lettelse af integration af vedvarende gasser såsom biometan og brint i energisystemet.
Omlægning væk fra fossile brændstoffer
 ved at opfordre til en overgang fra naturgas til vedvarende og kulstoffattige gasser for at nå EU’s 
mål for klimaindsatsen
 for 2030 og 2050.
Sikre fair og gennemsigtig adgang
 til gasnet, lagring og LNG-faciliteter for alle markedsdeltagere.
Integration af vedvarende gasser
Europa-Kommissionen
 vil 
opfordre til brugen af vedvarende og kulstoffattige gasser
, navnlig brint og biometan, i hele EU med særligt fokus på kul- og kulstofintensive regioner.
Vedvarende gas 
fremmes inden for industrielle processer, fjernvarme og energilagring
 for at mindske afhængigheden af faste fossile brændstoffer.
Kommissionen vil støtte 
omstillingen fra de nuværende systemer
 for fossile brændstoffer til vedvarende og kulstoffattig brint og biometan.
Der vil blive skabt en 
brintklar arbejdsstyrke
 for at sikre, at der er kvalificeret arbejdskraft til rådighed, der kan forvalte overgangen til brint og vedvarende gasser.
Netplanlægning
Forordningen understreger vigtigheden af integreret, gennemsigtig planlægning af net i hele EU baseret på princippet om 
energieffektivitet først
.
Gas- og brintnetoperatører skal udarbejde en tiårig EU-netudviklingsplan, der beskriver den infrastruktur og kapacitet, der er nødvendig for at støtte overgangen til vedvarende gasser og brint.
Efterspørgselsaggregering for naturgas og fælles indkøb
Kommissionen opretter en 
frivillig mekanisme
, som gør det muligt for EU’s 
medlemsstater
 at aggregere deres efterspørgsel efter naturgas og indkøbe gas i fællesskab.
Denne mekanisme har til formål at 
diversificere gasforsyninger
 og udfase afhængigheden af naturgas fra Rusland.
Gasselskaber i lande i 
energifællesskabet
 kan også deltage i fælles indkøbsaktiviteter.
Forsyninger fra 
Rusland og Belarus er ikke omfattet
 af den fælles indkøbsmekanisme for at mindske afhængigheden af disse kilder.
Udvikling af et brintmarked
Kommissionen kan oprette en mekanisme til støtte for brintmarkedet, som skal gennemføres gennem 
Den Europæiske Brintbank
. Denne frivillige mekanisme kan anvendes indtil december 2029.
Der oprettes en ny EU-enhed, 
det europæiske net af netoperatører for brint
 (ENNOH), som er uafhængig af eksisterende gasenheder (
ENTSOG
) og elektricitetstransmissionssystemoperatører (
ENTSO-E
), men som samarbejder med dem for at forbedre synergien på tværs af sektorer.
Mulighed for nationale foranstaltninger mod naturgasforsyninger fra Rusland og Belarus
Medlemsstaterne kan indføre begrænsninger for reservering af naturgaskapacitet, herunder LNG, fra 
Rusland eller Belarus
 for at beskytte væsentlige sikkerhedsinteresser på nationalt plan og EU-plan.
Disse foranstaltninger har til formål at 
beskytte forsyningssikkerheden
 og samtidig sikre et forskelligartet udvalg af energikilder.
Solidaritet mellem medlemsstaterne
Forordningen ændrer også forordning (EU) 
2017/1938
 og fastsætter standardbestemmelser for solidaritet mellem medlemsstaterne under en gasforsyningskrise, når der ikke findes bilaterale aftaler.
En grænseoverskridende mekanisme vil håndtere 
tvister om kompensation
 og revision af kompensation efter sådanne kriser.
Medlemsstaterne kan reducere de beskyttede kunders 
ikkevæsentlige gasforbrug
 for at fremme flere naturgasbesparelser, især under en krise.
Der vil være indført sikkerhedsforanstaltninger for at 
opretholde grænseoverskridende gasstrømme
 under en krise.
Medlemsstaterne kan også 
frivilligt levere gas
 via markedsbaserede mekanismer, hvis de ikke er direkte forbundet til gasnettet i et anmodende land.
Nettariffer for brint
Nationale regulerende myndigheder skal 
rådføre sig med regulerende organer i nabostater
 om deres udkast til tarifmetoder for brintnet.
Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder
 (ACER) reviderer disse metoder og afgiver ikkebindende udtalelser, hvis de bliver bedt om det af de nationale regulerende myndigheder.
Hver national regulerende myndighed har den 
endelige beslutningsbeføjelse til at fastsætte tariffer
, men ACER rådgiver og informerer Kommissionen om resultaterne.
HVORNÅR GÆLDER FORORDNINGEN FRA?
Forordningen trådte i kraft den 
5. februar
 2025
 med undtagelse af artikel 11, stk. 3, litra b), artikel 34, stk. 6, og artikel 84, som trådte i kraft den 
1. januar
 2025
. Afdeling 5 trådte også i kraft den 
1. januar
 2025
 med undtagelse af artikel 42, 43, 44, 52, 53 og 54, som trådte i kraft den 
4. august
 2024
.
