CELEX ID: 32017R1938

--- ENGLISH ---

Document:
28.10.2017
EN
Official Journal of the European Union
L 280/1
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
(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
)
,
After consulting the Committee of the Regions,
Acting in accordance with the ordinary legislative procedure 
(
2
)
,
Whereas:
(1)
Natural gas (gas) remains an essential component of the energy supply of the Union. A large proportion of such gas is imported into the Union from third countries.
(2)
A major disruption of gas supply can affect all Member States, the Union and Contracting Parties to the Treaty establishing the Energy Community, signed in Athens on 25 October 2005. It can also severely damage the Union economy and can have a major social impact, in particular on vulnerable groups of customers.
(3)
This Regulation aims to ensure that all the necessary measures are taken to safeguard an uninterrupted supply of gas throughout the Union, in particular to protected customers in the event of difficult climatic conditions or disruptions of the gas supply. Those objectives should be achieved through the most cost-effective measures and in such a way that gas markets are not distorted.
(4)
Union law, in particular Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council 
(
3
)
, Directive 2009/73/EC of the European Parliament and of the Council 
(
4
)
, Regulation (EC) No 713/2009 of the European Parliament and of the Council 
(
5
)
, Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council 
(
6
)
, Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council 
(
7
)
 and Regulation (EU)No 994/2010 of the European Parliament and of the Council 
(
8
)
, has already had a significant positive impact on the security of gas supply in the Union, both in terms of preparation and mitigation. Member States are better prepared to face a supply crisis now that they are required to establish preventive action plans and emergency plans, and they are better protected now that they have to meet a number of obligations regarding infrastructure capacity and gas supply. However, the Commission's report on the implementation of Regulation (EU) No 994/2010 of October 2014 highlighted areas in which improvements to that Regulation could further bolster the security of gas supply in the Union.
(5)
The Commission's communication of 16 October 2014 on the short-term resilience of the European gas system analysed the effects of a partial or complete disruption of gas supplies from Russia and concluded that purely national approaches are not very effective in the event of severe disruption, given their scope, which is by definition limited. The stress test showed how a more cooperative approach among Member States could significantly reduce the impact of very severe disruption scenarios in the most vulnerable Member States.
(6)
Energy security constitutes one of the objectives of the Energy Union Strategy, as set out in the Commission's communication of 25 February 2015 on a Framework Strategy for a Resilient Energy Union with a Forward-Looking Climate Change Policy, which also emphasised the ‘energy efficiency first’ principle and the need to fully implement existing Union energy legal acts. The communication highlighted the fact that the Energy Union rests on solidarity, enshrined in Article 194 of the Treaty on the Functioning of the European Union (TFEU), and trust, which are necessary features of energy security. This Regulation is intended to boost solidarity and trust between the Member States and put in place the measures needed to achieve those aims. When assessing the preventive action plans and the emergency plans established by the Member States, the Commission should also be able to draw the attention of the Member States to the objectives of the Energy Union.
(7)
An internal gas market that operates smoothly is the best guarantee of the security of gas supply across the Union and to reduce the exposure of individual Member States to the harmful effects of disruptions of gas supply. Where a Member State's security of gas supply is threatened, there is a risk that measures developed unilaterally by that Member State may jeopardise the proper functioning of the internal gas market and damage the gas supply to customers in other Member States. To allow the internal gas market to function even in the face of a shortage of supply, provision must be made for solidarity and coordination in the response to supply crises, as regards both preventive action and the reaction to actual disruptions of gas supply.
(8)
A truly interconnected internal energy market with multiple entry points and reverse flows can be created only by fully interconnecting its gas grids, by building up liquefied natural gas (LNG) hubs in the Union's Southern and Eastern regions, by completing the North-South and Southern Gas corridors and by further developing domestic production. Therefore, an accelerated development of interconnections and projects aiming to diversify supply sources, as already shortlisted in the Energy Security Strategy, is necessary.
(9)
So far, the potential for more efficient and less costly measures through regional cooperation has not been fully exploited. This has to do not only with better coordination of national mitigation actions in emergency situations, but also with national preventive measures, such as national storage or policies related to LNG, which can be strategically important in certain regions of the Union.
(10)
In a spirit of solidarity, regional cooperation, involving both public authorities and natural gas undertakings, should be the guiding principle of this Regulation, to mitigate the identified risks and optimise the benefits of coordinated measures and to implement the most cost-effective measures for Union consumers. Regional cooperation should gradually be complemented with a stronger Union perspective, allowing recourse to all available supplies and tools in the entire internal gas market. Union-level assessment of the emergency supply corridors should be incorporated into the regional cooperation.
(11)
A risk-based approach to assessing the security of supply and establishing preventive and mitigating measures enables efforts to be coordinated and brings significant benefits in terms of the effectiveness of measures and optimisation of resources. This applies particularly to measures designed to guarantee a continued supply, under very demanding conditions, to protected customers, and to measures to mitigate the impact of an emergency. Assessing correlated risks jointly in risk groups which is both more comprehensive and more precise, will ensure that Member States are better prepared for any crises. Moreover, in an emergency, a coordinated and pre-agreed approach to the security of supply ensures a consistent response and reduces the risk of negative spill-over effects that purely national measures could have in neighbouring Member States.
(12)
For the purpose of the risk-based approach, risk groups should be defined based on the major transnational risks to the security of gas supply in the Union. Such risks were identified in the Commission's communication of 16 October 2014 on the short-term resilience of the European gas system and the assessment included in the latest Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) developed by the European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG). To allow for a more precise and better focused assessment for the purposes of this Regulation, the risk groups should be composed on the basis of the main gas supply sources and routes.
(13)
To provide input to the common and national risk assessments, ENTSOG, in consultation with the Gas Coordination Group (GCG) and with the European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), should carry out a Union-wide simulation of gas supply and infrastructure disruption scenarios. Such a simulation should be repeated at least every two years. As a means of strengthening regional cooperation by providing information about gas flows as well as providing technical and operational expertise, the Regional Coordination System for Gas (ReCo System for Gas), established by ENTSOG and composed of standing expert groups, should be involved in carrying out simulations. ENTSOG should ensure an appropriate level of transparency and access to the modelling assumptions used in its scenarios.
(14)
The Commission should be empowered to update the composition of the risk groups by means of a delegated act based on the evolution of the major transnational risks to the security of gas supply in the Union and its impact on Member States, taking into account the result of the Union-wide simulation and the discussion within the GCG.
(15)
In order to make the regional cooperation feasible, Member States should agree on a cooperation mechanism within each risk group. Such a mechanism should be developed sufficiently in time to allow for conducting the common risk assessment and discussing and agreeing on appropriate and effective cross-border measures, which will require the agreement of each Member State concerned, to be included in the regional chapters of the preventive action plans and the emergency plans, after consulting the Commission. Member States are free to agree on a cooperation mechanism best suited to a given risk group. The Commission should be able to have a facilitating role in the overall process and share best practices for arranging regional cooperation such as a rotating coordination role within the risk groups for the preparation of the different documents or establishing dedicated bodies. In the absence of an agreement on the cooperation mechanism, the Commission should propose a suitable cooperation mechanism for a given risk group.
(16)
When conducting the common risk assessment, competent authorities should assess all relevant risk factors which could lead to the materialisation of the major transnational risk for which the risk group was created, including disruption of gas supply from the single largest supplier. Those risk factors should be addressed by appropriate cross-border measures agreed by the competent authorities of the Member States concerned. The cross-border measures should be included in the regional chapters of the preventive action plans and the emergency plans. In addition, the competent authorities should conduct a comprehensive national risk assessment and assess natural, technological, commercial, financial, social, political and market-related risks, andany other relevant ones. All risks should be addressed by effective, proportionate and non-discriminatory measures to be developed in the preventive action plans and the emergency plans. The results of the common and national risk assessments should also contribute to the all hazard risk assessments provided for in Article 6 of Decision No 1313/2013/EU of the European Parliament and of the Council 
(
9
)
 and should be fully taken into account in the national risk assessments.
(17)
To ensure maximum preparedness, so as to avoid a disruption of gas supply and mitigate its effects should it nevertheless occur, the competent authorities of a given risk group should, after consulting stakeholders, establish preventive action plans and emergency plans that will contain regional chapters. They should be designed so as to address national risks in a way that takes full advantage of the opportunities provided by regional cooperation.The plans should be technical and operational in nature, their function being to help prevent the occurrence or escalation of an emergency or to mitigate its effects. The plans should take the security of electricity systems into account and should be consistent with the Energy Union's strategic planning and reporting tools.
(18)
When establishing and implementing the preventive action plans and the emergency plans, the competent authorities should, at all times, take account of the safe operation of the gas system at regional and national levels. They should address and set out in those plans the technical constraints affecting the operation of the network, including any technical and safety reasons for reducing flows in the event of an emergency.
(19)
The Commission should assess the preventive action plans and the emergency plans duly taking into account the views expressed in the GCG and recommend their review, in particular if the plans do not effectively address the risks identified in the risk assessment, if they distort competition or hamper the functioning of the internal energy market, if they endanger the security of gas supply of other Member States or if they do not comply with the provisions of this Regulation or other Union law. The competent authority of the Member State should take account of the Commission's recommendations. Where, following the final position of the competent authority, the Commission concludes that the measure in question would endanger the security of gas supply of another Member State or the Union, the Commission should continue the dialogue with the Member State concerned for it to agree to amend or withdraw the measure.
(20)
The preventive action plans and the emergency plans should be updated regularly and published. To ensure that the emergency plans are always up-to-date and effective, Member States should carry out at least one test between the updates of the plans by simulating high and medium-impact scenarios and responses in real time. The competent authorities should present the test results at the GCG.
(21)
Mandatory comprehensive templates including all the risks to be covered by the risk assessment and all the components of the preventive action plans and the emergency plans are needed to facilitate the risk assessment and preparation of the plans and their assessment by the Commission.
(22)
To facilitate communication between Member States and the Commission, the risk assessments, the preventive action plans, the emergency plans and all other documents and information exchanges provided for in this Regulation should be notified using a secure and standardised electronic notification system.
(23)
Certain customers, including households and customers providing essential social services are particularly vulnerable and may need protection against the negative effects of disruption of gas supply. A definition of such protected customers should not conflict with the Union solidarity mechanisms.
(24)
It is appropriate to narrow down the definition of customers protected under the solidarity mechanism. This is required by the obligation of Member States to provide solidarity in the case of extreme circumstances and for essential needs. The definition of solidarity protected customers should therefore be limited to households while still being able to include, under specific conditions, certain essential social services and district heating installations. It is therefore possible for Member States to treat, in accordance with that framework, healthcare, essential social care, emergency and security services as solidarity protected customers, including where those services are performed by a public administration.
(25)
Responsibility for the security of gas supply should be shared by natural gas undertakings, Member States, acting through their competent authorities, and the Commission, within their respective remits. Such shared responsibility requires very close cooperation between those parties. However, customers using gas for electricity generation or industrial purposes may also have an important role to play in the security of gas supply, as they can respond to a crisis by taking demand-side measures, such as interruptible contracts and fuel switching, which have an immediate impact on the balance of demand and supply. Moreover, the security of gas supply to certain customers using gas for electricity generation may also be considered to be essential in some cases. In an emergency, it should be possible for a Member State to prioritise gas supply to such customers under certain conditions even over the gas supply to protected customers. In exceptional circumstances gas supply to some of such customers prioritised in an emergency over protected customers may also continue in a Member State providing solidarity to avoid severe damage to the functioning of the electricity or gas system in that Member State. Such a specific measure should be without prejudice to Directive 2005/89/EC of the European Parliament and of the Council 
(
10
)
.
(26)
The competent authorities should cooperate closely with other relevant national authorities, in particular national regulatory authorities, when carrying out the tasks specified in this Regulation.
(27)
The infrastructure standard should oblige Member States to maintain a minimum level of infrastructure such as to ensure a degree of redundancy in the system in the event of a disruption of the single largest gas infrastructure. As an analysis conducted on the basis of the N – 1 formula constitutes a purely capacity-based-approach, the results of N – 1 formula should be complemented with a detailed analysis that also captures gas flows.
(28)
Regulation (EU) No 994/2010 requires transmission system operators to enable permanent physical bi-directional capacity on all cross-border interconnections unless an exemption has been granted from that obligation. It aims to ensure that the possible benefits of permanent bi-directional capacity are always taken into account when a new interconnection is planned. However, bi-directional capacity can be used to supply gas both to the neighbouring Member State and to others along the gas supply corridor. The benefits to the security of gas supply of enabling permanent physical bi-directional capacity need to be seen from a broader perspective, in a spirit of solidarity and enhanced cooperation. A comprehensive cost-benefit analysis that takes account of the whole transportation corridor should be conducted when considering whether to implement bi-directional capacity. The competent authorities concerned should be required to re-examine the exemptions granted under Regulation (EU) No 994/2010 on the basis of the results of the common risk assessments. The overall objective should be to have a growing bi-directional capacity and keep one-directional capacity in future cross-border projects to a minimum.
(29)
Capacity at an interconnection point to a Member State may compete with capacity at exit points from the gas grid into a gas storage facility. As a consequence, a situation could arise where firm booking of exit capacity into storage reduces the technically available capacity to be allocated at the interconnection point. In order to ensure a higher level of energy security in an emergency, this Regulation should provide for a clear priority rule. Any booked capacity at interconnection points should be given priority over competing capacity at an exit point into a storage facility, thereby enabling the transmission system operator to allocate the maximum technical capacity at the interconnection point in order to enable higher gas flows into the neighbouring Member State which has declared an emergency. This may have the consequence that gas injections into storage cannot take place or can take place only with reduced volumes despite being firmly booked in advance. To compensate for the resulting financial loss, this Regulation should provide for a fair compensation to be applied directly and promptly between the affected system users. The transmission system operators concerned should cooperate in accordance with the relevant legal acts in order to apply that priority rule.
(30)
Council Directive 2008/114/EC 
(
11
)
 lays down a process with a view to enhancing the security of designated European critical infrastructures, including certain gas infrastructure, in the Union. Directive 2008/114/EC together with this Regulation contributes to creating a comprehensive approach to the energy security of the Union.
(31)
This Regulation lays down security of supply standards that are sufficiently harmonised and cover at least the situation that occurred in January 2009 when gas supply from Russia was disrupted. Those standards take account of the difference between Member States, public service obligations and customer protection measures, as referred to in Article 3 of Directive 2009/73/EC. Security of supply standards should be stable, so as to provide the necessary legal certainty, should be clearly defined, and should not impose unreasonable and disproportionate burdens on natural gas undertakings. They should also guarantee equal access for the Union natural gas undertakings to national customers. Member States should establish measures that will, in an effective and proportionate manner, ensure that natural gas undertakings comply with such a standard, including the possibility to establish fines on suppliers, where they consider it to be appropriate.
(32)
The roles and responsibilities of all natural gas undertakings and competent authorities should be defined precisely in order to keep the internal gas market functioning properly, particularly in the event of supply disruptions and crises. Such roles and responsibilities should be established in such a way so as to ensure that a three-level approach is respected which would involve, first, the relevant natural gas undertakings and industry, second, Member States at national or regional level, and third, the Union. This Regulation should enable natural gas undertakings and customers to rely on market-based mechanisms for as long as possible when coping with disruptions. However, it should also provide for mechanisms that can be deployed when markets alone are no longer able to deal adequately with a disruption of gas supply.
(33)
In the event of a disruption of gas supply, market players should be given sufficient opportunity to respond to the situation with market-based measures. Where market-based measures have been exhausted and they are still insufficient, Member States and their competent authorities should take measures to remove or mitigate the effects of a disruption of gas supply.
(34)
Where Member States plan to introduce non-market-based measures, the introduction of such measures should be accompanied by a description of their economic impact. This ensures customers have the information they need about the costs of such measures and ensures that the measures are transparent, especially as regards their impact on the gas price.
(35)
The Commission should have the power to ensure that new preventive non-market-based measures do not endanger the security of gas supply of other Member States or in the Union. Given that such measures can be particularly damaging to the security of gas supply, it is appropriate that they enter into force only when they are approved by the Commission or have been amended in accordance with a Commission decision.
(36)
Demand-side measures, such as fuel switching or reducing the gas supply to large industrial customers in an economically efficient order, may have a valuable role to play in ensuring the security of gas supply, if they can be applied quickly and significantly reduce demand in response to a disruption of gas supply. More should be done to promote efficient energy use, particularly where demand-side measures are needed. The environmental impact of any demand and supply-side measures proposed should be taken into account, with preference being given, as far as possible, to measures that have least impact on the environment. At the same time, aspects of the security of gas supply and competitiveness should be taken into account.
(37)
It is necessary to ensure the predictability of the action to take in the event of an emergency, allowing all market participants sufficient opportunity to react to and prepare for such circumstances. As a rule, the competent authorities should therefore act in accordance with their emergency plan. In duly justified exceptional circumstances, they should be allowed to take action which deviates from those plans. It is also important to make the way in which emergencies are declared more transparent and predictable. Information on the system balancing position (the overall status of the transmission network), the framework for which is set out in Commission Regulation (EU) No 312/2014 
(
12
)
, may play an important role in that regard. That information should be available to the competent authorities and, where they are not the competent authorities, the national regulatory authorities, on a real time basis.
(38)
As demonstrated in the context of the October 2014 stress test exercise, solidarity is needed to ensure the security of gas supply in the Union. It spreads effects out more evenly and reduces overall effects of a severe disruption. The solidarity mechanism is designed to address extreme situations in which supply to solidarityprotected customers as an essential need and a necessary priority is at stake in a Member State. Solidarity ensures cooperation with more vulnerable Member States. At the same time, solidarity is a measure of last resort that applies only in an emergency and only under restrictive conditions. If an emergency is declared in a Member State, a gradual and proportionate approach should therefore be applied to ensure the security of gas supply. The Member State that declared the emergency should, in particular, first implement all emergency measures provided for in its emergency plan in order to ensure gas supply to its solidarity protected customers. At the same time, all Member States which have introduced an increased supply standard should temporarily reduce it to the normal supply standard to make the gas market more liquid, in the event that the Member State declaring the emergency indicates that cross-border action is required. If those two sets of measures fail to provide the necessary supply, solidarity measures by directly connected Member States should be taken to ensure gas supply to solidarity protected customers in the Member State experiencing the emergency, at that Member State's request. Such solidarity measures should consist in ensuring that the gas supply to customers other than solidarity protected customers in the territory of the Member State providing solidarity is reduced or does not continue, in order to free up gas volumes, to the extent necessary and for as long as the gas supply to solidarity protected customers in the Member State requesting solidarity is not satisfied. Nothing in this Regulation should be understood as requiring or enabling a Member State to exercise public authority in another Member State.
(39)
Solidarity measures should also be taken as a last resort where a Member State is connected to another Member State via a third country unless flows are restricted through the third country, and where there is agreement of the relevant Member States, who should involve, as appropriate, the third country through which they are connected.
(40)
Where solidarity measures are taken as a last resort, the reduction or discontinuation of gas supply in the Member State providing solidarity should, where necessary for the Member State to comply with its solidarity obligations, and in order to avoid discriminatory treatment, be applicable to all customers which are not solidarity protected customers, irrespective of whether they receive gas directly or through solidarity protected district heating installations in the form of heating. The same should be ensured vice versa as regards customers, which are not solidarity protected customers in the Member State receiving gas under the solidarity mechanism.
(41)
Where solidarity measures are taken as a last resort, it is preferable that the gas consumption in the Member State providing solidarity is, as a first step, reduced on a voluntary basis, by means of market-based measures, such as voluntary demand-side measures or reversed auctions, in which certain customers such as industrial customers would indicate to the transmission system operator or another authority responsible the price at which they would reduce or stop their gas consumption. If market-based measures are found to be insufficient to address the deficit in required gas supply, and given the importance of solidarity measures as a last resort, the Member State providing solidarity should as a second step, be able to make use of non-market-based measures, including curtailment of certain groups of customers, in order to comply with its solidarity obligations.
(42)
Solidarity measures of a last resort should be provided on the basis of compensation. The Member State providing solidarity should be paid fair compensation promptly by the Member State receiving solidarity, including for the gas delivered into its territory and all other relevant and reasonable costs incurred when providing solidarity. Solidarity measures of a last resort should be subject to the condition that the Member State requesting solidarity undertakes to pay such fair and prompt compensation. This Regulation does not harmonise all aspects of fair compensation. Member States concerned should adopt the necessary measures, in particular technical, legal and financial arrangements, to implement the provisions on prompt and fair compensation between them.
(43)
When taking solidarity measures pursuant to the provisions of this Regulation, Member States are implementing Union law and are therefore bound to respect fundamental rights guaranteed by Union law. Such measures may therefore give rise to an obligation for a Member State to pay compensation to those affected by its measures. Member States should therefore ensure that national compensation rules are in place which are in conformity with Union law, in particular with fundamental rights. Moreover, it should be ensured that the Member State receiving solidarity ultimately bears all reasonable costs incurred from the said obligation on the Member State providing solidarity to pay compensation and further reasonable costs incurred from the payment of compensation pursuant to the said national compensation rules.
(44)
Since there may be more than one Member State providing solidarity to a requesting Member State, there should be a burden-sharing mechanism. Under that mechanism, the Member State requesting solidarity should, after consulting all Member States concerned, seek the most advantageous offer on the basis of cost, speed of delivery, reliability and diversification of supplies of gas from different Member States. The Member States should provide such 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.
(45)
This Regulation introduces, for the first time, such a solidarity mechanism between Member States as an instrument to mitigate the effects of a severe emergency within the Union including a burden-sharing mechanism. The Commission should therefore review the burden-sharing mechanism and the solidarity mechanism in general in the light of future experience with their functioning, and propose, where appropriate, modifications thereto.
(46)
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. The Commission should prepare legally non-binding guidance concerning the key elements that should be included in such arrangements.
(47)
For as long as a Member State can cover the gas consumption of its solidarity protected customers from its own production and therefore does not need to request solidarity, it should be exempt from the obligation to conclude technical, legal and financial arrangements with other Member States for the purpose of it receiving solidarity. This should not affect the obligation of the relevant Member State to provide solidarity to other Member States.
(48)
There should be a safeguard for the event that the Union might incur costs by virtue of a liability, other than for unlawful acts or conduct pursuant to the second paragraph of Article 340 TFEU, in respect of measures that Member States are required to take pursuant to the provisions of this Regulation on the solidarity mechanism. Regarding such instances, it is appropriate that the Member State receiving solidarity reimburse the costs of the Union.
(49)
Solidarity should also, where needed, take the form of civil protection assistance provided by the Union and its Member States. Such assistance should be facilitated and coordinated by the Union Civil Protection Mechanism established by Decision No 1313/2013/EU aiming to strengthen the cooperation between the Union and the Member States and to facilitate coordination in the field of civil protection in order to improve the effectiveness of systems for preventing, preparing for, and responding to natural and man-made disasters.
(50)
To assess the security of gas supply of a Member State or in part or the whole of the Union, access to the relevant information is essential. In particular, Member States and the Commission need regular access to information from natural gas undertakings regarding the main parameters of the gas supply, including accurate measurements of the available stored reserves, as a fundamental input in the design of security of gas supply policies. On reasonable grounds, irrespective of a declaration of an emergency, access should also be possible to additional information needed to assess the overall gas supply situation. That additional information would typically be non-price-related gas delivery information, such as minimum and maximum gas volumes, delivery points or conditions for the suspension of gas deliveries.
(51)
An efficient and targeted mechanism for access by Member States and the Commission to key gas supply contracts should ensure a comprehensive assessment of relevant risks that can lead to a disruption of gas supply or interfere with the necessary mitigating measures should a crisis nevertheless occur. Under that mechanism, certain key gas supply contracts should be automatically notified, irrespective of the origin of the gas, within or outside the Union, to the competent authority of the most affected Member States. New contracts or modifications should be notified immediately after their conclusion. In order to ensure transparency and reliability, existing contracts should also be notified. The notification obligation should also cover all commercial agreements that are relevant for the execution of the gas supply contract, including relevant agreements that may be related to infrastructure, storage and any other aspect important for the security of gas supply.
(52)
Any obligation to notify a contract automatically to the competent authority needs to be proportionate. Applying that obligation to contracts between a supplier and a buyer covering the equivalent of 28 % or more of yearly gas consumption in the national market strikes the right balance in terms of administrative efficiency and transparency and lays down clear obligations for market participants. The competent authority should assess the contract for security of gas supply purposes and submit the results of the assessment to the Commission. If thecompetent authority has doubts as to whether a contract puts the security of gas supply of the Member State or a region at risk it should notify the contract to the Commission for assessment. This does not mean that other gas supply contracts are not relevant to the security of gas supply. Accordingly, where the competent authority of the most affected Member State or the Commission considers that a gas supply contract which is not subject to automatic notification under this Regulation might, due to its specificity, the customer group served, or its relevance for the security of gas supply, put at risk the security of gas supply of a Member State, of a region or of the Union, the competent authority or the Commission should be able to request that contract in order to assess its impact on the security of gas supply. It could, for example, be requested in the event of changes in the pattern of the gas supply to a given buyer or buyers in a Member State which would not be expected if the markets were functioning normally and which could affect the gas supply of the Union or parts of it. Such mechanism will ensure that the access to other key gas supply contracts relevant for the security of supply is guaranteed. Such a request should be reasoned, taking into account the need to limit the administrative burden of that measure as much as possible.
(53)
The Commission may propose that the Member States amend the risk assessments and the preventive action plans and the emergency plans so as to take account of the information obtained from the contracts. The provisions of this Regulation should be without prejudice to the right of the Commission to launch infringement proceedings in accordance with Article 258 TFEU and to enforce competition, including State aid, rules.
(54)
All contracts or contractual information received in that framework, including the assessments by the competent authority or the Commission, should remain confidential, in particular in order to protect commercially sensitive information and the integrity and proper functioning of the system of information exchange. Such confidentiality can also be relevant for public security given the importance an essential commodity such as gas may have for Member States. Moreover, meaningful and comprehensive assessments by the competent authorities or the Commission will contain, in particular, information relating to public security, commercial information or reference thereto. It is therefore necessary to ensure the confidentiality of the assessments. It is equally important that those who receive confidential information in accordance with this Regulation are bound by the obligation of professional secrecy. The Commission, competent authorities and national regulatory authorities, bodies or persons which receive confidential information pursuant to this Regulation should ensure the confidentiality of the information which they receive.
(55)
There should be a proportionate system of crisis management and information exchange based on three crisis levels: early warning, alert and emergency. Where the competent authority of a Member State declares one of the crisis levels, it should immediately inform the Commission as well as the competent authorities of the Member States to which the Member State of that competent authority is directly connected. In the case of a declaration of an emergency, the Member States in the risk group should also be informed. The Commission should declare a regional or Union emergency at the request of at least two competent authorities that have declared an emergency. To ensure an appropriate level of information exchange and cooperation in the case of regional or Union emergency the Commission should coordinate the action of the competent authorities, taking full account of relevant information from, and the results of, the consultation of the GCG. The Commission should declare an end to the regional or Union emergency if, after an assessment of the situation, it concludes that a declaration of an emergency is no longer justified.
(56)
The GCG should act as an adviser to the Commission to help coordinate security of gas supply measures in the event of a Union emergency. It should also monitor the adequacy and appropriateness of measures to be taken under this Regulation, including the consistency of preventive action plans and emergency plans drawn up by different risk groups.
(57)
A gas crisis could extend beyond Union borders, also comprising Energy Community Contracting Parties. As a Party to the Energy Community Treaty, the Union should promote amendments to that Treaty with the aim of creating an integrated market and a single regulatory space by providing an appropriate and stable regulatory framework. In order to ensure that an efficient crisis management on borders between the Member States and the Contracting Parties exists in the meantime, they are invited to closely cooperate when preventing, preparing for and handling a gas crisis.
(58)
Since gas supplies from third countries are central to the security of gas supply in the Union, the Commission should coordinate action with regard to third countries, work with supplying and transit countries on arrangements to handle crisis situations and ensure a stable gas flow to the Union. The Commission should beentitled to deploy a task force to monitor gas flows into the Union in crisis situations after consulting Member States and the third countries involved and, where a crisis arises from difficulties in a third country, to act as mediator and facilitator. The Commission should report regularly to the GCG.
(59)
Where there is reliable information on a situation outside the Union that threatens the security of gas supply of one or several Member States and that may trigger an early warning mechanism involving the Union and a third country, the Commission should inform the GCG without delay and the Union should take appropriate action to try to defuse the situation.
(60)
Since the objective of this Regulation, namely to safeguard the security of gas supply in the Union, cannot be sufficiently achieved by Member States acting on their own, but can rather, by reason of its scale and effects, be better achieved at Union level, the Union may adopt measures, in accordance with the principle of subsidiarity as set out in Article 5 of the Treaty on European Union. In accordance with the principle of proportionality set out in that Article, this Regulation does not go beyond what is necessary to achieve that objective.
(61)
In order to allow for a swift Union response to changing circumstances with regard to the security of gas supply, the power to adopt acts in accordance with Article 290 TFEU should be delegated to the Commission in respect of the composition of the risk groups as well as templates for the risk assessments and for the preventive action plans and the emergency plans. 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 
(
13
)
. In particular, to ensure equal participation in the preparation of delegated acts, the European Parliament and the Council receive all documents at the same time as Member States' experts, and their experts systematically have access to meetings of Commission expert groups dealing with the preparation of delegated acts.
(62)
Member States' right to determine the conditions for exploiting their energy resources in accordance with Article 194(2) TFEU is not affected by this Regulation.
(63)
Regulation (EU) No 994/2010 should be repealed. However, in order to avoid legal uncertainty, the preventive action plans and the emergency plans drawn up pursuant to that Regulation should remain in force until the new preventive action plans and emergency plans drawn up pursuant to this Regulation are adopted for the first time,
HAVE ADOPTED THIS REGULATION:
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 in natural gas (‘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.
Article 2
Definitions
For the purposes of this Regulation, the following definitions apply:
(1)
‘security’ means security as defined in point 32 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(2)
‘customer’ means customer as defined in point 24 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(3)
‘household customer’ means household customer as defined in point 25 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(4)
‘essential social service’ means a service related to healthcare, essential social care, emergency, security, education or public administration;
(5)
‘protected customer’ means a household customer who is connected to a gas distribution network and, in addition, where the Member State concerned so decides, may also mean one or more of the following, provided that enterprises or services as referred to in points (a) and (b) do not, jointly, represent more than 20 % of the total annual final gas consumption in that Member State:
(a)
a small or medium-sized enterprise, provided that it is connected to a gas distribution network;
(b)
an essential social service, provided that it is connected to a gas distribution or transmission network;
(c)
a district heating installation to the extent that it delivers heating to household customers, small or medium-sized enterprises, or essential social services, provided that such installation is not able to switch to other fuels than gas;
(6)
‘solidarity protected customer’ means a household customer who is connected to a gas distribution network, and, in addition, may include one or both of the following:
(a)
a district heating installation if it is a protected customer in the relevant Member State and only in so far as it delivers heating to households or essential social services other than educational and public administration services;
(b)
an essential social service if it is a protected customer in the relevant Member State, other than educational and public administration services;
(7)
‘competent authority’ means a national governmental authority or a national regulatory authority designated by a Member State to ensure the implementation of the measures provided for in this Regulation;
(8)
‘national regulatory authority’ means a national regulatory authority designated in accordance with Article 39(1) of Directive 2009/73/EC;
(9)
‘natural gas undertaking’ means natural gas undertaking as defined in point 1 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(10)
‘gas supply contract’ means gas supply contract as defined in point 34 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(11)
‘transmission’ means transmission as defined in point 3 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(12)
‘transmission system operator’ means transmission system operator as defined in point 4 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(13)
‘distribution’ means distribution as defined in point 5 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(14)
‘distribution system operator’ means distribution system operator as defined in point 6 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(15)
‘interconnector’ means interconnector as defined in point 17 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(16)
‘emergency supply corridors’ means Union gas supply routes that help Member States to better mitigate the effects of potential disruption of supply or infrastructure;
(17)
‘storage capacity’ means storage capacity as defined in point 28 of Article 2 of Regulation (EC) No 715/2009;
(18)
‘technical capacity’ means technical capacity as defined in point 18 of Article 2 of Regulation (EC) No 715/2009;
(19)
‘firm capacity’ means firm capacity as defined in point 16 of Article 2 of Regulation (EC) No 715/2009;
(20)
‘interruptible capacity’ means interruptible capacity as defined in point 13 of Article 2 of Regulation (EC) No 715/2009;
(21)
‘LNG facility capacity’ means LNG facility capacity as defined in point 24 of Article 2 of Regulation (EC) No 715/2009;
(22)
‘LNG facility’ means LNG facility as defined in point 11 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(23)
‘storage facility’ means storage facility as defined in point 9 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(24)
‘system’ means system as defined in point 13 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(25)
‘system user’ means system user as defined in point 23 of Article 2 of Directive 2009/73/EC;
(26)
‘ancillary services’ means ancillary services as defined in point 14 of Article 2 of Directive 2009/73/EC.
Article 3
Responsibility for the security of gas supply
1.   The security of gas supply shall be the shared responsibility of natural gas undertakings, Member States, in particular through their competent authorities, and the Commission, within their respective areas of activity and competence.
2.   Each Member State shall designate a competent authority. The competent authorities shall cooperate with each other in the implementation of this Regulation. Member States may allow the competent authority to delegate specific tasks set out in this Regulation to other bodies. Where competent authorities delegate the task of declaring any of the crisis levels referred to in Article 11(1), they shall do so only to a public authority, a transmission system operator or a distribution system operator. Delegated tasks shall be performed under the supervision of the competent authority and shall be specified in the preventive action plan and in the emergency plan.
3.   Each Member State shall, without delay, notify the Commission, and make public, the name of its competent authority and any changes thereto.
4.   When implementing the measures provided for in this Regulation, the competent authority shall establish the roles and responsibilities of the different actors concerned in such a way as to ensure a three-level approach which involves, first, the relevant natural gas undertakings, electricity undertakings where appropriate, and industry, second, Member States at national or regional level, and third, the Union.
5.   The Commission shall coordinate the action of the competent authorities at regional and Union levels, pursuant to this Regulation, inter alia, through the GCG or, in particular, in the event of a regional or Union emergency pursuant to Article 12(1), through the crisis management group referred to in Article 12(4).
6.   In the event of a regional or Union emergency, the transmission system operators shall cooperate and exchange information using the ReCo System for Gas established by ENTSOG. ENTSOG shall inform the Commission and the competent authorities of the Member States concerned accordingly.
7.   In accordance with Article 7(2), major transnational risks to the security of gas supply in the Union are to be identified and risk groups are to be established on that basis. Those risk groups shall serve as the basis for enhanced regional cooperation to increase the security of gas supply and shall enable agreement on appropriate and effective cross-border measures of all Member States concerned within the risk groups or outside the risk groups along the emergency supply corridors.
The list of such risk groups and their composition are set out in Annex I. The composition of the risk groups shall not prevent any other form of regional cooperation benefiting security of supply.
8.   The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 19 in order to update the composition of the risk groups set out in Annex I by amending that Annex in order to reflect the evolution of the major transnational risks to the security of gas supply in the Union and its impact on Member States, taking into account the result of Union-wide simulation of gas supply and infrastructure disruption scenarios carried out by ENTSOG in accordance with Article 7(1). Before proceeding to the update, the Commission shall consult the GCG in the setting provided for in Article 4(4) on the draft update.
Article 4
Gas Coordination Group
1.   A Gas Coordination Group (GCG) shall be established to facilitate the coordination of measures concerning the security of gas supply. The GCG shall be composed of representatives of the Member States, in particular representatives of their competent authorities, as well as the Agency for the Cooperation of Energy Regulators (the ‘Agency’), ENTSOG and representative bodies of the industry concerned and those of relevant customers. The Commission shall, in consultation with the Member States, decide on the composition of the GCG, ensuring it is fully representative. The Commission shall chair the GCG. The GCG shall adopt its rules of procedure.
2.   The GCG shall be consulted and shall assist the Commission in particular on the following issues:
(a)
the security of gas supply, at any time and more specifically in the event of an emergency;
(b)
all information relevant to the security of gas supply at national, regional and Union level;
(c)
best practices and possible guidelines to all the parties concerned;
(d)
the level of the security of gas supply, benchmarks and assessment methodologies;
(e)
national, regional and Union scenarios and testing the levels of preparedness;
(f)
the assessment of the preventive action plans and the emergency plans, the coherence across the various plans, and the implementation of the measures provided for therein;
(g)
the coordination of measures to deal with an Union emergency, with the Energy Community Contracting Parties and with other third countries;
(h)
assistance needed by the most affected Member States.
3.   The Commission shall convene the GCG on a regular basis and shall share the information received from the competent authorities whilst preserving the confidentiality of commercially sensitive information.
4.   The Commission may convene the GCG in a setting which is restricted to the representatives of the Member States and in particular of their competent authorities. The Commission shall convene the GCG in this restricted setting if so requested by one or more of the representatives of the Member States and in particular of their competent authorities. In this case, Article 16(2) shall not apply.
Article 5
Infrastructure standard
1.   Each Member State or, where a Member State so provides, its competent authority shall ensure that the necessary measures are taken so that in the event of a disruption of the single largest gas infrastructure, the technical capacity of the remaining infrastructure, determined in accordance with the N – 1 formula as set out in point 2 of Annex II, is able, without prejudice to paragraph 2 of this Article, to satisfy total gas demand of the calculated area during a day of exceptionally high gas demand occurring with a statistical probability of once in 20 years. This shall be done taking into account gas consumption trends, the long-term impact of energy efficiency measures and the utilisation rates of existing infrastructure.
The obligation set out in the first subparagraph of this paragraph shall be without prejudice to the responsibility of the transmission system operators to make the corresponding investments and to the obligations of transmission system operators as laid down in Regulation (EC) No 715/2009 and Directive 2009/73/EC.
2.   The obligation to ensure that the remaining infrastructure has the technical capacity to satisfy total gas demand, as referred to in paragraph 1 of this Article, shall also be considered to be fulfilled where the competent authority demonstrates in the preventive action plan that a disruption of gas supply may be sufficiently compensated for, in a timely manner, by appropriate market-based demand-side measures. For that purpose, the N – 1 formula shall be calculated as set out in point 4 of Annex II.
3.   Where appropriate, in accordance with the risk assessments referred to in Article 7, the competent authorities of neighbouring Member States may agree to fulfil, jointly, the obligation set out in paragraph 1 of this Article. In such case the competent authorities shall provide in the risk assessment the calculation of the N – 1 formula together with an explanation in the regional chapters of the preventive action plans how the agreed arrangements fulfil that obligation. Point 5 of Annex II shall apply.
4.   The transmission system operators shall enable permanent physical capacity to transport gas in both directions (‘bi-directional capacity’) on all interconnections between Member States, except:
(a)
in the case of connections to production facilities, to LNG facilities and to distribution networks; or
(b)
where an exemption from that obligation has been granted, after detailed assessment and after consulting other Member States and with the Commission in accordance with Annex III.
For the procedure to enable or enhance bi-directional capacity on an interconnection or to obtain or prolong an exemption from that obligation Annex III shall apply. The Commission shall make public the list of exemptions and keep it updated.
5.   A proposal for enabling or enhancing bi-directional capacity or a request for granting or prolongation of an exemption shall include a cost-benefit analysis prepared on the basis of the methodology pursuant to Article 11 of Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council 
(
14
)
 and shall be based on the following elements:
(a)
an assessment of market demand;
(b)
projections for demand and supply;
(c)
the possible economic impact on existing infrastructure;
(d)
a feasibility study;
(e)
the costs of bi-directional capacity including the necessary reinforcement of the transmission system; and
(f)
the benefits to the security of gas supply taking into account the possible contribution of bi-directional capacity to meeting the infrastructure standard set out in this Article.
6.   National regulatory authorities shall take into account the efficiently incurred costs of fulfilling the obligation set out in paragraph 1 of this Article and the costs of enabling bi-directional capacity so as to grant appropriate incentives when fixing or approving, in a transparent and detailed manner, the tariffs or methodologies in accordance with Article 13 of Regulation (EC) No 715/2009 and Article 41(8) of Directive 2009/73/EC.
7.   In so far as an investment for enabling or enhancing bi-directional capacity is not required by the market but is considered to be necessary for the security of gas supply purposes and where that investment incurs costs in more than one Member State or in one Member State for the benefit of another Member State, the national regulatory authorities of all Member States concerned shall take a coordinated decision on cost allocation before any investment decision is taken. The cost allocation shall take into account the principles described and the elements contained in Article 12(4) of Regulation (EU) No 347/2013, in particular the proportion of the benefits of the infrastructure investments for the increase of the security of gas supply of the Member States concerned as well as investments already made in the infrastructure in question. The cost allocation shall not unduly distort competition and the effective functioning of the internal market and shall seek to avoid any undue distortive effect on the market.
8.   The competent authority shall ensure that any new transmission infrastructure contributes to the security of gas supply through the development of a well-connected network, including, where appropriate, by means of a sufficient number of cross-border entry and exit points relative to market demand and the risks identified.
The competent authority shall assess in the risk assessment whether, with an integrated perspective on gas and electricity systems, internal bottlenecks exist and national entry capacity and infrastructure, in particular transmission networks, are capable of adapting the national and cross-border gas flows to the scenario of disruption of the single largest gas infrastructure at national level and the single largest gas infrastructure of common interest to the risk group identified in the risk assessment.
9.   By way of exception from paragraph 1 of this Article, and subject to the conditions laid down in this paragraph, Luxembourg, Slovenia and Sweden shall not be bound by, but shall endeavour to meet, the obligation set out in that paragraph, while ensuring the gas supplies to protected customers in accordance with Article 6.
The exception shall apply to Luxembourg provided it has:
(a)
at least two interconnectors with other Member States;
(b)
at least two different sources of gas supply; and
(c)
no gas storage facilities on its territory.
The exception shall apply to Slovenia provided it has:
(a)
at least two interconnectors with other Member States;
(b)
at least two different sources of gas supply; and
(c)
no gas storage facilities or an LNG facility on its territory.
The exception shall apply to Sweden provided it has:
(a)
no gas transit to other Member States on its territory;
(b)
an annual gross inland gas consumption of less than 2 Mtoe; and
(c)
less than 5 % of total primary energy consumption from gas.
Luxembourg, Slovenia and Sweden shall inform the Commission of any change affecting the conditions laid down in this paragraph. The exception laid down in this paragraph shall cease to apply where at least one of those conditions is no longer fulfilled.
As part of the national risk assessment carried out in accordance with Article 7(3) Luxembourg, Slovenia and Sweden shall describe the situation with respect to the respective conditions laid down in this paragraph and the prospects for compliance with the obligation in paragraph 1 of this Article, taking into account the economic impact of meeting the infrastructure standard, the gas market development and gas infrastructure projects in the risk group. On the basis of the information provided in the national risk assessment and if the respective conditions laid down in this paragraph are still met, the Commission may decide that the exception can continue to apply for four more years. In the event of a positive decision, the procedure set out in this subparagraph shall be repeated after four years.
Article 6
Gas supply standard
1.   The competent authority shall require the natural gas undertakings that it identifies, to take measures to ensure the gas supply to the protected customers of the Member State in each of the following cases:
(a)
extreme temperatures during a 7-day peak period occurring with a statistical probability of once in 20 years;
(b)
any period of 30 days of exceptionally high gas demand, occurring with a statistical probability of once in 20 years;
(c)
for a period of 30 days in the case of disruption of the single largest gas infrastructure under average winter conditions.
By 2 February 2018, each Member State shall notify to the Commission its definition of protected customers, the annual gas consumption volumes of the protected customers and the percentage that those consumption volumes represent of the total annual final gas consumption in that Member State. Where a Member State includes in its definition of protected customers the categories referred to in point (5)(a) or (b) of Article 2, it shall specify the gas consumption volumes corresponding to customers belonging to those categories and the percentage that each of those groups of customers represents in total annual final gas consumption.
The competent authority shall identify the natural gas undertakings referred to in the first subparagraph of this paragraph and shall specify them in the preventive action plan.
Any new non-market-based measures envisaged to ensure the gas supply standard shall comply with the procedure established in Article 9(4) to (9).
Member States may comply with the obligation laid down in the first subparagraph through the implementation of energy efficiency measures or by replacing the gas with a different source of energy, inter alia, renewable energy sources, to the extent that the same level of protection is achieved.
2.   Any increased gas supply standard beyond the 30-day period referred to in points (b) and (c) of paragraph 1 or any additional obligation imposed for reasons of security of gas supply shall be based on the risk assessment, shall be reflected in the preventive action plan and shall:
(a)
comply with Article 8(1);
(b)
not impact negatively on the ability of any other Member State to supply gas to its protected customers in accordance with this Article in the event of a national, regional or Union emergency; and
(c)
comply with Article 12(5) in the event of a regional or Union emergency.
The Commission may require a justification showing compliance of any measure referred to in the first subparagraph with the conditions laid down therein. Such a justification shall be made public by the competent authority of the Member State that introduces the measure.
Any new non-market-based measure pursuant to the first subparagraph of this paragraph, adopted on or after 1 November 2017, shall comply with the procedure established in Article 9(4) to (9).
3.   After the expiry of the periods laid down by the competent authority in accordance with paragraphs 1 and 2, or under more severe conditions than those laid down in paragraph 1, the competent authority and natural gas undertakings shall endeavour to maintain, as far as possible, the gas supply, in particular to protected customers.
4.   The obligations imposed on natural gas undertakings for the fulfilment of the gas supply standards laid down in this Article shall be non-discriminatory and shall not impose an undue burden on those undertakings.
5.   Natural gas undertakings shall be allowed to meet their obligations based on this Article at a regional or Union level, where appropriate. The competent authorities shall not require the gas supply standards laid down in this Article to be met based on infrastructure located only within their territory.
6.   The competent authorities shall ensure that conditions for supplies to protected customers are established without prejudice to the proper functioning of the internal energy market and at a price respecting the market value of the supplies.
Article 7
Risk assessment
1.   By 1 November 2017, ENTSOG shall carry out a Union-wide simulation of gas supply and infrastructure disruption scenarios. 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 LNG. 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 unless circumstances warrant more frequent updates.
2.   The competent authorities within each risk group listed in Annex I shall make a common assessment at risk group level (‘common risk assessment’) of all relevant risk factors such as natural disasters, technological, commercial, social, political and other risks, which could lead to the materialisation of the major transnational risk to the security of gas supply for which the risk group was created. The competent authorities shall take into account the results of the simulation referred to in paragraph 1 of this Article for the preparation of the risk assessments, preventive action plans and emergency plans.
The competent authorities within each risk group shall agree on a cooperation mechanism to conduct the common risk assessment and report it to the GCG eleven months before the deadline for the notification of the common risk assessment and its updates. At the request of a competent authority the Commission may have a facilitating role in the preparation of the common risk assessment, in particular for the establishment of the cooperation mechanism. If competent authorities within a risk group do not agree on a cooperation mechanism, the Commission shall propose a cooperation mechanism for that risk group, after consulting the competent authorities concerned. The competent authorities concerned shall agree on a cooperation mechanism for that risk group taking utmost account of the Commission's proposal.
10 months before the deadline for the notification of the common risk assessment or its updates, each competent authority shall share and update, within the agreed cooperation mechanism, all national data necessary for the preparation of the common risk assessment, in particular for running the various scenarios referred to in point (c) of paragraph 4.
3.   The competent authority of each Member State shall make a national risk assessment (‘national risk assessment’) of all relevant risks affecting the security of gas supply. Such assessment shall be fully consistent with the assumptions and results of the common risk assessment(s).
4.   The risk assessments referred to in paragraphs 2 and 3 of this Article shall be carried out, as relevant, by:
(a)
using the standards specified in Articles 5 and 6. The risk assessment shall describe the calculation of the N – 1 formula at national level and where appropriate include a calculation of the N – 1 formula at regional level. The risk assessment shall also include the assumptions used, including where applicable those for the calculation of the N – 1 formula at regional level, and the data necessary for such calculation. The calculation of the N – 1 formula at national level shall be accompanied by a simulation of disruption of the single largest gas infrastructure using hydraulic modelling for the national territory as well as by a calculation of the N – 1 formula considering the level of gas in storages at 30 % and 100 % of the maximum working volume;
(b)
taking into account all relevant national and transnational circumstances, in particular market size, network configuration, actual flows, including outflows from the Member States concerned, the possibility of physical gas flows in both directions including the potential need for consequent reinforcement of the transmission system, the presence of production and storage and the role of gas in the energy mixes, in particular with respect to district heating and electricity generation and for the operation of industries, and safety and gas quality considerations;
(c)
running various scenarios of exceptionally high demand for gas and disruption of gas supply, taking into account the history, probability, season, frequency and duration of their occurrence and assessing their likely consequences, such as:
(i)
disruption of the infrastructure relevant to the security of gas supply, in particular transmission infrastructure, storages or LNG terminals, including the largest gas infrastructure identified for the calculation of N – 1 formula; and
(ii)
disruption of supplies from third-country suppliers, as well as, where appropriate, geopolitical risks;
(d)
identifying the interaction and correlation of risks among the Member States in the risk group and with other Member States or other risk groups, as appropriate, including, as regards interconnections, cross-border supplies, cross-border access to storage facilities and bi-directional capacity;
(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 or an infringement of Union law;
(f)
taking into account the maximal interconnection capacity of each border entry and exit point and various filling levels for storage.
5.   The common and national risk assessments shall be prepared in accordance with the relevant template set out in Annex IV or V. If necessary, Member States may include additional information. The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 19 in order to amend the templates set out in Annexes IV and V, after consulting the GCG, in order to reflect the experience gained in the application of this Regulation, and to reduce the administrative burden on Member States.
6.   Natural gas undertakings, industrial gas customers, the relevant organisations representing the interests of household and industrial gas customers as well as Member States and, where they are not the competent authorities, the national regulatory authorities, shall cooperate with the competent authorities and provide them upon request with all necessary information for the common and national risk assessments.
7.   By 1 October 2018 Member States shall notify to the Commission the first common risk assessment once agreed by all Member States in the risk group and the national risk assessments. The risk assessments shall be updated every four years thereafter unless circumstances warrant more frequent updates. The risk assessments shall take account of progress made in investments needed to cope with the infrastructure standard defined in Article 5 and of country-specific difficulties encountered in the implementation of new alternative solutions. They shall also build on the experience acquired through the simulation of the emergency plans contained in Article 10(3).
Article 8
Establishment of preventive action plans and emergency plans
1.   The measures to ensure the security of gas supply contained in a preventive action plan and an emergency plan shall be clearly defined, transparent, proportionate, non-discriminatory and verifiable, shall not unduly distort competition or the effective functioning of the internal market in gas and shall not endanger the security of gas supply of other Member States or of the Union.
2.   The competent authority of each Member State shall, after consulting the natural gas undertakings, the relevant organisations representing the interests of household and industrial gas customers, including electricity producers, electricity transmission system operators, and, where it is not the competent authority, the national regulatory authority, establish:
(a)
a preventive action plan containing the measures needed to remove or mitigate the risks identified, including the effects of energy efficiency and demand-side measures in the common and nationals risk assessments and in accordance with Article 9;
(b)
an emergency plan containing the measures to be taken to remove or mitigate the impact of a disruption of gas supply in accordance with Article 10.
3.   The preventive action plan and the emergency plan shall contain a regional chapter, or several regional chapters, where a Member State is a member of different risk groups as defined in Annex I.
The regional chapters shall be developed jointly by all Member States in the risk group before incorporation in the respective national plans. The Commission shall act as a facilitator so as to enable that the regional chapters collectively enhance the security of gas supply in the Union, and, do not give rise to any contradiction, and to overcome any obstacles to cooperation.
The regional chapters shall contain appropriate and effective cross-border measures, including in relation to 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.
4.   The competent authorities shall report regularly to the GCG on the progress achieved on the preparation and adoption of the preventive action plans and the emergency plans, in particular the regional chapters. In particular, competent authorities shall agree on a cooperation mechanism for the preparation of the preventive action plan and the emergency plan, including the exchange of draft plans. They shall report to the GCG on such agreed cooperation mechanism 16 months before the deadline for agreement of those plans and the updates of those plans.
The Commission may have a facilitating role in the preparation of the preventive action plan and the emergency plan, in particular for the establishment of the cooperation mechanism. If competent authorities within a risk group do not agree on a cooperation mechanism, the Commission shall propose a cooperation mechanism for that risk group. The competent authorities concerned shall agree on the cooperation mechanism for that risk group taking account of the Commission's proposal. The competent authorities shall ensure the regular monitoring of the implementation of the preventive action plan and the emergency plan.
5.   The preventive action plan and the emergency plan shall be developed in accordance with the templates contained in Annexes VI and VII. The Commission is empowered to adopt delegated acts in accordance with Article 19 in order to amend the templates set out in Annexes VI and VII, after consulting the GCG, in order to reflect the experience gained in the application of this Regulation, and to reduce the administrative burden on Member States.
6.   The competent authorities of neighbouring Member States shall in due time consult each other with a view to ensuring consistency between their preventive action plans and their emergency plans.
The competent authorities shall, within each risk group, exchange draft preventive action plans and emergency plans with proposals for cooperation, at the latest five months before the deadline for submission of the plans.
The final versions of the regional chapters referred to in paragraph 3 shall be agreed by all Member States in the risk group. The preventive action plans and emergency plans shall also contain the national measures necessary to implement and enforce the cross-border measures in the regional chapters.
7.   The preventive action plans and the emergency plans shall be made public and notified to the Commission by 1 March 2019. The Commission shall inform the GCG about the notification of the plans and publish them on the Commission's website.
Within four months of the notification by the competent authorities, the Commission shall assess the plans taking into account the views expressed in the GCG.
8.   The Commission shall issue an opinion to the competent authority with the recommendation to review a preventive action plan or an emergency plan if one or more of the following applies:
(a)
it is not effective to mitigate the risks as identified in the risk assessment;
(b)
it is inconsistent with the risk scenarios assessed or with the plans of another Member State or a risk group;
(c)
it does not comply with the requirement laid down in paragraph 1 not unduly to distort competition or the effective functioning of the internal market;
(d)
it does not comply with the provisions of this Regulation or other provisions of Union law.
9.   Within three months of notification of the Commission's opinion referred to in paragraph 8, the competent authority concerned shall notify the amended preventive action plan or the emergency plan to the Commission, or shall inform the Commission of the reasons for which it disagree with the recommendations.
In the event of disagreement related to elements referred to in paragraph 8, the Commission may, within four months of the reply of the competent authority, withdraw its request or convene 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 amendments to the preventive action plan or the emergency plan. The competent authority concerned shall take full account of the detailed reasons of the Commission.
Where applicable, the competent authority concerned shall without delay amend and make the amended preventive action plan or emergency plan public.
Where the final position of the competent authority concerned diverges from the Commission's detailed reasons, that competent authority shall provide and make public, together with its position and the Commission's detailed reasons, the justification underlying its position within two months of receipt of the detailed reasons of the Commission.
10.   For non-market-based measures adopted on or after 1 November 2017, the procedure set out in Article 9(4), (6), (8) and (9) shall apply.
11.   The confidentiality of commercially sensitive information shall be preserved.
12.   Preventive action plans and emergency plans developed under Regulation (EU) No 994/2010, updated in accordance with that Regulation, shall remain in force until the preventive action plans and the emergency plans referred to in paragraph 1 of this Article are established for the first time.
Article 9
Content of preventive action plans
1.   The preventive action plan shall contain:
(a)
the results of the risk assessment and a summary of the scenarios considered, as referred to in point (c) of Article 7(4);
(b)
the definition of protected customers and the information described in the second subparagraph of Article 6(1);
(c)
the measures, volumes and capacities needed to fulfil the infrastructure and gas supply standards laid down in Articles 5 and 6, including, where applicable, the extent to which demand-side measures can sufficiently compensate, in a timely manner, for a disruption of gas supply as referred to in Article 5(2), the identification of the single largest gas infrastructure of common interest in the case of the application of Article 5(3), the necessary gas volumes per category of protected customers and per scenario as referred to in Article 6(1), and any increased gas supply standard including any justification showing compliance with the conditions laid down in Article 6(2) and a description of a mechanism to reduce temporarily any increased gas supply standard or additional obligation in accordance with Article 11(3);
(d)
obligations imposed on natural gas undertakings, electricity undertakings where appropriate, and other relevant bodies likely to have an impact on the security of gas supply, such as obligations for the safe operation of the gas system;
(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 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;
(f)
information on the economic impact, effectiveness and efficiency of the measures contained in the plan, including the obligations referred to in point (k);
(g)
a description of the effects of the measures contained in the plan on the functioning of the internal energy market as well as national markets, including the obligations referred to in point (k);
(h)
a description of the impact of the measures on the environment and on customers;
(i)
the mechanisms to be used for cooperation with other Member States, including the mechanisms for preparing and implementing preventive action plans and emergency plans;
(j)
information on existing and future interconnections and infrastructure, including those providing access to the internal market, cross-border flows, cross-border access to storage and LNG facilities and the bi-directional capacity, in particular in the event of an emergency;
(k)
information on all public service obligations that relate to the security of gas supply.
Critical information relating to points (a), (c) and (d) of the first subparagraph which, if revealed, could endanger the security of gas supply, may be excluded.
2.   The preventive action plan, in particular the actions to meet the infrastructure standard as laid down in Article 5, shall take into account the Union-wide TYNDP elaborated by ENTSOG pursuant to Article 8(10) of Regulation (EC) No 715/2009.
3.   The preventive action plan shall be based primarily on market-based measures and shall not put an undue burden on natural gas undertakings, or negatively impact on the functioning of the internal market in gas.
4.   Member States, and in particular their competent authorities, shall ensure that all preventive non-market-based measures, such as those referred to in Annex VIII, adopted on or after 1 November 2017, irrespective of whether they are part of the preventive action plan or adopted subsequently, comply with the criteria laid down in the first subparagraph of Article 6(2).
5.   The competent authority shall make public any measure referred to in paragraph 4 which has not yet been included in the preventive action plan, and shall notify to the Commission the description of any such measure and of its impact on the national gas market and, to the extent possible, on the gas markets of other Member States.
6.   If the Commission doubts whether a measure referred to in paragraph 4 of this Article complies with the criteria laid down in the first subparagraph of Article 6(2) it shall request from the Member State concerned the notification of an impact assessment.
7.   An impact assessment pursuant to paragraph 6 shall cover at least the following:
(a)
the potential impact on the development of the national gas market and competition at national level;
(b)
the potential impact on the internal gas market;
(c)
the potential impact on the security of gas supply of neighbouring Member States, in particular for those measures that could reduce the liquidity in regional markets or restrict flows to neighbouring Member States;
(d)
the costs and benefits, assessed against alternative market-based-measures;
(e)
an assessment of necessity and proportionality in comparison with possible market-based measures;
(f)
an appreciation whether the measure ensures equal possibilities for all market participants;
(g)
a phase-out strategy, the expected duration of the envisaged measure and an appropriate review calendar.
The analysis referred to in points (a) and (b) shall be carried out by the national regulatory authority. The impact assessment shall be made public by the competent authority and shall be notified to the Commission.
8.   Where the Commission considers, based on the impact assessment, that the measure is likely to endanger the security of gas supply of other Member States or of the Union it shall take a decision within four months of notification of the impact assessment requiring, to the extent necessary, the amendment or withdrawal of the measure.
The adopted measure shall enter into force only when it is approved by the Commission or has been amended in accordance with the Commission decision.
The four-month period shall begin on the day following receipt of a complete notification. The four-month period may be extended with the consent of both the Commission and the competent authority.
9.   Where the Commission considers, based on the impact assessment, that the measure does not comply with the criteria laid down in the first paragraph of Article 6(2) it may issue an opinion within four months of notification of the impact assessment. The procedure set out in Article 8(8) and (9) shall apply.
The four-month period shall begin on the day following receipt of a complete notification. The four-month period may be extended with the consent of both the Commission and the competent authority.
10.   Article 8(9) shall apply to any measure subject to paragraphs 6 to 9 of this Article.
11.   The preventive action plan shall be updated every four years after 1 March 2019 or more frequently if the circumstances so warrant or at the Commission's request. The updated plan shall reflect the updated risk assessment and the results of the tests carried out in accordance with Article 10(3). Article 8 shall apply to the updated plan.
Article 10
Content of emergency plans
1.   The emergency plan shall:
(a)
build upon the crisis levels referred to in Article 11(1);
(b)
define the role and responsibilities of natural gas undertakings, transmission system operators for electricity if relevant and of industrial gas customers including relevant electricity producers, taking account of the different extent to which they are affected in the event of a disruption of gas supply, and their interaction with the competent authorities and where appropriate with the national regulatory authorities at each of the crisis levels referred to in Article 11(1);
(c)
define the role and responsibilities of the competent authorities and of the other bodies to which tasks have been delegated as referred to in Article 3(2) at each of the crisis levels referred to in Article 11(1);
(d)
ensure that natural gas undertakings and industrial gas customers including relevant electricity producers are given sufficient opportunity to respond to the crisis levels referred to in Article 11(1);
(e)
identify, if appropriate, the measures and actions to be taken to mitigate the potential impact of a disruption of gas supply on district heating and the supply of electricity generated from gas, including through an integrated view of energy systems operations across electricity and gas if relevant;
(f)
establish detailed procedures and measures to be followed for the crisis levels referred to in Article 11(1), including the corresponding schemes on information flows;
(g)
designate a crisis manager and define its role;
(h)
identify the contribution of market-based measures for coping with the situation at alert level and mitigating the situation at emergency level;
(i)
identify the contribution of non-market-based measures planned or to be implemented for the emergency level, and assess the degree to which the use of such non-market-based measures is necessary to cope with a crisis. The effects of the non-market-based measures shall be assessed and procedures for their implementation defined. Non-market-based measures are to be used only when market-based mechanisms alone can no longer ensure supplies, in particular to protected customers, or for the application of Article 13;
(j)
describe the mechanisms used to cooperate with other Member States for the crisis levels referred to in Article 11(1) and information exchange arrangements between the competent authorities;
(k)
detail the reporting obligations imposed on natural gas undertakings and, where appropriate, electricity undertakings at alert and emergency levels;
(l)
describe the technical or legal arrangements in place to prevent undue gas consumption of customers who are connected to a gas distribution or transmission network but not protected customers;
(m)
describe the technical, legal and financial arrangements in place to apply the solidarity obligations laid down in Article 13;
(n)
estimate the gas volumes that could be consumed by solidarity protected customers covering at least the cases described in Article 6(1);
(o)
establish a list of predefined actions to make gas available in the event of an emergency, including commercial agreements between the parties involved in such actions and the compensation mechanisms for natural gas undertakings where appropriate, taking due account of the confidentiality of sensitive data. Such actions may involve cross-border agreements between Member States and/or natural gas undertakings.
In order to prevent undue gas consumption during an emergency, as referred to in point (l) of the first subparagraph, or during the application of the measures referred to in Article 11(3) and Article 13, the competent authority of the Member State concerned shall inform customers who are not protected customers that they are required to cease or reduce their gas consumption without creating technically unsafe situations.
2.   The emergency plan shall be updated every four years after 1 March 2019 or more frequently if circumstances so warrant or at the Commission's request. The updated plan shall reflect the updated risk assessment and the results of the tests carried out in accordance with paragraph 3 of this Article. Article 8(4) to (11) shall apply to the updated plan.
3.   The measures, actions and procedures contained in the emergency plan shall be tested at least once between its four-year updates referred to in paragraph 2. In order to test the emergency plan, the competent authority shall simulate high and medium impact scenarios and responses in real time in accordance with that emergency plan. The results of the tests shall be presented at the GCG by the competent authority.
4.   The emergency plan shall ensure that cross-border access to infrastructure in accordance with Regulation (EC) No 715/2009 is maintained as far as technically and safely possible in the event of an emergency and shall not introduce any measure unduly restricting the flow of gas across borders.
Article 11
Declaration of a crisis
1.   There shall be the following three crisis levels:
(a)
early warning level (‘early warning’): where there is concrete, serious and reliable information that an event which is likely to result in significant deterioration of the gas supply situation may occur and is likely to lead to the alert or the emergency level being triggered; the early warning level may be activated by an early warning mechanism;
(b)
alert level (‘alert’): where a disruption of gas supply or exceptionally high gas demand which results in significant deterioration of the gas supply situation occurs but the market is still able to manage that disruption or demand without the need to resort to non-market-based measures;
(c)
emergency level (‘emergency’): where there is exceptionally high gas demand, significant disruption of gas supply or other significant deterioration of the gas supply situation and all relevant market-based measures have been implemented but the gas supply is insufficient to meet the remaining gas demand so that non-market-based measures have to be additionally introduced with a view, in particular, to safeguarding gas supplies to protected customers in accordance with Article 6.
2.   When the competent authority declares one of the crisis levels referred to in paragraph 1, it shall immediately inform the Commission as well as the competent authorities of the Member States with which the Member State of that competent authority is directly connected and provide them with all the necessary information, in particular with information on the action it intends to take. In the event of an emergency which may result in a call for assistance from the Union and its Member States, the competent authority of the Member State concerned shall without delay notify the Commission's Emergency Response Coordination Centre (ERCC).
3.   Where a Member State has declared an emergency and has indicated that cross-border action is required, any increased gas supply standard or additional obligation under Article 6(2) imposed on natural gas undertakings in other Member States in the same risk group shall be temporarily reduced to the level established in Article 6(1).
The obligations laid down in the first subparagraph of this paragraph shall cease to apply immediately after the competent authority declares an end to an emergency, or the Commission concludes, in accordance with the first subparagraph of paragraph 8, that the declaration of an emergency is not or is no longer justified.
4.   When the competent authority declares an emergency it shall follow the pre-defined action as set out in its emergency plan and shall immediately inform the Commission and the competent authorities in the risk group as well as the competent authorities of the Member States with which the Member State of that competent authority is directly connected in particular of the action it intends to take. In duly justified exceptional circumstances, the competent authority may take action deviating from the emergency plan. The competent authority shall immediately inform the Commission and the competent authorities in its risk group as set out in Annex I, as well as the competent authorities of the Member States with which the Member State of that competent authority is directly connected, of any such action and shall provide a justification for the deviation.
5.   The transmission system operator shall ensure that when an emergency is declared in a neighbouring Member State, capacity at interconnection points to that Member State, irrespective of whether firm or interruptible, and whether it has been booked before or during the emergency, has priority over competing capacity at exit points into storage facilities. The system user of the prioritised capacity shall promptly pay fair compensation to the system user of the firm capacity for the financial loss incurred as a result of prioritisation including a proportionate reimbursement for the cost of the firm capacity being interrupted. The process of determining and paying the compensation shall not affect the implementation of the priority rule.
6.   The Member States and, in particular, the competent authorities shall ensure that:
(a)
no measures are introduced which unduly restrict the flow of gas within the internal market at any time;
(b)
no measures are introduced that are likely seriously to endanger the gas supply situation in another Member State; and
(c)
cross-border access to infrastructure in accordance with Regulation (EC) No 715/2009 is maintained as far as technically and safely possible, in accordance with the emergency plan.
7.   During an emergency and on reasonable grounds, upon a request of the relevant electricity or gas transmission system operator a Member State may decide to prioritise the gas supply to certain critical gas-fired power plants over the gas supply to certain categories of protected customers, if the lack of gas supply to such critical gas-fired power plants either:
(a)
could result in severe damage in the functioning of the electricity system; or
(b)
would hamper the production and/or transportation of gas.
Member States shall base any such measure on the risk assessment.
Critical gas-fired power plants as referred to in the first subparagraph shall be clearly identified together with the possible gas volumes that would be subject to such a measure and included in the regional chapters of the preventive action plans and emergency plans. Their identification shall be carried out in close cooperation with transmission system operators of the electricity system and the gas system of the Member State concerned.
8.   The Commission shall verify, as soon as possible, but in any case within five days of receiving the information referred to in paragraph 2 from the competent authority, whether the declaration of an emergency is justified in accordance with point (c) of paragraph 1 and whether the measures taken follow as closely as possible the actions listed in the emergency plan and are not imposing an undue burden on natural gas undertakings and are in accordance with paragraph 6. The Commission may, at the request of another competent authority, natural gas undertakings or on its own initiative, request the competent authority to modify the measures where they are contrary to the conditions referred to in the first sentence of this paragraph. The Commission may also request the competent authority to declare an end to the emergency where it concludes that the declaration of an emergency is not or is no longer justified in accordance with point (c) of paragraph 1.
Within three days of notification of the Commission request, the competent authority shall modify the measures and shall 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, in order to consider the issue, convene the competent authority or, where appropriate, the competent authorities concerned, and, where the Commission considers it to be necessary, the GCG. The Commission shall set out its detailed reasons for requesting any modification to the action. The competent authority shall take full account of the position of the Commission. Where the final decision of the competent authority diverges from the Commission position, the competent authority shall provide the reasons underlying such decision.
9.   When the competent authority declares an end to one of the crisis levels referred to in paragraph 1, it shall inform the Commission as well as the competent authorities of the Member States with which the Member State of that competent authority is directly connected.
Article 12
Regional and Union emergency responses
1.   The Commission may declare a regional or Union emergency at the request of a competent authority that has declared an emergency and following the verification in accordance with Article 11(8).
The Commission shall declare, as appropriate, a regional or Union emergency at the request of at least two competent authorities that have declared an emergency and following the verification in accordance with Article 11(8), and where the reasons for such emergencies are linked.
In all cases, when it declares a regional or Union emergency, the Commission, using the means of communication most appropriate to the situation, shall gather the views of, and take due account of all the relevant information provided by other competent authorities. When the Commission decides, following an assessment, that the underlying basis for the regional or Union emergency no longer justifies the declaration of an emergency, it shall declare an end to the regional or Union emergency and shall give its reasons and inform the Council of its decision.
2.   The Commission shall convene the GCG as soon as it declares a regional or Union emergency.
3.   In a regional or Union emergency, the Commission shall coordinate the action of the competent authorities, taking full account of relevant information from, and the results of, the consultation of the GCG. In particular, the Commission shall:
(a)
ensure the exchange of information;
(b)
ensure the consistency and effectiveness of action at Member State and regional levels in relation to the Union level;
(c)
coordinate the actions with regard to third countries.
4.   The Commission may convene a crisis management group composed of the crisis managers referred to in point (g) of Article 10(1), of the Member States concerned by the emergency. The Commission, in agreement with the crisis managers, may invite other relevant stakeholders to participate. The Commission shall ensure that the GCG is informed regularly about the work undertaken by the crisis management group.
5.   The Member States and in particular the competent authorities shall ensure that:
(a)
no measures are introduced which unduly restrict the flow of gas within the internal market at any time, in particular the flow of gas to the affected markets;
(b)
no measures are introduced that are likely seriously to endanger the gas supply situation in another Member State; and
(c)
cross-border access to infrastructure in accordance with Regulation (EC) No 715/2009 is maintained as far as technically and safely possible, in accordance with the emergency plan.
6.   Where, at the request of a competent authority or a natural gas undertaking or on its own initiative, the Commission considers that, in a regional or Union emergency, action taken by a Member State or a competent authority or the behaviour of a natural gas undertaking is contrary to paragraph 5, the Commission shall request that Member State or competent authority to modify its action or to take action in order to ensure compliance with paragraph 5, informing it of the reasons therefor. Due account shall be taken of the need to operate the gas system safely at all times.
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 take full account of the position of the Commission. Where the final decision of the competent authority or the Member State diverges from the Commission position, the competent authority or the Member State shall provide the reasons underlying such decision.
7.   The Commission, after consulting the GCG, shall establish a permanent reserve list for a monitoring task force consisting of industry experts and representatives of the Commission. The monitoring task force may be deployed outside the Union when necessary and shall monitor and report on the gas flows into the Union, in cooperation with the supplying and transiting third countries.
8.   The competent authority shall provide to the Commission's ERCC the information on any need for assistance. ERCC shall assess the overall situation and advise on the assistance that should be provided to the most affected Member States, and where appropriate to third countries.
Article 13
Solidarity
1.   If a Member State has requested the application of the solidarity measure pursuant to this Article, a Member State which is directly connected to the requesting Member State or, where the Member State so provides, its competent authority or transmission system operator or distribution system operator shall as far as possible without creating unsafe situations, take the necessary measures to ensure that the gas supply to customers other than solidarity protected customers in its territory is reduced or does not continue to the extent necessary and for as long as the gas supply to solidarity protected customers in the requesting Member State is not satisfied. The requesting Member State shall ensure that the relevant volume of gas is effectively delivered to solidarity protected customers in its territory.
In exceptional circumstances and upon a duly reasoned request by the relevant electricity or gas transmission system operator to its competent authority, the gas supply may also continue to certain critical gas-fired power plants as defined pursuant to Article 11(7) in the Member State providing solidarity if the lack of gas supply to such plants would result in severe damage in the functioning of the electricity system or would hamper the production and/or transportation of gas.
2.   A Member State shall also provide the solidarity measure to another Member State to which it is connected via a third country unless flows are restricted through the third country. Such an extension of the measure shall be subject to the agreement of the relevant Member States, who shall involve, as appropriate, the third country through which they are connected.
3.   A solidarity measure shall be taken as a last resort and shall apply only if the requesting Member State has:
(a)
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);
(b)
exhausted all market-based measures and all measures provided in its emergency plan;
(c)
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 (b) of this paragraph;
(d)
undertaken to pay fair and prompt compensation to the Member State providing solidarity in accordance with paragraph 8.
4.   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 cost, speed of delivery, reliability and diversification of supplies of gas. The Member States concerned shall make such 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.
5.   Where market-based measures prove insufficient for the Member State providing solidarity to address 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.
6.   The competent authority of the requesting Member State shall immediately inform the Commission and the competent authorities of the Member States providing solidarity when gas supply to solidarity protected customers in its territory is satisfied or where the obligations under paragraphs 1 and 2 are, based on its needs, reduced, or where they are suspended at the request of the Member State receiving solidarity.
7.   The obligations laid down in paragraphs 1 and 2 shall apply subject to the technically safe and reliable operation of the gas system of a Member State providing solidarity and the limit of the maximum interconnection export capability of the relevant Member State infrastructure towards the requesting Member State. Technical, legal and financial arrangements may reflect such circumstances in particular those under which the market will deliver up to maximum interconnection capacity.
8.   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. Such fair compensation shall cover at least:
(a)
the gas delivered into the territory of the requesting Member State;
(b)
all other relevant and reasonable costs incurred when providing solidarity, including, where appropriate, costs of such measures that may have been established in advance;
(c)
reimbursement for any compensation resulting from judicial proceedings, arbitration proceedings or similar proceedings and settlements and related costs of such proceedings involving the Member State providing solidarity 
vis-a-vis
 entities involved in the provision of such solidarity.
Fair compensation pursuant to the first subparagraph 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.
By 1 December 2018, the Member States shall adopt the necessary measures, in particular the technical, legal and financial arrangements pursuant to paragraph 10, to implement the first and second subparagraphs of this paragraph. Such measures may provide for the practical modalities of prompt payment.
9.   Member States shall ensure that the provisions of this Article are implemented in conformity with the Treaties, the Charter of Fundamental Rights of the European Union, as well as the applicable international obligations. They shall take the necessary measures to that effect.
10.   By 1 December 2018, the Member States shall adopt the necessary measures, including those agreed in technical, legal and financial arrangements, to ensure that gas is supplied to solidarity protected customers in the requesting Member State in accordance with paragraphs 1 and 2. The technical, legal and financial arrangements shall be agreed among the Member States which are directly connected or, in accordance with paragraph 2, 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/or 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 players 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.
11.   For as long as a Member State can cover the gas consumption for its solidarity protected customers from its own production, it shall be exempt from the obligation 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. Such an exemption shall not affect the obligation of the relevant Member State to provide solidarity to other Member States pursuant to this Article.
12.   By 1 December 2017 and after consulting the GCG, the Commission shall provide for legally non-binding guidance for the key elements of the technical, legal and financial arrangements especially on how to apply the elements described in paragraphs 8 and 10 in practice.
13.   Where Member States do not agree on the necessary technical, legal and financial arrangements by 1 October 2018, the Commission may after consulting the competent authorities concerned, propose a framework for such measures setting out the necessary principles to make them operational which shall build on the Commission's guidance set out in paragraph 12. Member States shall finalise their arrangements by 1 December 2018 taking utmost account of the Commission's proposal.
14.   The applicability of this Article shall not be affected if Member States fail to agree or finalise their technical, legal and financial arrangements. In such a situation the Member States concerned shall agree on the necessary ad hoc measures and the Member State requesting solidarity shall provide an undertaking in accordance with point (d) of paragraph 3.
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 the Commission concludes, in accordance with the first subparagraph of Article 11(8), that the declaration of an emergency is not or is no longer justified.
16.   Where the Union incurs costs by virtue of any liability, other than for unlawful acts or conduct pursuant to the second paragraph of Article 340 TFEU, in respect of measures that Member States are required to take pursuant to this Article, those costs shall be reimbursed to it by the Member State receiving solidarity.
Article 14
Information exchange
1.   Where a Member State has declared one of the crisis levels referred to in Article 11(1), the natural gas undertakings concerned shall make available, on a daily basis, in particular the following information to the competent authority of the Member State concerned:
(a)
the daily gas demand and gas supply forecasts for the following three days, in million cubic metres per day (mcm/d);
(b)
the daily flow of gas at all cross-border entry and exit points as well as at all points connecting a production facility, a storage facility or an LNG terminal to the network, in million cubic metres per day (mcm/d);
(c)
the period, expressed in days, for which it is expected that supply of gas to protected customers can be ensured.
2.   In the event of a regional or Union emergency, the Commission may request that the competent authority referred to in paragraph 1 provide it without delay with at least:
(a)
the information set out in paragraph 1;
(b)
information on the measures planned to be undertaken and those already implemented by the competent authority to mitigate the emergency, and information on their effectiveness;
(c)
the requests made for additional measures to be taken by other competent authorities;
(d)
the measures implemented at the request of other competent authorities.
3.   After an emergency, the competent authority referred to in paragraph 1 shall, as soon as possible and at the latest six weeks after the lifting 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. 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.
The Commission shall analyse the assessments of the competent authorities and shall inform the Member States, the European Parliament and the GCG of the results of its analysis in an aggregated form.
4.   In duly justified circumstances irrespective of a declaration of an emergency, the competent authority of the most affected Member State may require natural gas undertakings to provide the information referred to in paragraph 1 or additional information necessary to assess the overall situation of the gas supply in the Member State or other Member States, including contractual information, other than price information. The Commission may request from the competent authorities the information provided by natural gas undertakings under this paragraph, provided that the same information has not been transmitted already to the Commission.
5.   Where the Commission considers the gas supply in the Union or part of the Union to be at risk or is likely to be at risk that may lead to the declaration of one of the crisis levels referred to in Article 11(1), it may require the competent authorities concerned to collect and submit to the Commission information necessary to assess of the gas supply situation. The Commission shall share its assessment with the GCG.
6.   In order for the competent authorities and the Commission to assess the security of gas supply situation at national, regional and Union level, each natural gas undertaking shall notify:
(a)
to the competent authority concerned the following details of gas supply contracts with a cross-border dimension and a duration of more than one year which it has concluded to procure gas:
(i)
contract duration;
(ii)
yearly contracted volumes;
(iii)
contracted maximum daily volumes in the event of an alert or emergency;
(iv)
contracted delivery points;
(v)
minimum daily and monthly gas volumes;
(vi)
conditions for the suspension of gas deliveries.
(vii)
an indication whether the contract individually or cumulatively with its contracts with the same supplier or its affiliates is equivalent to or exceeds the threshold of 28 % as referred to in point (b) of paragraph 6 in the most affected Member State.
(b)
to the competent authority of the most affected Member State immediately after their conclusion or modification its gas supply contracts with a duration of more than one year, concluded or modified on or after 1 November 2017 that individually or cumulatively with its contracts with the same supplier or its affiliates is equivalent to 28 % or more of yearly gas consumption in that Member State to be calculated on the basis of the most recent available data. In addition, by 2 November 2018 natural gas undertakings shall notify the competent authority of all existing contracts fulfilling the same conditions. The notification obligation shall not cover price information and shall not apply to the modifications related only to the gas price. The notification obligation shall also apply to all commercial agreements that are relevant for the execution of the gas supply contract excluding price information.
The competent authority shall notify the data listed in point (a) of the first subparagraph to the Commission in an anonymised form. In the event of new contracts being concluded or changes being made to existing contracts, the whole set of data shall be notified by the end of September of the relevant year. Where the competent authority has doubts whether a given contract obtained under point (b) of the first subparagraph puts the security of gas supply of a Member State or a region at risk, it shall notify the contract to the Commission.
7.   In circumstances duly justified by the need to guarantee transparency of key gas supply contracts relevant to the security of gas supply, and where the competent authority of the most affected Member State or the Commission considers that a gas supply contract may jeopardise the security of gas supply of a Member State, of a region or of the Union, the competent authority of the Member State or the Commission may request the natural gas undertaking to provide the contract, excluding price information, for the assessment of its impact on the security of gas supply. The request shall be reasoned and may cover also details of any other commercial agreements that are relevant for the execution of the gas supply contract excluding price information. The justification shall include the proportionality of the administrative burden involved.
8.   The competent authorities that receive information on the basis of point (b) of paragraph 6 or paragraph 7 of this Article shall assess the received information for security of gas supply purposes within three months and submit the results of their assessment to the Commission.
9.   The competent authority shall take into account the information received under this Article in the preparation of the risk assessment, preventive action plan and emergency plan or their respective updates. The Commission may adopt an opinion proposing to the competent authority to amend the risk assessments or plans on the basis of the information received under this Article. The competent authority concerned shall review the risk assessment and the plans concerned by the request in accordance with the procedure set out in Article 8(9).
10.   By 2 May 2019, the Member States shall lay down the rules on penalties applicable to infringements by natural gas undertakings of paragraph 6 or 7 of this Article and shall take all measures necessary to ensure that they are implemented. The penalties provided for shall be effective, proportionate and dissuasive.
11.   For the purpose of this Article, ‘the most affected Member State’ shall mean a Member State where a contract party of a given contract has the most of its sales of gas or customers located.
12.   All contracts or contractual information received on the basis of paragraphs 6 and 7 as well as the respective assessments by the competent authorities or the Commission shall remain confidential. The competent authorities and the Commission shall ensure full confidentiality.
Article 15
Professional secrecy
1.   Any commercially sensitive information received, exchanged or transmitted pursuant to Article 14(4) to (8), and Article 18 excluding the results of the assessments referred to in Article 14(3) and (5) shall be confidential and subject to the conditions of professional secrecy laid down in this Article.
2.   The obligation of professional secrecy shall apply to the following persons who receive confidential information in accordance with this Regulation:
(a)
persons who work or who have worked for the Commission;
(b)
auditors and experts instructed by the Commission;
(c)
persons who work or who have worked for the competent authorities and the national regulatory authorities or for other relevant authorities;
(d)
auditors and experts instructed by competent authorities and national regulatory authorities or by other relevant authorities.
3.   Without prejudice to cases covered by criminal law, the other provisions of this Regulation or other relevant Union law, confidential information received by the persons referred to in paragraph 2 in the course of their duties may not be divulged to any other person or authority, except in summary or aggregate form such that an individual market participant or market place cannot be identified.
4.   Without prejudice to cases covered by criminal law, the Commission, the competent authorities and the national regulatory authorities, bodies or persons which receive confidential information pursuant to this Regulation may use confidential information only in the performance of their duties and for the exercise of their functions. Other authorities, bodies or persons may use that information for the purpose for which it was provided to them or in the context of administrative or judicial proceedings specifically related to the exercise of their functions.
Article 16
Cooperation with the Energy Community Contracting Parties
1.   Where the Member States and the Energy Community Contracting Parties cooperate in the process of the establishment of risk assessments and preventive action plans and emergency plans, such cooperation may include, in particular, identifying the interaction and correlation of risks and consultations with a view to ensuring consistency of preventive action plans and emergency plans across the border.
2.   With respect to paragraph 1, Energy Community Contracting Parties may participate in the GCG upon invitation by the Commission on all matters of mutual concern.
Article 17
Monitoring by the Commission
The Commission shall carry out continuous monitoring of security of gas supply measures and report regularly to the GCG.
The Commission, on the basis of the assessments referred to in Article 8(7) shall, by 1 September 2023, draw conclusions as to possible means to enhance the security of gas supply at Union level and submit a report to the European Parliament and to the Council on the application of this Regulation, including, where necessary, legislative proposals to amend this Regulation.
Article 18
Notifications
The risk assessment, the preventive action plans, the emergency plans and all other documents shall be notified to the Commission electronically through the CIRCABC platform.
All correspondence in connection with a notification shall be transmitted electronically.
Article 19
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 3(8), Article 7(5) and Article 8(5) shall be conferred on the Commission for a period of five years from 1 November 2017. The Commission shall draw up a report in respect of the delegation of power not later than nine months before the end of the five-year period. The delegation of power shall be tacitly extended for periods of an identical duration, unless the European Parliament or the Council opposes such extension not later than three months before the end of each period.
3.   The delegation of power referred to in Article 3(8), Article 7(5) and Article 8(5) 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 the power specified in that decision. It shall take effect 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 3(8), Article 7(5) and Article 8(5) shall enter into force only if no objection has been expressed either by the European Parliament or the Council within a period of two months of notification of that act to the European Parliament and 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 20
Derogation
1.   This Regulation shall not apply to Malta and Cyprus for as long as no gas is supplied on their respective territories. For Malta and Cyprus the obligations laid down in, and the choices those Member States are entitled to make pursuant to, the following provisions shall be fulfilled and made within the specified time calculated from the date when gas is first supplied on their respective territories:
(a)
for point 5 of Article 2, Article 3(2), Article 7(5) and point (a) of Article 14(6): 12 months;
(b)
for Article 6(1): 18 months;
(c)
for Article 8(7): 24 months;
(d)
for Article 5(4): 36 months;
(e)
for Article 5(1): 48 months.