BAGGRUND
For yderligere oplysninger henvises til:
Markedet for brint og dekarboniseret gas
 (Europa-Kommissionen).
HOVEDDOKUMENT
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2024/1789
 af 
13. juni
 2024
 om de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af forordning (EU) nr. 1227/2011, (EU) 2017/1938, (EU) 2019/942 og (EU) 2022/869 og afgørelse (EU) 2017/684 og om ophævelse af forordning (EF) nr. 715/2009 (omarbejdning) (EUT 
L, 2024/1789
, 
15.7.2024
).
TILHØRENDE DOKUMENTER
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2024/1787
 af 
13. juni
 2024
 om reduktion af metanemissioner i energisektoren og om ændring af forordning (EU) 2019/942 (EUT 
L, 2024/1787
, 
15.7.2024
).
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 
2024/1788
 af 
13. juni
 2024
 om fælles regler for de indre markeder for vedvarende gas, naturgas og brint, om ændring af direktiv (EU) 2023/1791 og om ophævelse af direktiv 2009/73/EF (omarbejdning) (EUT 
L, 2024/1788
, 
15.7.2024
).
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 
2023/1791
 af 
13. september
 2023
 om energieffektivitet og om ændring af forordning (EU) 2023/955 (omarbejdning) (EUT 
L 231
 af 
20.9.2023
, 
s. 1
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2022/869
 af 
30. maj
 2022
 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur, om ændring af forordning (EF) nr. 715/2009, (EU) 2019/942 og (EU) 2019/943 og af direktiv 2009/73/EF og (EU) 2019/944 og om ophævelse af forordning (EU) nr. 347/2013 (EUT 
L 152
 af 
3.6.2022
, 
s. 45
).
Efterfølgende ændringer til forordning (EU) 2022/869 er blevet indarbejdet i grundteksten. Denne 
konsoliderede udgave
 har ingen retsvirkning.
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2021/1119
 af 
30. juni
 2021
 om fastlæggelse af rammerne for at opnå klimaneutralitet og om ændring af forordning (EF) nr. 401/2009 og (EU) 2018/1999 (den europæiske klimalov) (EUT 
L 243
 af 
9.7.2021
, 
s. 1
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2019/942
 af 
5. juni
 2019
 om oprettelse af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (omarbejdning) (EUT 
L 158
 af 
14.6.2019
, 
s. 22
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2018/1999
 af 
11. december
 2018
 om forvaltning af energiunionen og klimaindsatsen, om ændring af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 663/2009 og (EF) nr. 715/2009, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 94/22/EF, 98/70/EF, 2009/31/EF, 2009/73/EF, 2010/31/EU, 2012/27/EU og 2013/30/EU, Rådets direktiv 2009/119/EF og (EU) 2015/652 og om ophævelse af Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 525/2013 (EUT 
L 328
 af 
21.12.2018
, 
s. 1
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentet og Rådets direktiv (EU) 
2018/2001
 af 
11. december
 2018
 om fremme af anvendelsen af energi fra vedvarende energikilder (omarbejdning) (EUT 
L 328
 af 
21.12.2018
, 
s. 82
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2018/842
 af 
30. maj
 2018
 om bindende årlige reduktioner af drivhusgasemissioner for medlemsstaterne fra 2021 til 2030 som bidrag til klimaindsatsen med henblik på opfyldelse af forpligtelserne i Parisaftalen og om ændring af forordning (EU) nr. 525/2013 (EUT 
L 156
 af 
19.6.2018
, 
s. 26
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2017/1938
 af 
25. oktober
 2017
 om foranstaltninger til opretholdelse af gasforsyningssikkerheden og ophævelse af forordning (EU) nr. 994/2010 (EUT 
L 280
 af 
28.10.2017
, 
s. 1
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Kommissionens forordning (EU) 
2017/459
 af 
16. marts
 2017
 om fastsættelse af en netregel om kapacitetstildelingsmekanismer i gastransmissionssystemer og ophævelse af forordning (EU) nr. 984/2013 (EUT 
L 72
 af 
17.3.2017
, 
s. 1
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2015/757
 af 
29. april
 2015
 om overvågning, rapportering og verifikation af CO2-emissioner fra søtransport og om ændring af direktiv 2009/16/EF (EUT 
L 123
 af 
19.5.2015
, 
s. 55
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Kommissionens forordning (EU) nr. 
312/2014
 af 
26. marts
 2014
 om en netregel for balancering af gastransmissionsnet (EUT 
L 91
 af 
27.3.2014
, 
s. 15
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 
1227/2011
 af 
25. oktober
 2011
 om integritet og gennemsigtighed på engrosenergimarkederne (EUT 
L 326
 af 
8.12.2011
, 
s. 1
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 
2003/87/EF
 af 
13. oktober
 2003
 om en ordning for handel med kvoter for drivhusgasemissioner i Fællesskabet og om ændring af Rådets direktiv 96/61/EF (EUT 
L 275
 af 
25.10.2003
, 
s. 32
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
seneste ajourføring 
25.3.2025