In order to fulfil the obligation contained in Article 5(1), Malta and Cyprus may apply the provisions contained in Article 5(2), including by using non-market-based demand-side measures.
2.   Obligations related to the work of the risk groups set out in Articles 7 and 8 with regard to the Southern Gas Corridor and Eastern Mediterranean risk groups shall start to apply from the date when the major infrastructure/pipeline enters the test operation.
3.   For as long as Sweden has access to gas via interconnections exclusively from Denmark as its only source of gas and its only possible provider of solidarity, Denmark and Sweden shall be exempted from the obligation in Article 13(10) to conclude technical, legal and financial arrangements for the purpose of Sweden providing solidarity to Denmark. This shall not affect the obligation of Denmark to provide solidarity and to conclude the necessary technical, legal and financial arrangements to that effect pursuant to Article 13.
Article 21
Repeal
Regulation (EU) No 994/2010 is repealed.
References to the repealed Regulation shall be construed as references to this Regulation and shall be read in accordance with the correlation table in Annex IX.
Article 22
Entry into force
This Regulation shall enter into force on the fourth day following that of its publication in the 
Official Journal of the European Union
.
It shall apply from 1 November 2017.
However, Article 13(1) to (6), the first and second subparagraphs of Article 13(8), and Article 13(14) and (15) shall apply from 1 December 2018.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Strasbourg, 25 October 2017.
For the European Parliament
The President
A. TAJANI
For the Council
The President
M. MAASIKAS
(
1
)
  
            
OJ C 487, 28.12.2016, p. 70
.
(
2
)
  Position of the European Parliament of 12 September 2017 (not yet published in the Official Journal) and decision of the Council of 9 October 2017.
(
3
)
  Directive 2009/72/EC of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 concerning common rules for the internal market in electricity and repealing Directive 2003/54/EC (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 55
).
(
4
)
  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
).
(
5
)
  Regulation (EC) No 713/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 establishing an Agency for the Cooperation of Energy Regulators (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 1
).
(
6
)
  Regulation (EC) No 714/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the network for cross-border exchanges in electricity and repealing Regulation (EC) No 1228/2003 (
OJ L 211, 14.8.2009, p. 15
).
(
7
)
  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
).
(
8
)
  Regulation (EU) No 994/2010 of the European Parliament and of the Council of 20 October 2010 concerning measures to safeguard security of gas supply and repealing Council Directive 2004/67/EC (
OJ L 295, 12.11.2010, p. 1
).
(
9
)
  Decision No 1313/2013/EU of the European Parliament and of the Council of 17 December 2013 on a Union Civil Protection Mechanism (
OJ L 347, 20.12.2013, p. 924
).
(
10
)
  Directive 2005/89/EC of the European Parliament and of the Council of 18 January 2006 concerning measures to safeguard security of electricity supply and infrastructure investment (
OJ L 33, 4.2.2006, p. 22
).
(
11
)
  Council Directive 2008/114/EC of 8 December 2008 on the identification and designation of European critical infrastructures and the assessment of the need to improve their protection (
OJ L 345, 23.12.2008, p. 75
).
(
12
)
  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
).
(
13
)
  
            
OJ L 123, 12.5.2016, p. 1
.
(
14
)
  Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure and repealing Decision No 1364/2006/EC and amending Regulation (EC) No 713/2009, (EC) No 714/2009 and (EC) No 715/2009 (
OJ L 115, 25.4.2013, p. 39
).
ANNEX I
Regional cooperation
The risk groups of Member States that serve as the basis for risk associated cooperation as referred to in Article 3(7) are the following:
1.
Eastern gas supply risk groups:
(a)
Ukraine: Bulgaria, Czech Republic, Germany, Greece, Croatia, Italy, Luxembourg, Hungary, Austria, Poland, Romania, Slovenia, Slovakia;
(b)
Belarus: Belgium, Czech Republic, Germany, Estonia, Latvia, Lithuania, Luxembourg, Netherlands, Poland, Slovakia;
(c)
Baltic Sea: Belgium, Czech Republic, Denmark, Germany, France, Luxembourg, Netherlands, Austria, Slovakia, Sweden;
(d)
North-Eastern: Estonia, Latvia, Lithuania, Finland;
(e)
Trans-Balkan: Bulgaria, Greece, Romania.
2.
North Sea gas supply risk groups:
(a)
Norway: Belgium, Denmark, Germany, Ireland, Spain, France, Italy, Luxembourg, Netherlands, Portugal, Sweden, United Kingdom;
(b)
Low-calorific gas: Belgium, Germany, France, Netherlands;
(c)
Denmark: Denmark, Germany, Luxembourg, Netherlands, Sweden;
(d)
United Kingdom: Belgium, Germany, Ireland, Luxembourg, Netherlands, United Kingdom.
3.
North African gas supply risk groups:
(a)
Algeria: Greece, Spain, France, Croatia, Italy, Malta, Austria, Portugal, Slovenia;
(b)
Libya: Croatia, Italy, Malta, Austria, Slovenia.
4.
South-East gas supply risk groups:
(a)
Southern Gas Corridor — Caspian: Bulgaria, Greece, Croatia, Italy, Hungary, Malta, Austria, Romania, Slovenia, Slovakia;
(b)
Eastern Mediterranean: Greece, Italy, Cyprus, Malta.
ANNEX II
Calculation of the N – 1 formula
1.   
Definition of the N – 1 formula
The N – 1 formula describes the ability of the technical capacity of the gas infrastructure to satisfy total gas demand in the calculated area in the event of disruption of the single largest gas infrastructure during a day of exceptionally high gas demand occurring with a statistical probability of once in 20 years.
Gas infrastructure shall cover the gas transmission network including interconnections, as well as production, LNG and storage facilities connected to the calculated area.
The technical capacity of all remaining available gas infrastructure in the event of disruption of the single largest gas infrastructure shall be at least equal to the sum of the total daily gas demand of the calculated area during a day of exceptionally high gas demand occurring with a statistical probability of once in 20 years.
The results of the N – 1 formula, as calculated below, shall be at least equal to 100 %.
2.   
Calculation method of the N – 1 formula
, N – 1 ≥ 100 %
The parameters used for the calculation shall be clearly described and justified.
For the calculation of the EP
m
, a detailed list of the entry points and their individual capacity shall be provided.
3.   
Definitions of the parameters of the N – 1 formula
‘Calculated area’ means a geographical area for which the N – 1 formula is calculated, as determined by the competent authority.
Demand-side definition
‘D
max
’ means the total daily gas demand (in mcm/d) of the calculated area during a day of exceptionally high gas demand occurring with a statistical probability of once in 20 years.
Supply-side definitions
‘EP
m
’: technical capacity of entry points (in mcm/d), other than production, LNG and storage facilities covered by P
m
, LNG
m
 and S
m
, means the sum of the technical capacity of all border entry points capable of supplying gas to the calculated area.
‘P
m
’: maximal technical production capability (in mcm/d) means the sum of the maximal technical daily production capability of all gas production facilities which can be delivered to the entry points in the calculated area.
‘S
m
’: maximal technical storage deliverability (in mcm/d) means the sum of the maximal technical daily withdrawal capacity of all storage facilities which can be delivered to the entry points of the calculated area, taking into account their respective physical characteristics.
‘LNG
m
’: maximal technical LNG facility capacity (in mcm/d) means the sum of the maximal technical daily send-out capacities at all LNG facilities in the calculated area, taking into account critical elements like offloading, ancillary services, temporary storage and re-gasification of LNG as well as technical send-out capacity to the system.
‘I
m
’ means the technical capacity of the single largest gas infrastructure (in mcm/d) with the highest capacity to supply the calculated area. When several gas infrastructures are connected to a common upstream or downstream gas infrastructure and cannot be separately operated, they shall be considered as one single gas infrastructure.
4.   
Calculation of the N – 1 formula using demand-side measures
, N – 1 ≥ 100 %
Demand-side definition
‘D
eff
’ means the part (in mcm/d) of D
max
 that in the case of a disruption of gas supply can be sufficiently and timely covered with market-based demand-side measures in accordance with point (c) of Article 9(1) and Article 5(2).
5.   
Calculation of the N – 1 formula at regional level
The calculated area referred to in point 3 shall be extended to the appropriate regional level, where applicable, as determined by the competent authorities of the Member States concerned. The calculation may also extend to the regional level of the risk group, if so agreed with the competent authorities of the risk group. For the calculation of the N – 1 formula at regional level, the single largest gas infrastructure of common interest shall be used. The single largest gas infrastructure of common interest to a region shall be the largest gas infrastructure in the region that directly or indirectly contributes to gas supply to the Member States of that region and shall be defined in the risk assessment.
The calculation of the N – 1 formula at regional level may replace the calculation of the N – 1 formula at national level only where the single largest gas infrastructure of common interest is of major importance for the gas supply of all Member States concerned in accordance with the common risk assessment.
On the level of the risk group, for the calculations referred to in Article 7(4), the single largest gas infrastructure of common interest to the risk groups as listed in Annex I shall be used.
ANNEX III
Permanent bi-directional capacity
1.
For the execution of the provisions set out in this Annex the national regulatory authority may act as the competent authority if so decided by the Member State.
2.
To enable or enhance bi-directional capacity on an interconnection or to obtain or prolong an exemption from that obligation, transmission system operators on both sides of the interconnection shall submit to their competent authorities (‘competent authorities concerned’) and to their regulatory authorities (‘regulatory authorities concerned’) after consulting with all transmission system operators potentially concerned:
(a)
a proposal to enable permanent physical capacity to transport gas in both directions for permanent bi-directional capacity concerning the reverse direction (‘physical reverse flow capacity’); or
(b)
a request for an exemption from the obligation to enable bi-directional capacity.
The transmission system operators shall endeavour to submit a joint proposal or request for exemption. In the case of a proposal to enable bi-directional capacity, the transmission system operators may make a substantiated proposal for a cross-border cost allocation. Such submission shall take place no later than 1 December 2018 for all interconnections that existed on 1 November 2017, and after completing the feasibility study phase but before the start of detailed technical design phase for new interconnections.
3.
Upon receipt of the proposal or the exemption request the competent authorities concerned shall without delay consult the competent authorities and, where they are not the competent authorities, the national regulatory authorities, of the Member State that could, in accordance with the risk assessment, benefit from the reverse flow capacity, the Agency and the Commission on the proposal or the exemption request. The authorities consulted may issue an opinion within four months of receipt of the consultation request.
4.
The regulatory authorities concerned shall within six months upon receipt of the joint proposal, pursuant to Article 5(6) and (7), after consulting the project promoters concerned, take coordinated decisions on the cross-border allocation of investment costs to be borne by each transmission system operator of the project. Where the regulatory authorities concerned have not reached an agreement within that deadline, they shall inform the competent authorities concerned without delay.
5.
The competent authorities concerned shall on the basis of the risk assessment, the information listed in Article 5(5) of this Regulation, the opinions received following the consultation in accordance with point 3 of this Annex and taking into account the security of gas supply and the contribution to the internal gas market take a coordinated decision. That coordinated decision shall be taken within two months. The period of two months shall start to run after the four-month period allowed for the opinions referred to under point 3 of this Annex, unless all opinions have been received before, or after the six-month period referred to in point 4 of this Annex for regulatory authorities concerned to adopt a coordinated decision. The coordinated decision shall:
(a)
accept the proposal for bi-directional capacity. Such decision shall contain a cost benefit analysis, a timeline for implementation and the arrangements for its subsequent use and be accompanied by the coordinated decision on the cross-border cost allocation referred to in point 4 and prepared by the regulatory authorities concerned;
(b)
grant or prolong a temporary exemption for a maximum period of four years, if the cost-benefit analysis included in the decision shows that the reverse flow capacity would not enhance the security of gas supply of any relevant Member State or if the investment costs would significantly outweigh the prospective benefits for the security of gas supply; or
(c)
require the transmission system operators to amend and resubmit their proposal or exemption request within a maximum period of four months.
6.
The competent authorities concerned shall submit the coordinated decision without delay to the competent authorities and national regulatory authorities who have submitted an opinion in accordance with point 3, the regulatory authorities concerned, the Agency and the Commission including the opinions received following the consultation in accordance with point 3.
7.
Within two months of receipt of the coordinated decision, the competent authorities referred to in point 6 may present their objections to the coordinated decision and submit them to the competent authorities concerned that adopted it, the Agency and the Commission. The objections shall be limited to facts and assessment, in particular cross-border cost allocation that was not subject of consultation in accordance with point 3.
8.
Within three months of receipt of the coordinated decision in accordance with point 6, the Agency shall issue an opinion on the elements of the coordinated decision taking into account any possible objection and submit the opinion to all competent authorities concerned and the competent authorities referred to in point 6 and to the Commission.
9.
Within four months of receipt of the opinion issued by the Agency pursuant to point 8 the Commission may adopt a decision requesting modifications of the coordinated decision. Any such decision of the Commission shall be taken on the basis of: the criteria set out in point 5, the reasons for the decision of the authorities concerned and the opinion of the Agency. The competent authorities concerned shall comply with the request of the Commission by amending their decision within a period of four weeks.
In the event that the Commission does not act within the aforementioned four months period, it shall be considered not to have raised objections to the decision of the competent authorities concerned.
10.
If the competent authorities concerned were not able to adopt a coordinated decision within the deadline set out in point 5 or if the regulatory authorities concerned could not reach an agreement on the cost allocation within the deadline set out in point 4, the competent authorities concerned shall inform the Agency and the Commission at the latest on the day of the expiry of the deadline. Within four months of receipt of that information, the Commission, after possible consultation with the Agency, shall adopt a decision covering all elements of a coordinated decision listed in point 5 with the exception of a cross-border cost allocation and submit that decision to the competent authorities concerned and the Agency.
11.
If the Commission decision pursuant to point 10 of this Annex, requires bi-directional capacity, the Agency shall adopt a decision covering the cross-border cost allocation in line with Article 5(7) of this Regulation within three months of receipt of the Commission decision. Before taking such a decision, the Agency shall consult the regulatory authorities concerned and the transmission system operators. The three-month period may be extended by an additional period of two months where the Agency has to request additional information. The additional period shall begin on the day following receipt of the complete information.
12.
The Commission, the Agency, the competent authorities, the national regulatory authorities and the transmission system operators shall preserve the confidentiality of commercially sensitive information.
13.
Exemptions from the obligation to enable bi-directional capacity granted under Regulation (EU) No 994/2010 shall remain valid unless the Commission or the other concerned Member State requests a revision or their duration expires.
ANNEX IV
Template for the common risk assessment
The following template shall be completed in a language agreed within the risk group.
General information
—
Member States in the risk group
—
Name of the competent authorities responsible for the preparation of the risk assessment 
(
1
)
1.   
Description of the system
Provide a brief description of the gas system of the risk group, covering:
(a)
the main gas consumption figures 
(
2
)
: annual final gas consumption (bcm) and breakdown per type of customers 
(
3
)
, peak demand (total and breakdown per category of consumer in mcm/d);
(b)
a description of the functioning of the gas system in the risk group: main flows (entry/exit/transit), entry/exit point's infrastructure capacity to and out of the region and per Member State, including utilisation rate, LNG facilities (maximal daily capacity, utilisation rate and access regime), etc.;
(c)
a breakdown, to the extent possible, of gas import sources per country of origin 
(
4
)
;
(d)
a description of the role of storage facilities relevant for the risk group, including cross-border access:
(i)
the storage capacity (total and working gas) compared to heating season demand;
(ii)
the maximal daily withdrawal capacity at different filling levels (ideally with full storages and end-of-season levels);
(e)
a description of the role of domestic production in the risk group:
(i)
the volume of production with regard to the annual final gas consumption;
(ii)
the maximal daily production capacity;
(f)
a description of the role of gas in the electricity production (e.g. importance, role as a back-up for renewables), including gas-fired generating capacity (total (MWe) and as percentage of the total generating capacity) and cogeneration (total (MWe) and as percentage of the total generating capacity).
2.   
Infrastructure standard (Article 5)
Describe the calculations of the N – 1 formula(s) at regional level for the risk group, if so agreed with the competent authorities of the risk group, and the existing bidirectional capacities, as follows:
(a)
N – 1 formula
(i)
the identification of the single largest gas infrastructure of common interest for the risk group;
(ii)
the calculation of the N – 1 formula at regional level;
(iii)
a description of the values used for all elements in the N – 1 formula, including intermediate figures used for the calculation (e.g. for EP
m
 indicate the capacity of all entry points considered under this parameter);
(iv)
an indication of the methodologies and assumptions used, if any, for the calculation of parameters in the N – 1 formula (e.g. D
max
) (use annexes for detailed explanations);
(b)
bi-directional capacity
(i)
indicate the interconnection points equipped with bidirectional capacity and the maximal capacity of bi-directional flows;
(ii)
indicate the arrangements governing the use of the reverse flow capacity (e.g. interruptible capacity);
(iii)
indicate interconnection points where an exemption has been granted in accordance with Article 5(4), the duration of the exemption and the grounds on which it was granted.
3.   
Identification of risks
Describe the major transnational risk for which the group was created as well as the risk factors at several instances which could make that risk materialise, their likelihood and consequences.
Non-exhaustive list of risk factors that have to be included in the assessment only if applicable according to the relevant competent authority:
(a)
political
—
gas disruption from third countries because of different reasons,
—
political unrest (either in country of origin or in transit country),
—
war/civil war (either in country of origin or in transit country),
—
terrorism;
(b)
technological
—
explosion/fires,
—
fires (internal to a given facility),
—
leakages,
—
lack of adequate maintenance,
—
equipment malfunction (failure to start, failure during working time, etc.),
—
lack of electricity (or other energy source),
—
ICT failure (hardware or software failure, internet, SCADA problems, etc.),
—
cyber-attack,
—
impact due to excavation works (digging, piling), ground works, etc.;
(c)
commercial/market/financial
—
agreements with third-country suppliers,
—
commercial dispute,
—
control of infrastructure relevant for the security of gas supply by third-country entities, which may imply, among others, risks of underinvestment, undermining diversification or non-respect of Union law,
—
price volatility,
—
underinvestment,
—
sudden, unexpected peak demand,
—
other risks which could lead to structural underperformance;
(d)
social
—
strikes (in different related sectors, such as the gas sector, ports, transport, etc.),
—
sabotage,
—
vandalism,
—
theft;
(e)
natural
—
earthquakes,
—
landslides,
—
floods (heavy rain, river),
—
storms (sea),
—
avalanches,
—
extreme weather conditions,
—
fires (external to the facility, like nearby forests, grassland, etc.).
Analysis
(a)
describe the major transnational risk and any other relevant risk factors for the risk group, including their likelihood and impact as well as the interaction and correlation of risks among Member States, as appropriate;
(b)
describe the criteria used to determine whether a system is exposed to high/unacceptable risks;
(c)
set a list of relevant risk scenarios in accordance with the sources of risks and describe how the selection was made;
(d)
indicate the extent to which scenarios prepared by ENTSOG have been considered.
4.   
Risk analysis and assessment
Analyse the set of relevant risk scenarios identified under point 3. In the simulation of risk scenarios include the existing security of gas supply measures, such as, the infrastructure standard calculated using the N – 1 formula as set out in point 2 of Annex II, if appropriate, and the gas supply standard. Per risk scenario:
(a)
describe in detail the risk scenario, including all assumptions and, if applicable, the underlying methodologies for their calculation;
(b)
describe in detail the results of the simulation carried out, including a quantification of the impact (e.g. volumes of unserved gas, the socioeconomic impact, the impact on district heating, the impact on electricity generation).
5.   
Conclusions
Describe the main results of the common risk assessment, including the identification of risk scenarios that require further action.
(
1
)
  Where this task has been delegated by any competent authority, indicate the name of the body/(ies) responsible for the preparation of the present risk assessment on its behalf.
(
2
)
  For the first assessment, include data from the last two years. For updates, include data from the last four years.
(
3
)
  Including industrial customers, electricity generation, district heating, residential and services and other (please specify the type of customers included here). Indicate as well the volume of consumption of protected customers.
(
4
)
  Describe the methodology applied.
ANNEX V
Template for the national risk assessment
General information
Name of the competent authority responsible for the preparation of the present risk assessment 
(
1
)
.
1.   
Description of the system
1.1.   Provide a brief consolidated description of the regional gas system for each risk group 
(
2
)
 the Member State participates in, covering:
(a)
the main gas consumption figures 
(
3
)
: annual final gas consumption (bcm and MWh) and breakdown per type of customers 
(
4
)
, peak demand (total and breakdown per category of consumer in mcm/d);
(b)
a description of the functioning of the gas system(s) in the relevant risk groups: main flows (entry/exit/transit), entry/exit point's infrastructure capacity to and out of the risk groups' region(s) and per Member State, including utilisation rate, LNG facilities (maximal daily capacity, utilisation rate and access regime), etc.;
(c)
a breakdown, to the extent possible, of percentage gas import sources per country of origin 
(
5
)
;
(d)
a description of the role of storage facilities relevant for the risk group, including cross-border access:
(i)
the storage capacity (total and working gas) compared to heating season demand;
(ii)
the maximal daily withdrawal capacity at different filling levels (ideally with full storages and end-of-season levels);
(e)
a description of the role of domestic production in the risk group(s):
(i)
the volume of production with regard to the annual final gas consumption;
(ii)
the maximal daily production capacity and description of how it can cover maximum daily consumption;
(f)
a description of the role of gas in the electricity production (e.g. importance, role as a back-up for renewables), including gas-fired generating capacity (total (MWe) and as percentage of the total generating capacity) and cogeneration (total (MWe) and as percentage of the total generating capacity).
1.2.   Provide a brief description of the gas system of the Member State, covering:
(a)
the main gas consumption figures: annual final gas consumption (bcm) and breakdown by type of customers, peak demand (mcm/d);
(b)
a description of the functioning of the gas system at national level, including infrastructure (to the extent not covered by point 1.1(b)). If applicable, include L-gas system;
(c)
the identification of the key infrastructure relevant for the security of gas supply;
(d)
a breakdown, to the extent possible, at national level of gas import sources per country of origin;
(e)
a description of the role of storage and include:
(i)
the storage capacity (total and working) compared to heating season demand;
(ii)
the maximal daily withdrawal capacity at different filling levels (ideally with full storages and end-of-season levels);
(f)
a description of the role of domestic production and include:
(i)
the volume of production with regard to the annual final gas consumption;
(ii)
the maximal daily production capacity;
(g)
a description of the role of gas in the electricity production (e.g. importance, role as a back-up for renewables), including gas-fired generating capacity (total (MWe) and as percentage of the total generating capacity) and cogeneration (total (MWe) and as percentage of the total generating capacity).
2.   
Infrastructure standard (Article 5)
Describe how the infrastructure standard is complied with, including the main values used for the N – 1 formula and alternative options for its compliance (with directly connected Member States, demand-side measures) and the existing bidirectional capacities, as follows:
(a)
N – 1 formula
(i)
the identification of the single largest gas infrastructure;
(ii)
the calculation of the N – 1 formula at national level;
(iii)
a description of the values used for all elements in the N – 1 formula, including intermediate values used for their calculation (e.g. for EP
m
 indicate the capacity of all entry points considered under this parameter);
(iv)
an indication of the methodologies used, if any, for the calculation of parameters in the N – 1 formula (e.g. D
max
) (use annexes for detailed explanations);
(v)
an explanation of the results of the calculation of the N – 1 formula considering the level of storages at 30 % and 100 % of the maximum working volume;
(vi)
an explanation of the main results of the simulation of the N – 1 formula using a hydraulic model;
(vii)
if so decided by the Member State, a calculation of the N – 1 formula using demand-side measures:
—
calculation of the N – 1 formula in accordance with point 2 of Annex II,
—
description of the values used for all elements in the N – 1 formula, including intermediate figures used for the calculation (if different to the figures described under point 2(a)(iii)),
—
indicate the methodologies used, if any, for the calculation of parameters in the N – 1 formula (e.g. D
max
) (use annexes for detailed explanations),
—
explain the market-based demand-side measures adopted/to be adopted to compensate a disruption of gas supply and its expected impact (D
eff
);
(viii)
if so agreed with the competent authorities of the relevant risk group(s) or with directly connected Member States, joint calculation(s) of the N – 1 formula:
—
calculation of the N – 1 formula in accordance with point 5 of Annex II,
—
description of the values used for all elements in the N – 1 formula, including intermediate values used for their calculation (if different to the figures described under point 2(a)(iii)),
—
indicate the methodologies and assumptions used, if any, for the calculation of parameters in the N – 1 formula (e.g. D
max
) (use annexes for detailed explanations),
—
explain the agreed arrangements to ensure compliance with the N – 1 formula;
(b)
bi-directional capacity
(i)
indicate the interconnection points equipped with bidirectional capacity and the maximal capacity of bi-directional flows;
(ii)
indicate the arrangements governing the use of the reverse flow capacity (e.g. interruptible capacity);
(iii)
indicate interconnection points where an exemption has been granted in accordance with Article 5(4), the duration of the exemption and the grounds on which it was granted.
3.   
Identification of risks
Describe the risk factors which could have negative impact on the security of gas supply in the Member State, their likelihood and consequences.
Non-exhaustive list of types of risk factors that have to be included in the assessment only if applicable according to the competent authority:
(a)
political
—
gas disruption from third countries because of different reasons,
—
political unrest (either in country of origin or in transit country),
—
war/civil war (either in country of origin or in transit country),
—
terrorism;
(b)
technological
—
explosion/fires,
—
fires (internal to a given facility),
—
leakages,
—
lack of adequate maintenance,
—
equipment malfunction (failure to start, failure during working time, etc.),
—
lack of electricity (or other energy source),
—
ICT failure (hardware or software failure, internet, SCADA problems, etc.),
—
cyber-attack,
—
impact due to excavation works (digging, piling), ground works, etc.;
(c)
commercial/market/financial
—
agreements with third-country suppliers,
—
commercial dispute,
—
control of infrastructure relevant for the security of gas supply by third-country entities, which may imply, among others, risks of underinvestment, undermining diversification or non-respect of Union law,
—
price volatility,
—
underinvestment,
—
sudden, unexpected peak demand,
—
other risks which could lead to structural underperformance;
(d)
social
—
strikes (in different related sectors, such as the gas sector, ports, transport, etc.),
—
sabotage,
—
vandalism,
—
theft;
(e)
natural
—
earthquakes,
—
landslides,
—
floods (heavy rain, river),
—
storms (sea),
—
avalanches,
—
extreme weather conditions,
—
fires (external to the facility, like nearby forests, grassland, etc.).
Analysis
(a)
identify the relevant risk factors for the Member State, including their likelihood and impact;
(b)
describe the criteria used to determine whether a system is exposed to high/unacceptable risks;
(c)
set a list of relevant risk scenarios in accordance with the risk factors and their likelihood and describe how the selection was made.
4.   
Risk analysis and assessment
Analyse the set of relevant risk scenarios identified under point 3. In the simulation of risk scenarios include the existing security of gas supply measures, such as the infrastructure standard calculated using the N – 1 formula as set out in point 2 of Annex II, and the gas supply standard. Per risk scenario:
(a)
describe in detail the risk scenario, including all assumptions and, if applicable, the underlying methodologies for their calculation;
(b)
describe in detail the results of the simulation carried out, including a quantification of the impact (e.g. volumes of unserved gas, the socioeconomic impact, the impact on district heating, the impact on electricity generation).
5.   
Conclusions
Describe the main results of the common risk assessment the Member States has been involved in, including the identification of risk scenarios that require further action.
(
1
)
  Where this task has been delegated by the competent authority, indicate the name of the body/(ies) responsible for the preparation of the present risk assessment on its behalf.
(
2
)
  For the sake of simplicity, present the information at the highest level of the risk groups if possible and merge details as necessary.
(
3
)
  For the first assessment, include data from the last two years. For updates, include data from the last four years.
(
4
)
  Including industrial customers, electricity generation, district heating, residential and services and other (specify the type of customers included here). Indicate as well the volume of consumption of protected customers.
(
5
)
  Describe the methodology applied.
ANNEX VI
Template for preventive action plan
General information
—
Member States in the risk group
—
Name of the competent authority responsible for the preparation of the plan 
(
1
)
1.   
Description of the system
1.1.   Provide a brief consolidated description of the regional gas system for each risk group 
(
2
)
 the Member States participates in, covering:
(a)
the main gas consumption figures 
(
3
)
: annual final gas consumption (bcm) and breakdown per type of customers 
(
4
)
, peak demand (total and breakdown per category of consumer in mcm/d);
(b)
a description of the functioning of the gas system in the risk groups: main flows (entry/exit/transit), entry/exit point's infrastructure capacity to and out of the risk group's region(s) and per Member State, including utilisation rate, LNG facilities (maximal daily capacity, utilisation rate and access regime), etc.;
(c)
a breakdown, to the extent possible, of gas import sources per country of origin 
(
5
)
;
(d)
a description of the role of storage facilities relevant for the region, including cross-border access:
(i)
the storage capacity (total and working gas) compared to heating season demand;
(ii)
the maximal daily withdrawal capacity at different filling levels (ideally with full storages and end-of-season levels);
(e)
a description of the role of domestic production in the region:
(i)
the volume of production with regard to the annual final gas consumption;
(ii)
the maximal daily production capacity;
(f)
a description of the role of gas in the electricity production (e.g. importance, role as a back-up for renewables), including gas-fired generating capacity (total (MWe) and as percentage of the total generating capacity) and cogeneration (total (MWe) and as percentage of the total generating capacity);
(g)
a description of the role of energy efficiency measures and their effect on annual final gas consumption.
1.2.   Provide a brief description of the gas system per Member State, covering:
(a)
the main gas consumption figures: annual final gas consumption (bcm) and breakdown by type of customers, peak demand (mcm/d);
(b)
a description of the functioning of the gas system at national level, including infrastructure (to the extent not covered by point 1.1(b));
(c)
the identification of the key infrastructure relevant for the security of supply;
(d)
a breakdown, to the extent possible, at national level of gas import sources per country of origin;
(e)
a description of the role of storage in the Member State and include:
(i)
the storage capacity (total and working) compared to heating season demand;
(ii)
the maximal daily withdrawal capacity at different filling levels (ideally with full storages and end-of-season levels);
(f)
a description of the role of domestic production and include:
(i)
the volume of production with regard to the annual final gas consumption;
(ii)
the maximal daily production capacity;
(g)
a description of the role of gas in the electricity production (e.g. importance, role as a back-up for renewables), including gas-fired generating capacity (total (MWe) and as percentage of the total generating capacity) and cogeneration (total (MWe) and as percentage of the total generating capacity);
(h)
a description of the role of energy efficiency measures and their effect on annual final gas consumption.
2.   
Summary of the risk assessment
Describe briefly the results of the relevant common and national risk assessment carried out in accordance with Article 7, including:
(a)
a list of the scenarios assessed and a brief description of the assumptions applied for each one as well as the risks/shortcomings identified;
(b)
the main conclusions of the risk assessment.
3.   
Infrastructure standard (Article 5)
Describe how the infrastructure standard is complied with, including the main values used for the N – 1 formula and alternative options for its compliance (with neighbouring Member States, demand-side measures) and the existing bidirectional capacities, as follows:
3.1.   N – 1 formula
(i)
the identification of the single largest gas infrastructure of common interest for the region;
(ii)
the calculation of the N – 1 formula at regional level;
(iii)
a description of the values used for all elements in the N – 1 formula, including intermediate figures used for the calculation (e.g. for EP
m
 indicate the capacity of all entry points considered under this parameter);
(iv)
an indication of the methodologies and assumptions used, if any, for the calculation of parameters in the N – 1 formula (e.g. D
max
) (use annexes for detailed explanations).
3.2.   National level
(a)
N – 1 formula
(i)
the identification of the single largest gas infrastructure;
(ii)
the calculation of the N – 1 formula at national level;
(iii)
a description of the values used for all elements in the N – 1 formula, including intermediate values used for the calculation (e.g. for EP
m
 indicate the capacity of all entry points considered under this parameter);
(iv)
an indication of the methodologies used, if any, for the calculation of parameters in the N – 1 formula (e.g. D
max
) (use annexes for detailed explanations);
(v)
if so decided by the Member State, calculation of the N – 1 formula using demand-side measures:
—
the calculation of the N – 1 formula in accordance with point 2 of Annex II,
—
a description of the values used for all elements in the N – 1 formula, including intermediate figures used for the calculation (if different to the figures described under point 3(a)(iii) of this Annex),
—
an indication of the methodologies used, if any, for the calculation of parameters in the N – 1 formula (e.g. D
max
) (use annexes for detailed explanations),
—
an explanation of the market-based demand-side measures adopted/to be adopted to compensate a disruption of gas supply and its expected impact (D
eff
);
(vi)
if so agreed with the competent authorities of the relevant risk group(s) or with the directly connected Member States, joint calculation(s) of the N – 1 formula:
—
the calculation of the N – 1 formula in accordance with point 5 of Annex II,
—
a description of the values used for all elements in the N – 1 formula, including intermediate values used for the calculation (if different to the figures described under point 3(a)(iii) of this Annex),
—
an indication of the methodologies and assumptions used, if any, for the calculation of parameters in the N – 1 formula (e.g. D
max
) (use annexes for detailed explanations),
—
an explanation of the agreed arrangements to ensure compliance with the N – 1 formula;
(b)
bi-directional capacity
(i)
indicate the interconnection points equipped with bidirectional capacity and the maximal capacity of bi-directional flows;
(ii)
indicate the arrangements governing the use of the reverse flow capacity (e.g. interruptible capacity);
(iii)
indicate interconnection points where an exemption has been granted in accordance with Article 5(4), the duration of the exemption and the grounds on which it was granted.
4.   
Compliance with the supply standard (Article 6)
Describe the measures adopted in order to comply with the supply standard as well as with any increased supply standard or additional obligation imposed for reasons of security of gas supply:
(a)
definition of protected customers applied, including categories of customers covered and their annual gas consumption (per category, net value and percentage of the national annual final gas consumption);
(b)
gas volumes needed to comply with the supply standard in accordance with the scenarios described in the first subparagraph of Article 6(1);
(c)
capacity needed to comply with the supply standard in accordance with the scenarios described in the first subparagraph of Article 6(1);
(d)
measure(s) in place to comply with the supply standard:
(i)
a description of the measure(s);
(ii)
addressees;
(iii)
where it exists, describe any 
ex ante
 monitoring system for the compliance with the supply standard;
(iv)
sanctions regime, if applicable;
(v)
describe, per measure:
—
the economic impact, effectiveness and efficiency of the measure,
—
the impact of the measure on the environment,
—
impact of the measures on consumer,
(vi)
where non-market-based measures are applied (per measure):
—
justify why the measure is necessary (i.e. why security of supply cannot be achieved via market-based measures alone),
—
justify why the measure is proportionate (i.e. why the non-market-based measure is the least restrictive means to achieve the intended effect),
—
provide an analysis of the impact of such measure:
(1)
on other Member State's security of supply;
(2)
on the national market;
(3)
on the internal market;
(vii)
where measures introduced on or after 1 November 2017, please provide a short summary of the impact assessment or a link to the public impact assessment of the measure(s) carried out in accordance with Article 9(4);
(e)
if applicable, describe any increased supply standard or additional obligation imposed for reasons of security of gas supply:
(i)
a description of the measure(s);
(ii)
the mechanism to reduce it to usual values in a spirit of solidarity and in accordance with Article 13;
(iii)
if applicable, describe any new increased supply standard or additional obligation imposed for reasons of security of gas supply adopted on or after 1 November 2017;
(iv)
addressees;
(v)
affected gas volumes and capacities;
(vi)
indicate how that measure complies with the conditions laid down in Article 6(2).
5.   
Preventive measures
Describe the preventive measures in place or to be adopted:
(a)
describe each of the preventive measures adopted per identified risk in accordance with the risk assessment, including a description of:
(i)
their national or regional dimension;
(ii)
their economic impact, effectiveness and efficiency;
(iii)
their impact on customers.
Where appropriate, include:
—
measures to enhance interconnections between neighbouring Member States,
—
measures to diversify gas routes and sources of supply,
—
measures to protect key infrastructure relevant for the security of supply in relation to control by third-country entities (including, where relevant, general or sector-specific investment screening laws, special rights for certain shareholders, etc.);
(b)
describe other measures adopted for reasons other than the risk assessment but with a positive impact for the security of supply of the relevant risk group(s) Member State.
(c)
where non-market-based measures are applied (per measure):
(i)
justify why the measure is necessary (i.e. why the security of supply cannot be achieved via market-based measures alone);
(ii)
justify why the measure is proportionate (i.e. why the non-market-based measure is the least restrictive means to achieve the intended effect);
(iii)
provide an analysis of the impact of such measure:
—
justify why the measure is necessary (i.e. why the security of supply cannot be achieved via market-based measures alone),
—
justify why the measure is proportionate (i.e. why the non-market-based measure is the least restrictive means to achieve the intended effect),
—
provide an analysis of the impact of such measure:
(1)
on other Member State's security of supply;
(2)
on the national market;
(3)
on the internal market;
(4)
explain the extent to which efficiency measures, including on the demand side, have been considered to increase the security of supply;
(5)
explain the extent to which renewable energy sources have been considered to increase the security of supply.
6.   
Other measures and obligations (e.g. safety operation of the system)
Describe other measures and obligations that have been imposed on natural gas undertakings and other relevant bodies likely to have an impact on the security of gas supply, such as obligations for the safe operation of the system, including who would be affected by that obligation as well as the gas volumes covered. Explain precisely when and how those measures would apply.
7.   
Infrastructure projects
(a)
describe future infrastructure projects, including Projects of Common Interests in the relevant risk groups, including an estimated timing for their deployment, capacities and estimated impact on the security of gas supply in the risk group;
(b)
indicate how the infrastructure projects take into account the Union-wide TYNDP elaborated by ENTSOG pursuant to Article 8(10) of Regulation (EC) No 715/2009.
8.   
Public service obligations related to the security of supply
Indicate the existing public service obligations related to the security of supply and briefly describe them (use annexes for more detailed information). Explain clearly who has to comply with such obligations and how. If applicable, describe how and when those public service obligations would be triggered.
9.   
Stakeholder consultations
In accordance with Article 8(2) of this Regulation, describe the mechanism used for and the results of the consultations carried out, for the development of the plan as well as the emergency plan, with:
(a)
gas undertakings;
(b)
relevant organisations representing the interests of households;
(c)
relevant organisations representing the interests of industrial gas customers, including electricity producers;
(d)
national regulatory authority.
10.   
Regional dimension
Indicate any national circumstances and measures relevant for the security of supply and not covered in the previous sections of the plan.
Indicate how the possible comments received following the consultation described in Article 8(2) have been considered.
11.1.   Calculation of the N – 1 at the level of the risk group if so agreed by the competent authorities of the risk group
N – 1 formula
(a)
the identification of the single largest gas infrastructure of common interest for the risk group;
(b)
the calculation of the N – 1 formula at the level of the risk group;
(c)
a description of the values used for all elements in the N – 1 formula, including intermediate figures used for the calculation (e.g. for EP
m
 indicate the capacity of all entry points considered under this parameter);
(d)
an indication of the methodologies and assumptions used, if any, for the calculation of parameters in the N – 1 formula (e.g. D
max
) (use annexes for detailed explanations).
11.2.   Mechanisms developed for cooperation
Describe the mechanisms used for the cooperation among the Member States in the relevant risk groups, including for developing cross-border measures in the preventive action plan and the emergency plan.
Describe the mechanisms used for the cooperation with other Member States in the design and adoption of the provisions necessary for the application of Article 13.
11.3.   Preventive measures
Describe the preventive measures in place or to be adopted in the risk group or as a result of regional agreements:
(a)
describe each of the preventive measures adopted per identified risk in accordance with the risk assessment, including a description of:
(i)
their impact in the Member States of the risk group;
(ii)
their economic impact, effectiveness and efficiency;
(iii)
their impact on the environment;
(iv)
their impact on customers.
Where appropriate, include:
—
measures to enhance interconnections between neighbouring Member States,
—
measures to diversify gas routes and sources of supply,
—
measures to protect key infrastructure relevant for the security of supply in relation to control by third-country entities (including, where relevant, general or sector-specific investment screening laws, special rights for certain shareholders, etc.);
(b)
describe other measures adopted for reasons other than the risk assessment but with a positive impact for the security of supply of the risk group.
(c)
where non-market-based measures are applied (per measure):
(i)
justify why the measure is necessary (i.e. why the security of supply cannot be achieved via market-based measures alone);
(ii)
justify why the measure is proportionate (i.e. why the non-market-based measure is the least restrictive means to achieve the intended effect);
(iii)
provide an analysis of the impact of such a measure:
—
justify why the measure is necessary (i.e. why the security of supply cannot be achieved via market-based measures alone),
—
justify why the measure is proportionate (i.e. why the non-market-based measure is the least restrictive means to achieve the intended effect),
—
provide an analysis of the impact of such a measure:
(1)
on other Member State's security of supply;
(2)
on the national market;
(3)
on the internal market;
(d)
explain the extent to which efficiency measures, including on the demand side, have been considered to increase the security of supply;
(e)
explain the extent to which renewable energy sources have been considered to increase the security of supply.
(
1
)
  Where this task has been delegated by any competent authority, indicate the name of the body/(ies) responsible for the preparation of this plan on its behalf.
(
2
)
  For the sake of simplicity, present the information at the highest level of the risk groups if possible and merge details as necessary
(
3
)
  For the first plan, include data from the last two years. For updates, include data from the last four years.
(
4
)
  Including industrial customers, electricity generation, district heating, residential and services and other (please specify the type of customers included here).
(
5
)
  Describe the methodology applied.
ANNEX VII
Template for emergency plan
General information
Name of the competent authority responsible for the preparation of the present plan 
(
1
)
1.   
Definition of crisis levels
(a)
indicate the body responsible for the declaration of each crisis level and the procedures to follow in each case for such declarations;
(b)
where they exist, include here indicators or parameters used to consider whether an event may result in a significant deterioration of the supply situation and to decide upon the declaration of a certain crisis level.
2.   
Measures to be adopted per crisis level
 
(
2
)
2.1.   Early Warning
Describe the measures to be applied at this stage, indicating, per measure:
(i)
a brief description of the measure and main actors involved;
(ii)
describe the procedure to follow, if applicable;
(iii)
indicate the expected contribution of the measure to cope with the impact of any event or prepare ahead of its appearance;
(iv)
describe the flows of information among the actors involved.
2.2.   Alert Level
(a)
describe the measures to be applied at this stage, indicating, per measure:
(i)
a brief description of the measure and main actors involved;
(ii)
describe the procedure to follow, if applicable;
(iii)
indicate the expected contribution of the measure to cope with the situation at alert level;
(iv)
describe the flows of information among the actors involved;
(b)
describe the reporting obligations imposed on natural gas undertakings at alert level.
2.3.   Emergency Level
(a)
establish a list of predefined actions on the supply and demand side to make gas available in the event of an emergency, including commercial agreements between the parties involved in such actions and the compensation mechanisms for natural gas undertakings where appropriate;
(b)
describe the market-based measures to be applied at this stage, indicating, per measure:
(i)
a brief description of the measure and main actors involved;
(ii)
describe the procedure to follow;
(iii)
indicate the expected contribution of the measure to mitigate the situation at emergency level;
(iv)
describe the flows of information among the actors involved;
(c)
describe the non-market-based measures planned or to be implemented for the emergency level, indicating, per measure:
(i)
a brief description of the measure and main actors involved;
(ii)
provide an assessment of the necessity of such measure in order to cope with a crisis, including the degree of its use;
(iii)
describe in detail the procedure to implement the measure (e.g. what would trigger the introduction of this measure, who would take the decision);
(iv)
indicate the expected contribution of the measure to mitigate the situation at emergency level as a complement to market-based measures;
(v)
assess other effects of the measure;
(vi)
justify the compliance of the measure with the conditions laid down in Article 11(6);
(vii)
describe the flows of information among the actors involved;
(d)
describe reporting obligations imposed on natural gas undertakings.
3.   
Specific measures for the electricity and district heating
(a)
district heating
(i)
briefly indicate the likely impact of a disruption of gas supply in the district heating sector;
(ii)
indicate measures and actions to be taken to mitigate the potential impact of a disruption of gas supply on district heating. Alternatively, indicate why the adoption of specific measures is not appropriate;
(b)
supply of electricity generated from gas
(i)
briefly indicate the likely impact of a disruption of gas supply in the electricity sector;
(ii)
indicate measures and actions to be taken to mitigate the potential impact of a disruption of gas supply on the electricity sector. Alternatively, indicate why the adoption of specific measures is not appropriate;
(iii)
indicate the mechanisms/existing provisions to ensure appropriate coordination, including exchange of information, between main actors in the gas and electricity sectors, in particular transmission system operators at different crisis levels.
4.   
Crisis manager or team
Indicate who the crisis manager is and define its role.
5.   
Roles and responsibilities of different actors
(a)
per crisis level, define the roles and responsibilities, including interactions with the competent authorities and, where appropriate, with the national regulatory authority, of:
(i)
natural gas undertakings;
(ii)
industrial customers;
(iii)
relevant electricity producers;
(b)
per crisis level, define the role and responsibilities of the competent authorities and the bodies to which tasks have been delegated.
6.   
Measures regarding undue consumption by customers who are not protected customers
Describe measures in place to prevent to the extent possible and without endangering the safe and reliable operation of the gas system or creating unsafe situations, the consumption by customers who are not protected customers of gas supply intended for protected customers during an emergency. Indicate the nature of the measure (administrative, technical, etc.), main actors and the procedures to follow.
7.   
Emergency tests
(a)
indicate the calendar for the real time response simulations of emergency situations;
(b)
indicate actors involved, procedures and concrete high and medium impact scenarios simulated.
For the updates of the emergency plan: describe briefly the tests carried out since the last emergency plan was presented and the main results. Indicate which measures have been adopted as a result of those tests.
8.   
Regional Dimension
8.1.   Measures to be adopted per crisis level:
8.1.1.   Early Warning
Describe the measures to be applied at this stage, indicating, per measure:
(i)
brief description of the measure and main actors involved;
(ii)
describe the procedure to follow, if applicable;
(iii)
indicate the expected contribution of the measure to cope with the impact of any event or prepare ahead of its appearance;
(iv)
describe the flows of information among the actors involved.
8.1.2.   Alert Level
(a)
describe the measures to be applied at this stage, indicating, per measure:
(i)
brief description of the measure and main actors involved;
(ii)
describe the procedure to follow, if applicable;
(iii)
indicate the expected contribution of the measure to cope with the impact of any event or prepare ahead of its appearance;
(iv)
describe the flows of information among the actors involved;
(b)
describe the reporting obligations imposed on natural gas undertakings at alert. level.
8.1.3.   Emergency Level
(a)
establish a list of predefined actions on the supply and demand side to make gas available in the event of an emergency, including commercial agreements between the parties involved in such actions and the compensation mechanisms for natural gas undertakings where appropriate;
(b)
describe the market-based measures to be applied at this stage, indicating, per measure:
(i)
brief description of the measure and main actors involved;
(ii)
describe the procedure to follow;
(iii)
indicate the expected contribution of the measure to mitigate the situation at emergency level;
(iv)
describe the flows of information among the actors involved;
(c)
describe the non-market-based measures planned or to be implemented for the emergency level, indicating, per measure:
(i)
brief description of the measure and main actors involved;
(ii)
provide an assessment of the necessity of such measure in order to cope with a crisis, including the degree of its use;
(iii)
describe in detail the procedure to implement the measure (e.g. what would trigger the introduction of the measure, who would take the decision);
(iv)
indicate the expected contribution of the measure to mitigate the situation at emergency level as a complement to market-based measures;
(v)
assess other effects of the measure;
(vi)
justify the compliance of the measure with the conditions established in Article 11(6);
(vii)
describe the flows of information among the actors involved;
(d)
describe reporting obligations imposed on natural gas undertakings.
8.2.   Cooperation mechanisms
(a)
describe the mechanisms in place to cooperate within each of the relevant risk groups and to ensure appropriate coordination for each crisis level. Describe, to the extent they exist and have not been covered in point 2, the decision-making procedures for appropriate reaction at regional level at each crisis level;
(b)
describe the mechanisms in place to cooperate with other Member States out of the risk groups and to coordinate actions for each crisis level.
8.3.   Solidarity among Member States
(a)
describe the agreed arrangements among directly connected Member States to ensure the application of the solidarity principle referred to in Article 13;
(b)
if applicable, describe the agreed arrangements between Members States that are connected to each other via a third country to ensure the application of the solidarity principle referred to in Article 13.
(
1
)
  Where this task has been delegated by any competent authority, please indicate the name of the body/(ies) responsible for the preparation of this plan on its behalf.
(
2
)
  Include regional and national measures.
ANNEX VIII
List of non-market-based security of gas supply measures
In developing the preventive action plan and the emergency plan the competent authority shall consider the contribution of the following indicative and non-exhaustive list of measures only in the event of an emergency:
(a)
supply-side measures:
—
use of strategic gas storage,
—
enforced use of stocks of alternative fuels (e.g. in accordance with Council Directive 2009/119/EC 
(
1
)
),
—
enforced use of electricity generated from sources other than gas,
—
enforced increase of gas production levels,
—
enforced storage withdrawal;
(b)
demand-side measures:
—
various steps of compulsory demand reduction including:
—
enforced fuel switching,
—
enforced utilisation of interruptible contracts, where not fully utilised as part of market-based measures,
—
enforced firm load shedding.
(
1
)
  Council Directive 2009/119/EC of 14 September 2009 imposing an obligation on Member States to maintain minimum stocks of crude oil and/or petroleum products (
OJ L 265, 9.10.2009, p. 9
).
ANNEX IX
Correlation table
Regulation (EU) No 994/2010
This Regulation
Article 1
Article 1
Article 2
Article 2
Article 3
Article 3
Article 6
Article 5
Article 8
Article 6
Article 9
Article 7
Article 4
Article 8
Article 5
Article 9
Article 10
Article 10
Article 10
Article 11
Article 11
Article 12
—
Article 13
Article 13
Article 14
Article 12
Article 4
—
Article 15
—
Article 16
Article 14
Article 17
—
Article 18
—
Article 19
Article 16
Article 20
Article 15
Article 21
Article 17
Article 22
Annex I
Annex II
Article 7
Annex III
Annex IV
Annex I
—
Annex IV
—
Annex V
—
Annex VI
—
Annex VII
Annex II
—
Annex III
Annex VIII
—
Annex IX

Summary:
Gas supply security in the EU
SUMMARY OF:
Regulation (EU) 
2017/1938
 aiming to safeguard an uninterrupted supply of gas throughout the EU
WHAT IS THE AIM OF THIS REGULATION?
Regulation (EU) 
2017/1938
 aims to strengthen 
European Union
 (EU) energy security by helping prevent potential gas supply disruptions and responding to them when they occur, to ensure that households and other vulnerable consumers are always supplied.
The 
regulation
 forms part of the 
energy union package
, which aims to make energy secure, affordable and sustainable through closer cooperation between EU 
Member States
.
Amending Regulation (EU) 
2024/1789
 aims to integrate renewable gas and low-carbon gas and hydrogen into the EU’s energy system, while also adapting to new risks, such as cyber threats. Moreover, the amendment will operationalise and extend the solidarity mechanism, which ensures that Member States will provide each other with solidarity gas even in the case of a severe emergency, by guaranteeing that a set of standard rules apply when Member States have not signed bilateral agreements.
KEY POINTS
Security of gas supply
 is the shared responsibility of natural gas companies, Member States and the 
European Commission
. The main elements of the regulation are the following.
It encourages 
better cooperation and coordination
 between regional groups of Member States to assess common supply risks and to develop and agree on joint preventive and emergency measures. In certain exceptional situations, Regulation (EU) 
2024/1789
 allows Member States to decide to take temporary measures to reduce the non-essential gas consumption of protected customers. These temporary measures would only be introduced after a detailed assessment by the competent authorities.
It introduces the 
solidarity mechanism
, through which Member States must help each other to always guarantee gas supply to the most vulnerable consumers – even in severe gas supply situations – under fair compensation conditions by the Member State receiving assistance. Regulation (EU) 
2024/1789
 introduces a new article setting out rules for 
cooperation between indirectly connected Member States
 using market-based measures (voluntary measures).
It increases 
transparency
 by obliging gas companies to notify their national authority of their major long-term gas supply contracts that may be relevant for security of supply. Regulation (EU) 
2026/261
 extends this obligation to contracts for gas that originates in or is exported from Russia.
The 
European Network of Transmission System Operators
 will carry out 
a further EU-wide simulation
 of gas supply and infrastructure disruption scenarios by 1 November 2026.
Member States have specific 
obligations to the 
Energy Community
, with the Commission coordinating the legal rules.
Following the escalation of Russia’s unprovoked and unjustified military aggression against Ukraine and the need to secure the EU’s gas reserves, amending 
legislation
 sets obligations for the filling of underground gas storage on Member States’ territory to specific levels ahead of each winter. Regulation (EU) 
2025/1733
 further amends this framework by extending the application of the gas storage filling obligations until 31 December 2027 and by adjusting how Member States may meet the storage filling targets ahead of the winter season, including through defined flexibility and monitoring mechanisms.
In recognising 
variations in gas storage capacities
 and national situations, Member States are able to partially meet the storage target by counting stocks of liquefied natural gas or alternative fuels. For Member States with very large storage capacities compared to their domestic gas consumption, the filling obligation for underground stocks was limited to a volume corresponding to 35 % of the average annual gas consumption over the previous five years.
To strengthen their 
security of supply
, Member States without storage facilities can store 15 % of their annual domestic gas consumption in stocks located in other Member States and thus have access to gas reserves stored in other Member States. An exception was granted to Ireland, Cyprus and Malta for as long as they are not directly interconnected with the gas systems of other Member States. Regulation (EU) 
2025/1733
 maintains this obligation and further clarifies the applicable deadlines, technical limitations and flexibilities, aligning them with the extended gas storage framework beyond 2025.
Amending Regulation (EU) 
2024/1789
 requires Member States to consider appropriate measures relating to 
cybersecurity
 when drawing up their preventive action plans and emergency plans. The Commission will adopt a 
delegated act
 setting 
sector-specific rules
 for the cybersecurity aspects of cross-border gas flows, including rules on common minimum requirements, planning, monitoring, reporting and crisis management. Moreover, the amendment will operationalise and extend the solidarity mechanism, which ensures that Member States will provide each other with solidarity gas even in case of a severe emergency, by guaranteeing that a set of standard rules apply when Member States have not signed bilateral agreements.
Repeal
The regulation repeals Regulation (EU) 
No 
994/2010
.
FROM WHEN DOES THIS REGULATION APPLY?
Regulation (EU) 
2017/1938
 has applied since 1 November 2017. Changes introduced by amending Regulation (EU) 
2024/1789
 have applied since 1 January 2025. Further amendments regarding gas storage obligations were made by Regulation (EU) 
2025/1733
, applicable from 11 September 2025.
BACKGROUND
For further information, see:
Security of gas supply
 (European Commission).
MAIN DOCUMENT
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
).
Successive amendments to Regulation (EU) 
2017/1938
 have been incorporated into the original text. This 
consolidated version
 is of documentary value only.
RELATED DOCUMENTS
Directive (EU) 
2024/1788
 on common rules for the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen.
Communication
 from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic and Social Committee, the Committee of the Regions and the European Investment Bank. A framework strategy for a resilient energy union with a forward-looking climate change policy.
Regulation (EU) 
No 
347/2013
 on guidelines for trans-European energy infrastructure.
See 
consolidated version
.
last update 
29.1.2026

--- DANISH ---

Document:
28.10.2017
DA
Den Europæiske Unions Tidende
L 280/1
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
(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
)
,
efter høring af Regionsudvalget,
efter den almindelige lovgivningsprocedure 
(
2
)
, og
ud fra følgende betragtninger:
(1)
Naturgas (gas) er fortsat et afgørende element i Unionens energiforsyning. En stor andel af sådan gas importeres til Unionen fra tredjelande.
(2)
En omfattende gasforsyningsafbrydelse kan påvirke alle medlemsstater, Unionen og kontraherende parter i traktaten om oprettelse af Energifællesskabet, undertegnet i Athen den 25. oktober 2005. En afbrydelse kan også være til stor skade for Unionens økonomi og kan få alvorlige samfundsmæssige konsekvenser, særligt for sårbare kundegrupper.
(3)
Formålet med denne forordning er at sikre, at der træffes alle de nødvendige foranstaltninger til at opretholde en uafbrudt gasforsyning i hele Unionen, navnlig til beskyttede kunder i forbindelse med vanskelige klimaforhold eller i tilfælde af afbrydelser i gasforsyningen. Disse målsætninger bør nås ved hjælp af de mest omkostningseffektive foranstaltninger og på en sådan måde, at konkurrencen på gasmarkederne ikke forvrides.
(4)
EU-retten, navnlig Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF 
(
3
)
, Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/73/EF 
(
4
)
, Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 713/2009 
(
5
)
, Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 
(
6
)
, Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 715/2009 
(
7
)
 og Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 994/2010 
(
8
)
, har allerede haft en væsentlig positiv indvirkning på gasforsyningssikkerheden i Unionen, både hvad angår forberedelse og afbødning. Medlemsstater er bedre rustede til at modstå en forsyningskrise, nu hvor de er forpligtede til at udarbejde forebyggende handlingsplaner og nødplaner, og de er bedre beskyttede, nu hvor de skal opfylde en række forpligtelser vedrørende infrastrukturkapacitet og gasforsyning. Kommissionens rapport om gennemførelsen af forordning (EU) nr. 994/2010, der blev udarbejdet i oktober 2014, fremhævede imidlertid en række områder, hvor forbedringer af nævnte forordning vil kunne øge gasforsyningssikkerheden i Unionen yderligere.
(5)
Kommissionens meddelelse af 16. oktober 2014 om det europæiske gassystems modstandsdygtighed på kort sigt analyserede konsekvenserne af en delvis eller fuldstændig gasforsyningsafbrydelse fra Rusland og konkluderede, at tilgange, der udelukkende har et nationalt sigte, ikke er særlig effektive i tilfælde af en alvorlig afbrydelse, henset til deres afgrænsningsområde, der pr. definition er begrænset. Stresstesten viste, hvordan en tilgang, der er mere målrettet et samarbejde mellem medlemsstaterne, i væsentlig grad vil kunne reducere konsekvenserne af meget alvorlige afbrydelser i de mest sårbare medlemsstater.
(6)
Energisikkerhed udgør et af målene i strategien for energiunionen, som er fastsat i Kommissionens meddelelse af 25. februar 2015 om en rammestrategi for en modstandsdygtig energiunion med en fremadskuende klimapolitik, der desuden understregede princippet om »energieffektivitet først« og behovet for at gennemføre eksisterende EU-retsakter på energiområdet fuldt ud. Meddelelsen fremhævede det faktum, at energiunionen bygger på solidaritet som fastsat i artikel 194 i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde (TEUF), og tillid, samt at begge dele er nødvendige for energisikkerheden. Denne forordning har til formål at øge solidariteten og tilliden mellem medlemsstaterne og indføre de foranstaltninger, der er nødvendige for at nå disse målsætninger. Ved vurderingen af de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne, som medlemsstaterne har fastsat, bør Kommissionen også kunne henlede medlemsstaternes opmærksomhed på målene for energiunionen.
(7)
Et velfungerende indre gasmarked er den bedste garanti for gasforsyningssikkerheden i Unionen og reduktionen af de enkelte medlemsstaters risiko for eksponering for skadelige virkninger som følge af gasforsyningsafbrydelser. Trues en medlemsstats gasforsyningssikkerhed, er der en risiko for, at ensidige foranstaltninger truffet af den pågældende medlemsstat kan bringe det indre gasmarkeds funktion i fare og skade gasforsyningen til kunder i andre medlemsstater. For at gøre det muligt for det indre gasmarked at fungere selv i situationer med forsyningsknaphed er det nødvendigt at sikre solidaritet og koordinering i indsatsen ved forsyningskriser, såvel hvad angår forebyggende tiltag som reaktionen på faktiske gasforsyningsafbrydelser.
(8)
Et reelt sammenkoblet indre energimarked med flere indgangspunkter og tilbagegående strømme kan kun realiseres gennem en fuld sammenkobling af gasnettene, etablering af knudepunkter for flydende naturgas (LNG) i Unionens sydlige og østlige regioner, fuldførelse af nord-syd-gaskorridoren og den sydlige gaskorridor og gennem yderligere udvikling af indenlandsk produktion. Det er derfor nødvendigt at fremskynde udviklingen af sammenkoblinger og projekter, der er rettet mod diversificering af forsyningskilderne, hvilket allerede fremgår af energisikkerhedsstrategien.
(9)
Potentialet for at anvende mere effektive og mindre omkostningstunge foranstaltninger gennem regionalt samarbejde er indtil videre ikke blevet udnyttet fuldt ud. Dette vedrører ikke kun bedre koordinering af nationale afbødningsforanstaltninger i nødsituationer, men også nationale forebyggende foranstaltninger, såsom national oplagring eller politikker vedrørende LNG, som kan være strategisk vigtige for visse regioner i Unionen.
(10)
I solidaritetens ånd bør regionalt samarbejde med deltagelse af både offentlige myndigheder og naturgasvirksomheder være det vejledende princip i denne forordning med det formål at modvirke de konstaterede risici og optimere fordelene ved koordinerede foranstaltninger samt gennemføre de foranstaltninger, der er mest omkostningseffektive for forbrugerne i Unionen. Det regionale samarbejde bør gradvist suppleres af et styrket EU-perspektiv, der gør det muligt at benytte alle de tilgængelige forsyningsmuligheder og redskaber på hele det indre gasmarked. En vurdering på EU-plan af nødforsyningskorridorerne bør indarbejdes i det regionale samarbejde.
(11)
En risikobaseret tilgang til vurdering af forsyningssikkerheden og fastsættelse af forebyggende og afbødende foranstaltninger gør det muligt at koordinere indsatsen og genererer betydelige fordele for så vidt angår effektiviteten af foranstaltningerne og optimeringen af ressourcerne. Dette gælder navnlig foranstaltninger, der skal sikre en kontinuerlig forsyning til beskyttede kunder under meget krævende forhold, og foranstaltninger, der skal afbøde konsekvenserne af en nødsituation. En fælles vurdering af indbyrdes forbundne risici i risikogrupper, hvilket både er mere omfattende og mere præcist, vil sikre, at medlemsstaterne er bedre forberedte på en hvilken som helst krisesituation. I en nødsituation sikrer en koordineret og på forhånd aftalt tilgang til forsyningssikkerheden desuden en konsekvent reaktion og reducerer risikoen for negativt afsmittende virkninger, som rent nationale tilgange kunne have for nabomedlemsstaterne.
(12)
Med henblik på den risikobaserede tilgang bør der defineres risikogrupper på grundlag af de vigtigste grænseoverskridende risici for gasforsyningssikkerheden i Unionen. Sådanne risici blev identificeret i Kommissionens meddelelse af 16. oktober 2014 om det europæiske gassystems modstandsdygtighed på kort sigt og vurderingen i den seneste tiårige netudviklingsplan (TYNDP), der er udarbejdet af det europæiske net af transmissionssystemoperatører for gas (ENTSOG). For at give mulighed for en mere præcis og bedre fokuseret vurdering i denne forordning bør risikogrupperne sammensættes på grundlag af de vigtigste gasforsyningskilder og -ruter.
(13)
Med henblik på at bidrage til de fælles og nationale risikovurderinger bør ENTSOG i samarbejde med Gaskoordinationsgruppen og det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (ENTSO-E) gennemføre en simulering omfattende hele Unionen af scenarier for gasforsynings- og gasinfrastrukturafbrydelser. En sådan simulering bør gentages mindst hvert andet år. Med henblik på at styrke det regionale samarbejde ved at levere information om gasstrømme samt stille teknisk og operationel ekspertise til rådighed bør det regionale koordinationssystem for gas (ReCo System for Gas), der er oprettet af ENTSOG og består af stående ekspertgrupper, inddrages i gennemførelsen af simuleringer. ENTSOG bør sikre et passende niveau af gennemsigtighed og adgang til de modelantagelser, der anvendes i dets scenarier.
(14)
Kommissionen bør tillægges beføjelse til gennem delegerede retsakter at ajourføre risikogruppernes sammensætning på grundlag af udviklingen i de vigtigste grænseoverskridende risici for gasforsyningssikkerheden i Unionen og dens indvirkning på medlemsstaterne, idet der bør tages hensyn til resultatet af simuleringen omfattende hele Unionen og drøftelserne i Gaskoordinationsgruppen.
(15)
For at det regionale samarbejde kan gennemføres, bør medlemsstaterne blive enige om en samarbejdsmekanisme i hver risikogruppe. En sådan mekanisme bør udvikles i så god tid, at den fælles risikovurdering kan gennemføres, og at der kan drøftes og aftales passende og effektive grænseoverskridende foranstaltninger, der vil kræve samtykke fra hver af de berørte medlemsstater, der skal medtages i de regionale kapitler i de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne efter høring af Kommissionen. Medlemsstaterne kan frit aftale den samarbejdsmekanisme, der er bedst egnet for en given risikogruppe. Kommissionen bør have mulighed for at spille en formidlende rolle i den overordnede proces og dele oplysninger om bedste praksis for tilrettelæggelse af regionalt samarbejde, som f.eks. oprettelsen af en vekslende koordinatorfunktion i risikogrupperne, der tager sig af forberedelsen af de forskellige dokumenter, eller etableringen af særlige organer. Hvis der ikke er aftalt en samarbejdsmekanisme, bør Kommissionen foreslå en egnet samarbejdsmekanisme for en given risikogruppe.
(16)
Når der gennemføres en fælles risikovurdering, bør de kompetente myndigheder vurdere alle relevante risikofaktorer, der kunne føre til virkeliggørelsen af de vigtigste grænseoverskridende risici, for hvilke risikogruppen blev oprettet, herunder gasforsyningsafbrydelse fra den største enkeltstående leverandør. Disse risikofaktorer bør håndteres ved passende grænseoverskridende foranstaltninger, der aftales af de kompetente myndigheder i de berørte medlemsstater. De grænseoverskridende foranstaltninger bør medtages i de regionale kapitler i de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne. Desuden bør de kompetente myndigheder gennemføre en omfattende national risikovurdering og vurdere de naturskabte, teknologiske, kommercielle, finansielle, sociale, politiske og markedsrelaterede risici samt eventuelle øvrige relevante risici. Alle risici børimødegås ved hjælp af effektive, forholdsmæssige og ikkediskriminerende foranstaltninger, der fastsættes i de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne. Resultaterne af de fælles og nationale risikovurderinger bør også bidrage til risikovurderingerne af alle farer, der er omhandlet i artikel 6 i Europa-Parlamentets og Rådets afgørelse nr. 1313/2013/EU 
(
9
)
, og bør fuldt ud tages i betragtning i de nationale risikovurderinger.
(17)
For at sikre den bedste forberedelse med henblik på at undgå en gasforsyningsafbrydelse og afbøde konsekvenserne heraf, såfremt en sådan alligevel finder sted, bør de kompetente myndigheder i en given risikogruppe efter at have hørt de interesserede parter fastsætte forebyggende handlingsplaner og nødplaner, der vil indeholde regionale kapitler. De bør udformes således, at de tager højde for nationale risici på en sådan måde, at der drages fuld fordel af de muligheder, som regionalt samarbejde giver. Planerne bør have teknisk og operationel karakter, idet deres formål er at medvirke til at forhindre, at en nødsituation opstår eller eskalerer, eller afbøde konsekvenserne af en sådan. Planerne bør tage højde for elsystemers sikkerhed og bør være i overensstemmelse med energiunionens strategiske planlægnings- og rapporteringsværktøjer.
(18)
Ved fastsættelsen og gennemførelsen af de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne bør de kompetente myndigheder altid tage hensyn til den sikre drift af gassystemet på regionalt og nationalt niveau. De bør i disse planer behandle og fastsætte de tekniske begrænsninger, der påvirker nettets drift, herunder de tekniske og sikkerhedsmæssige årsager, der kan begrunde en begrænsning af strømmene i en nødsituation.
(19)
Kommissionen bør vurdere de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne under behørig hensyntagen til de synspunkter, der kommer til udtryk i Gaskoordinationsgruppen, og anbefale revision af planerne, navnlig hvis de ikke effektivt afhjælper de risici, der er konstateret i risikovurderingen, hvis de fordrejer konkurrencen eller hindrer et velfungerende indre energimarked, hvis de bringer gasforsyningssikkerheden i andre medlemsstater i fare, eller hvis de ikke er i overensstemmelse med bestemmelserne i denne forordning eller anden EU-ret. Medlemsstatens kompetente myndighed bør tage hensyn til Kommissionens henstillinger. Konkluderer Kommissionen i lyset af den kompetente myndigheds endelige holdning, at den pågældende foranstaltning vil bringe en anden medlemsstats eller Unionens gasforsyningssikkerhed i fare, bør Kommissionen fortsætte dialogen med den berørte medlemsstat for at indgå aftale om at ændre eller trække foranstaltningen tilbage.
(20)
De forebyggende handlingsplaner og nødplanerne bør regelmæssigt ajourføres og offentliggøres. For at sikre at nødplanerne altid er ajourførte og effektive, bør medlemsstaterne i perioden mellem ajourføringerne af planerne gennemføre mindst én test, der simulerer scenarier med middel og højt stressniveau og reaktioner i realtid. De kompetente myndigheder bør fremlægge testresultaterne for Gaskoordinationsgruppen.
(21)
Med henblik på at fremme risikovurderingen og udarbejdelsen af de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne og Kommissionens vurdering heraf er der behov for omfattende obligatoriske modeller, som omfatter alle de risici, der skal omfattes af risikovurderingen, og alle elementerne i de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne.
(22)
For at fremme kommunikationen mellem medlemsstaterne og Kommissionen bør der gives meddelelse om risikovurderingerne, de forebyggende handlingsplaner, nødplanerne og alle andre dokumenter og oplysninger, der er fastlagt i denne forordning, ved brug af et sikkert og standardiseret elektronisk anmeldelsessystem.
(23)
Visse kunder, herunder privatkunder og kunder, der leverer væsentlige sociale tjenester, er særligt sårbare og kan have behov for beskyttelse mod de negative virkninger af en gasforsyningsafbrydelse. Definitionen af sådanne beskyttede kunder bør ikke være i modstrid med Unionens solidaritetsmekanismer.
(24)
Det er hensigtsmæssigt at indsnævre definitionen af beskyttede kunder under solidaritetsmekanismen. Dette er nødvendigt som følge af medlemsstaternes forpligtelse til at yde solidaritet i ekstreme tilfælde og ved essentielle behov. Definitionen af solidaritetsbeskyttede kunder bør derfor begrænses til husholdninger, samtidig med at muligheden for på specifikke betingelser at medtage visse væsentlige sociale tjenester og fjernvarmeinstallationer bevares. Det er derfor muligt for medlemsstaterne inden for denne ramme at behandle sundhedspleje, væsentlige sociale omsorgstjenester, beredskabs- og sikkerhedstjenester som solidaritetsbeskyttede kunder, herunder hvor disse tjenester ydes af en offentlig administration.
(25)
Gasforsyningssikkerheden bør være et fælles ansvar, der deles af naturgasvirksomhederne, medlemsstaterne, gennem deres kompetente myndigheder, og Kommissionen inden for deres respektive kompetenceområder. Et sådant fælles ansvar forudsætter et meget tæt samarbejde mellem disse parter. Dog kan kunder, som bruger gas til elproduktion eller industrielle formål, også spille en vigtig rolle for gasforsyningssikkerheden gennem deres evne til at reagere på en krise med foranstaltninger på efterspørgselssiden, f.eks. afbrydelige kontrakter og brændselsomlægning, som har direkte indvirkning på balancen mellem udbud og efterspørgsel. Gasforsyningssikkerheden til visse kunder, som bruger gas til elproduktion, kan desuden i visse tilfælde også anses for essentiel. I en nødsituation bør det på visse betingelser være muligt for en medlemsstat at prioritere gasforsyningen til sådanne kunder, også frem for gasforsyningen til beskyttede kunder. I ekstraordinære tilfælde kan gasforsyning til nogle af de kunder, der i en nødsituation prioriteres frem for beskyttede kunder, også opretholdes i en medlemsstat, der udviser solidaritet, for at undgå alvorlige skader på elektricitets- eller gassystemets funktion i den pågældende medlemsstat. En sådan særlig foranstaltning bør ikke berøre Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2005/89/EF 
(
10
)
.
(26)
De kompetente myndigheder bør arbejde tæt sammen med andre relevante nationale myndigheder, navnlig med nationale regulerende myndigheder, når de udfører de opgaver, der er fastsat i nærværende forordning.
(27)
Infrastrukturstandarden bør pålægge medlemsstaterne at opretholde et minimum af infrastruktur for at sikre en vis grad af overskydende kapacitet i systemet i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur. Da en analyse udført på grundlag af N – 1-formlen er en rent kapacitetsbaseret tilgang, bør resultaterne af N – 1-formlen suppleres af en detaljeret analyse, der også medtager gasstrømme.
(28)
I medfør af forordning (EU) nr. 994/2010 sikrer transmissionssystemoperatørerne en fysisk tovejskapacitet, som er permanent på alle grænseoverskridende sammenkoblinger, medmindre der er indrømmet en undtagelse fra denne forpligtelse. Dette har til formål at sikre, at der altid tages højde for de mulige fordele ved permanent tovejskapacitet, når der planlægges en ny sammenkobling. Tovejskapacitet kan imidlertid både anvendes til at levere gas til nabomedlemsstaterne og til andre langs gasforsyningskorridoren. De fordele, som en permanent fysisk tovejskapacitet har for gasforsyningssikkerheden, bør derfor ses ud fra et bredere perspektiv, der har fokus på solidaritet og øget samarbejde. Når det overvejes at etablere tovejskapacitet, bør der udarbejdes en omfattende cost-benefit-analyse, der tager højde for hele transportkorridoren. De berørte kompetente myndigheder bør pålægges at revurdere de undtagelser, der er indrømmet i henhold til forordning (EU) nr. 994/2010, på grundlag af resultaterne af de fælles risikovurderinger. Det overordnede mål bør være at have en voksende tovejskapacitet og begrænse fremtidige grænseoverskridende projekter med envejskapacitet mest muligt.
(29)
Kapacitet ved et sammenkoblingspunkt i en medlemsstat kan konkurrere med kapacitet ved udgangssteder fra gasnettet til en gaslagerfacilitet. Som følge deraf kan der opstå en situation, hvor en fast reservation af udgangskapacitet til oplagring mindsker den teknisk tilgængelige kapacitet, som skal tildeles ved sammenkoblingspunktet. For at sikre en højere grad af energisikkerhed i en nødsituation bør denne forordning indeholde en klar prioritetsregel. Enhver reserveret kapacitet ved sammenkoblingspunktet bør gives prioritet i forhold til konkurrerende kapacitet ved et udgangssted til en lagerfacilitet, hvorved det gøres muligt for transmissionssystemoperatøren at tildele den maksimale tekniske kapacitet ved sammenkoblingspunktet for at give mulighed for højere gasstrømme til den nabomedlemsstat, der har erklæret en nødsituation. Dette kan have den konsekvens, at gasinjektioner til oplagring ikke kan finde sted eller kun kan finde sted med reducerede mængder til trods for en fast forhåndsreservation. For at kompensere for det heraf følgende økonomiske tab bør denne forordning fastsætte en rimelig kompensation, der skal anvendes direkte og straks mellem de berørte systembrugere. De berørte transmissionssystemoperatører bør samarbejde i overensstemmelse med de relevante retsakter for at anvende denne prioritetsregel.
(30)
I Rådets direktiv 2008/114/EF 
(
11
)
 fastsættes en proces med henblik på at forbedre sikkerheden for udpegede kritiske europæiske infrastrukturer, herunder visse gasinfrastrukturer i Unionen. Med direktiv 2008/114/EF og denne forordning bidrages der til at skabe en helhedsorienteret tilgang til Unionens energisikkerhed.
(31)
I denne forordning fastsættes der standarder for forsyningssikkerhed, der er tilstrækkeligt harmoniserede, og der som minimum tager højde for den situation, der opstod i januar 2009, da gasforsyningen fra Rusland blev afbrudt. Disse standarder tager højde for forskellene mellem medlemsstaterne, offentlige serviceforpligtelser og foranstaltninger til forbrugerbeskyttelse som omhandlet i artikel 3 i direktiv 2009/73/EF. Forsyningssikkerhedsstandarderne bør være stabile for at tilvejebringe den nødvendige retssikkerhed, bør være klart defineret og bør ikke pålægge naturgasvirksomheder urimelige og uforholdsmæssige byrder. De bør også sikre naturgasvirksomheder i Unionen lige adgang til nationale kunder. Medlemsstaterne bør træffe foranstaltninger, der på en effektiv og forholdsmæssigt afpasset måde vil sikre, at naturgasvirksomheder overholder den pågældende standard, herunder muligheden for at pålægge leverandører bøder, hvor medlemsstaterne finder det hensigtsmæssigt.
(32)
Alle naturgasvirksomheders og kompetente myndigheders roller og ansvarsområder bør defineres præcist for at opretholde et velfungerende indre gasmarked, navnlig i forbindelse med forsyningsafbrydelser og i krisesituationer. Sådanne roller og ansvarsområder bør fastlægges på en sådan måde, at de er i overensstemmelse med en tilgang på tre niveauer, som i første omgang vil inddrage de relevante naturgasvirksomheder og industrien, i anden omgang medlemsstaterne på nationalt eller regionalt niveau og i tredje omgang Unionen. Denne forordning bør sætte naturgasvirksomheder og kunder i stand til at forlade sig på markedsbaserede foranstaltninger så længe som muligt, når afbrydelser håndteres. Den bør imidlertid også fastsætte mekanismer, som kan anvendes, når markederne ikke længere selv er i stand til på passende vis at håndtere en gasforsyningsafbrydelse.
(33)
I tilfælde af en gasforsyningsafbrydelse bør alle markedsaktører gives tilstrækkelig mulighed for at reagere på situationen med markedsbaserede foranstaltninger. Hvis de markedsbaserede foranstaltninger er udtømte, og de anvendte foranstaltninger stadig ikke er tilstrækkelige, bør medlemsstaterne og deres kompetente myndigheder træffe foranstaltninger for at eliminere eller afbøde konsekvenserne af en gasforsyningsafbrydelse.
(34)
Hvis medlemsstaterne planlægger at indføre ikkemarkedsbaserede foranstaltninger, bør indførelsen af disse ledsages af en beskrivelse af deres økonomiske konsekvenser. Dette sikrer, at kunderne har de oplysninger om omkostningerne ved sådanne foranstaltninger, som de har brug for, og at foranstaltningerne er gennemsigtige, særlig hvad angår deres konsekvenser for gasprisen.
(35)
Kommissionen bør have beføjelse til at sikre, at nye forebyggende ikkemarkedsbaserede foranstaltninger ikke bringer gasforsyningssikkerheden i andre medlemsstater eller i Unionen i fare. I betragtning af at sådanne foranstaltninger kan være særlig skadelige for gasforsyningssikkerheden, er det hensigtsmæssigt, at de først træder i kraft, når de er godkendt af Kommissionen eller er blevet ændret i overensstemmelse med en afgørelse fra Kommissionen.
(36)
Foranstaltninger på efterspørgselssiden, såsom brændselsomlægning eller reducering af gasforsyningen til store industrikunder i en rækkefølge, der er økonomisk effektiv, kan komme til at spille en værdifuld rolle for gasforsyningssikkerheden, hvis de kan anvendes hurtigt og reducere efterspørgslen betydeligt i tilfælde af en gasforsyningsafbrydelse. Der bør gøres mere for at fremme energieffektivitet, særlig hvor der er behov for foranstaltninger på efterspørgselssiden. Der bør tages højde for de miljømæssige konsekvenser af enhver foreslået foranstaltning, hvad enten det er på efterspørgsels- eller udbudssiden, idet foranstaltninger med mindst mulig konsekvenser for miljøet så vidt muligt bør foretrækkes. Samtidig bør aspekter vedrørende gasforsyningssikkerheden og konkurrencedygtighed tages i betragtning.
(37)
Det er nødvendigt at sikre forudsigeligheden af den foranstaltning, der skal træffes i en nødsituation, så alle markedsdeltagerne har tilstrækkelig mulighed for at reagere og forberede sig på de pågældende omstændigheder. De kompetente myndigheder bør derfor som hovedregel handle i overensstemmelse med deres nødplan. I behørigt begrundede ekstraordinære tilfælde bør de kunne træffe foranstaltninger, der afviger fra disse planer. Det er også vigtigt, at nødsituationer erklæres på en mere gennemsigtig og forudsigelig måde. Oplysninger om systemets balanceringsposition (den samlede status for transmissionsnettet), som der er fastsat regler om i Kommissionens forordning (EU) nr. 312/2014 
(
12
)
, kan spille en vigtig rolle i denne henseende. Disse oplysninger bør være tilgængelige i realtid for de kompetente myndigheder og, for så vidt disse ikke er de kompetente myndigheder, for de nationale regulerende myndigheder.
(38)
Som påvist i forbindelse med stresstesten fra oktober 2014 er der brug for solidaritet for at sikre gasforsyningssikkerheden i Unionen. Det spreder virkningerne mere jævnt og mindsker de samlede virkninger af en alvorlig afbrydelse. Solidaritetsmekanismen er udformet med henblik på at håndtere ekstreme situationer, hvor forsyning til solidaritetsbeskyttede kunder som et essentielt behov og en nødvendig prioritet er på spil i en medlemsstat. Solidaritet sikrer samarbejde med mere sårbare medlemsstater. Samtidig er solidaritet en sidste udvej, der kun gælder i en nødsituation og kun under restriktive betingelser. Hvis en medlemsstat erklærer en nødsituation, bør der derfor anvendes en gradvis og forholdsmæssig tilgang for at sikre gasforsyningssikkerheden. Den medlemsstat, der har erklæret nødsituationen, bør navnlig først gennemføre alle de nødforanstaltninger, der er fastsat i densnødplan, for at sikre gasforsyningen til sine solidaritetsbeskyttede kunder. Samtidig bør alle medlemsstater, der har indført en højere forsyningsstandard, midlertidigt reducere denne til den normale forsyningsstandard for at gøre gasmarkedet mere likvidt, såfremt den medlemsstat, der erklærer nødsituationen, meddeler, at det er nødvendigt med grænseoverskridende tiltag. Hvis disse to sæt foranstaltninger ikke tilvejebringer den nødvendige forsyning, bør direkte forbundne medlemsstater iværksætte solidaritetsforanstaltninger for at sikre gasforsyningen til solidaritetsbeskyttede kunder i den medlemsstat, der står i nødsituationen, på anmodning fra den pågældende medlemsstat. Sådanne solidaritetsforanstaltninger bør bestå i at sikre, at gasforsyningen til andre kunder end solidaritetsbeskyttede kunder på området for den medlemsstat, der yder solidaritet, nedsættes eller ophører med henblik på at frigøre gasmængder i det omfang, det er nødvendigt, og så længe gasforsyningen til solidaritetsbeskyttede kunder i den medlemsstat, der anmoder om solidaritet, ikke er tilfredsstillende. Intet i denne forordning bør forstås som, at en medlemsstat skal eller må udøve offentlig myndighed i en anden medlemsstat.
(39)
Solidaritetsforanstaltninger bør også iværksættes som en sidste udvej, når en medlemsstat er forbundet med en anden medlemsstat gennem et tredjeland, medmindre strømmene begrænses gennem tredjelandet, og når der er aftale mellem de relevante medlemsstater, der, i det omfang det er hensigtsmæssigt, bør inddrage det tredjeland, som de er forbundet gennem.
(40)
Når solidaritetsforanstaltninger iværksættes som en sidste udvej, bør nedsættelsen eller afbrydelsen af gasforsyningen i den medlemsstat, der yder solidaritet, hvor nødvendigt for, at medlemsstaten kan opfylde sine solidaritetsforpligtelser, og for at undgå forskelsbehandling, anvendes over for alle kunder, der ikke er solidaritetsbeskyttede kunder, uanset om de modtager gas direkte eller gennem solidaritetsbeskyttede fjernvarmeinstallationer i form af varme. Det samme bør sikres omvendt for så vidt angår kunder, der ikke er solidaritetsbeskyttede kunder i den medlemsstat, der modtager gas under solidaritetsmekanismen.
(41)
Når der iværksættes solidaritetsforanstaltninger som en sidste udvej, er det at foretrække, at gasforbruget i den medlemsstat, der yder solidaritet, som et første skridt reduceres frivilligt, ved hjælp af markedsbaserede foranstaltninger som f.eks. frivillige foranstaltninger på efterspørgselssiden eller modsatrettede auktioner, hvor visse kunder som f.eks. industrikunder meddeler transmissionssystemoperatøren eller en anden ansvarlig myndighed den pris, der kunne få dem til at reducere eller standse deres gasforbrug. Hvis markedsbaserede foranstaltninger viser sig at være utilstrækkelige til at afhjælpe underskuddet i den nødvendige gasforsyning og i betragtning af vigtigheden af solidaritetsforanstaltninger som en sidste udvej, bør den medlemsstat, der yder solidaritet, som andet skridt kunne gøre brug af ikkemarkedsbaserede foranstaltninger, herunder afskæring af visse kundegrupper, for at opfylde sine solidaritetsforpligtelser.
(42)
Solidaritetsforanstaltninger som en sidste udvej bør iværksættes på grundlag af kompensation. Den medlemsstat, der yder solidaritet, bør straks modtage en rimelig kompensation af den medlemsstat, der modtager solidaritet, herunder for den gas, der leveres til dens område, og for alle andre relevante og rimelige omkostninger i forbindelse med ydelsen af solidaritet. Solidaritetsforanstaltninger som sidste udvej bør være betinget af, at den medlemsstat, der anmoder om solidaritet, forpligter sig til at betale en sådan rimelig og omgående kompensation. Denne forordning harmoniserer ikke alle aspekter af rimelig kompensation. De berørte medlemsstater bør vedtage de nødvendige foranstaltninger, navnlig tekniske, retlige og finansielle ordninger, for at gennemføre bestemmelser om omgående og rimelig kompensation mellem dem.
(43)
Når der iværksættes solidaritetsforanstaltninger i henhold til bestemmelserne i denne forordning, gennemfører medlemsstaterne EU-retten og er derfor forpligtet til at respektere grundlæggende rettigheder som sikret af EU-retten. Sådanne foranstaltninger kan derfor give anledning til en forpligtelse for en medlemsstat til at betale kompensation til dem, der er berørt af dens foranstaltninger. Medlemsstaterne bør derfor sikre, at der er fastsat nationale kompensationsregler, der er i overensstemmelse med EU-retten, navnlig med grundlæggende rettigheder. Det bør desuden sikres, at den medlemsstat, der modtager solidaritet, i sidste ende afholder alle rimelige omkostninger, der er påløbet som følge af den nævnte forpligtelse til at betale kompensation påhvilende den medlemsstat, der yder solidaritet, og yderligere rimelige omkostninger i forbindelse med betalingen af kompensation i henhold til de nævnte nationale kompensationsregler.
(44)
Eftersom det kan være, at mere end én medlemsstat yder solidaritet til den anmodende medlemsstat, bør der være en byrdedelingsmekanisme. I henhold til denne mekanisme bør den medlemsstat, der anmoder om solidaritet, efter høring af alle berørte medlemsstater søge det mest fordelagtige tilbud på grundlag af omkostninger, leveringshastighed, pålidelighed og diversificering af forsyninger af gas fra forskellige medlemsstater. Medlemsstaterne bør give sådanne tilbud på grundlag af frivillige foranstaltninger på efterspørgselssiden i så stort omfang og i så lang tid som muligt, inden der anvendes ikkemarkedsbaserede foranstaltninger.
(45)
Denne forordning indfører for første gang en sådan solidaritetsmekanisme mellem medlemsstaterne som et instrument til at afbøde virkningerne af en alvorlig nødsituation inden for Unionen, herunder en byrdedelingsmekanisme. Kommissionen bør derfor revidere byrdedelingsmekanismen og solidaritetsmekanismen generelt i betragtning af de fremtidige erfaringer med funktionen heraf og, hvor det er hensigtsmæssigt, foreslå ændringer heraf.
(46)
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. Kommissionen bør udarbejde juridisk ikkebindende vejledning om de nøgleelementer, der bør indgå i sådanne ordninger.
(47)
Så længe en medlemsstat kan dække gasforbruget hos sine solidaritetsbeskyttede kunder med sin egen produktion og derfor ikke behøver at anmode om solidaritet, bør den være undtaget fra forpligtelsen til at indgå tekniske, retlige og finansielle ordninger med andre medlemsstater med det formål at modtage solidaritet. Dette bør ikke berøre den relevante medlemsstats forpligtelse til at yde andre medlemsstater solidaritet.
(48)
Der bør være et værn i tilfælde af, at Unionen måtte pådrage sig omkostninger på grund af et ansvar, bortset fra ansvar for retsstridige handlinger eller retsstridig adfærd i henhold til artikel 340, stk. 2, i TEUF, med hensyn til foranstaltninger, som medlemsstaterne skal træffe i henhold til denne forordnings bestemmelser om solidaritetsmekanismen. I sådanne tilfælde er det passende, at den medlemsstat, der modtager solidaritet, godtgør Unionens omkostninger.
(49)
Solidaritet bør også om nødvendigt tage form af civilbeskyttelsesbistand, som ydes af Unionen og dens medlemsstater. Denne bistand bør lettes og koordineres af Unionens civilbeskyttelsesmekanisme, som er indført ved afgørelse nr. 1313/2013/EU, der sigter mod at styrke samarbejdet mellem Unionen og medlemsstaterne og at fremme koordineringen på civilbeskyttelsesområdet for at gøre systemer vedrørende forebyggelsen, beredskabet og indsatsen i tilfælde af naturkatastrofer og menneskeskabte katastrofer mere effektive.
(50)
Med henblik på at vurdere gasforsyningssikkerheden for en medlemsstat eller i en del af eller hele Unionen er det afgørende at have adgang til de relevante oplysninger. Medlemsstaterne og Kommissionen har navnlig brug for regelmæssigt at få oplysninger fra naturgasvirksomhederne om de primære parametre for gasforsyningen, herunder nøjagtige målinger af de tilgængelige lagrede reserver, idet disse er en afgørende faktor ved udformningen af gasforsyningssikkerhedspolitikker. Hvis der er rimelige grunde hertil, og uanset om der er erklæret en nødsituation, bør det også være muligt at få adgang til yderligere oplysninger, der måtte være nødvendige for at kunne vurdere den samlede gasforsyningssituation. Disse yderligere oplysninger vil typisk omfatte andre oplysninger om leveringen af gas end priser som f.eks. minimums- og maksimumsgasmængder, leveringssteder eller betingelser for suspension af gasleverancer.
(51)
En effektiv og målrettet mekanisme for medlemsstaternes og Kommissionens adgang til vigtige gasforsyningskontrakter bør sikre en omfattende vurdering af de relevante risici, der kan føre til en gasforsyningsafbrydelse eller gribe forstyrrende ind i de nødvendige afbødende foranstaltninger, såfremt der alligevel opstår en krise. I henhold til denne mekanisme bør visse vigtige gasforsyningskontrakter, uanset gassens oprindelse i eller uden for Unionen, automatisk meddeles de mest påvirkede medlemsstaters kompetente myndighed. Nye kontrakter eller ændringer bør meddeles umiddelbart efter deres indgåelse. For at sikre gennemsigtighed og pålidelighed bør eksisterende kontrakter også meddeles. Meddelelsespligten bør også omfatte alle kommercielle aftaler, der er relevante for opfyldelsen af gasforsyningskontrakten, herunder relevante aftaler, der kan være forbundet med infrastruktur, oplagring og andre aspekter af betydning for gasforsyningssikkerheden.
(52)
Enhver forpligtelse til automatisk at give meddelelse til den kompetente myndighed om kontrakter bør være forholdsmæssig. Anvendes denne forpligtelse på kontrakter mellem en leverandør og en køber, der dækker, hvad der svarer til 28 % eller mere af det årlige gasforbrug på det nationale marked, rammes den rette balance for så vidt angår administrativ effektivitet og gennemsigtighed, samtidig med at der fastsættes klare forpligtelser for markedsdeltagerne. Den kompetente myndighed bør vurdere kontrakten med henblik på gasforsyningssikkerheden og forelægge resultaterne af vurderingen for Kommissionen. Hvis den kompetente myndighed er i tvivlom, hvorvidt en kontrakt udgør en risiko for gasforsyningssikkerheden i medlemsstaten eller en region, giver den Kommissionen meddelelse om kontrakten med henblik på vurdering. Dette betyder ikke, at andre gasforsyningskontrakter ikke er relevante for gasforsyningssikkerheden. Hvis den kompetente myndighed i den mest påvirkede medlemsstat eller Kommissionen vurderer, at en gasforsyningskontrakt, der ikke er omfattet af automatisk meddelelse i henhold til denne forordning, på grund af sine særlige karakteristika, den kundegruppe der forsynes, eller dens relevans for gasforsyningssikkerheden, kan true gasforsyningssikkerheden for en medlemsstat, en region eller Unionen, bør den kompetente myndighed eller Kommissionen derfor kunne anmode om at få forelagt den pågældende kontrakt for at vurdere dens indvirkning på gasforsyningssikkerheden. Der bør f.eks. kunne anmodes om den pågældende kontrakt, hvis der opstår ændringer i gasforsyningsmønstret til en eller flere givne købere i en medlemsstat, som ikke ville være at forvente, hvis markederne fungerede normalt, og som potentielt kan have indflydelse på gasforsyningen i Unionen eller dele af Unionen. En sådan mekanisme vil sikre, at adgangen til andre vigtige gasforsyningskontrakter med relevans for forsyningssikkerheden er garanteret. En sådan anmodning bør være begrundet, idet der bør tages højde for behovet for at begrænse den pågældende foranstaltnings administrative byrde så meget som muligt.
(53)
Kommissionen kan foreslå medlemsstaterne at ændre risikovurderingerne og de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne for at tage højde for oplysningerne i kontrakterne. Bestemmelserne i denne forordning bør ikke berøre Kommissionens ret til at anlægge traktatbrudssøgsmål i overensstemmelse med artikel 258 i TEUF og til at håndhæve konkurrencereglerne, herunder statsstøttereglerne.
(54)
Alle kontrakter og kontraktmæssige oplysninger modtaget inden for denne ramme, herunder den kompetente myndigheds eller Kommissionens vurderinger, bør forblive fortrolige, navnlig for at beskytte forretningsmæssigt følsomme oplysninger og integriteten og den korrekte funktion af ordningen for udveksling af oplysninger. Sådan fortrolighed kan også være relevant for den offentlige sikkerhed i betragtning af den betydning, som en væsentlig råvare som gas kan have for medlemsstaterne. De kompetente myndigheders eller Kommissionens meningsfulde og omfattende vurderinger vil desuden navnlig omfatte oplysninger vedrørende den offentlige sikkerhed, kommercielle oplysninger eller henvisninger dertil. Det er derfor nødvendigt at sikre fortroligheden af vurderingerne. Det er ligeledes vigtigt, at de, der modtager fortrolige oplysninger i henhold til denne forordning, er underlagt tavshedspligt. Kommissionen, kompetente myndigheder og nationale regulerende myndigheder, organer eller personer, der modtager fortrolige oplysninger i henhold til denne forordning, bør sikre fortroligheden af de oplysninger, de modtager.
(55)
Der bør være et forholdsmæssigt system for krisestyring og udveksling af oplysninger baseret på tre kriseniveauer: Tidlig varsling, alarm og nødsituation. Hvis en medlemsstats kompetente myndighed erklærer et af kriseniveauerne, bør den straks underrette Kommissionen og de kompetente myndigheder i de medlemsstater, som medlemsstaten, den henhører under, er direkte forbundet med. I tilfælde af en erklæring af en nødsituation bør medlemsstaterne i risikogruppen ligeledes underrettes. Kommissionen bør erklære en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau efter anmodning fra mindst to kompetente myndigheder, der har erklæret en nødsituation. For at sikre et passende niveau for udveksling af oplysninger og samarbejde i tilfælde af en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau bør Kommissionen koordinere de kompetente myndigheders foranstaltninger under fuld hensyntagen til de relevante oplysninger fra og resultaterne af høringen af Gaskoordinationsgruppen. Kommissionen bør erklære nødsituationen på regionalt niveau eller EU-niveau for ophævet, hvis den efter vurderingen af situationen konkluderer, at erklæringen af en nødsituation ikke længere er berettiget.
(56)
Gaskoordinationsgruppen bør fungere som Kommissionens rådgiver og bistå med koordineringen af gasforsyningssikkerhedsforanstaltninger i tilfælde af en nødsituation på EU-niveau. Den bør også overvåge, om de foranstaltninger, der skal træffes i medfør af denne forordning, er tilstrækkelige og hensigtsmæssige, herunder foreneligheden af de forebyggende handlingsplaner og nødplaner, der udarbejdes af forskellige risikogrupper.
(57)
En gaskrise kan strække sig ud over Unionens grænser og ligeledes omfatte de kontraherende parter i Energifællesskabet. Som en part i energifællesskabstraktaten bør Unionen søge at fremme ændringer af nævnte traktat med det mål at skabe et integreret marked og et fælles reguleringsområde ved at skabe passende og stabile retlige rammer. For at sikre, at der i den mellemliggende periode er en effektiv krisestyring på grænserne mellem medlemsstaterne og de kontraherende parter, opfordres de til at arbejde tæt sammen, når de forebygger, forbereder sig på og håndterer en gaskrise.
(58)
Da gasforsyninger fra tredjelande er centrale for gasforsyningssikkerhed i Unionen, bør Kommissionen koordinere foranstaltninger angående tredjelande, samarbejde med leverandør- og transitlande om ordninger, der kan håndtere krisesituationer, og sikre, at der opretholdes en stabil gasforsyning til Unionen. Kommissionen børkunne indsætte en taskforce med henblik på at overvåge gasstrømme til Unionen i krisesituationer efter at have hørt medlemsstaterne og de berørte tredjelande og, i tilfælde af en krise som følge af problemer i et tredjeland, fungere som mægler og formidler. Kommissionen bør med regelmæssige mellemrum aflægge rapport til Gaskoordinationsgruppen.
(59)
Hvis der findes pålidelige oplysninger om en situation uden for Unionen, som truer gasforsyningssikkerheden i en eller flere medlemsstater, og som kan udløse en tidlig varslingsmekanisme, der omfatter Unionen og et tredjeland, bør Kommissionen uden forsinkelse underrette Gaskoordinationsgruppen, og Unionen bør træffe passende foranstaltninger for at forsøge at afbøde situationen.
(60)
Målet for denne forordning, nemlig at beskytte gasforsyningssikkerheden i Unionen, kan ikke i tilstrækkelig grad opfyldes af medlemsstaterne, der handler på egen hånd, men kan på grund af dets omfang og virkninger bedre nås på EU-plan; Unionen kan derfor vedtage foranstaltninger i overensstemmelse med nærhedsprincippet, jf. artikel 5 i traktaten om Den Europæiske Union. I overensstemmelse med proportionalitetsprincippet, jf. nævnte artikel, går denne forordning ikke videre, end hvad der er nødvendigt for at nå dette mål.
(61)
For at sikre en hurtig reaktion fra Unionen på ændrede omstændigheder med hensyn til gasforsyningssikkerheden bør beføjelsen til at vedtage retsakter delegeres til Kommissionen i overensstemmelse med artikel 290 i TEUF for så vidt angår sammensætningen af risikogrupperne samt modeller for risikovurderingen og for de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne. Det er af 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 
(
13
)
. For at sikre lige deltagelse i forberedelsen af delegerede retsakter modtager Europa-Parlamentet og Rådet navnlig alle dokumenter på samme tid som medlemsstaternes eksperter, og deres eksperter har systematisk adgang til møder i Kommissionens ekspertgrupper, der beskæftiger sig med forberedelsen af delegerede retsakter.
(62)
Medlemsstaternes ret til at fastsætte betingelserne for udnyttelsen af deres energiressourcer, jf. artikel 194, stk. 2, i TEUF, berøres ikke af denne forordning.
(63)
Forordning (EU) nr. 994/2010 bør ophæves. For at undgå at der opstår juridisk usikkerhed, bør de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne, der er udarbejdet i henhold til nævnte forordning, dog fortsat gælde, indtil de nye forebyggende handlingsplaner og nødplaner, der udarbejdes i henhold til nærværende forordning, er vedtaget for første gang —
VEDTAGET DENNE FORORDNING:
Artikel 1
Genstand
Ved denne forordning fastsættes bestemmelser med henblik på beskyttelse af gasforsyningssikkerheden i Unionen ved at sikre, at det indre marked for naturgas (»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.
Artikel 2
Definitioner
I denne forordning forstås ved:
1)   
»sikkerhed«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- sikkerhed som defineret i artikel 2, nr. 32), i direktiv 2009/73/EF
2)   
»kunde«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- kunde som defineret i artikel 2, nr. 24), i direktiv 2009/73/EF
3)   
»privatkunde«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- privatkunde som defineret i artikel 2, nr. 25), i direktiv 2009/73/EF
4)   
»væsentlig social tjeneste«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- en tjeneste, der vedrører sundhedspleje, væsentlig social omsorg, beredskab, sikkerhed, uddannelse eller offentlig administration
5)   
»beskyttet kunde«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- en privatkunde, som er tilsluttet et gasdistributionsnet, og derudover, hvis den pågældende medlemsstat træffer afgørelse herom, en eller flere af følgende, forudsat at de i litra a) og b) omhandlede virksomheder eller tjenester tilsammen ikke udgør mere end 20 % af det samlede årlige gasforbrug i den pågældende medlemsstat:
a)
små eller mellemstore virksomheder, forudsat de er tilsluttet et gasdistributionsnet
b)
en væsentlig social tjeneste, forudsat den er tilsluttet et gasdistributions- eller transmissionsnet
c)
en fjernvarmeinstallation, i det omfang den leverer varme til privatkunder, små eller mellemstore virksomheder eller væsentlige sociale tjenester, forudsat at en sådan installation ikke kan skifte til andre brændsler end gas
6)   
»solidaritetsbeskyttet kunde«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- en privatkunde, som er tilsluttet et gasdistributionsnet; »solidaritetsbeskyttet kunde« kan derudover omfatte en eller begge af følgende:
a)
en fjernvarmeinstallation, hvis der er tale om en beskyttet kunde i den pågældende medlemsstat, og kun for så vidt som den leverer varme til privatkunder eller væsentlige sociale tjenester, bortset fra tjenester, der vedrører uddannelse og offentlig administration
b)
en væsentlig social tjeneste, hvis der er tale om en beskyttet kunde i den pågældende medlemsstat, bortset fra tjenester, der vedrører uddannelse og offentlige administration
7)   
»kompetent myndighed«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- en national offentlig myndighed på regeringsplan eller en national regulerende myndighed, der er udpeget af en medlemsstat til at sikre gennemførelsen af de foranstaltninger, der er fastsat i denne forordning
8)   
»national regulerende myndighed«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- en national regulerende myndighed, der er udpeget i henhold til artikel 39, stk. 1, i direktiv 2009/73/EF
9)   
»naturgasvirksomhed«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- naturgasvirksomhed som defineret i artikel 2, nr. 1), i direktiv 2009/73/EF
10)   
»gasforsyningskontrakt«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- gasforsyningskontrakt som defineret i artikel 2, nr. 34), i direktiv 2009/73/EF
11)   
»transmission«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- transmission som defineret i artikel 2, nr. 3), i direktiv 2009/73/EF
12)   
»transmissionssystemoperatør«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- transmissionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 4), i direktiv 2009/73/EF
13)   
»distribution«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- distribution som defineret i artikel 2, nr. 5), i direktiv 2009/73/EF
14)   
»distributionssystemoperatør«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- distributionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 6), i direktiv 2009/73/EF
15)   
»sammenkoblingslinje«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- sammenkoblingslinje som defineret i artikel 2, nr. 17), i direktiv 2009/73/EF
16)   
»nødforsyningskorridorer«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- EU-gasforsyningsruter, der hjælper medlemsstaterne med bedre at kunne afhjælpe virkningerne af potentielle afbrydelser af forsyning eller infrastruktur
17)   
»lagerkapacitet«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- lagerkapacitet som defineret i artikel 2, nr. 28), i forordning (EF) nr. 715/2009
18)   
»teknisk kapacitet«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- teknisk kapacitet som defineret i artikel 2, nr. 18), i forordning (EF) nr. 715/2009
19)   
»uafbrydelig kapacitet«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- uafbrydelig kapacitet som defineret i artikel 2, nr. 16), i forordning (EF) nr. 715/2009
20)   
»afbrydelig kapacitet«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- afbrydelig kapacitet som defineret i artikel 2, nr. 13), i forordning (EF) nr. 715/2009
21)   
»kapacitet ved en LNG-facilitet«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- kapacitet ved en LNG-facilitet som defineret i artikel 2, nr. 24), i forordning (EF) nr. 715/2009
22)   
»LNG-facilitet«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- LNG-facilitet som defineret i artikel 2, nr. 11), i direktiv 2009/73/EF
23)   
»lagerfacilitet«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- lagerfacilitet som defineret i artikel 2, nr. 9), i direktiv 2009/73/EF
24)   
»system«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- system som defineret i artikel 2, nr. 13), i direktiv 2009/73/EF
25)   
»systembruger«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- systembruger som defineret i artikel 2, nr. 23), i direktiv 2009/73/EF
26)   
»hjælpefunktioner«
DA,EL,ES,HU,NL,SV=:;ET,LT=-- hjælpefunktioner som defineret i artikel 2, nr. 14), i direktiv 2009/73/EF.
Artikel 3
Ansvaret for gasforsyningssikkerheden
1.   Gasforsyningssikkerheden er et fælles ansvar, som påhviler naturgasvirksomhederne, medlemsstaterne, navnlig gennem deres kompetente myndigheder, og Kommissionen, inden for deres respektive aktivitets- og kompetenceområder.
2.   Hver medlemsstat udpeger en kompetent myndighed. De kompetente myndigheder samarbejder om gennemførelsen af denne forordning. Medlemsstaterne kan give den kompetente myndighed mulighed for at uddelegere specifikke opgaver, der er fastsat i denne forordning, til andre organer. Uddelegerer de kompetente myndigheder opgaven bestående i at erklære et af de i artikel 11, stk. 1, omhandlede kriseniveauer, kan de kun gøre dette til en offentlig myndighed, en transmissionssystemoperatør eller en distributionssystemoperatør. Uddelegerede opgaver varetages under den kompetente myndigheds tilsyn og specificeres i den forebyggende handlingsplan og i nødplanen.
3.   Hver medlemsstat underretter uden forsinkelse Kommissionen om og offentliggør navnet på sin kompetente myndighed og om enhver ændring i den henseende.
4.   Når den kompetente myndighed gennemfører foranstaltningerne i denne forordning, fastlægger den rollerne og ansvarsområderne for de forskellige berørte aktører på en sådan måde, at der sikres en tilgang på tre niveauer, som i første omgang inddrager de relevante naturgasvirksomheder, elektricitetsvirksomheder, hvis det er relevant, og industrien, i anden omgang medlemsstaterne på nationalt eller regionalt niveau og i tredje omgang Unionen.
5.   Kommissionen koordinerer de kompetente myndigheders foranstaltninger på regionalt niveau og EU-niveau i medfør af denne forordning, bl.a. gennem Gaskoordinationsgruppen eller, navnlig i tilfælde af en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau, jf. artikel 12, stk. 1, gennem krisestyringsgruppen, jf. artikel 12, stk. 4.
6.   I tilfælde af en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau samarbejder og udveksler transmissionssystemoperatørerne oplysninger ved hjælp af ReCo System for Gas, der er oprettet af ENTSOG. ENTSOG underretter Kommissionen og de kompetente myndigheder i de berørte medlemsstater herom.
7.   I overensstemmelse med artikel 7, stk. 2, identificeres de vigtigste grænseoverskridende risici for gasforsyningssikkerheden i Unionen, og risikogrupper etableres på dette grundlag. Disse risikogrupper danner grundlag for et forstærket regionalt samarbejde med henblik på at øge gasforsyningssikkerheden og skal gøre det muligt at indgå aftaler om passende og effektive grænseoverskridende foranstaltninger i alle de berørte medlemsstater i eller uden for risikogrupperne langs nødforsyningskorridorerne.
Listen over de pågældende risikogrupper og deres sammensætning er fastsat i bilag I. Sammensætningen af risikogrupperne er ikke til hinder for andre former for regionalt samarbejde, der gavner forsyningssikkerheden.
8.   Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 19 for at ajourføre risikogruppernes sammensætning, jf. bilag I, ved at ændre nævnte bilag for at afspejle udviklingen i de vigtigste grænseoverskridende risici for gasforsyningssikkerheden i Unionen og dens indvirkning på medlemsstaterne, idet der tages hensyn til resultatet af simuleringen omfattende hele Unionen af scenarier for gasforsynings- og infrastrukturafbrydelser, der gennemføres af ENTSOG, jf. artikel 7, stk. 1. Inden ajourføringen foretages, hører Kommissionen Gaskoordinationsgruppen i den i artikel 4, stk. 4, omhandlede sammensætning om udkastet til ajourføring.
Artikel 4
Gaskoordinationsgruppen
1.   Der oprettes en gaskoordinationsgruppe for at lette koordineringen af foranstaltninger vedrørende gasforsyningssikkerheden. Gaskoordinationsgruppen skal bestå af repræsentanter for medlemsstaterne, navnlig repræsentanter for deres kompetente myndigheder, samt for Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (»agenturet«), ENTSOG og de repræsentative organer for den pågældende industri og for de relevante kunder. Kommissionen fastlægger i samråd med medlemsstaterne gruppens sammensætning, idet den sikrer, at den er fuldt repræsentativ. Kommissionen har formandskabet i Gaskoordinationsgruppen. Gaskoordinationsgruppen vedtager selv sin forretningsorden.
2.   Gaskoordinationsgruppen høres og bistår Kommissionen, især i spørgsmål vedrørende:
a)
gasforsyningssikkerheden til enhver tid og mere specifikt i tilfælde af en nødsituation
b)
alle oplysninger af relevans for gasforsyningssikkerheden på nationalt og regionalt niveau samt på EU-niveau
c)
bedste praksis og mulige retningslinjer for alle berørte parter
d)
gasforsyningssikkerhedsniveauet, benchmarks og vurderingsmetoder
e)
nationale og regionale scenarier samt EU-scenarier og afprøvning af beredskabsniveauerne
f)
vurderingen af de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne, sammenhængen mellem de forskellige planer samt gennemførelsen af de foranstaltninger, der indgår heri
g)
koordineringen med de kontraherende parter i Energifællesskabet og med andre tredjelande af foranstaltninger med henblik på at afhjælpe en EU-nødsituation
h)
bistand, som de mest påvirkede medlemsstater har behov for.
3.   Kommissionen indkalder regelmæssigt Gaskoordinationsgruppen og videregiver de oplysninger, den har modtaget fra de kompetente myndigheder, samtidig med, at forretningsmæssigt følsomme oplysninger behandles fortroligt.
4.   Kommissionen kan indkalde Gaskoordinationsgruppen i en sammensætning, der er begrænset til repræsentanterne for medlemsstaterne og navnlig deres kompetente myndigheder. Kommissionen indkalder Gaskoordinationsgruppen i denne begrænsede sammensætning, hvis en eller flere af repræsentanterne for medlemsstaterne og navnlig for deres kompetente myndigheder anmoder herom. I så fald finder artikel 16, stk. 2, ikke anvendelse.
Artikel 5
Infrastrukturstandard
1.   Hver enkelt medlemsstat eller, hvis en medlemsstat beslutter det, dennes kompetente myndighed sikrer, at de nødvendige foranstaltninger er truffet, således at hvis der indtræffer en afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur, er den tekniske kapacitet i den resterende infrastruktur, som er fastsat i henhold til N – 1-formlen, jf. punkt 2 i bilag II, i stand til, uden at det berører denne artikels stk. 2, at dække det beregnede områdes samlede gasefterspørgsel i løbet af en dag med usædvanlig stor gasefterspørgsel, hvilket forekommer med en statistisk sandsynlighed én gang hvert 20. år. Der tages i denne forbindelse hensyn til gasforbrugstendenser, de langsigtede virkninger af energieffektivitetsforanstaltninger og udnyttelsesraterne for den eksisterende infrastruktur.
Forpligtelsen i dette stykkes første afsnit berører ikke transmissionssystemoperatørernes ansvar for at foretage de tilsvarende investeringer og transmissionssystemoperatørernes forpligtelser i henhold til forordning (EF) nr. 715/2009 og direktiv 2009/73/EF.
2.   Forpligtelsen til at sikre, at den resterende infrastruktur har den tekniske kapacitet til at dække den samlede gasefterspørgsel som omhandlet i denne artikels stk. 1, anses også for opfyldt, hvis den kompetente myndighed i den forebyggende handlingsplan dokumenterer, at der med passende markedsbaserede foranstaltninger på efterspørgselssiden i tilstrækkelig grad og rettidigt kan kompenseres for en gasforsyningsafbrydelse. Med henblik herpå beregnes N – 1-formlen som fastsat i bilag II, punkt 4.
3.   Hvis det er relevant i henhold til den i artikel 7 omhandlede risikovurdering, kan de kompetente myndigheder i nabomedlemsstater aftale at opfylde forpligtelsen i nærværende artikels stk. 1 i fællesskab. I så fald fremlægger de kompetente myndigheder beregningen af N – 1-formlen i risikovurderingen sammen med en redegørelse i de regionale kapitler i de forebyggende handlingsplaner for, hvordan de aftalte ordninger opfylder denne forpligtelse. Bilag II, punkt 5, finder anvendelse.
4.   Transmissionssystemoperatørerne muliggør permanent fysisk kapacitet til transport af gas i begge retninger (»tovejskapacitet«) på alle sammenkoblinger mellem medlemsstaterne, undtagen:
a)
på forbindelser til produktionsfaciliteter, LNG-faciliteter og distributionsnet eller
b)
hvis der er indrømmet en undtagelse fra denne forpligtelse efter en detaljeret vurdering og efter høring af andre medlemsstater og Kommissionen i overensstemmelse med bilag III.
Bilag III finder anvendelse på den procedure, der skal muliggøre eller forbedre tovejskapaciteten på en sammenkobling, og på proceduren for opnåelse eller forlængelse af en undtagelse fra denne forpligtelse. Kommissionen offentliggør listen over undtagelser og ajourfører den.
5.   Et forslag om at muliggøre eller forbedre tovejskapaciteten eller en anmodning om at opnå eller få forlænget en undtagelse skal omfatte en cost-benefit-analyse udarbejdet på grundlag af metoderne i henhold til artikel 11 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 
(
14
)
 og skal være baseret på følgende elementer:
a)
en vurdering af markedsefterspørgslen
b)
forventet efterspørgsel og udbud
c)
de mulige økonomiske konsekvenser for den eksisterende infrastruktur
d)
en gennemførlighedsundersøgelse
e)
omkostningerne ved tovejskapaciteten, herunder den nødvendige styrkelse af transmissionssystemet og
f)
fordelene for gasforsyningssikkerheden under hensyntagen til det mulige bidrag fra tovejskapaciteten til at opfylde infrastrukturstandarden, som er fastsat i denne artikel.
6.   De nationale regulerende myndigheder skal tage hensyn til de effektivt afholdte omkostninger, som påløber ved at opfylde forpligtelsen i denne artikels stk. 1, og de omkostninger, der påløber ved at muliggøre tovejskapacitet, for at give passende incitamenter, når der fastsættes eller godkendes tariffer eller metodologier på en gennemsigtig og detaljeret måde i overensstemmelse med artikel 13 i forordning (EF) nr. 715/2009 og artikel 41, stk. 8, i direktiv 2009/73/EF.
7.   I det omfang en investering, der muliggør eller forbedrer tovejskapaciteten, ikke kræves af markedet, men anses for nødvendig med henblik på gasforsyningssikkerheden, og hvis denne investering medfører omkostninger i mere end én medlemsstat eller i én medlemsstat til fordel for en anden medlemsstat, træffer de nationale regulerende myndigheder i alle berørte medlemsstater en koordineret afgørelse om fordeling af omkostningerne, inden der træffes afgørelse om investeringer. Fordelingen af omkostningerne tager hensyn til principperne beskrevet og elementerne indeholdt i artikel 12, stk. 4, i forordning (EU) nr. 347/2013, navnlig fordelene ved investeringerne i infrastruktur i forhold til den øgede gasforsyningssikkerhed for de pågældende medlemsstater og investeringer, der allerede er foretaget i den omhandlede infrastruktur. Fordelingen af omkostningerne må ikke uretmæssigt forvride konkurrencen og den effektive funktion af det indre marked og skal søge at undgå enhver uretmæssig fordrejende virkning på markedet.
8.   Den kompetente myndighed sikrer, at ny transmissionsinfrastruktur bidrager til gasforsyningssikkerheden ved at udvikle et veltilsluttet net, herunder, hvis det er relevant, ved hjælp af et tilstrækkeligt antal grænseoverskridende indgangs- og udgangspunkter i forhold til markedets efterspørgsel og de konstaterede risici.
Den kompetente myndighed vurderer, idet gas- og elsystemerne betragtes fra et integreret perspektiv, i forbindelse med risikovurderingen, om der findes interne flaskehalse, og hvorvidt den nationale indgangskapacitet og de nationale infrastrukturer, navnlig transmissionsnettene, er i stand til at tilpasse de nationale og grænseoverskridende gasstrømme til scenariet for afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur på nationalt niveau og den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse for den risikogruppe, der er fastsat i risikovurderingen.
9.   Uanset denne artikels stk. 1, og på de betingelser, der er fastsat i nærværende stykke, er Luxembourg, Slovenien og Sverige ikke bundet af, men skal tilstræbe at opfylde forpligtelsen i, nævnte stykke, samtidig med at gasforsyningerne til beskyttede kunder sikres i overensstemmelse med artikel 6.
Undtagelsen finder anvendelse på Luxembourg, forudsat at landet:
a)
har mindst to sammenkoblingslinjer med andre medlemsstater
b)
har mindst to forskellige gasforsyningskilder og
c)
ikke har gaslagerfaciliteter på sit område.
Undtagelsen finder anvendelse på Slovenien, forudsat at landet:
a)
har mindst to sammenkoblingslinjer med andre medlemsstater
b)
har mindst to forskellige gasforsyningskilder og
c)
hverken har gaslagerfaciliteter eller en LNG-facilitet på sit område.
Undtagelsen finder anvendelse på Sverige, forudsat at:
a)
landet ikke har gastransit til andre medlemsstater på sit område
b)
landet har et årligt indenlandsk gasforbrug på mindre end 2 Mtoe, og
c)
gas udgør mindre end 5 % af landets samlede primære energiforbrug.
Luxembourg, Slovenien og Sverige underretter Kommissionen om enhver ændring, der berører betingelserne i dette stykke. Den i dette stykke fastsatte undtagelse ophører med at finde anvendelse, hvis mindst en af disse betingelser ikke længere er opfyldt.
Som led i den nationale risikovurdering, der gennemføres i henhold til artikel 7, stk. 3, beskriver Luxembourg, Slovenien og Sverige situationen med hensyn til de i nærværende stykke fastsatte respektive betingelser og udsigten til at opfylde forpligtelsen i nærværende artikels stk. 1 under hensyntagen til de økonomiske konsekvenser af opfyldelsen af infrastrukturstandarden, udviklingen på gasmarkedet og gasinfrastrukturprojekterne i risikogruppen. På grundlag af oplysningerne i den nationale risikovurdering, og såfremt de respektive betingelser i nærværende stykke stadig er opfyldt, kan Kommissionen beslutte, at undtagelsen fortsat kan finde anvendelse i yderligere fire år. I tilfælde af en positiv afgørelse gentages proceduren i dette afsnit efter fire år.
Artikel 6
Gasforsyningsstandard
1.   Den kompetente myndighed kræver, at de naturgasvirksomheder, som den udpeger, træffer foranstaltninger for at sikre gasforsyningen til medlemsstatens beskyttede kunder i hvert af følgende tilfælde:
a)
ved ekstreme temperaturer i en spidsbelastningsperiode på syv dage, der forekommer med en statistisk sandsynlighed én gang hvert 20. år
b)
i en hvilken som helst periode på 30 dage med usædvanlig stor gasefterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed én gang hvert 20. år
c)
i en periode på 30 dage i tilfælde af afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur under gennemsnitlige vinterforhold.
Senest den 2. februar 2018 meddeler hver medlemsstat Kommissionen sin definition af beskyttede kunder, de beskyttede kunders årlige gasforbrugsmængde og denne forbrugsmængdes procentandel af det samlede årlige gasforbrug i den pågældende medlemsstat. Hvis en medlemsstat i sin definition af beskyttede kunder medtager de i artikel 2, nr. 5), litra a) eller b), omhandlede kategorier, angiver den gasforbrugsmængden for kunder i disse kategorier og hver af disse kundegruppers procentandel af det samlede årlige gasforbrug.
Den kompetente myndighed udpeger de i nærværende stykkes første afsnit omhandlede naturgasvirksomheder og anfører dem i den forebyggende handlingsplan.
Alle nye planlagte ikkemarkedsbaserede foranstaltninger til sikring af gasforsyningsstandarden skal følge proceduren i artikel 9, stk. 4-9.
Medlemsstaterne kan opfylde forpligtelsen i første afsnit ved at gennemføre energieffektivitetsforanstaltninger eller ved at erstatte gas med en anden energikilde, bl.a. vedvarende energikilder, i det omfang der opnås samme niveau af beskyttelse.
2.   En forhøjet gasforsyningsstandard, som går ud over perioden på 30 dage i stk. 1, litra b) og c), eller enhver anden forpligtelse, som er pålagt under henvisning til gasforsyningssikkerheden, skal være baseret på risikovurderingen, skal afspejles i den forebyggende handlingsplan og:
a)
skal overholde artikel 8, stk. 1
b)
må ikke indvirke negativt på en medlemsstats evne til at forsyne sine beskyttede kunder med gas i overensstemmelse med nærværende artikel i tilfælde af en nødsituation på nationalt niveau, regionalt niveau eller EU-niveau og
c)
skal overholde artikel 12, stk. 5, i tilfælde af en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau.
Kommissionen kan kræve en redegørelse, der viser de i første afsnit omhandlede foranstaltningers overholdelse af de deri fastsatte betingelser. Den pågældende redegørelse offentliggøres af den kompetente myndighed i den medlemsstat, der indfører foranstaltningen.
Enhver ny ikkemarkedsbaseret foranstaltning i medfør af nærværende stykkes første afsnit, der vedtages den 1. november 2017 eller derefter, skal efterkomme proceduren i artikel 9, stk. 4-9.
3.   Ved udløbet af de perioder, der er fastsat af den kompetente myndighed i overensstemmelse med stk. 1 og 2, eller under forhold, der er værre end de i stk. 1 fastsatte, bestræber den kompetente myndighed og naturgasvirksomhederne sig på så vidt muligt at opretholde gasforsyningen, navnlig til beskyttede kunder.
4.   De forpligtelser, der pålægges naturgasvirksomheder for at opfylde de i denne artikel fastsatte gasforsyningsstandarder, skal være ikkediskriminerende og må ikke påføre disse virksomheder en urimelig byrde.
5.   Naturgasvirksomhederne har lov til, hvor dette er relevant, at opfylde deres forpligtelser i henhold til denne artikel på regionalt niveau eller EU-niveau. De kompetente myndigheder må ikke kræve, at de i denne artikel fastsatte standarder skal opfyldes udelukkende med infrastruktur, som findes inden for deres område.
6.   De kompetente myndigheder sikrer, at betingelserne for forsyning til beskyttede kunder fastsættes, uden at disse berører et velfungerende indre energimarked, og til en pris, som er i overensstemmelse med forsyningens markedsværdi.
Artikel 7
Risikovurdering
1.   Senest den 1. november 2017 gennemfører ENTSOG en simulering omfattende hele Unionen af scenarier for gasforsynings- og infrastrukturafbrydelser. Simuleringen skal omfatte kortlægning og vurdering af nødforsyningskorridorer for gas og afklare, hvilke medlemsstater der kan håndtere de konstaterede risici, herunder med hensyn til LNG. 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, medmindre forholdene nødvendiggør hyppigere ajourføringer.
2.   De kompetente myndigheder inden for hver risikogruppe, jf. bilag I, udarbejder en fælles vurdering på risikogruppeniveau (»fælles risikovurdering«) af alle relevante risikofaktorer såsom naturkatastrofer, teknologiske, kommercielle, sociale, politiske og andre risici, der kunne føre til virkeliggørelse af den vigtigste grænseoverskridende risiko for gasforsyningssikkerheden, som risikogruppen blev oprettet med henblik på at håndtere. De kompetente myndigheder tager højde for resultaterne af simuleringen i denne artikels stk. 1, når de udarbejder risikovurderingerne, de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne.
De kompetente myndigheder i hver risikogruppe bliver enige om en samarbejdsmekanisme til udarbejdelse af den fælles risikovurdering og rapporterer om denne til Gaskoordinationsgruppen elleve måneder inden fristen for meddelelsen af den fælles risikovurdering og ajourføringer heraf. Kommissionen kan på anmodning af en kompetent myndighed spille en rolle som formidler i forberedelsen af den fælles risikovurdering, navnlig hvad angår oprettelsen af samarbejdsmekanismen. Hvis de kompetente myndigheder i en risikogruppe ikke er enige om en samarbejdsmekanisme, foreslår Kommissionen en samarbejdsmekanisme for den pågældende risikogruppe efter at have hørt de berørte kompetente myndigheder. De berørte kompetente myndigheder bliver enige om en samarbejdsmekanisme for den pågældende risikogruppe under størst mulig hensyntagen til Kommissionens forslag.
Ti måneder før fristen for meddelelsen af den fælles risikovurdering eller ajourføringerne heraf videregiver og ajourfører hver kompetent myndighed inden for rammerne af den aftalte samarbejdsmekanisme alle de nationale oplysninger, der er nødvendige for udarbejdelsen af den fælles risikovurdering, navnlig dem, der er nødvendige for simuleringen af de forskellige scenarier omhandlet i stk. 4, litra c).
3.   Den kompetente myndighed i hver medlemsstat udarbejder en national risikovurdering (»national risikovurdering«) af alle relevante risici, der påvirker gasforsyningssikkerheden. Den pågældende vurdering skal være i fuld overensstemmelse med forudsætningerne for og resultaterne af den eller de fælles risikovurderinger.
4.   Risikovurderingen omhandlet i denne artikels stk. 2 og 3 gennemføres, alt efter hvad der er relevant:
a)
under anvendelse af de standarder, der er fastsat i artikel 5 og 6. Risikovurderingen beskriver beregningen af N – 1-formlen på nationalt niveau og omfatter, når det er relevant, beregningen af N – 1-formlen på regionalt niveau. Risikovurderingen skal også omfatte de anvendte forudsætninger, inklusive, i givet fald, forudsætningerne for beregningen af N – 1-formlen på regionalt niveau og de oplysninger, der er nødvendige for denne beregning. Beregningen af N – 1-formlen på nationalt niveau ledsages af en simulering af afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur, hvortil der anvendes hydraulisk modellering for det nationale område, og af en beregning af N – 1-formlen under hensyntagen til et gaslagerniveau på henholdsvis 30 % og 100 % af den maksimale arbejdsvolumen
b)
under hensyntagen til alle relevante nationale og grænseoverskridende omstændigheder, navnlig markedets størrelse, nettets konfiguration, faktiske strømme, herunder udstrømning fra de berørte medlemsstater, muligheden for fysiske gasstrømme i begge retninger, herunder det potentielle behov for deraf følgende styrkelse af transmissionssystemet, tilstedeværelsen af produktions- og lagerkapacitet og gassens rolle i energimikset, navnlig med hensyn til fjernvarme- og elproduktion og til driften af industrivirksomheder, samt sikkerhed og gaskvalitet
c)
med en simulering af forskellige scenarier med usædvanlig stor efterspørgsel på gas og gasforsyningsafbrydelse og under hensyntagen til det historiske forløb, sandsynlighed, sæson, hyppighed og varigheden af deres opståen og en vurdering af deres sandsynlige konsekvenser, herunder:
i)
afbrydelse af den infrastruktur, der er relevant for gasforsyningssikkerheden, navnlig transmissionsinfrastrukturer, lagre eller LNG-terminaler, herunder den største enkeltstående gasinfrastruktur, der er udvalgt til beregningen af N – 1-formlen, og
ii)
forsyningsafbrydelse fra tredjelandsleverandører samt, hvor det er relevant, geopolitiske risici
d)
med påvisning af samspillet og vekselvirkningen af risici blandt medlemsstaterne i risikogruppen og, i det omfang det er relevant, med andre medlemsstater eller andre risikogrupper, herunder for så vidt angår sammenkoblinger, grænseoverskridende forsyninger, grænseoverskridende adgang til lagerfaciliteter og tovejskapacitet
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 eller overtrædelse af EU-retten
f)
under hensyntagen til den maksimale sammenkoblingskapacitet ved hvert indgangs- og udgangspunkt ved grænsen og forskellige lagerpåfyldningsniveauer.
5.   De fælles og nationale risikovurderinger udarbejdes i overensstemmelse med den relevante model fastsat i bilag IV eller V. Medlemsstaterne kan om nødvendigt medtage supplerende oplysninger. Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 19 for at ændre modellerne fastsat i bilag IV og V, efter høring af Gaskoordinationsgruppen, med henblik på at afspejle erfaringerne med anvendelsen af denne forordning og mindske den administrative byrde for medlemsstaterne.
6.   Naturgasvirksomheder, industrielle gaskunder, de relevante organisationer, som repræsenterer private og industrielle gaskunders interesser, såvel som medlemsstaterne og, for så vidt disse ikke er de kompetente myndigheder, de nationale regulerende myndigheder, samarbejder med de kompetente myndigheder og giver dem på anmodning alle nødvendige oplysninger til brug for de fælles og nationale risikovurderinger.
7.   Senest den 1. oktober 2018 meddeler medlemsstaterne Kommissionen den første fælles risikovurdering, når alle medlemsstaterne i risikogruppen er nået til enighed herom, og de nationale risikovurderinger. Risikovurderingerne ajourføres herefter hvert fjerde år, medmindre forholdene nødvendiggør hyppigere ajourføringer. Risikovurderingerne skal tage hensyn til de fremskridt, der gøres med de investeringer, der er nødvendige for at opfylde den i artikel 5 fastsatte infrastrukturstandard, og de landespecifikke vanskeligheder, der er opstået i forbindelse med gennemførelsen af nye alternative løsninger. De skal også bygge på erfaringerne fra simuleringen af de i artikel 10, stk. 3, omhandlede nødplaner.
Artikel 8
Fastsættelse af forebyggende handlingsplaner og nødplaner
1.   De foranstaltninger til opretholdelse af gasforsyningssikkerheden, der er beskrevet i en forebyggende handlingsplan og en nødplan, skal være klart definerede, gennemsigtige, forholdsmæssige, ikkediskriminerende og kontrollerbare, må ikke uretmæssigt forvride konkurrencen eller den effektive funktion af det indre gasmarked og må ikke bringe gasforsyningssikkerheden i andre medlemsstater eller i Unionen i fare.
2.   Efter høring af naturgasvirksomhederne, de relevante organisationer, som repræsenterer private og industrielle gaskunders interesser, herunder elproducenterne, elektricitetstransmissionssystemoperatørerne og, for så vidt den ikke er den kompetente myndighed, den nationale regulerende myndighed fastsætter den kompetente myndighed i hver medlemsstat:
a)
en forebyggende handlingsplan med de foranstaltninger, der er nødvendige for at eliminere eller afbøde de konstaterede risici, herunder virkningerne af foranstaltningerne vedrørende energieffektivitet og på efterspørgselssiden i de fælles og nationale risikovurderinger og i overensstemmelse med artikel 9
b)
en nødplan med foranstaltninger, som skal træffes for at eliminere eller afbøde konsekvenserne af en gasforsyningsafbrydelse i overensstemmelse med artikel 10.
3.   Den forebyggende handlingsplan og nødplanen skal indeholde et regionalt kapitel eller flere regionale kapitler, når en medlemsstat er medlem af flere forskellige risikogrupper, jf. bilag I.
Disse regionale kapitler udvikles i fællesskab af alle medlemsstater i risikogruppen inden indarbejdelsen i de respektive nationale planer. Kommissionen fungerer som formidler for at muliggøre, at de regionale kapitler kollektivt øger gasforsyningssikkerheden i Unionen og ikke giver anledning til uoverensstemmelser og for at overvinde alle hindringer for samarbejde.
De regionale kapitler skal indeholde passende og effektive grænseoverskridende foranstaltninger, herunder med hensyn til 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.
4.   De kompetente myndigheder rapporterer regelmæssigt til Gaskoordinationsgruppen om fremskridtene med udarbejdelsen og vedtagelsen af de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne, særlig de regionale kapitler. De kompetente myndigheder aftaler navnlig en samarbejdsmekanisme med henblik på udarbejdelse af den forebyggende handlingsplan og nødplanen, herunder udveksling af udkast til planer. De aflægger rapport om den pågældende aftalte samarbejdsmekanisme til Gaskoordinationsgruppen senest 16 måneder inden fristen for aftalen om disse planer og ajourføringerne af disse planer.
Kommissionen kan spille en rolle som formidler i forberedelsen af den forebyggende handlingsplan og nødplanen, navnlig hvad angår oprettelsen af samarbejdsmekanismen. Hvis de kompetente myndigheder i en risikogruppe ikke er enige om en samarbejdsmekanisme, foreslår Kommissionen en samarbejdsmekanisme for den pågældende risikogruppe. De berørte kompetente myndigheder bliver enige om samarbejdsmekanismen for denne risikogruppe under hensyntagen til Kommissionens forslag. De kompetente myndigheder sikrer regelmæssig overvågning af gennemførelsen af den forebyggende handlingsplan og nødplanen.
5.   Den forebyggende handlingsplan og nødplanen udarbejdes i overensstemmelse med modellerne i bilag VI og VII. Kommissionen tillægges beføjelser til at vedtage delegerede retsakter i overensstemmelse med artikel 19 for at ændre modellerne fastsat i bilag VI and VII, efter høring af Gaskoordinationsgruppen, med henblik på at afspejle erfaringerne med anvendelsen af denne forordning og at mindske den administrative byrde for medlemsstaterne.
6.   De kompetente myndigheder i nabomedlemsstater hører i rette tid hinanden med henblik på at sikre, at deres forebyggende handlingsplaner og deres nødplaner er forenelige.
De kompetente myndigheder udveksler inden for hver risikogruppe udkast til forebyggende handlingsplaner og nødplaner med forslag til samarbejde senest fem måneder inden fristen for forelæggelse af planerne.
De endelige udgaver af de regionale kapitler, der er omhandlet i stk. 3, godkendes af alle medlemsstaterne i risikogruppen. De forebyggende handlingsplaner og nødplanerne omfatter også de nationale foranstaltninger, der er nødvendige for at gennemføre og håndhæve de grænseoverskridende foranstaltninger i de regionale kapitler.
7.   De forebyggende handlingsplaner og nødplanerne offentliggøres og meddeles Kommissionen senest den 1. marts 2019. Kommissionen underretter Gaskoordinationsgruppen om, at den har fået meddelelse om planerne, og offentliggør dem på sit websted.
Senest fire måneder efter modtagelsen af de kompetente myndigheders meddelelse vurderer Kommissionen planerne under hensyntagen til de synspunkter, som Gaskoordinationsgruppen har givet udtryk for.
8.   Kommissionen afgiver en udtalelse til den kompetente myndighed med en henstilling om at revidere en forebyggende handlingsplan eller en nødplan, hvis en eller flere af følgende forhold foreligger:
a)
planen kan ikke effektivt afbøde de risici, der er konstateret i risikovurderingen
b)
planen stemmer ikke overens med de vurderede risikoscenarier eller med planerne i en anden medlemsstat eller en risikogruppe
c)
planen overholder ikke det krav, der er fastsat i stk. 1, om ikke uretmæssigt at forvride konkurrencen eller den effektive funktion af det indre marked
d)
planen overholder ikke bestemmelserne i denne forordning eller andre EU-retlige bestemmelser.
9.   Senest tre måneder efter meddelelsen af Kommissionens udtalelse, jf. stk. 8, meddeler den berørte kompetente myndighed Kommissionen den ændrede forebyggende handlingsplan eller nødplan eller underretter Kommissionen om begrundelsen for, at den er uenig i henstillingerne.
I tilfælde af uenighed om elementer, der er omhandlet i stk. 8, kan Kommissionen senest fire måneder efter den kompetente myndigheds svar trække sin anmodning tilbage eller indkalde den kompetente myndighed og, hvis Kommissionen finder det nødvendigt, Gaskoordinationsgruppen med henblik på at behandle spørgsmålet. Kommissionen giver sin detaljerede begrundelse for anmodningen om eventuelle ændringer af den forebyggende handlingsplan eller nødplanen. Den berørte kompetente myndighed tager fuldt ud hensyn til Kommissionens detaljerede begrundelse.
I givet fald ændrer og offentliggør den berørte kompetente myndighed uden forsinkelse den ændrede forebyggende handlingsplan eller nødplan.
Hvis den berørte kompetente myndigheds endelige holdning afviger fra Kommissionens detaljerede begrundelse, udarbejder den kompetente myndighed og offentliggør, sammen med sin holdning og Kommissionens detaljerede begrundelse, begrundelsen for sin holdning senest to måneder efter modtagelsen af Kommissionens detaljerede begrundelse.
10.   Proceduren i artikel 9, stk. 4, 6, 8 og 9, finder anvendelse på ikkemarkedsbaserede foranstaltninger, der er vedtaget den 1. november 2017 eller derefter.
11.   Forretningsmæssigt følsomme oplysninger behandles fortroligt.
12.   Forebyggende handlingsplaner og nødplaner, der er udarbejdet i henhold til forordning (EU) nr. 994/2010, og som er ajourført i overensstemmelse med nævnte forordning, gælder fortsat, indtil de i stk. 1 i nærværende artikel omhandlede forebyggende handlingsplaner og nødplaner er fastlagt for første gang.
Artikel 9
Forebyggende handlingsplaners indhold
1.   Den forebyggende handlingsplan skal indeholde:
a)
resultaterne af risikovurderingen og et resumé af de vurderede scenarier, jf. artikel 7, stk. 4, litra c)
b)
definitionen af beskyttede kunder samt de i artikel 6, stk. 1, andet afsnit, omhandlede oplysninger
c)
de foranstaltninger, mængder og kapaciteter, der er nødvendige for at opfylde infrastruktur- og gasforsyningsstandarderne, jf. artikel 5 og 6, herunder, i givet fald, det omfang, hvori foranstaltninger på efterspørgselssiden tilstrækkeligt kan kompensere rettidigt for en gasforsyningsafbrydelse, jf. artikel 5, stk. 2, identifikation af den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse i tilfælde af anvendelsen af artikel 5, stk. 3, de nødvendige gasmængder pr. kategori af beskyttede kunder og pr. scenario, jf. artikel 6, stk. 1, og enhver forhøjet gasforsyningsstandard, herunder enhver redegørelse, der viser overholdelse af betingelserne i artikel 6, stk. 2, og en beskrivelse af en mekanisme til midlertidig reducering af en forhøjet gasforsyningsstandard eller yderligere forpligtelser, jf. artikel 11, stk. 3
d)
forpligtelser pålagt naturgasvirksomhederne, elektricitetsvirksomheder, hvor det er relevant, og andre relevante organer, der sandsynligvis har indflydelse på gasforsyningssikkerheden, herunder for sikker drift af gassystemet
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, med henblik på at forbedre energieffektiviteten yderligere, at 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
f)
oplysninger om de økonomiske konsekvenser af de foranstaltninger, som er indeholdt i planen, herunder de i litra k) omhandlede forpligtelser, og om foranstaltningernes effektivitet og lønsomhed
g)
en beskrivelse af virkningerne af de foranstaltninger, som er indeholdt i planen, herunder de i litra k) omhandlede forpligtelser, for funktionen af det indre energimarked og af de nationale markeder
h)
en beskrivelse af foranstaltningernes konsekvenser for miljøet og for kunder
i)
de mekanismer, der skal anvendes til samarbejde med andre medlemsstater, herunder mekanismerne for udarbejdelse og gennemførelse af forebyggende handlingsplaner og nødplaner
j)
oplysninger om eksisterende og kommende sammenkoblinger og infrastruktur, herunder dem, der giver adgang til det indre marked, grænseoverskridende strømme, grænseoverskridende adgang til lager- og LNG-faciliteter samt tovejskapacitet, navnlig i tilfælde af en nødsituation
k)
oplysninger om alle offentlige serviceforpligtelser, der vedrører gasforsyningssikkerheden.
Essentielle oplysninger vedrørende første afsnits litra a), c) og d), der, hvis de videregives, kan bringe gasforsyningssikkerheden i fare, kan udelades.
2.   Den forebyggende handlingsplan, navnlig foranstaltningerne med henblik på opfyldelse af infrastrukturstandarden, jf. artikel 5, skal tage hensyn til den tiårige europæiske -netudviklingsplan (TYNDP), der skal udarbejdes af ENTSOG i henhold til artikel 8, stk. 10, i forordning (EF) nr. 715/2009.
3.   Den forebyggende handlingsplan skal primært baseres på markedsbaserede foranstaltninger og må ikke påføre naturgasvirksomhederne en urimelig byrde eller indvirke negativt på det indre gasmarkeds funktion.
4.   Medlemsstaterne og navnlig deres kompetente myndigheder sikrer, at alle forebyggende ikkemarkedsbaserede foranstaltninger såsom dem, der er omhandlet i bilag VIII, og som vedtages den 1. november 2017 eller derefter, uanset om de er en del af den forebyggende handlingsplan eller vedtages efterfølgende, opfylder kriterierne i artikel 6, stk. 2, første afsnit.
5.   Den kompetente myndighed offentliggør enhver foranstaltning som omhandlet i stk. 4, der endnu ikke er medtaget i den forebyggende handlingsplan, og meddeler Kommissionen en beskrivelse af enhver sådan foranstaltning og af dens indvirkning på det nationale gasmarked og så vidt muligt på andre medlemsstaters gasmarkeder.
6.   Hvis Kommissionen er i tvivl om, hvorvidt en foranstaltning, der er omhandlet i denne artikels stk. 4, opfylder kriterierne i artikel 6, stk. 2, første afsnit, anmoder Kommissionen den berørte medlemsstat om meddelelse af en konsekvensanalyse.
7.   En konsekvensanalyse i medfør af stk. 6 omfatter som minimum følgende:
a)
den potentielle indvirkning på udviklingen af det nationale gasmarked og konkurrencen på nationalt niveau
b)
den potentielle indvirkning på det indre gasmarked
c)
den potentielle indvirkning på gasforsyningssikkerheden i nabomedlemsstaterne, navnlig hvad angår foranstaltninger, der potentielt kan reducere likviditeten på de regionale markeder eller begrænse strømmene til nabomedlemsstaterne
d)
omkostningerne og fordelene sammenlignet med alternative markedsbaserede foranstaltninger
e)
en vurdering af nødvendighed og proportionalitet sammenlignet med mulige markedsbaserede foranstaltninger
f)
en vurdering af om foranstaltningen sikrer lige muligheder for alle markedsdeltagere
g)
en udfasningsstrategi, den planlagte foranstaltnings forventede varighed og en passende tidsplan for revision.
De i litra a) og b) omhandlede analyser udarbejdes af den nationale regulerende myndighed. Konsekvensanalysen gøres offentligt tilgængelig af den kompetente myndighed og meddeles Kommissionen.
8.   Hvis Kommissionen på grundlag af konsekvensanalysen vurderer, at det er sandsynligt, at foranstaltningen bringer gasforsyningssikkerheden i andre medlemsstater eller i Unionen i fare, træffer den senest fire måneder efter meddelelse af konsekvensanalysen en afgørelse om, at foranstaltningen skal ændres eller trækkes tilbage, i det omfang det er nødvendigt.
Den vedtagne foranstaltning træder først i kraft, når den er godkendt af Kommissionen eller er blevet ændret i overensstemmelse med Kommissionens afgørelse.
Fristen på fire måneder løber fra dagen efter modtagelse af en fuldstændig meddelelse. Fristen på fire måneder kan forlænges efter samtykke fra både Kommissionen og den kompetente myndighed.
9.   Hvis Kommissionen på grundlag af konsekvensanalysen vurderer, at foranstaltningen ikke opfylder kriterierne i artikel 6, stk. 2, første afsnit, kan den senest fire måneder efter meddelelsen af konsekvensanalysen afgive en udtalelse. Proceduren i artikel 8, stk. 8 og 9, finder anvendelse.
Fristen på fire måneder løber fra dagen efter modtagelse af en fuldstændig meddelelse. Fristen på fire måneder kan forlænges efter samtykke fra både Kommissionen og den kompetente myndighed.
10.   Artikel 8, stk. 9, finder anvendelse på foranstaltninger, der er omfattet af nærværende artikels stk. 6-9.
11.   Fra den 1. marts 2019 ajourføres den forebyggende handlingsplan hvert fjerde år eller hyppigere, hvis forholdene nødvendiggør dette, eller Kommissionen anmoder herom. Den ajourførte plan skal afspejle den ajourførte risikovurdering og resultaterne af de test, der er gennemført i henhold til artikel 10, stk. 3. Artikel 8 finder anvendelse på den ajourførte plan.
Artikel 10
Nødplaners indhold
1.   Nødplanen:
a)
tager udgangspunkt i de kriseniveauer, der er omhandlet i artikel 11, stk. 1
b)
definerer roller og ansvarsområder for naturgasvirksomhederne, elektricitetstransmissionssystemoperatører, hvor det er relevant, og de industrielle gaskunder, herunder for de relevante elproducenter, under hensyntagen til det varierende omfang, som de er berørt i tilfælde af en gasforsyningsafbrydelse, og deres samspil med de kompetente myndigheder og, hvor dette er relevant, med de nationale regulerende myndigheder på hvert af de kriseniveauer, der er omhandlet i artikel 11, stk. 1
c)
definerer roller og ansvarsområder for de kompetente myndigheder og de øvrige organer, der har fået uddelegeret opgaver jf. artikel 3, stk. 2, på hvert af de kriseniveauer, der er omhandlet i artikel 11, stk. 1
d)
sikrer, at naturgasvirksomhederne og industrielle gaskunder, inklusive de relevante elproducenter, får tilstrækkelig mulighed for at reagere på de i artikel 11, stk. 1, omhandlede kriseniveauer
e)
fastsætter, hvor dette er relevant, de foranstaltninger, der skal træffes, og de tiltag, der skal iværksættes, for at afbøde den mulige virkning af en gasforsyningsafbrydelse for fjernvarmesektoren og forsyningen af elektricitet produceret ved hjælp af gas, herunder gennem et integreret syn på energisystemtransaktioner med elektricitet og gas, hvor det er relevant
f)
fastlægger detaljerede procedurer og foranstaltninger, som skal følges for de i artikel 11, stk. 1, omhandlede kriseniveauer, herunder tilsvarende ordninger for informationsstrømme
g)
udpeger en kriseleder og definerer dennes rolle
h)
fastsætter bidraget fra de markedsbaserede foranstaltninger til håndtering af situationen på alarmniveau og afhjælpning af situationen på nødsituationsniveau
i)
fastsætter bidraget fra planlagte ikkemarkedsbaserede foranstaltninger eller foranstaltninger, der skal gennemføres på nødsituationsniveau, og vurderer, i hvilket omfang der er behov for sådanne ikkemarkedsbaserede foranstaltninger for at håndtere en krise. Virkningerne af de ikkemarkedsbaserede foranstaltninger vurderes, og der fastlægges procedurer for deres gennemførelse. Ikkemarkedsbaserede foranstaltninger må kun anvendes, når markedsbaserede mekanismer alene ikke længere kan sikre forsyningen, navnlig til beskyttede kunder, eller med henblik på anvendelse af artikel 13
j)
beskriver de mekanismer, der benyttes til at samarbejde med andre medlemsstater på kriseniveauerne omhandlet i artikel 11, stk. 1, og ordningerne for udveksling af oplysninger mellem de kompetente myndigheder
k)
specificerer de rapporteringsforpligtelser, der pålægges naturgasvirksomhederne og, når det er relevant, elektricitetsvirksomhederne på alarm- og nødsituationsniveau
l)
beskriver de tekniske eller retlige ordninger, der er etableret med henblik på at forhindre, at kunder, som er tilsluttet et gasdistributions- eller transmissionsnet, men ikke er beskyttede kunder, uberettiget forbruger gas
m)
beskriver de tekniske, retlige og finansielle ordninger, der er etableret med henblik på de solidaritetsforpligtelser, der er fastsat i artikel 13
n)
indeholder en skønsmæssig vurdering af de gasmængder, som kunne forbruges af solidaritetsbeskyttede kunder, og som mindst omfatter tilfældene beskrevet i artikel 6, stk. 1
o)
opstiller en liste over på forhånd fastsatte foranstaltninger, der har til formål at stille gas til rådighed i tilfælde af en nødsituation, herunder kommercielle aftaler mellem de parter, der deltager i sådanne foranstaltninger, og kompensationsmekanismerne for naturgasvirksomheder, hvor dette er relevant, under behørig hensyntagen til fortroligheden af følsomme oplysninger. Sådanne foranstaltninger kan omfatte grænseoverskridende aftaler mellem medlemsstater og/eller naturgasvirksomheder.
For at forhindre uberettiget gasforbrug i nødsituationer, jf. første afsnits litra l), eller i forbindelse med anvendelsen af foranstaltningerne omhandlet i artikel 11, stk. 3, og artikel 13, underretter den berørte medlemsstats kompetente myndighed kunder, der ikke er beskyttede kunder, om, at de skal standse eller reducere deres gasforbrug uden at skabe teknisk usikre situationer.
2.   Fra den 1. marts 2019 ajourføres nødplanen hvert fjerde år eller hyppigere, hvis forholdene nødvendiggør dette, eller Kommissionen anmoder herom. Den ajourførte plan skal afspejle den ajourførte risikovurdering og resultaterne af de test, der er gennemført i overensstemmelse med denne artikels stk. 3. Artikel 8, stk. 4-11, finder anvendelse på den ajourførte plan.
3.   De foranstaltninger, tiltag og procedurer, der er omfattet af nødplanen, skal som minimum testes én gang i perioden mellem ajourføringerne hvert fjerde år, jf. stk. 2. For at teste nødplanen simulerer den kompetente myndighed scenarier med middel og højt stressniveau og reaktioner i realtid i henhold til nødplanen. Den kompetente myndighed fremlægger testresultaterne for Gaskoordinationsgruppen.
4.   Nødplanen skal sikre, at den grænseoverskridende adgang til infrastruktur, jf. forordning (EF) nr. 715/2009, bevares, i det omfang det er teknisk og sikkerhedsmæssigt muligt i tilfælde af nødsituationer, og må ikke indføre foranstaltninger, der uberettiget begrænser gasstrømmen på tværs af landegrænser.
Artikel 11
Erklæring af en krisesituation
1.   Der er følgende tre kriseniveauer:
a)
tidligt varslingsniveau (tidlig varsling): Der foreligger konkrete, alvorlige og pålidelige oplysninger om, at der kan indtræffe en hændelse, som sandsynligvis vil resultere i en betydeligt forringet gasforsyningssituation og sandsynligvis vil føre til, at alarm- eller nødsituationsniveauet udløses; det tidlige varslingsniveau kan aktiveres af en tidlig varslingsmekanisme
b)
alarmniveau (alarm): Der opstår en gasforsyningsafbrydelse eller en usædvanlig høj gasefterspørgsel, hvilket resulterer i en betydeligt forringet gasforsyningssituation, men markedet er stadig i stand til at håndtere denne afbrydelse eller efterspørgsel uden at anvende ikkemarkedsbaserede foranstaltninger
c)
nødsituationsniveau (nødsituation): Der forekommer en usædvanlig høj gasefterspørgsel, en betydelig gasforsyningsafbrydelse eller anden betydelig forringelse af gasforsyningssituationen, og alle relevante markedsbaserede foranstaltninger er blevet gennemført, men gasforsyningen er utilstrækkelig til at opfylde den resterende gasefterspørgsel, således at det tillige er nødvendigt at indføre ikkemarkedsbaserede foranstaltninger med henblik på navnlig at sikre gasforsyninger til beskyttede kunder i henhold til artikel 6.
2.   Når den kompetente myndighed erklærer et af de i stk. 1 omhandlede kriseniveauer, underretter den øjeblikkeligt Kommissionen samt de kompetente myndigheder i de medlemsstater, som medlemsstaten, den henhører under, er direkte forbundet med, herom og giver dem alle nødvendige oplysninger, især vedrørende de foranstaltninger, den påtænker at træffe. I en nødsituation, som kan munde ud i en anmodning om bistand fra Unionen og dens medlemsstater, underretter den berørte medlemsstats kompetente myndighed uden forsinkelse Kommissionens beredskabskoordineringscenter herom.
3.   Hvis en medlemsstat har erklæret en nødsituation og meddelt, at det er nødvendigt med grænseoverskridende tiltag, reduceres enhver forhøjet gasforsyningsstandard eller yderligere forpligtelse i henhold til artikel 6, stk. 2, der er pålagt naturgasvirksomheder i andre medlemsstater i samme risikogruppe, midlertidigt til det i artikel 6, stk. 1, fastsatte niveau.
Forpligtelserne i nærværende stykkes første afsnit ophører med at finde anvendelse, så snart den kompetente myndighed erklærer en nødsituation for ophævet, eller Kommissionen i overensstemmelse med stk. 8, første afsnit, konkluderer, at erklæringen af en nødsituation ikke, eller ikke længere, er berettiget.
4.   Når den kompetente myndighed erklærer en nødsituation, følger den de forud fastsatte foranstaltninger som beskrevet i dens nødplan og underretter øjeblikkeligt Kommissionen og de kompetente myndigheder i risikogruppen samt de kompetente myndigheder i de medlemsstater, som medlemsstaten, den henhører under, er direkte forbundet med, om navnlig de foranstaltninger, den påtænker at træffe. I behørigt begrundede ekstraordinære tilfælde kan den kompetente myndighed træffe foranstaltninger, der afviger fra nødplanen. Den kompetente myndighed underretter øjeblikkeligt Kommissionen og de kompetente myndigheder i sin risikogruppe, jf. bilag I, samt de kompetente myndigheder i de medlemsstater, som medlemsstaten, den henhører under, er direkte forbundet med, om sådanne foranstaltninger og giver en begrundelse for afvigelsen.
5.   Transmissionssystemoperatøren sikrer, at når en nødsituation erklæres i en nabomedlemsstat, prioriteres kapaciteten på sammenkoblingspunkter til denne medlemsstat, uanset om den er uafbrydelig eller afbrydelig, og om den er blevet reserveret før eller under nødsituationen, i forhold til konkurrerende kapacitet ved udgangssteder til lagerfaciliteter. Systembrugeren af den prioriterede kapacitet betaler straks rimelig kompensation til systembrugeren af den uafbrydelige kapacitet for økonomiske tab som følge af prioritering, herunder en forholdsmæssig godtgørelse for omkostninger ved, at den uafbrydelige kapacitet afbrydes. Processen for fastsættelse og betaling af kompensationen må ikke berøre gennemførelsen af prioritetsreglen.
6.   Medlemsstaterne og navnlig de kompetente myndigheder sikrer, at:
a)
der ikke indføres foranstaltninger, der uberettiget indskrænker gasstrømmen på det indre marked på noget tidspunkt
b)
der ikke indføres foranstaltninger, der sandsynligvis vil bringe gasforsyningssituationen i en anden medlemsstat i alvorlig fare, og
c)
den grænseoverskridende adgang til infrastruktur, jf. forordning (EF) nr. 715/2009, bevares, i det omfang det er teknisk og sikkerhedsmæssigt muligt i overensstemmelse med nødplanen.
7.   I en nødsituation og med rimelig grund kan en medlemsstat efter anmodning fra den relevante el- eller gastransmissionssystemoperatør beslutte at prioritere gasforsyningen til visse kritiske gasfyrede kraftværker frem for gasforsyningen til visse kategorier af beskyttede kunder, hvis den manglende gasforsyning til sådanne kritiske gasfyrede kraftværker enten:
a)
ville kunne føre til alvorlig skade i elsystemets funktion eller
b)
ville hindre produktionen og/eller transporten af gas.
Medlemsstaterne skal basere enhver sådan foranstaltning på risikovurderingen.
Kritiske gasfyrede kraftværker, jf. første afsnit, skal sammen med de mulige gasmængder, der ville være omfattet af en sådan foranstaltning, klart identificeres og medtages i de regionale kapitler i de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne. De identificeres i tæt samarbejde med transmissionssystemoperatørerne af elsystemet og gassystemet i den berørte medlemsstat.
8.   Kommissionen verificerer så hurtigt som muligt, men senest fem dage efter at have modtaget de i stk. 2 omhandlede oplysninger fra den kompetente myndighed, om erklæringen af en nødsituation er berettiget i henhold til stk. 1, litra c), og om de foranstaltninger, der er truffet, så nært som muligt følger de foranstaltninger, der er beskrevet i nødplanen, ikke pålægger naturgasvirksomheder en urimelig byrde og er i overensstemmelse med stk. 6. Kommissionen kan efter anmodning fra en anden kompetent myndighed, naturgasvirksomheder eller på eget initiativ anmode den kompetente myndighed om at ændre de foranstaltninger, som er i modstrid med de betingelser, der er omhandlet i dette stykkes første punktum. Kommissionen kan endvidere anmode den kompetente myndighed om at erklære en nødsituation for ophævet, hvis den konkluderer, at erklæringen af en nødsituation ikke, eller ikke længere, er berettiget i henhold til stk. 1, litra c).
Senest tre dage efter underretningen om Kommissionens anmodning ændrer den kompetente myndighed foranstaltningerne 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, med henblik på at behandle spørgsmålet, indkalde den kompetente myndighed eller, hvor det er relevant, de berørte kompetente myndigheder, og, hvis Kommissionen finder det nødvendigt, Gaskoordinationsgruppen. Kommissionen giver sin detaljerede begrundelse for anmodningen om ændring af foranstaltningen. Den kompetente myndighed tager fuldt ud hensyn til Kommissionens holdning. Hvis den kompetente myndigheds endelige afgørelse afviger fra Kommissionens holdning, giver den kompetente myndighed en begrundelse for denne afgørelse.
9.   Når den kompetente myndighed erklærer et af de i stk. 1 omhandlede kriseniveauer for ophævet, underretter den Kommissionen samt de kompetente myndigheder i de medlemsstater, som medlemsstaten, den henhører under, er direkte forbundet med, herom.
Artikel 12
Reaktioner på nødsituationer på regionalt niveau og EU-niveau
1.   Kommissionen kan efter anmodning fra en kompetent myndighed, der har erklæret en nødsituation, og efter at have foretaget en verifikation i henhold til artikel 11, stk. 8, erklære en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau.
Kommissionen skal, i det omfang det er relevant, erklære en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau efter anmodning fra mindst to kompetente myndigheder, der har erklæret en nødsituation, og efter at have foretaget en verifikation i henhold til artikel 11, stk. 8, og såfremt der er en sammenhæng mellem årsagerne til sådanne nødsituationer.
I alle tilfælde, hvor Kommissionen erklærer en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau, indhenter Kommissionen synspunkter fra og tager behørigt hensyn til alle relevante oplysninger fra de øvrige kompetente myndigheder, idet den anvender de kommunikationsmidler, der er bedst egnede i den givne situation. Når Kommissionen efter en vurdering beslutter, at der ikke længere er tilstrækkeligt grundlag for en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau, erklærer den nødsituationen på regionalt niveau eller EU-niveau for ophævet og begrunder sin afgørelse og underretter Rådet herom.
2.   Kommissionen indkalder Gaskoordinationsgruppen, så snart den erklærer en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau.
3.   I tilfælde af en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau koordinerer Kommissionen de kompetente myndigheders foranstaltninger under fuld hensyntagen til de relevante oplysninger fra og resultaterne af høringen af Gaskoordinationsgruppen. Kommissionen skal især:
a)
sikre, at der udveksles oplysninger
b)
sikre, at foranstaltninger på medlemsstatsniveau og regionalt niveau er forenelige og effektive i forhold til EU-niveauet
c)
koordinere foranstaltningerne over for tredjelande.
4.   Kommissionen kan indkalde en kriseledelsesgruppe bestående af de kriseledere, der er omhandlet i artikel 10, stk. 1, litra g), fra de medlemsstater, der berøres af nødsituationen. Kommissionen kan med kriseledernes samtykke indbyde andre relevante aktører til at deltage. Kommissionen sikrer, at Gaskoordinationsgruppen regelmæssigt modtager oplysninger om arbejdet i kriseledelsesgruppen.
5.   Medlemsstaterne og navnlig de kompetente myndigheder sikrer, at:
a)
der ikke indføres foranstaltninger, der uberettiget indskrænker gasstrømmen på det indre marked på noget tidspunkt, navnlig gasstrømmen til de berørte markeder
b)
der ikke indføres foranstaltninger, der sandsynligvis vil bringe gasforsyningssituationen i en anden medlemsstat i alvorlig fare, og
c)
den grænseoverskridende adgang til infrastruktur, jf. forordning (EF) nr. 715/2009, bevares, i det omfang det er teknisk og sikkerhedsmæssigt muligt i overensstemmelse med nødplanen.
6.   Hvis Kommissionen efter anmodning fra en kompetent myndighed eller en naturgasvirksomhed eller på eget initiativ fastslår, at i en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau foranstaltninger truffet af en medlemsstat eller en kompetent myndighed eller en naturgasvirksomheds adfærd er i modstrid med stk. 5, anmoder Kommissionen den pågældende medlemsstat eller kompetente myndighed om at ændre foranstaltningen eller gribe ind for at sikre overholdelse af stk. 5, idet den underretter medlemsstaten eller den kompetente myndighed om begrundelsen herfor. Der tages behørigt hensyn til nødvendigheden af, at gassystemet til enhver tid fungerer sikkert.
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 tager fuldt ud hensyn til Kommissionens holdning. Hvis den kompetente myndigheds eller medlemsstatens endelige afgørelse afviger fra Kommissionens holdning, fremlægger den kompetente myndighed eller medlemsstaten begrundelsen for denne afgørelse.
7.   Kommissionen opstiller efter høring af Gaskoordinationsgruppen en permanent reserveliste med henblik på en tilsynstaskforce bestående af eksperter fra industrien og repræsentanter for Kommissionen. Tilsynstaskforcen kan indsættes uden for Unionen efter behov og overvåger og rapporterer om gasstrømme til Unionen i samarbejde med leverandør- og transittredjelande.
8.   Den kompetente myndighed forelægger Kommissionens beredskabskoordineringscenter oplysninger om eventuelle behov for bistand. Beredskabskoordineringscenteret vurderer situationen i sin helhed og rådgiver om, hvilken bistand der bør ydes til de mest påvirkede medlemsstater og, hvor det er relevant, til tredjelande.
Artikel 13
Solidaritet
1.   Hvis en medlemsstat har anmodet om anvendelse af solidaritetsforanstaltningen i medfør af denne artikel, træffer en medlemsstat, der er direkte forbundet med den anmodende medlemsstat, eller, hvis medlemsstaten beslutter det, dens kompetente myndighed eller dens transmissionssystemoperatør eller distributionssystemoperatør, så vidt muligt uden at skabe usikre situationer, de foranstaltninger, der er nødvendige for at sikre, at gasforsyningen til andre kunder på dens område end solidaritetsbeskyttede kunder nedsættes eller ophører, i det omfang det er nødvendigt, og så længe gasforsyningen til solidaritetsbeskyttede kunder i den anmodende medlemsstat ikke er tilfredsstillende. Den anmodende medlemsstat sikrer, at den relevante gasmængde rent faktisk leveres til solidaritetsbeskyttede kunder på dens område.
I ekstraordinære tilfælde og efter en behørigt begrundet anmodning fra den relevante el- eller gastransmissionssystemoperatør til dens kompetente myndighed kan gasforsyningen også opretholdes til visse kritiske gasfyrede kraftværker som fastsat i overensstemmelse med artikel 11, stk. 7, i den medlemsstat, der yder solidaritet, hvis manglende gasforsyning til sådanne kraftværker ville føre til alvorlig skade i elsystemets funktion eller ville hindre produktionen og/eller transporten af gas.
2.   En medlemsstat anvender også solidaritetsforanstaltningen over for en anden medlemsstat, som den er forbundet med gennem et tredjeland, medmindre strømmene er begrænset gennem tredjelandet. En sådan udvidelse af foranstaltningen sker efter aftale mellem de relevante medlemsstater, der i det omfang, det er hensigtsmæssigt, inddrager det tredjeland, som de er forbundet igennem.
3.   En solidaritetsforanstaltning iværksættes som en sidste udvej og finder kun anvendelse, hvis den anmodende medlemsstat:
a)
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
b)
har opbrugt alle markedsbaserede foranstaltninger og alle de foranstaltninger, der er fastsat i nødplanen
c)
har fremsat en udtrykkelig anmodning til Kommissionen og de kompetente myndigheder i samtlige de medlemsstater med hvilke, den er forbundet, enten direkte eller, jf. stk. 2, gennem et tredjeland, ledsaget af en beskrivelse af de gennemførte foranstaltninger, jf. nærværende stykkes litra b)
d)
forpligter sig til at betale rimelig og omgående kompensation til den medlemsstat, der yder solidaritet, jf. stk. 8.
4.   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. De berørte medlemsstater giver sådanne tilbud på grundlag af frivillige foranstaltninger på efterspørgselssiden i så stort omfang og i så lang tid som muligt, inden der anvendes ikkemarkedsbaserede foranstaltninger.
5.   Hvis markedsbaserede foranstaltninger viser sig at være utilstrækkelige for den medlemsstat, som yder solidaritet, til at afhjælpe 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.
6.   Den kompetente myndighed i den anmodende medlemsstat underretter straks Kommissionen og de kompetente myndigheder i de medlemsstater, der yder solidaritet, når gasforsyningen til solidaritetsbeskyttede kunder på dens område er tilfredsstillende, eller hvis forpligtelserne i henhold til stk. 1 og 2 på grundlag af dens behov reduceres, eller hvis de suspenderes efter anmodning fra den medlemsstat, der modtager solidaritet.
7.   Forpligtelserne i stk. 1 og 2 finder anvendelse med forbehold af teknisk sikker og pålidelig drift af gassystemet i en medlemsstat, der yder solidaritet, og grænsen for den maksimale sammenkoblingskapacitet for eksport i den relevante medlemsstats infrastruktur over for den anmodende medlemsstat. De tekniske, retlige og finansielle ordninger kan afspejle sådanne omstændigheder, navnlig dem, hvorunder markedet vil levere op til den maksimale sammenkoblingskapacitet.
8.   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. En sådan rimelig kompensation skal mindst omfatte:
a)
den gas, der leveres til den anmodende medlemsstats område
b)
alle andre relevante og rimelige omkostninger, der er påløbet ved ydelsen af solidaritet, herunder, hvis det er relevant, omkostninger ved sådanne foranstaltninger, der måtte være blevet fastlagt på forhånd
c)
godtgørelse af enhver kompensation, der følger af retssager, voldgiftssager eller tilsvarende retslige skridt og forlig og de forbundne omkostninger ved sådanne sager og skridt, der involverer den medlemsstat, som yder solidaritet, over for de enheder, der er involveret i ydelsen af en sådan solidaritet.
Rimelig kompensation i henhold til første 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.
Senest den 1. december 2018 vedtager medlemsstaterne de nødvendige foranstaltninger, navnlig de tekniske, retlige og finansielle ordninger, jf. stk. 10, med henblik på gennemførelse af nærværende stykkes første og andet afsnit. Disse foranstaltninger kan fastsætte de praktiske retningslinjer for omgående betaling.
9.   Medlemsstaterne sikrer, at denne artikels bestemmelser gennemføres i overensstemmelse med traktaterne, Den Europæiske Unions charter om grundlæggende rettigheder og de gældende internationale forpligtelser. De træffer de nødvendige foranstaltninger med henblik herpå.
10.   Senest den 1. december 2018 vedtager medlemsstaterne de nødvendige foranstaltninger, herunder dem, der er aftalt i henhold til de tekniske, retlige og finansielle ordninger, for at sikre, at gas leveres til solidaritetsbeskyttede kunder i den anmodende medlemsstat i overensstemmelse med stk. 1 og 2. De tekniske, retlige og finansielle ordninger aftales mellem de medlemsstater, der er forbundet direkte eller, jf. 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/eller 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 markedsaktørerne til at udsætte deres tiltag, indtil der anvendes ikkemarkedsbaserede foranstaltninger. Alle kompensationsmekanismer eller i det mindste et resumé heraf medtages i nødplanerne.
11.   Så længe en medlemsstat kan dække gasforbruget hos sine solidaritetsbeskyttede kunder med sin egen produktion, undtages den fra forpligtelsen til at indgå tekniske, retlige og finansielle ordninger med medlemsstater, som den er forbundet med direkte eller, jf. stk. 2, gennem et tredjeland, med det formål at modtage solidaritet. En sådan undtagelse berører ikke den relevante medlemsstats forpligtelse til i henhold til denne artikel at yde andre medlemsstater solidaritet.
12.   Senest den 1. december 2017 og efter høring af Gaskoordinationsgruppen fastsætter Kommissionen juridisk ikkebindende retningslinjer for de vigtigste elementer i de tekniske, retlige og finansielle ordninger, navnlig om, hvordan de elementer, der er beskrevet i stk. 8 og 10, anvendes i praksis.
13.   Hvis medlemsstaterne ikke senest den 1. oktober 2018 når til enighed om de nødvendige tekniske, retlige og finansielle ordninger, kan Kommissionen efter høring af de berørte kompetente myndigheder foreslå en ramme for sådanne foranstaltninger, som fastsætter de principper, der er nødvendige for at gøre dem operationelle, på grundlag af Kommissionens retningslinjer, jf. stk. 12. Medlemsstaterne færdiggør senest den 1. december 2018 deres ordninger under størst mulig hensyntagen til Kommissionens forslag.
14.   Anvendeligheden af denne artikel berøres ikke, hvis medlemsstaterne ikke når til enighed om eller ikke færdiggør deres tekniske, retlige og finansielle ordninger. I en sådan situation skal de berørte medlemsstater blive enige om de nødvendige ad hoc-foranstaltninger, og den medlemsstat, der anmoder om solidaritet, skal påtage sig en forpligtelse i overensstemmelse med stk. 3, litra d).
15.   Forpligtelserne i nærværende artikels stk. 1 og 2 ophører med at finde anvendelse umiddelbart efter, at en nødsituation erklæres for ophævet, eller Kommissionen i overensstemmelse med artikel 11, stk. 8, første afsnit, konkluderer, at erklæringen af en nødsituation ikke, eller ikke længere, er berettiget.
16.   Hvis Unionen pådrager sig omkostninger på grund af et ansvarsforhold, udover for retsstridige handlinger eller retsstridig adfærd, jf. artikel 340, stk. 2, i TEUF, med hensyn til foranstaltninger, som medlemsstater skal træffe i henhold til nærværende artikel, skal disse omkostninger godtgøres af den medlemsstat, der modtager solidaritet.
Artikel 14
Udveksling af oplysninger
1.   Hvis en medlemsstat har erklæret et af de i artikel 11, stk. 1, omhandlede kriseniveauer, stiller de berørte naturgasvirksomheder dagligt navnlig følgende oplysninger til rådighed for den kompetente myndighed i den berørte medlemsstat:
a)
daglige prognoser over gasefterspørgslen og gasforsyningen for de følgende tre dage i millioner kubikmeter pr. dag (mio. m
3
/dag)
b)
de daglige gasstrømme ved alle indgangs- og udgangspunkter på tværs af landegrænser og ved alle sammenkoblingspunkter mellem nettet og produktionsanlæg, lagerfaciliteter eller LNG-terminaler i millioner kubikmeter pr. dag (mio. m
3
/dag)
c)
den periode, udtrykt i antal dage, i hvilken det forventes, at gasforsyningen til beskyttede kunder kan sikres.
2.   I tilfælde af en nødsituation på regionalt niveau eller EU-niveau kan Kommissionen anmode den kompetente myndighed, jf. stk. 1, om uden forsinkelse som minimum at forelægge Kommissionen følgende oplysninger:
a)
oplysningerne angivet i stk. 1
b)
oplysninger om den kompetente myndigheds planlagte og allerede gennemførte foranstaltninger til afbødning af nødsituationen og oplysninger om foranstaltningernes effektivitet
c)
fremsatte anmodninger om, at andre kompetente myndigheder træffer yderligere foranstaltninger
d)
de foranstaltninger, der er gennemført på andre kompetente myndigheders anmodning.
3.   Efter en nødsituation forelægger den kompetente myndighed, der er omhandlet i stk. 1, hurtigst muligt og senest seks uger efter ophævelsen 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. Denne vurdering stilles til rådighed for Gaskoordinationsgruppen og tages i betragtning ved ajourføringerne af de forebyggende handlingsplaner og nødplanerne.
Kommissionen analyserer de kompetente myndigheders vurderinger og underretter medlemsstaterne, Europa-Parlamentet og Gaskoordinationsgruppen om resultaterne af sin analyse i samlet form.
4.   Under behørigt begrundede omstændigheder, og uanset om der er erklæret en nødsituation, kan den mest påvirkede medlemsstats kompetente myndighed kræve, at naturgasvirksomhederne fremlægger de i stk. 1 omhandlede oplysninger eller yderligere oplysninger, der måtte være nødvendige for at kunne vurdere den samlede gasforsyningssituation i medlemsstaten eller andre medlemsstater, herunder andre kontraktmæssige oplysninger end prisoplysninger. Kommissionen kan anmode de kompetente myndigheder om de oplysninger, som naturgasvirksomhederne i henhold til nærværende stykke fremlægger, forudsat at de samme oplysninger ikke allerede er blevet fremsendt til Kommissionen.
5.   Hvis Kommissionen finder, at gasforsyningen i Unionen eller i en del af Unionen er udsat for en risiko eller sandsynligvis vil blive udsat for en risiko, som kan føre til erklæring af et af de kriseniveauer, der er omhandlet i artikel 11, stk. 1, kan den kræve, at de berørte kompetente myndigheder indsamler og fremsender de oplysninger, der er nødvendige for at kunne vurdere gasforsyningssituationen, til Kommissionen. Kommissionen videregiver sin vurdering til Gaskoordinationsgruppen.
6.   For at de kompetente myndigheder og Kommissionen kan vurdere gasforsyningssikkerhedssituationen på nationalt, regionalt og EU-niveau, meddeler hver naturgasvirksomhed:
a)
den berørte kompetente myndighed følgende oplysninger om gasforsyningskontrakter med en grænseoverskridende dimension og en varighed på mere end et år, som den har indgået med henblik på indkøb af gas:
i)
kontraktens varighed
ii)
årlige kontraherede mængder
iii)
de kontraherede maksimumsmængder på dagsbasis i tilfælde af en alarmering eller en nødsituation
iv)
kontraktmæssige leveringssteder
v)
minimumsgasmængderne på dags- og månedsbasis
vi)
betingelserne for suspension af gasleverancer
vii)
om kontrakten alene eller kumulativt sammen med virksomhedens kontrakter med den samme leverandør eller dennes tilknyttede selskaber svarer til eller overskrider den tærskel på 28 %, der er omhandlet i stk. 6, litra b), i den mest påvirkede medlemsstat.
b)
straks efter kontrakternes indgåelse eller ændring den kompetente myndighed i den mest påvirkede medlemsstat dens gasforsyningskontrakter med en varighed på mere end et år, der indgås eller ændres den 1. november 2017 eller derefter, og som alene eller kumulativt sammen med dens kontrakter med den samme leverandør eller dennes tilknyttede selskaber svarer til 28 % eller mere af det årlige gasforbrug i denne medlemsstat, som beregnes på grundlag af de seneste foreliggende oplysninger. Desuden giver naturgasvirksomhederne senest den 2. november 2018 den kompetente myndighed meddelelse om alle eksisterende kontrakter, der opfylder de samme betingelser. Meddelelsespligten omfatter ikke prisoplysninger og gælder ikke for ændringer, der udelukkende vedrører gasprisen. Meddelelsespligten gælder også for alle kommercielle aftaler, der er relevante for opfyldelsen af gasforsyningskontrakten, bortset fra prisoplysninger.
Den kompetente myndighed meddeler Kommissionen de i første afsnit, litra a), omhandlede oplysninger i anonymiseret form. Hvis der indgås nye kontrakter, eller der foretages ændringer af eksisterende kontrakter, meddeles alle oplysninger senest ved udgangen af september det relevante år. Hvor den kompetente myndighed er i tvivl om, hvorvidt en bestemt kontrakt, der er modtaget i henhold til første afsnit, litra b), udgør en risiko for gasforsyningssikkerheden i en medlemsstat eller en region, giver den Kommissionen meddelelse om kontrakten.
7.   I tilfælde, der er behørigt begrundet i behovet for at sikre gennemsigtigheden af vigtige gasforsyningskontrakter, der er relevante for gasforsyningssikkerheden, og hvis den kompetente myndighed i den mest påvirkede medlemsstat eller Kommissionen vurderer, at en gasforsyningskontrakt kan bringe gasforsyningssikkerheden i en medlemsstat, i en region eller i Unionen i fare, kan den kompetente myndighed i medlemsstaten eller Kommissionen anmode naturgasvirksomheden om at fremlægge kontrakten, bortset fra prisoplysninger, med henblik på en vurdering af dens indvirkning på gasforsyningssikkerheden. Anmodningen begrundes og kan også omfatte oplysninger om andre kommercielle aftaler, der er relevante for opfyldelsen af gasforsyningskontrakten, bortset fra prisoplysninger. Begrundelsen skal omfatte proportionaliteten af den med anmodningen forbundne administrative byrde.
8.   De kompetente myndigheder, der modtager oplysninger på grundlag af denne artikels stk. 6, litra b), eller stk. 7, vurderer inden for tre måneder de modtagne oplysninger med henblik på gasforsyningssikkerheden og forelægger resultaterne af deres vurdering for Kommissionen.
9.   Den kompetente myndighed tager højde for de oplysninger, der er modtaget i henhold til denne artikel, når den udarbejder risikovurderingen, den forebyggende handlingsplan og nødplanen eller ajourføringerne heraf. Kommissionen kan vedtage en udtalelse, hvori den foreslår, at den kompetente myndighed ændrer risikovurderingerne eller planerne på grundlag af de oplysninger, der er modtaget i henhold til denne artikel. Den berørte kompetente myndighed reviderer risikovurderingen og de planer, som er berørt af anmodningen, efter proceduren i artikel 8, stk. 9.
10.   Senest den 2. maj 2019 fastlægger medlemsstaterne reglerne om sanktioner for naturgasvirksomheders overtrædelse af denne artikels stk. 6 eller 7 og træffer alle de nødvendige foranstaltninger for at sikre, at sanktionerne gennemføres. Sanktionerne skal være effektive, forholdsmæssige og have afskrækkende virkning.
11.   Ved anvendelse af denne artikel er »den mest påvirkede medlemsstat« en medlemsstat, hvor en kontraherende part i en given kontrakt har de fleste af sine gassalg eller kunder.
12.   Alle kontrakter og kontraktmæssige oplysninger modtaget på grundlag af stk. 6 og 7 og de kompetente myndigheders eller Kommissionens respektive vurderinger forbliver fortrolige. De kompetente myndigheder og Kommissionen sikrer fuld fortrolighed.
Artikel 15
Tavshedspligt
1.   Alle forretningsmæssigt følsomme oplysninger, der modtages, udveksles eller videregives i henhold til artikel 14, stk. 4-8, og artikel 18, undtagen resultaterne af de vurderinger, der er omhandlet i artikel 14, stk. 3 og 5, er fortrolige og underlagt den i nærværende artikel omhandlede tavshedspligt.
2.   Tavshedspligten gælder for følgende personer, der modtager fortrolige oplysninger i overensstemmelse med denne forordning:
a)
personer, der arbejder eller har arbejdet for Kommissionen
b)
revisorer og eksperter, der handler på Kommissionens vegne
c)
personer, der arbejder eller har arbejdet for de kompetente myndigheder og de nationale regulerende myndigheder eller for andre relevante myndigheder
d)
revisorer og eksperter, der handler på vegne af kompetente myndigheder og nationale regulerende myndigheder eller andre relevante myndigheder.
3.   Med forbehold af tilfælde, som er omfattet af straffelovgivningen, andre bestemmelser i denne forordning eller anden relevant EU-ret, må fortrolige oplysninger, som de i stk. 2 omhandlede personer modtager i forbindelse med deres hverv, ikke videregives til andre personer eller myndigheder, undtagen i summarisk eller sammenfattet form hvor individuelle markedsdeltagere eller markedspladser ikke kan identificeres.
4.   Med forbehold af tilfælde, som er omfattet af strafferetten, må Kommissionen, de kompetente myndigheder og de nationale regulerende myndigheder, organer eller personer, der i henhold til denne forordning modtager fortrolige oplysninger, kun anvende fortrolige oplysninger med henblik på udførelsen af deres opgaver og udøvelsen af deres funktioner. Andre myndigheder, organer eller personer kan anvende oplysningerne til det formål, til hvilket de blev givet til dem, eller i forbindelse med administrative procedurer eller retssager, der specielt er knyttet til udøvelsen af deres funktioner.
Artikel 16
Samarbejde med de kontraherende parter i Energifællesskabet
1.   Hvis medlemsstaterne og de kontraherende parter i Energifællesskabet arbejder sammen i forbindelse med processen med udarbejdelse af risikovurderinger og forebyggende handlingsplaner og nødplaner, kan et sådant samarbejde navnlig omfatte påvisning af samspil og vekselvirkninger mellem risici og høringer med henblik på at sikre, at forebyggende handlingsplaner og nødplaner er forenelige på tværs af grænserne.
2.   I det i stk. 1 nævnte tilfælde kan de kontraherende parter i Energifællesskabet på opfordring fra Kommissionen deltage i møder i Gaskoordinationsgruppen om alle spørgsmål af fælles interesse.
Artikel 17
Kommissionens overvågning
Kommissionen varetager løbende overvågning af gasforsyningssikkerhedsforanstaltninger og rapporterer regelmæssigt til Gaskoordinationsgruppen herom.
På baggrund af de i artikel 8, stk. 7, omhandlede vurderinger drager Kommissionen senest den 1. september 2023 konklusioner vedrørende mulighederne for at forbedre gasforsyningssikkerheden på EU-niveau og indgiver en rapport til Europa-Parlamentet og Rådet om anvendelsen af denne forordning og fremsætter, såfremt det er nødvendigt, lovgivningsforslag til ændring af denne forordning.
Artikel 18
Meddelelser
Risikovurderingen, de forebyggende handlingsplaner, nødplanerne og alle andre dokumenter meddeles Kommissionen elektronisk gennem CIRCABC-systemet.
Al korrespondance i forbindelse med en meddelelse fremsendes elektronisk.
Artikel 19
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 3, stk. 8, artikel 7, stk. 5, og artikel 8, stk. 5, tillægges Kommissionen for en periode på fem år fra den 1. november 2017. Kommissionen udarbejder en rapport vedrørende delegationen af beføjelser senest ni måneder inden udløbet af fem-årsperioden. Delegationen af beføjelser forlænges stiltiende for perioder af samme varighed, medmindre Europa-Parlamentet eller Rådet modsætter sig en sådan forlængelse senest tre måneder inden udløbet af hver periode.
3.   Den i artikel 3, stk. 8, artikel 7, stk. 5, og artikel 8, stk. 5, 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 om bedre lovgivning af 13. april 2016.
5.   Så snart Kommissionen vedtager en delegeret retsakt, giver den samtidig Europa-Parlamentet og Rådet meddelelse herom.
6.   En delegeret retsakt vedtaget i henhold til artikel 3, stk. 8, artikel 7, stk. 5, og artikel 8, stk. 5, 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 20
Undtagelse
1.   Denne forordning finder ikke anvendelse på Malta og Cypern, så længe der ikke leveres gas på deres respektive områder. Hvad angår Malta og Cypern, skal de forpligtelser, der er fastsat i, og de valg, som disse medlemsstater har ret til at træffe i henhold til, de nedennævnte bestemmelser, opfyldes og træffes inden for den frist, der regnes fra den dato, hvor der første gang leveres gas til deres respektive områder:
a)
for artikel 2, nr. 5), artikel 3, stk. 2, artikel 7, stk. 5, og artikel 14, stk. 6, litra a): 12 måneder
b)
for artikel 6, stk. 1: 18 måneder
c)
for artikel 8, stk. 7: 24 måneder
d)
for artikel 5, stk. 4: 36 måneder
e)
for artikel 5, stk. 1: 48 måneder.
For at opfylde forpligtelsen i artikel 5, stk. 1, kan Malta og Cypern anvende bestemmelserne i artikel 5, stk. 2, herunder ved brug af ikkemarkedsbaserede foranstaltninger på efterspørgselssiden.
2.   Forpligtelserne i forbindelse med det arbejde, som udføres af de risikogrupper, der er omhandlet i artikel 7 og 8, for så vidt angår den sydlige gaskorridor, og risikogrupperne inden for det østlige Middelhavsområde, finder anvendelse fra den dato, hvor den største infrastruktur/rørledning sættes i prøvedrift.
3.   Så længe Sverige udelukkende har adgang til gas gennem sammenkoblinger med Danmark som sin eneste gasforsyningskilde og sit eneste mulige solidaritetsydende land, undtages Danmark og Sverige fra forpligtelsen i artikel 13, stk. 10, til at indgå tekniske, retlige og finansielle ordninger med det formål, at Sverige yder solidaritet til Danmark. Dette berører ikke Danmarks forpligtelse til i henhold til artikel 13 at yde solidaritet og indgå de nødvendige tekniske, retlige og finansielle ordninger med henblik herpå.
Artikel 21
Ophævelse
Forordning (EU) nr. 994/2010 ophæves.
Henvisninger til den ophævede forordning gælder som henvisninger til nærværende forordning og læses efter sammenligningstabellen i bilag IX.
Artikel 22
Ikrafttræden
Denne forordning træder i kraft på fjerdedagen efter offentliggørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
Den finder anvendelse fra den 1. november 2017.
Artikel 13, stk. 1-6, artikel 13, stk. 8, første og andet afsnit, og artikel 13, stk. 14 og 15, finder dog anvendelse fra den 1. december 2018.
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Strasbourg, den 25. oktober 2017.
På Europa-Parlamentets vegne
A. TAJANI
Formand
På Rådets vegne
M. MAASIKAS
Formand
(
1
)
  
            
EUT C 487 af 28.12.2016, s. 70
.
(
2
)
  Europa-Parlamentets holdning af 12.9.2017 (endnu ikke offentliggjort i EUT) og Rådets afgørelse af 9.10.2017.
(
3
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2009/72/EF af 13. juli 2009 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ophævelse af direktiv 2003/54/EF (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 55
).
(
4
)
  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
).
(
5
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 713/2009 af 13. juli 2009 om oprettelse af et agentur for samarbejde mellem energireguleringsmyndigheder (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 1
)
(
6
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EF) nr. 714/2009 af 13. juli 2009 om betingelserne for netadgang i forbindelse med grænseoverskridende elektricitetsudveksling og om ophævelse af forordning (EF) nr. 1228/2003 (
EUT L 211 af 14.8.2009, s. 15
).
(
7
)
  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
).
(
8
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 994/2010 af 20. oktober 2010 om foranstaltninger til opretholdelse af gasforsyningssikkerheden og ophævelse af Rådets direktiv 2004/67/EF (
EUT L 295 af 12.11.2010, s. 1
).
(
9
)
  Europa-Parlamentets og Rådets afgørelse nr. 1313/2013/EU af 17. december 2013 om en EU-civilbeskyttelsesmekanisme (
EUT L 347 af 20.12.2013, s. 924
).
(
10
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv 2005/89/EF af 18. januar 2006 om foranstaltninger til fremme af elforsyningssikkerhed og infrastrukturinvesteringer (
EUT L 33 af 4.2.2006, s. 22
).
(
11
)
  Rådets direktiv 2008/114/EF af 8. december 2008 om indkredsning og udpegning af europæisk kritisk infrastruktur og vurdering af behovet for at beskytte den bedre (
EUT L 345 af 23.12.2008, s. 75
).
(
12
)
  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
).
(
13
)
  
            
EUT L 123 af 12.5.2016, s. 1
.
(
14
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) nr. 347/2013 af 17. april 2013 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af beslutning nr. 1364/2006/EF og ændring af forordning (EF) nr. 713/2009, (EF) nr. 714/2009 og (EF) nr. 715/2009 (
EUT L 115 af 25.4.2013, s. 39
).
BILAG I
Regionalt samarbejde
De risikogrupper af medlemsstater, der danner grundlag for det risikoforbundne samarbejde, der er omhandlet i artikel 3, stk. 7, er:
1.
Østlige gasforsyningsrisikogrupper:
a)
Ukraine: Bulgarien, Tjekkiet, Tyskland, Grækenland, Kroatien, Italien, Luxembourg, Ungarn, Østrig, Polen, Rumænien, Slovenien, Slovakiet
b)
Hviderusland: Belgien, Tjekkiet, Tyskland, Estland, Letland, Litauen, Luxembourg, Nederlandene, Polen, Slovakiet
c)
Østersøområdet: Belgien, Tjekkiet, Danmark, Tyskland, Frankrig, Luxembourg, Nederlandene, Østrig, Slovakiet, Sverige
d)
Nordøst: Estland, Letland, Litauen, Finland
e)
Transbalkan: Bulgarien, Grækenland, Rumænien.
2.
Nordsøens gasforsyningsrisikogrupper:
a)
Norge: Belgien, Danmark, Tyskland, Irland, Spanien, Frankrig, Italien, Luxembourg, Nederlandene, Portugal, Sverige, Det Forenede Kongerige
b)
Lavenergigas: Belgien, Tyskland, Frankrig, Nederlandene
c)
Danmark: Danmark, Tyskland, Luxembourg, Nederlandene, Sverige
d)
Det Forenede Kongerige: Belgien, Tyskland, Irland, Luxembourg, Nederlandene, Det Forenede Kongerige.
3.
Nordafrikanske gasforsyningsrisikogrupper:
a)
Algeriet: Grækenland, Spanien, Frankrig, Kroatien, Italien, Malta, Østrig, Portugal, Slovenien
b)
Libyen: Kroatien, Italien, Malta, Østrig, Slovenien.
4.
Sydøstlige gasforsyningsrisikogrupper:
a)
Den sydlige gaskorridor — det kaspiske område: Bulgarien, Grækenland, Kroatien, Italien, Ungarn, Malta, Østrig, Rumænien, Slovenien, Slovakiet
b)
Det østlige Middelhavsområde: Grækenland, Italien, Cypern, Malta.
BILAG II
Beregning af N – 1-formlen
1.   
Definition af N – 1-formlen
N – 1-formlen beskriver gasinfrastrukturens tekniske kapacitets evne til at dække den samlede gasefterspørgsel i det beregnede område, i tilfælde af at den største enkeltstående gasinfrastruktur afbrydes på en dag med usædvanlig stor gasefterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed én gang hvert 20. år.
Gasinfrastruktur omfatter gastransmissionsnet, herunder sammenkoblinger, såvel som produktions-, LNG- og oplagringsfaciliteter tilknyttet det beregnede område.
Teknisk kapacitet for alle resterende tilgængelige gasinfrastrukturer i tilfælde af en afbrydelse af den største enkeltstående gasinfrastruktur skal mindst være lig med summen af den samlede daglige gasefterspørgsel i det beregnede område på en dag med usædvanlig stor gasefterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed én gang hvert 20. år.
Facit af beregningen af N – 1-formlen herunder skal mindst være lig med 100 %.
2.   
Beregningsmetode for N – 1-formlen
, N – 1 ≥ 100 %
Parametrene, som anvendes til beregningen, skal være klart beskrevet og begrundet.
Med henblik på beregningen af EP
m
 forelægges en detaljeret liste over indgangspunkter og deres individuelle kapacitet.
3.   
Definitioner af parametrene for N – 1-formlen
»Beregnet område«
: et geografisk område for hvilket N – 1-formlen er beregnet som fastsat af den kompetente myndighed.
Definition på efterspørgselssiden
»D
max
«
: den samlede daglige gasefterspørgsel (i mio. m
3
/dag) i det beregnede område på en dag med usædvanlig stor gasefterspørgsel, der forekommer med en statistisk sandsynlighed én gang hvert 20. år
Definitioner på forsyningssiden
»EP
m
«
: teknisk kapacitet for indgangspunkter (i mio. m
3
/dag), bortset fra produktions-, LNG- og lagerfaciliteter dækket af P
m
, LNG
m
 og S
m
 betyder summen af den tekniske kapacitet ved alle indgangspunkter på tværs af landegrænser, der er i stand til at forsyne det beregnede område med gas.
»P
m
«
: maksimal teknisk produktionskapacitet (i mio. m
3
/dag) betyder den maksimale samlede daglige tekniske produktionskapacitet fra alle gasproduktionsanlæg, der kan leveres til indgangspunkterne i det beregnede område.
»S
m
«
: maksimal teknisk leveringskapacitet (i mio. m
3
/dag) betyder den maksimale samlede daglige tekniske udtrækskapacitet fra alle lagerfaciliteter, som kan leveres til indgangspunkterne i det beregnede område, under hensyntagen til deres respektive fysiske karakteristika.
»LNG
m
«
: maksimal teknisk kapacitet ved LNG-faciliteter (i mio. m
3
/dag) betyder den maksimale samlede daglige tekniske leveringskapacitet ved alle LNG-faciliteter i det beregnede område, idet der tages hensyn til kritiske elementer såsom losning, hjælpefunktioner, midlertidige lagre og forgasning af LNG samt teknisk leveringskapacitet til systemet.
»I
m
«
: den tekniske kapacitet i den største enkeltstående gasinfrastruktur (i mio. m
3
/dag) med den største individuelle kapacitet til at forsyne det beregnede område med gas. Når flere gasinfrastrukturer er forbundet til en fælles opstrøms- eller nedstrømsinfrastruktur og ikke kan fungere hver for sig, betragtes de som en enkelt gasinfrastruktur.
4.   
Beregning af N – 1-formlen ved anvendelse af foranstaltninger på efterspørgselssiden
, N – 1 ≥ 100 %
Definition på efterspørgselssiden
»D
eff
«
: den del af D
max
 (i mio. m
3
/dag), som i tilfælde af en gasforsyningsafbrydelse rettidigt kan dækkes i tilstrækkeligt omfang med markedsbaserede foranstaltninger på efterspørgselssiden, jf. artikel 9, stk. 1, litra c), og artikel 5, stk. 2.
5.   
Beregning af N – 1-formlen på regionalt niveau
Det i punkt 3 omhandlede beregnede område udvides, hvor det er hensigtsmæssigt, til det relevante regionale niveau som fastsat af de berørte medlemsstaters kompetente myndigheder. Beregningen kan også omfatte risikogruppens regionale niveau, hvis det er aftalt med risikogruppens kompetente myndigheder. Ved beregningen af N – 1-formlen på regionalt niveau anvendes den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse. Den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse for en region er den største gasinfrastruktur i regionen, der direkte eller indirekte bidrager til gasforsyningen til regionens medlemsstater; den defineres i risikovurderingen.
Beregningen af N – 1-formlen på regionalt niveau kan kun erstatte beregningen af N – 1-formlen på nationalt niveau, såfremt den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse i henhold til den fælles risikovurdering har væsentlig betydning for gasforsyningen af alle berørte medlemsstater.
Til de beregninger, der er omhandlet i artikel 7, stk. 4, anvendes på risikogruppeniveau den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse for de respektive risikogrupper opført i bilag I.
BILAG III
Permanent tovejskapacitet
1.
Med henblik på gennemførelsen af bestemmelserne fastsat i dette bilag kan den nationale regulerende myndighed fungere som kompetent myndighed, hvis medlemsstaten beslutter det.
2.
For at muliggøre eller forbedre tovejskapaciteten i en sammenkobling eller for at opnå eller forlænge en undtagelse fra denne forpligtelse forelægger transmissionssystemoperatører på begge sider af sammenkoblingen deres respektive kompetente myndigheder (»de berørte kompetente myndigheder«) og deres regulerende myndigheder (»de berørte regulerende myndigheder«) efter at have hørt alle potentielt berørte transmissionssystemoperatører:
a)
et forslag, der skal muliggøre permanent fysisk kapacitet til transport af gas i begge retninger, om permanent tovejskapacitet i modsat retning (»fysisk transmissionskapacitet i modsat retning«) eller
b)
en anmodning om en undtagelse fra forpligtelsen til at muliggøre tovejskapacitet.
Transmissionssystemoperatørerne bestræber sig på at forelægge et fælles forslag eller en fælles anmodning om undtagelse. I tilfælde af et forslag om at muliggøre tovejskapacitet kan transmissionssystemoperatørerne fremsætte et begrundet forslag om omkostningsfordeling på tværs af grænserne. Forelæggelsen skal ske senest den 1. december 2018 for alle sammenkoblinger, som var etableret den 1. november 2017, og efter færdiggørelsen af en gennemførlighedsundersøgelse, men før begyndelsen af den tekniske detailprojekteringsfase for nye sammenkoblinger.
3.
Efter modtagelse af forslaget eller anmodningen om undtagelse hører de berørte kompetente myndigheder uden forsinkelse de kompetente myndigheder og, for så vidt disse ikke er de kompetente myndigheder, de nationale regulerende myndigheder i den medlemsstat, der i henhold til risikovurderingen kunne have gavn af transmissionskapaciteten i modsat retning, samt agenturet og Kommissionen om forslaget eller anmodningen om undtagelse. De adspurgte myndigheder kan fremsætte en udtalelse inden for fire måneder efter modtagelse af anmodningen om høring.
4.
De berørte regulerende myndigheder træffer senest seks måneder efter modtagelsen af det fælles forslag, jf. artikel 5, stk. 6 og 7, efter at have hørt de berørte projektiværksættere koordinerede afgørelser om fordelingen på tværs af grænserne af de investeringsomkostninger, der påhviler hver af projektets transmissionssystemoperatører. Hvis de berørte regulerende myndigheder ikke er nået til enighed inden for denne frist, underretter de straks de berørte kompetente myndigheder.
5.
De berørte kompetente myndigheder træffer en koordineret afgørelse på grundlag af risikovurderingen, oplysningerne opregnet i denne forordnings artikel 5, stk. 5, og de udtalelser, der er modtaget efter høringen i henhold til dette bilags punkt 3, og under hensyntagen til gasforsyningssikkerheden og bidraget til det indre gasmarked. Denne koordinerede afgørelse træffes inden for to måneder. Fristen på to måneder begynder at løbe efter den frist på fire måneder, der gælder for de i dette bilags punkt 3 omhandlede udtalelser, medmindre alle udtalelser er modtaget forinden, eller efter den i dette bilags punkt 4 omhandlede frist på seks måneder, som de berørte regulerende myndigheder har til at vedtage en koordineret afgørelse. Den koordinerede afgørelse skal:
a)
acceptere forslaget om tovejskapacitet. En sådan afgørelse omfatter en cost-benefit-analyse og en tidsplan for gennemførelsen og ordninger om den efterfølgende udnyttelse og ledsages af den koordinerede afgørelse om den i punkt 4 omhandlede omkostningsfordeling på tværs af grænserne, udarbejdet af de berørte regulerende myndigheder
b)
indrømme eller forlænge en midlertidig undtagelse for en periode på højst fire år, hvis cost-benefit-analysen, som følger med afgørelsen, viser, at transmissionskapacitet i modsat retning ikke vil forbedre gasforsyningssikkerheden i nogen relevant medlemsstat, eller hvis investeringsomkostningerne i betydelig grad overstiger de forventede fordele for gasforsyningssikkerheden, eller
c)
kræve, at transmissionssystemoperatørerne ændrer og på ny forelægger deres forslag eller anmodning om en undtagelse inden for en periode på højst fire måneder.
6.
De berørte kompetente myndigheder forelægger straks den koordinerede afgørelse for de kompetente myndigheder og de nationale regulerende myndigheder, der har forelagt en udtalelse i henhold til punkt 3, de berørte regulerende myndigheder, agenturet og Kommissionen, herunder de udtalelser, der er modtaget efter høringen i henhold til punkt 3.
7.
Inden for to måneder efter modtagelsen af den koordinerede afgørelse kan de kompetente myndigheder, der er omhandlet i punkt 6, fremsætte deres indsigelser mod den koordinerede afgørelse og fremsende dem til de berørte kompetente myndigheder, som har truffet afgørelsen, agenturet og Kommissionen. Indsigelserne skal være begrænset til faktiske omstændigheder og vurderinger, navnlig omkostningsfordeling på tværs af grænserne, som ikke indgik i høringen i henhold til punkt 3.
8.
Inden for tre måneder fra modtagelsen af den koordinerede afgørelse, jf. punkt 6, afgiver agenturet en udtalelse vedrørende den koordinerede afgørelses elementer, under hensyntagen til eventuelle indsigelser, og forelægger udtalelsen for alle berørte kompetente myndigheder og de i punkt 6 omhandlede kompetente myndigheder og Kommissionen.
9.
Inden for fire måneder efter modtagelse af agenturets udtalelse, jf. punkt 8, kan Kommissionen vedtage en afgørelse, som anmoder om ændringer af den koordinerede afgørelse. Enhver sådan afgørelse fra Kommissionen træffes på grundlag af kriterierne i punkt 5, begrundelsen for de berørte myndigheders afgørelse og agenturets udtalelse. De berørte kompetente myndigheder efterkommer Kommissionens anmodning ved at ændre deres afgørelse inden for en frist på fire uger.
Træffer Kommissionen ikke afgørelse inden for den førnævnte frist på fire måneder, anses den for ikke at have rejst indsigelser mod de berørte kompetente myndigheders afgørelse.
10.
Hvis de berørte kompetente myndigheder ikke har kunnet vedtage en koordineret afgørelse inden for fristen fastsat i punkt 5, eller hvis de berørte regulerende myndigheder ikke kan nå til enighed om omkostningsfordelingen inden for fristen fastsat i punkt 4, underretter de berørte kompetente myndigheder agenturet og Kommissionen herom senest den dag, hvor fristen udløber. Inden for fire måneder fra modtagelsen af disse oplysninger vedtager Kommissionen efter eventuelt at have hørt agenturet en afgørelse, som omfatter alle de elementer af en koordineret afgørelse, der er anført i punkt 5, med undtagelse af en omkostningsfordeling på tværs af grænserne, og forelægger denne afgørelse for de berørte kompetente myndigheder og agenturet.
11.
Hvis Kommissionens afgørelse i henhold til dette bilags punkt 10 kræver tovejskapacitet, vedtager agenturet senest tre måneder fra modtagelse af Kommissionens afgørelse en afgørelse, som omfatter omkostningsfordelingen på tværs af grænserne i overensstemmelse med artikel 5, stk. 7, i denne forordning. Agenturet skal, inden det træffer en sådan afgørelse, høre de berørte regulerende myndigheder og transmissionssystemoperatørerne. Hvis agenturet er nødt til at anmode om yderligere oplysninger, kan fristen på tre måneder forlænges med en yderligere periode på to måneder. Den yderligere periode løber fra dagen efter modtagelsen af de fuldstændige oplysninger.
12.
Kommissionen, agenturet, de kompetente myndigheder, de nationale regulerende myndigheder og transmissionssystemoperatørerne sikrer, at forretningsmæssigt følsomme oplysninger behandles fortroligt.
13.
Undtagelser fra forpligtelsen til at muliggøre tovejskapacitet, som er indrømmet i medfør af forordning (EU) nr. 994/2010, forbliver gyldige, medmindre Kommissionen eller de øvrige berørte medlemsstater anmoder om revision, eller de udløber.
BILAG IV
Model for den fælles risikovurdering
Modellen udfyldes på et sprog, som aftales inden for risikogruppen.
Generelle oplysninger
—
Medlemsstater i risikogruppen
—
Navnet på de kompetente myndigheder, som er ansvarlige for udarbejdelsen af risikovurderingen 
(
1
)
.
1.   
Beskrivelse af systemet
Giv en kort beskrivelse af risikogruppens gassystem, omfattende:
a)
de vigtigste tal for gasforbrug 
(
2
)
: samlet årligt gasforbrug (mia. m
3
) og opdeling efter kundetype 
(
3
)
, efterspørgsel i spidsbelastningsperioder (samlet og opdelt efter forbrugerkategori i mio. m
3
/dag)
b)
en beskrivelse af funktionen af risikogruppens gassystem: vigtigste strømme (ind/ud/transit), indgangs/udgangspunkternes infrastrukturkapacitet ind i og ud af regionen og pr. medlemsstat, herunder udnyttelsesgrad, LNG-faciliteter (maksimal kapacitet pr. dag, udnyttelsesgrad og adgangsordning) osv.
c)
fordeling af gasimportkilder pr. oprindelsesland så vidt muligt 
(
4
)
d)
en beskrivelse af den rolle som lagerfaciliteter med relevans for risikogruppen har, herunder adgang på tværs af grænserne:
i)
lagerkapaciteten (samlet og forbrugsgas) i forhold til efterspørgslen i opvarmningssæsonen
ii)
den maksimale daglige udtrækskapacitet ved forskellige beholdningsniveauer (ideelt set med fulde lagre og beholdninger i slutningen af sæsonen)
e)
en beskrivelse af indenlandsk produktions rolle i risikogruppen:
i)
produktionsmængden for så vidt angår det samlede årlige gasforbrug
ii)
den maksimale produktionskapacitet pr. dag
f)
en beskrivelse af gas' rolle i elproduktionen (f.eks. betydning, rolle som backup for vedvarende energikilder), herunder kapacitet af gasfyret produktion (samlet (MWe) og som andel af den samlede produktionskapacitet) og kraftvarme (samlet (MWe) og som andel af den samlede produktionskapacitet).
2.   
Infrastrukturstandard (artikel 5)
Beskriv beregningerne af N – 1-formlen eller N – 1-formlerne på regionalt niveau for risikogruppen, hvis det er aftalt med risikogruppens kompetente myndigheder, og den eksisterende tovejskapacitet, på følgende måde:
a)
N – 1-formel
i)
identifikationen af den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse for risikogruppen
ii)
beregningen af N – 1-formlen på regionalt niveau
iii)
en beskrivelse af de værdier, der anvendes for alle N – 1-formlens elementer, herunder mellemliggende resultater, som anvendes ved beregningen (f.eks. angives for EP
m
 kapaciteten for alle indgangspunkter, der tages i betragtning under denne parameter)
iv)
en angivelse af de anvendte metoder og forudsætninger, hvis sådanne er anvendt, for beregning af parametre i N – 1-formlen (f.eks. D
max
) (ved detaljerede forklaringer vedlægges disse som bilag)
b)
tovejskapacitet
i)
angiv de sammenkoblingspunkter, der har tovejskapacitet, og den maksimale tovejskapacitet
ii)
anfør de ordninger, der gælder for brugen af transmissionskapacitet i modsat retning (f.eks. afbrydelig kapacitet)
iii)
angiv sammenkoblingspunkter, hvor en undtagelse er indrømmet i henhold til artikel 5, stk. 4, varigheden af undtagelsen og årsagerne til, at den er indrømmet.
3.   
Afdækning af risici
Beskriv den vigtigste grænseoverskridende risiko med henblik på hvilken risikogruppen blev oprettet, og risikofaktorerne i flere tilfælde, der kunne få denne risiko til at indtræde, samt sandsynligheden herfor og konsekvenserne heraf.
Ikkeudtømmende liste over risikofaktorer, der kun skal medtages i vurderingen, hvis det ifølge den relevante kompetente myndighed er relevant:
a)
politiske
—
gasforsyningsafbrydelse fra tredjelande af forskellige årsager
—
politisk uro (i oprindelseslandet eller i et transitland)
—
krig/borgerkrig (i oprindelseslandet eller i et transitland)
—
terrorisme
b)
teknologiske
—
eksplosioner/brande
—
brande (anlægsinternt)
—
lækager
—
utilstrækkelig vedligehold
—
udstyrssvigt (starter ikke, svigter under driften osv.)
—
strømmangel (eller mangel på anden energikilde)
—
IKT-svigt (hardware- eller softwarefejl, internet, SCADA-problemer osv.)
—
cyberangreb
—
virkninger af gravearbejde (udgravning, pilotering), jord- og anlægsarbejder osv.
c)
kommercielle/markedsrelaterede/finansielle
—
aftaler med leverandører i tredjelande
—
kommercielle tvister
—
tredjelandsenheders kontrol over infrastruktur af betydning for gasforsyningssikkerheden, hvilket bl.a. kan indebære risiko for underinvestering, underminering af diversificeringsindsatsen eller manglende overholdelse af EU-retten
—
prissvingninger
—
underinvestering
—
pludselig uventet efterspørgsel i spidsbelastningsperioder
—
andre risici, som kan føre til strukturel underpræstation
d)
samfundsmæssige
—
strejker (i forskellige beslægtede sektorer, f.eks. gassektoren, havne, transport osv.)
—
sabotage
—
vandalisme
—
tyveri
e)
naturskabte
—
jordskælv
—
jordskred
—
oversvømmelser (kraftig regn, floder)
—
storme (havet)
—
laviner
—
ekstreme vejrforhold
—
brande (anlægseksterne, f.eks. nærliggende skove, græsområder osv.).
Analyse
a)
beskriv den vigtigste grænseoverskridende risiko og eventuelle andre relevante risikofaktorer for risikogruppen, herunder deres sandsynlighed og virkning samt samspil og vekselvirkninger mellem medlemsstaterne, i det omfang det er relevant
b)
beskriv de kriterier, der anvendes til at afgøre, om et system er udsat for store/uacceptable risici
c)
anfør et sæt relevante risikoscenarier, som svarer til risikokilderne, og beskriv, hvordan disse er valgt
d)
angiv, i hvilket omfang de scenarier, som er udarbejdet af ENTSOG, er inddraget.
4.   
Risikoanalyse og -vurdering
Foretag en analyse af det sæt af relevante risikoscenarier, der er anført i punkt 3. Inddrag i simuleringen af risikoscenarier de nuværende gasforsyningssikkerhedsforanstaltninger, såsom infrastrukturstandarden beregnet ved brug af N – 1-formlen, jf. bilag II, punkt 2, hvis det er relevant, og gasforsyningsstandarden. For hvert risikoscenario:
a)
beskriv risikoscenariet i detaljer, herunder alle forudsætninger, og hvis det er relevant, de metoder, der ligger til grund for deres beregning
b)
beskriv i detaljer resultaterne af den gennemførte simulering, herunder dens kvantificerede konsekvenser (f.eks. mængden af ikkeleveret gas, de samfundsøkonomiske konsekvenser, konsekvenserne for fjernvarme, konsekvenserne for elproduktion).
5.   
Konklusioner
Beskriv den fælles risikovurderings vigtigste resultater, herunder kortlagte risikoscenarier, som kræver yderligere handling.
(
1
)
  Hvis en kompetent myndighed har uddelegeret denne opgave, anføres navn på det eller de organer, der er ansvarlige for udarbejdelsen af denne risikovurdering på myndighedens vegne.
(
2
)
  Til den første vurdering anvendes data fra de seneste to år. Ved ajourføringer anvendes data fra de seneste fire år.
(
3
)
  Herunder industrikunder, elproduktion, fjernvarme, husstande, servicesektoren og andre (anfør kundetype omfattet heraf). Angiv også forbrugsmængden for beskyttede kunder.
(
4
)
  Beskriv de anvendte metoder.
BILAG V
Model for den nationale risikovurdering
Generelle oplysninger
Navnet på den kompetente myndighed, som er ansvarlig for udarbejdelsen af denne risikovurdering 
(
1
)
.
1.   
Beskrivelse af systemet
1.1.   Giv en kort konsolideret beskrivelse af det regionale gassystem for hver risikogruppe 
(
2
)
, som medlemsstaten deltager i, omfattende:
a)
de vigtigste tal for gasforbrug 
(
3
)
: samlet årligt gasforbrug (mia. m
3
 og MWh) og opdeling efter kundetype 
(
4
)
, efterspørgsel i spidsbelastningsperioder (samlet og opdelt efter forbrugerkategori i mio. m
3
/dag)
b)
en beskrivelse af funktionen af de relevante risikogruppers gassystem(er): vigtigste strømme (ind/ud/transit), indgangs/udgangspunkternes infrastrukturkapacitet ind i og ud af risikogruppernes region/regioner og pr. medlemsstat, herunder udnyttelsesgrad, LNG-faciliteter (maksimal kapacitet pr. dag, udnyttelsesgrad og adgangsordning) osv.
c)
fordeling i procent af gasimportkilder pr. oprindelsesland så vidt muligt 
(
5
)
d)
en beskrivelse af den rolle, som lagerfaciliteter med relevans for risikogruppen har, herunder adgang på tværs af grænserne:
i)
lagerkapaciteten (samlet og forbrugsgas) i forhold til efterspørgslen i opvarmningssæsonen
ii)
den maksimale daglige udtrækskapacitet ved forskellige beholdningsniveauer (ideelt set med fulde lagre og niveauer i slutningen af sæsonen)
e)
en beskrivelse af indenlandsk produktions rolle i risikogruppen eller risikogrupperne:
i)
produktionsmængden for så vidt angår det samlede årlige gasforbrug
ii)
den maksimale produktionskapacitet pr. dag og beskrivelse af, hvordan den kan dække det maksimale forbrug pr. dag
f)
en beskrivelse af gas' rolle i elproduktionen (f.eks. betydning, rolle som backup for vedvarende energikilder), herunder kapacitet af gasfyret produktion (samlet (MWe) og som andel af den samlede produktionskapacitet) og kraftvarme (samlet (MWe) og som andel af den samlede produktionskapacitet).
1.2.   Giv en kort beskrivelse af medlemsstatens gassystem, som skal omfatte:
a)
de vigtigste tal for gasforbrug: samlet årligt gasforbrug (mia. m
3
) og opdeling efter kundetype og efterspørgsel i spidsbelastningsperioder (mio. m
3
/dag)
b)
en beskrivelse af, hvordan gassystemet fungerer på nationalt niveau, herunder infrastrukturer (i det omfang de ikke er omfattet af punkt 1.1, litra b)). Medtag systemet for L-gas, hvis relevant
c)
identifikationen af den nøgleinfrastruktur, der er relevant for gasforsyningssikkerheden
d)
fordeling på nationalt niveau af gasimportkilder pr. oprindelsesland så vidt muligt
e)
en beskrivelse af, hvilken rolle oplagring spiller, med angivelse af:
i)
lagerkapaciteten (samlet og forbrugsgas) i forhold til efterspørgslen i opvarmningssæsonen
ii)
den maksimale daglige udtrækskapacitet ved forskellige beholdningsniveauer (ideelt set med fulde lagre og beholdninger i slutningen af sæsonen)
f)
en beskrivelse af rollen af indenlandsk produktion med angivelse af:
i)
produktionsmængden for så vidt angår det samlede årlige gasforbrug
ii)
den maksimale produktionskapacitet pr. dag.
g)
en beskrivelse af gas' rolle i elproduktionen (f.eks. betydning, rolle som backup for vedvarende energikilder), herunder kapacitet af gasfyret produktion (samlet (MWe) og som andel af den samlede produktionskapacitet) og kraftvarme (samlet (MWe) og som andel af den samlede produktionskapacitet).
2.   
Infrastrukturstandard (artikel 5)
Beskriv, hvordan infrastrukturstandarden overholdes, herunder de vigtigste værdier, der indgår i N – 1-formlen, og alternative muligheder for dens overholdelse (med direkte forbundne medlemsstater, foranstaltninger på efterspørgselssiden) og den eksisterende tovejskapacitet, på følgende måde:
a)
N – 1-formlen:
i)
identifikationen af den største enkeltstående gasinfrastruktur
ii)
beregningen af N – 1-formlen på nationalt niveau
iii)
en beskrivelse af de værdier, der anvendes for alle N – 1-formlens elementer, herunder mellemliggende resultater, som anvendes ved deres beregning (f.eks. angives for EP
m
 kapaciteten for alle indgangspunkter, der tages i betragtning under denne parameter)
iv)
en angivelse af de anvendte metoder, hvis sådanne er anvendt, for beregning af parametre i N – 1-formlen (f.eks. D
max
) (ved detaljerede forklaringer vedlægges disse som bilag)
v)
en forklaring af resultaterne af beregningen af N – 1-formlen for et lagerniveau på henholdsvis 30 % og 100 % af den maksimale arbejdsvolumen
vi)
en forklaring af de vigtigste resultater af simuleringen af N – 1-formlen ved hjælp af en hydraulisk model
vii)
hvis det besluttes af medlemsstaten, en beregning af N – 1-formlen ved anvendelse af foranstaltninger på efterspørgselssiden:
—
beregning af N – 1-formlen i overensstemmelse med bilag II, punkt 2
—
beskrivelse af de værdier, der anvendes for alle N – 1-formlens elementer, herunder mellemliggende resultater, som anvendes ved beregningen (hvis der er tale om andre tal end dem, der er beskrevet i punkt 2, litra a), nr. iii)
—
angiv de anvendte metoder, hvis nogen anvendes, for beregning af parametre i N – 1-formlen (f.eks. D
max
) (ved detaljerede forklaringer vedlægges disse som bilag)
—
forklar de markedsbaserede foranstaltninger på efterspørgselssiden, som er vedtaget/vil blive vedtaget for at kompensere for en gasforsyningsafbrydelse og dennes forventede virkning (D
eff
)
viii)
hvis det er aftalt med de kompetente myndigheder i den eller de relevante risikogrupper eller med direkte forbundne medlemsstater, fælles beregning/beregninger af N – 1-formlen:
—
beregning af N – 1-formlen i overensstemmelse med bilag II, punkt 5
—
beskrivelse af de værdier, der anvendes for alle N – 1-formlens elementer, herunder mellemliggende resultater, som anvendes ved deres beregning (hvis der er tale om andre tal end dem, der er beskrevet i punkt 2, litra a), nr. iii))
—
angiv de anvendte metoder og forudsætninger, hvis nogen anvendes, for beregning af parametre i N – 1-formlen (f.eks. D
max
) (ved detaljerede forklaringer vedlægges disse som bilag)
—
forklar de aftalte ordninger, der skal sikre opfyldelse af N – 1-formlen
b)
tovejskapacitet:
i)
angiv de sammenkoblingspunkter, der har tovejskapacitet, og den maksimale tovejskapacitet
ii)
angiv de ordninger, der gælder for brugen af transmissionskapacitet i modsat retning (f.eks. afbrydelig kapacitet)
iii)
angiv sammenkoblingspunkter, hvor en undtagelse er indrømmet i henhold til artikel 5, stk. 4, varigheden af undtagelsen og årsagerne til, at den er indrømmet.
3.   
Afdækning af risici
Beskriv de risikofaktorer, som kunne have en negativ indvirkning på gasforsyningssikkerheden i medlemsstaten, samt sandsynligheden herfor og konsekvenserne heraf.
Ikkeudtømmende liste over typer af risikofaktorer, der kun skal medtages i vurderingen, hvis de ifølge den kompetente myndighed er relevante:
a)
politiske:
—
gasforsyningsafbrydelse fra tredjelande af forskellige årsager
—
politisk uro (i oprindelseslandet eller i et transitland)
—
krig/borgerkrig (i oprindelseslandet eller i et transitland)
—
terrorisme
b)
teknologiske:
—
eksplosioner/brande
—
brande (anlægsinternt)
—
lækager
—
utilstrækkeligt vedligehold
—
udstyrssvigt (starter ikke, svigter under driften osv.)
—
strømmangel (eller mangel på anden energikilde)
—
IKT-svigt (hardware- eller softwarefejl, internet, SCADA-problemer osv.)
—
cyberangreb
—
virkninger af gravearbejde (udgravning, pilotering), jord- og anlægsarbejder osv.
c)
kommercielle/markedsrelaterede/finansielle:
—
aftaler med leverandører i tredjelande
—
kommercielle tvister
—
tredjelandsenheders kontrol over infrastruktur af betydning for forsyningssikkerheden, hvilket bl.a. kan indebære risiko for underinvestering, underminering af diversificeringsindsatsen eller manglende overholdelse af EU-retten
—
prissvingninger
—
underinvestering
—
pludselig uventet efterspørgsel i spidsbelastningsperioder
—
andre risici, som kan føre til strukturel underpræstation
d)
samfundsmæssige:
—
strejker (i forskellige beslægtede sektorer, f.eks. gassektoren, havne, transport osv.)
—
sabotage
—
vandalisme
—
tyveri
e)
naturskabte:
—
jordskælv
—
jordskred
—
oversvømmelser (kraftig regn, floder)
—
storme (havet)
—
laviner
—
ekstreme vejrforhold
—
brande (anlægseksterne, f.eks. nærliggende skove, græsområder osv.).
Analyse:
a)
kortlæg de relevante risikofaktorer for medlemsstaten, herunder deres sandsynlighed og virkning
b)
beskriv de kriterier, der anvendes til at afgøre, om et system er udsat for store/uacceptable risici
c)
anfør et sæt relevante risikoscenarier, som svarer til risikofaktorerne og sandsynligheden herfor, og beskriv, hvordan disse er valgt.
4.   
Risikoanalyse og -vurdering
Foretag en analyse af det sæt af relevante risikoscenarier, der er anført i punkt 3. Inddrag i simuleringen af risikoscenarier de nuværende gasforsyningssikkerhedsforanstaltninger, såsom infrastrukturstandarden beregnet ved brug af N – 1-formlen, jf. bilag II, punkt 2, og gasforsyningsstandarden. For hvert risikoscenario:
a)
beskriv risikoscenariet i detaljer, herunder alle forudsætninger, og hvis det er relevant, de metoder, der ligger til grund for deres beregning
b)
beskriv i detaljer resultaterne af den gennemførte simulering, herunder dens kvantificerede konsekvenser (f.eks. mængden af ikkeleveret gas, de samfundsøkonomiske konsekvenser, konsekvenserne for fjernvarme, konsekvenserne for elproduktion).
5.   
Konklusioner
Beskriv de vigtigste resultater af den fælles risikovurdering, som medlemsstaterne har deltaget i, herunder kortlagte risikoscenarier, som kræver yderligere handling.
(
1
)
  Hvis den kompetente myndighed har uddelegeret denne opgave, anføres navn på det eller de organer, der er ansvarlige for udarbejdelsen af denne risikovurdering på myndighedens vegne.
(
2
)
  For nemheds skyld forelægges oplysningerne på risikogruppernes højeste niveau, hvis det er muligt, og oplysningerne slås sammen, hvis det er nødvendigt.
(
3
)
  Til den første vurdering anvendes data fra de seneste to år. Ved ajourføringer anvendes data fra de seneste fire år.
(
4
)
  Herunder industrikunder, elproduktion, fjernvarme, husstande, servicesektoren og andre (anfør kundetype omfattet heraf). Angiv også forbrugsmængden for beskyttede kunder.
(
5
)
  Beskriv de anvendte metoder.
BILAG VI
Model for forebyggende handlingsplan
Generelle oplysninger
—
Medlemsstater i risikogruppen.
—
Navnet på den kompetente myndighed, der er ansvarlig for udarbejdelsen af planen 
(
1
)
.
1.   
Beskrivelse af systemet
1.1.   Giv en kort konsolideret beskrivelse af de regionale gassystemer for hver risikogruppe 
(
2
)
, som medlemsstaterne deltager i, omfattende:
a)
de vigtigste tal for gasforbrug 
(
3
)
: samlet årligt gasforbrug (mia. m
3
) og opdeling efter kundetype 
(
4
)
, efterspørgsel i spidsbelastningsperioder (samlet og opdelt efter forbrugerkategori i mio. m
3
/dag)
b)
en beskrivelse af funktionen af risikogruppernes gassystem: vigtigste strømme (ind/ud/transit), indgangs/udgangspunkternes infrastrukturkapacitet ind i og ud af risikogruppens region/regioner og pr. medlemsstat, herunder udnyttelsesgrad, LNG-faciliteter (maksimal kapacitet pr. dag, udnyttelsesgrad og adgangsordning) osv.
c)
fordeling af gasimportkilder pr. oprindelsesland så vidt muligt 
(
5
)
d)
en beskrivelse af den rolle, som lagerfaciliteter med relevans for regionen har, herunder adgang på tværs af grænserne:
i)
lagerkapaciteten (samlet og forbrugsgas) i forhold til efterspørgslen i opvarmningssæsonen
ii)
den maksimale daglige udtrækskapacitet ved forskellige beholdningsniveauer (ideelt set med fulde lagre og beholdninger i slutningen af sæsonen).
e)
en beskrivelse af indenlandsk produktions rolle i regionen:
i)
produktionsmængden for så vidt angår det samlede årlige gasforbrug
ii)
den maksimale produktionskapacitet pr. dag.
f)
en beskrivelse af gas' rolle i elproduktionen (f.eks. betydning, rolle som backup for vedvarende energikilder), herunder kapacitet af gasfyret produktion (samlet (MWe) og som andel af den samlede produktionskapacitet) og kraftvarme (samlet (MWe) og som andel af den samlede produktionskapacitet)
g)
en beskrivelse af energieffektivitetsforanstaltningers rolle og deres virkning for det samlede årlige gasforbrug.
1.2.   Giv en kort beskrivelse af gassystemet pr. medlemsstat, som skal omfatte:
a)
de vigtigste tal for gasforbrug: samlet årligt gasforbrug (mia. m
3
) og opdeling efter kundetype og efterspørgsel i spidsbelastningsperioder (mio. m
3
/dag)
b)
en beskrivelse af, hvordan gassystemet fungerer på nationalt niveau, herunder infrastrukturer (i det omfang de ikke er omfattet af punkt 1.1, litra b))
c)
identifikationen af den nøgleinfrastruktur, der er relevant for forsyningssikkerheden
d)
fordeling på nationalt niveau af gasimportkilder pr. oprindelsesland så vidt muligt
e)
en beskrivelse af, hvilken rolle oplagring spiller i medlemsstaten, med angivelse af:
i)
lagerkapaciteten (samlet og forbrugsgas) i forhold til efterspørgslen i opvarmningssæsonen
ii)
den maksimale daglige udtrækskapacitet ved forskellige beholdningsniveauer (ideelt set med fulde lagre og beholdninger i slutningen af sæsonen).
f)
en beskrivelse af rollen af indenlandsk produktion med angivelse af:
i)
produktionsmængden for så vidt angår det samlede årlige gasforbrug
ii)
den maksimale produktionskapacitet pr. dag.
g)
en beskrivelse af gas' rolle i elproduktionen (f.eks. betydning, rolle som backup for vedvarende energikilder), herunder kapacitet af gasfyret produktion (samlet (MWe) og som andel af den samlede produktionskapacitet) og kraftvarme (samlet (MWe) og som andel af den samlede produktionskapacitet)
h)
en beskrivelse af energieffektivitetsforanstaltningers rolle og deres virkning for det samlede årlige gasforbrug.
2.   
Resumé af risikovurderingen
Beskriv kort resultaterne af den relevante fælles og nationale risikovurdering, der er foretaget i overensstemmelse med artikel 7, herunder:
a)
en liste over vurderede scenarier og en kort beskrivelse af forudsætningerne for hvert scenario samt de konstaterede risici/mangler
b)
risikovurderingens vigtigste konklusioner.
3.   
Infrastrukturstandard (artikel 5)
Beskriv, hvordan infrastrukturstandarden overholdes, herunder de vigtigste værdier, der indgår i N – 1-formlen, og alternative muligheder for dens overholdelse (med nabomedlemsstater, foranstaltninger på efterspørgselssiden) og den eksisterende tovejskapacitet, på følgende måde:
3.1.   N – 1-formel
i)
identifikationen af den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse for regionen
ii)
beregningen af N – 1-formlen på regionalt niveau
iii)
en beskrivelse af de værdier, der anvendes for alle N – 1-formlens elementer, herunder mellemliggende resultater, som anvendes ved beregningen (f.eks. angives for EP
m
 kapaciteten for alle indgangspunkter, der tages i betragtning under denne parameter)
iv)
en angivelse af de anvendte metoder og forudsætninger, hvis sådanne er anvendt, for beregning af parametre i N – 1-formlen (f.eks. D
max
) (ved detaljerede forklaringer vedlægges disse som bilag).
3.2.   Nationalt niveau
a)
N – 1-formel
i)
identifikationen af den største enkeltstående gasinfrastruktur
ii)
beregningen af N – 1-formlen på nationalt niveau
iii)
en beskrivelse af de værdier, der anvendes for alle N – 1-formlens elementer, herunder mellemliggende resultater, som anvendes ved beregningen (f.eks. angives for EP
m
 kapaciteten for alle indgangspunkter, der tages i betragtning under denne parameter)
iv)
en angivelse af de anvendte metoder, hvis relevant, for beregning af parametre i N – 1-formlen (f.eks. D
max
) (ved detaljerede forklaringer vedlægges disse som bilag)
v)
hvis det besluttes af medlemsstaten, beregning af N – 1-formlen ved anvendelse af foranstaltninger på efterspørgselssiden:
—
beregningen af N – 1-formlen i overensstemmelse med bilag II, punkt 2
—
en beskrivelse af de værdier, der anvendes for alle N – 1-formlens elementer, herunder mellemliggende resultater, som anvendes ved beregningen (hvis der er tale om andre tal end dem, der er beskrevet i dette bilags punkt 3, litra a), nr. iii)
—
en angivelse af de anvendte metoder, hvis sådanne er anvendt, for beregning af parametre i N – 1-formlen (f.eks. D
max
) (ved detaljerede forklaringer vedlægges disse som bilag)
—
en forklaring af de markedsbaserede foranstaltninger på efterspørgselssiden, som er vedtaget/vil blive vedtaget for at kompensere for en gasforsyningsafbrydelse og dennes forventede virkning (D
eff
)
vi)
hvis det er aftalt med de kompetente myndigheder i den eller de relevante risikogrupper eller med de direkte forbundne medlemsstater fælles beregning/beregninger af N – 1-formlen:
—
beregningen af N – 1-formlen i overensstemmelse med bilag II, punkt 5
—
en beskrivelse af de værdier, der anvendes for alle N – 1-formlens elementer, herunder mellemliggende resultater, som anvendes ved beregningen (hvis der er tale om andre tal end dem, der er beskrevet i dette bilags punkt 3, litra a), nr. iii))
—
en angivelse af de anvendte metoder og forudsætninger, hvis sådanne er anvendt, for beregning af parametre i N – 1-formlen (f.eks. D
max
) (ved detaljerede forklaringer vedlægges disse som bilag)
—
en forklaring af de aftalte ordninger, der skal sikre overholdelse af N – 1-formlen
b)
tovejskapacitet
i)
angiv de sammenkoblingspunkter, der har tovejskapacitet, og den maksimale tovejskapacitet
ii)
anfør de ordninger, der gælder for brugen af transmissionskapacitet i modsat retning (f.eks. afbrydelig kapacitet)
iii)
angiv sammenkoblingspunkter, hvor en undtagelse er indrømmet i henhold til artikel 5, stk. 4, varigheden af undtagelsen og årsagerne til, at den er indrømmet.
4.   
Overholdelse af forsyningsstandarden (artikel 6)
Beskriv, hvilke foranstaltninger der er vedtaget for at overholde forsyningsstandarden samt eventuelle forhøjede forsyningsstandarder eller yderligere forpligtelser, der er pålagt af hensyn til gasforsyningssikkerheden:
a)
definition af beskyttede kunder, der anvendes, herunder kategorier af omfattede kunder og deres årlige gasforbrug (pr. kategori, nettoværdi og andel af det nationale samlede årlige gasforbrug)
b)
gasmængder, der kræves for at overholde forsyningsstandarden i overensstemmelse med de scenarier, der er beskrevet i artikel 6, stk. 1, første afsnit
c)
kapacitet, der kræves for at overholde forsyningsstandarden i overensstemmelse med de scenarier, der er beskrevet i artikel 6, stk. 1, første afsnit
d)
foranstaltning/foranstaltninger iværksat for at overholde forsyningsstandarden:
i)
en beskrivelse af foranstaltningen/foranstaltningerne
ii)
adressater
iii)
beskrivelse af ethvert system til forudgående overvågning af overholdelsen af forsyningsstandarden, såfremt et sådant findes
iv)
sanktionsordning, hvis relevant
v)
beskriv pr. foranstaltning:
—
de økonomiske konsekvenser, effektiviteten og lønsomheden af foranstaltningen
—
foranstaltningens konsekvenser for miljøet
—
foranstaltningernes konsekvenser for forbrugerne
vi)
i tilfælde af anvendelse af ikkemarkedsbaserede foranstaltninger (pr. foranstaltning):
—
begrund hvorfor foranstaltningen er nødvendig (dvs. hvorfor forsyningssikkerheden ikke kan sikres udelukkende ved brug af markedsbaserede foranstaltninger)
—
begrund hvorfor foranstaltningen er forholdsmæssig (dvs. hvorfor den ikkemarkedsbaserede foranstaltning er det mindst restriktive middel til at opnå den ønskede virkning)
—
fremlæg en analyse af foranstaltningens virkninger:
1)
for andre medlemsstaters forsyningssikkerhed
2)
for det nationale marked
3)
for det indre marked
vii)
i tilfælde af at foranstaltningerne indføres den 1. november 2017 eller derefter, fremlæg et kort resumé af konsekvensanalysen, eller et link til den offentlige konsekvensanalyse for foranstaltningen/foranstaltningerne, som foretages i henhold til artikel 9, stk. 4
e)
beskriv, hvis det er relevant, eventuelle forhøjede forsyningsstandarder eller yderligere forpligtelser, der er pålagt af hensyn til gasforsyningssikkerheden:
i)
en beskrivelse af foranstaltningen/foranstaltningerne
ii)
mekanismen til at nedsætte dem til de sædvanlige værdier i solidaritetens ånd og i overensstemmelse med artikel 13
iii)
beskriv, hvis det er relevant, eventuelle nye forhøjede forsyningsstandarder eller yderligere forpligtelser, der er pålagt af hensyn til gasforsyningssikkerheden, den 1. november 2017 eller derefter
iv)
adressater
v)
berørte gasmængder og kapaciteter
vi)
angiv hvordan denne foranstaltning opfylder de betingelser, der er fastsat i artikel 6, stk. 2.
5.   
Forebyggende foranstaltninger
Beskriv de forebyggende foranstaltninger, der er etableret, eller er ved at blive vedtaget:
a)
beskriv hver af de forebyggende foranstaltninger, der er vedtaget pr. konstateret risiko, jf. risikovurderingen, og beskriv:
i)
deres nationale eller regionale dimension
ii)
deres økonomiske konsekvenser, effektivitet og lønsomhed
iii)
deres konsekvenser for kunder
Hvor det er relevant, angives også:
—
foranstaltninger med sigte på at forbedre sammenkoblinger mellem nabomedlemsstater
—
foranstaltninger med sigte på diversificering af gasforsyningsruter og -kilder
—
foranstaltninger med sigte på at beskytte nøgleinfrastruktur af betydning for forsyningssikkerheden for så vidt denne er underlagt tredjelandsenheders kontrol (herunder, hvis relevant, generel eller sektorspecifik lovgivning om investeringsscreening, særlige rettigheder for bestemte andelshavere osv.)
b)
beskriv andre foranstaltninger, som ikke er vedtaget på grundlag af risikovurderingen, men som har en positiv virkning på den eller de relevante risikogruppers/medlemsstaters forsyningssikkerhed
c)
hvor der anvendes ikkemarkedsbaserede foranstaltninger (pr. foranstaltning):
i)
begrund, hvorfor foranstaltningen er nødvendig (dvs. hvorfor forsyningssikkerheden ikke kan sikres udelukkende ved brug af markedsbaserede foranstaltninger)
ii)
begrund, hvorfor foranstaltningen er forholdsmæssig (dvs. hvorfor den ikkemarkedsbaserede foranstaltning er det mindst restriktive middel til at opnå den ønskede virkning)
iii)
foretag en analyse af foranstaltningens virkninger:
—
begrund, hvorfor foranstaltningen er nødvendig (dvs. hvorfor forsyningssikkerheden ikke kan sikres udelukkende ved brug af markedsbaserede foranstaltninger)
—
begrund, hvorfor foranstaltningen er forholdsmæssig (dvs. hvorfor den ikkemarkedsbaserede foranstaltning er det mindst restriktive middel til at opnå den ønskede virkning)
—
foretag en analyse af foranstaltningens virkninger:
1)
for andre medlemsstaters forsyningssikkerhed
2)
for det nationale marked
3)
for det indre marked
4)
forklar, i hvilket omfang effektivitetsforanstaltninger, herunder på efterspørgselssiden, har været under overvejelse som et middel til at øge forsyningssikkerheden
5)
forklar, i hvilket omfang vedvarende energikilder har været under overvejelse som et middel til at øge forsyningssikkerheden.
6.   
Andre foranstaltninger og forpligtelser (f.eks. sikker drift af systemet)
Beskriv andre foranstaltninger og forpligtelser, som er pålagt naturgasvirksomheder og andre relevante organer, der sandsynligvis vil have indflydelse på gasforsyningssikkerheden, f.eks. forpligtelser til en sikker drift af systemet, herunder, hvem der ville blive påvirket af denne forpligtelse, samt de omfattede gasmængder. Forklar præcist hvornår og hvordan disse foranstaltninger ville finde anvendelse.
7.   
Infrastrukturprojekter
a)
beskriv kommende infrastrukturprojekter, herunder projekter af fælles interesse i de relevante risikogrupper, med en skønnet tidsplan for deres gennemførelse, kapaciteter og skønnet virkning for gasforsyningssikkerheden i risikogruppen
b)
angiv, hvordan infrastrukturprojekter tager højde for den tiårige europæiske netudviklingsplan (TYNDP), der er udarbejdet af ENTSOG i medfør af artikel 8, stk. 10, i forordning (EF) nr. 715/2009
8.   
Offentlige serviceforpligtelser med relevans for forsyningssikkerheden
Anfør de bestående offentlige serviceforpligtelser med relevans for forsyningssikkerheden, og giv en kort beskrivelse af dem (ved mere detaljerede oplysninger vedlægges disse som bilag). Forklar tydeligt, hvem der skal opfylde forpligtelsen og hvordan. Beskriv, hvis det er relevant, hvordan og hvornår disse offentlige serviceforpligtelser vil blive anvendt.
9.   
Høringer af interesserede parter
Beskriv i overensstemmelse med denne forordnings artikel 8, stk. 2, den mekanisme, der anvendes til og resultaterne af de høringer, der gennemføres i forbindelse med udarbejdelsen af planen og nødplanen sammen med:
a)
gasvirksomheder
b)
relevante organisationer, som repræsenterer privatkunders interesser
c)
relevante organisationer, som repræsenterer industrielle gaskunders interesser, herunder elproducenter
d)
nationale regulerende myndigheder.
10.   
Regional dimension
Angiv eventuelle nationale omstændigheder og foranstaltninger med relevans for forsyningssikkerheden, som ikke er nævnt i de foregående afsnit af planen.
Angiv, hvordan der er taget hensyn til eventuelle bemærkninger, som er modtaget efter den høring, der er omhandlet i artikel 8, stk. 2.
11.1.   Beregning af N – 1 på risikogruppeniveau, hvis det er aftalt med risikogruppens kompetente myndigheder
N – 1-formlen
a)
identifikationen af den største enkeltstående gasinfrastruktur af fælles interesse for risikogruppen
b)
beregningen af N – 1-formlen på risikogruppeniveau
c)
en beskrivelse af de værdier, der anvendes for alle N – 1-formlens elementer, herunder mellemliggende resultater, som anvendes ved beregningen (f.eks. angives for EP
m
 kapaciteten for alle indgangspunkter, der tages i betragtning under denne parameter)
d)
en angivelse af de anvendte metoder og forudsætninger, hvis sådanne er anvendt, for beregning af parametre i N – 1-formlen (f.eks. D
max
) (ved detaljerede forklaringer vedlægges disse som bilag).
11.2.   Samarbejdsmekanismer
Beskriv de mekanismer, der anvendes til samarbejde med andre medlemsstater i de relevante risikogrupper, herunder med henblik på udarbejdelse af grænseoverskridende foranstaltninger i den forebyggende handlingsplan og nødplanen.
Beskriv de mekanismer, der anvendes til samarbejde med andre medlemsstater i forbindelse med udformning og vedtagelse af de nødvendige bestemmelser ved anvendelsen af artikel 13.
11.3.   Forebyggende foranstaltninger
Beskriv de forebyggende foranstaltninger, der er etableret, er ved at blive vedtaget i risikogruppen, eller som følger af regionale aftaler:
a)
beskriv hver af de forebyggende foranstaltninger, der er vedtaget pr. konstateret risiko, jf. risikovurderingen, og beskriv:
i)
deres konsekvenser for risikogruppens medlemsstater
ii)
deres økonomiske konsekvenser, effektivitet og lønsomhed
iii)
deres konsekvenser for miljøet
iv)
deres konsekvenser for kunder.
Hvor det er relevant, angives også:
—
foranstaltninger med sigte på at forbedre sammenkoblinger mellem nabomedlemsstater
—
foranstaltninger med sigte på diversificering af gasforsyningsruter og -kilder
—
foranstaltninger med sigte på at beskytte nøgleinfrastruktur af betydning for forsyningssikkerheden for så vidt denne er underlagt tredjelandsenheders kontrol (herunder, hvis relevant, generel eller sektorspecifik lovgivning om investeringsscreening, særlige rettigheder for bestemte andelshavere osv.)
b)
beskriv andre foranstaltninger, som ikke er vedtaget på grundlag af risikovurderingen, men som har en positiv virkning på risikogruppens forsyningssikkerhed
c)
hvor der anvendes ikkemarkedsbaserede foranstaltninger (pr. foranstaltning):
i)
begrund, hvorfor foranstaltningen er nødvendig (dvs. hvorfor forsyningssikkerheden ikke kan sikres udelukkende ved brug af markedsbaserede foranstaltninger)
ii)
begrund, hvorfor foranstaltningen er forholdsmæssig (dvs. hvorfor den ikkemarkedsbaserede foranstaltning er det mindst restriktive middel til at opnå den ønskede virkning)
iii)
foretag en analyse af en sådan foranstaltnings virkninger:
—
begrund, hvorfor foranstaltningen er nødvendig (dvs. hvorfor forsyningssikkerheden ikke kan sikres udelukkende ved brug af markedsbaserede foranstaltninger)
—
begrund, hvorfor foranstaltningen er forholdsmæssig (dvs. hvorfor den ikkemarkedsbaserede foranstaltning er det mindst restriktive middel til at opnå den ønskede virkning)
—
foretag en analyse af en sådan foranstaltnings virkninger:
1)
for andre medlemsstaters forsyningssikkerhed
2)
for det nationale marked
3)
for det indre marked
d)
forklar, i hvilket omfang effektivitetsforanstaltninger, herunder på efterspørgselssiden, har været under overvejelse som et middel til at øge forsyningssikkerheden
e)
forklar, i hvilket omfang vedvarende energikilder har været under overvejelse som et middel til at øge forsyningssikkerheden.
(
1
)
  Hvis en kompetent myndighed har uddelegeret denne opgave, anføres navn på det eller de organer, der er ansvarlige for udarbejdelsen af planen på myndighedens vegne.
(
2
)
  For nemheds skyld forelægges oplysningerne på risikogruppernes højeste niveau, hvis det er muligt, og oplysningerne slås sammen, hvis det er nødvendigt.
(
3
)
  Til den første plan anvendes data fra de seneste to år. Ved ajourføringer anvendes data fra de seneste fire år.
(
4
)
  Herunder industrikunder, elproduktion, fjernvarme, husstande, servicesektoren og andre (anfør kundetype omfattet heraf).
(
5
)
  Beskriv de anvendte metoder.
BILAG VII
Model for nødplan
Generelle oplysninger
Navnet på den kompetente myndighed, som er ansvarlig for udarbejdelsen af den foreliggende plan 
(
1
)
.
1.   
Fastlæggelse af kriseniveauer
a)
angiv det organ, der er ansvarligt for erklæringen af hvert kriseniveau, og de procedurer, der skal følges i forbindelse med hver enkelt erklæring
b)
hvis de forefindes, angiv indikatorer og parametre, der anvendes til at afgøre, om en begivenhed kan føre til en væsentlig forringelse af forsyningssituationen, og til at træffe afgørelse om erklæring af et bestemt kriseniveau.
2.   
Foranstaltninger, som skal vedtages for hvert kriseniveau
 
(
2
)
2.1.   Tidligt varslingsniveau
Beskriv de foranstaltninger, der skal anvendes i denne situation, og anfør pr. foranstaltning:
i)
en kort beskrivelse af foranstaltningen og de vigtigste involverede aktører
ii)
beskriv den procedure, der skal følges, hvis en sådan findes
iii)
angiv foranstaltningens forventede bidrag til at håndtere virkningen af enhver begivenhed eller til at forberede sig på begivenheden
iv)
beskriv informationsstrømmene blandt de involverede aktører.
2.2.   Alarmniveau
a)
beskriv de foranstaltninger, der skal anvendes i denne situation, og anfør pr. foranstaltning:
i)
en kort beskrivelse af foranstaltningen og de vigtigste involverede aktører
ii)
beskriv den procedure, der skal følges, hvis en sådan findes
iii)
angiv foranstaltningens forventede bidrag til at håndtere situationen på alarmniveau
iv)
beskriv informationsstrømmene blandt de involverede aktører
b)
beskriv de rapporteringsforpligtelser, der pålægges naturgasvirksomheder på alarmniveau.
2.3.   Nødsituationsniveau
a)
opstil en liste over på forhånd fastsatte foranstaltninger på udbuds- og efterspørgselssiden, der har til formål at stille gas til rådighed i tilfælde af en nødsituation, herunder kommercielle aftaler mellem de parter, der deltager i sådanne foranstaltninger, og kompensationsmekanismerne for naturgasvirksomheder, hvor dette er relevant
b)
beskriv de markedsbaserede foranstaltninger, der skal anvendes i denne situation, og anfør pr. foranstaltning:
i)
en kort beskrivelse af foranstaltningen og de vigtigste involverede aktører
ii)
beskriv den procedure, der skal følges
iii)
angiv foranstaltningens forventede bidrag til at afbøde situationen på nødsituationsniveau
iv)
beskriv informationsstrømmene blandt de involverede aktører
c)
beskriv de ikkemarkedsbaserede foranstaltninger, der er planlagt eller skal gennemføres for nødsituationsniveauet, og angiv pr. foranstaltning:
i)
en kort beskrivelse af foranstaltningen og de vigtigste involverede aktører
ii)
fremlæg en vurdering af behovet for en sådan foranstaltning for at håndtere en krise, herunder omfanget af dens anvendelse
iii)
beskriv i detaljer proceduren for at gennemføre foranstaltningen (f.eks. hvad der udløser iværksættelsen af foranstaltningen, og hvem der træffer afgørelse herom)
iv)
angiv foranstaltningens forventede bidrag til at afbøde situationen på nødsituationsniveau som et supplement til markedsbaserede foranstaltninger
v)
vurder andre virkninger af foranstaltningen
vi)
begrund hvordan foranstaltningen opfylder de betingelser, der er fastsat i artikel 11, stk. 6
vii)
beskriv informationsstrømmene blandt de involverede aktører
d)
beskriv de rapporteringsforpligtelser, der pålægges naturgasvirksomhederne.
3.   
Særlige foranstaltninger for elektricitet og fjernvarme
a)
fjernvarme
i)
angiv kort den sandsynlige virkning af en gasforsyningsafbrydelse i fjernvarmesektoren
ii)
anfør foranstaltninger og tiltag, der skal iværksættes for at afbøde den mulige virkning af en gasforsyningsafbrydelse i fjernvarmesektoren. Alternativt anføres det, hvorfor det ikke er hensigtsmæssigt at vedtage særlige foranstaltninger
b)
forsyning af elektricitet produceret ved hjælp af gas
i)
angiv kort den sandsynlige virkning af en gasforsyningsafbrydelse i elsektoren
ii)
anfør de foranstaltninger og tiltag, der skal iværksættes for at afbøde den mulige virkning af en gasforsyningsafbrydelse i elsektoren. Alternativt anføres, hvorfor det ikke er hensigtsmæssigt at vedtage særlige foranstaltninger
iii)
anfør de mekanismer/gældende bestemmelser, som sikrer passende samordning, herunder for udveksling af oplysninger, mellem de vigtigste aktører i gassektoren og elsektoren, navnlig transmissionssystemoperatører, på forskellige kriseniveauer.
4.   
Kriseleder eller krisehold
Angiv, hvem der er kriseleder, og definér dennes rolle.
5.   
De forskellige aktørers roller og ansvarsområder
a)
definér pr. kriseniveau følgende aktørers roller og ansvarsområder, herunder deres samspil med de kompetente myndigheder og i givet fald med den nationale regulerende myndighed:
i)
naturgasvirksomheder
ii)
industrikunder
iii)
de relevante elproducenter
b)
definér pr. kriseniveau roller og ansvarsområder for de kompetente myndigheder og organer, der har fået uddelegeret opgaver.
6.   
Foranstaltninger vedrørende ikkebeskyttede kunders uberettigede forbrug
Beskriv, hvilke foranstaltninger der er etableret til så vidt muligt og uden at bringe gassystemets sikre og pålidelige drift i fare eller skabe usikre situationer at forhindre uberettiget forbrug af gas, der er beregnet til beskyttede kunder i en nødsituation, af kunder, der ikke er beskyttede kunder. Angiv arten af foranstaltningen (administrativ, teknisk osv.), vigtigste aktører og procedurer, der skal følges.
7.   
Test af nødplaner
a)
angiv tidsplanen for responssimuleringer af nødsituationer i realtid
b)
angiv de involverede aktører, procedurer og konkrete simulerede høj- og middelstressniveauscenarier.
For så vidt angår ajourføringer af nødplanen: Beskriv kort de test, der er gennemført, siden den seneste nødplan blev forelagt, og de vigtigste resultater heraf. Angiv, hvilke foranstaltninger der er vedtaget som følge af disse test.
8.   
Regional dimension
8.1.   Foranstaltninger, som skal vedtages for hvert kriseniveau:
8.1.1.   Tidligt varslingsniveau:
Beskriv de foranstaltninger, der skal anvendes i denne situation, og anfør pr. foranstaltning:
i)
kort beskrivelse af foranstaltningen og de vigtigste involverede aktører
ii)
beskriv den procedure, der skal følges, hvis en sådan findes
iii)
angiv foranstaltningens forventede bidrag til at håndtere virkningerne af enhver begivenhed eller til at forberede sig på begivenheden
iv)
beskriv informationsstrømmene blandt de involverede aktører.
8.1.2.   Alarmniveau
a)
beskriv de foranstaltninger, der skal anvendes i denne situation, og anfør pr. foranstaltning:
i)
kort beskrivelse af foranstaltningen og de vigtigste involverede aktører
ii)
beskriv den procedure, der skal følges, hvis en sådan findes
iii)
angiv foranstaltningens forventede bidrag til at håndtere virkningerne af enhver begivenhed eller til at forberede sig på begivenheden
iv)
beskriv informationsstrømmene blandt de involverede aktører
b)
beskriv de rapporteringsforpligtelser, der pålægges naturgasvirksomhederne på alarmniveau.
8.1.3.   Nødsituationsniveau
a)
opstil en liste over på forhånd fastsatte foranstaltninger på udbuds- og efterspørgselssiden, der har til formål at stille gas til rådighed i tilfælde af en nødsituation, herunder kommercielle aftaler mellem de parter, der deltager i sådanne foranstaltninger, og kompensationsmekanismerne for naturgasvirksomheder, hvor dette er relevant
b)
beskriv de markedsbaserede foranstaltninger, der skal anvendes i denne situation, og anfør pr. foranstaltning:
i)
kort beskrivelse af foranstaltningen og de vigtigste involverede aktører
ii)
beskriv den procedure, der skal følges
iii)
angiv foranstaltningens forventede bidrag til at afbøde situationen på nødsituationsniveau
iv)
beskriv informationsstrømmene blandt de involverede aktører
c)
beskriv de ikkemarkedsbaserede foranstaltninger, der er planlagt eller skal gennemføres for nødsituationsniveauet, og angiv pr. foranstaltning:
i)
kort beskrivelse af foranstaltningen og de vigtigste involverede aktører
ii)
giv en vurdering af behovet for en sådan foranstaltning for at håndtere en krise, herunder omfanget af dens anvendelse
iii)
beskriv i detaljer proceduren for at gennemføre foranstaltningen (f.eks. hvad der udløser iværksættelsen af foranstaltningen, og hvem der træffer afgørelse herom)
iv)
angiv foranstaltningens forventede bidrag til at afbøde situationen på nødsituationsniveau som et supplement til markedsbaserede foranstaltninger
v)
vurder andre virkninger af foranstaltningen
vi)
begrund hvordan foranstaltningen opfylder de betingelser, der er fastsat i artikel 11, stk. 6
vii)
beskriv informationsstrømmene blandt de involverede aktører
d)
beskriv de rapporteringsforpligtelser, der pålægges naturgasvirksomhederne.
8.2.   Samarbejdsmekanismer:
a)
beskriv de mekanismer, der findes til brug ved samarbejde i hver af de relevante risikogrupper og til at sikre passende samordning for hvert kriseniveau. Beskriv — i det omfang, de findes, og ikke er omhandlet under punkt 2 — beslutningsprocedurerne for en passende respons på regionalt niveau for hvert kriseniveau
b)
beskriv de mekanismer, der findes til brug ved samarbejde med andre medlemsstater uden for risikogrupperne og til at samordne indsatsen for hvert kriseniveau.
8.3.   Solidaritet mellem medlemsstater
a)
beskriv de aftalte ordninger blandt direkte forbundne medlemsstater, der skal sikre anvendelsen af solidaritetsprincippet, jf. artikel 13
b)
beskriv, hvis det er relevant, de aftalte ordninger mellem medlemsstater, der er forbundet med hinanden gennem et tredjeland, for at sikre anvendelsen af solidaritetsprincippet, jf. artikel 13.
(
1
)
  Hvis en kompetent myndighed har uddelegeret denne opgave, anføres navn på det eller de organer, der er ansvarlige for udarbejdelsen af planen på myndighedens vegne.
(
2
)
  Angiv regionale og nationale foranstaltninger.
BILAG VIII
Liste over ikkemarkedsbaserede gasforsyningssikkerhedsforanstaltninger
Ved udarbejdelsen af den forebyggende handlingsplan og nødplanen tager den kompetente myndighed, udelukkende i en nødsituation, bidraget fra den følgende vejledende og ufuldstændige liste over foranstaltninger i betragtning:
a)
foranstaltninger på udbudssiden:
—
anvendelse af strategiske gaslagre
—
tvungen anvendelse af alternative brændsler (f.eks. i overensstemmelse med Rådets direktiv 2009/119/EF 
(
1
)
)
—
tvungen anvendelse af elektricitet, som produceres på grundlag af andre kilder end gas
—
tvungen forhøjelse af gasproduktionsniveauerne
—
tvunget lagerudtræk
b)
foranstaltninger på efterspørgselssiden:
—
forskellige skridt til tvungen begrænsning af efterspørgslen, herunder:
—
tvungen brændselsomlægning
—
tvungen anvendelse af afbrydelige kontrakter, hvor de ikke anvendes i fuld udstrækning som led i markedsbaserede foranstaltninger
—
tvungen frakobling af belastning.
(
1
)
  Rådets direktiv 2009/119/EF af 14. september 2009 om forpligtelse for medlemsstaterne til at opretholde minimumslagre af råolie og/eller olieprodukter (
EUT L 265 af 9.10.2009, s. 9
).
BILAG IX
Sammenligningstabel
Forordning (EU) nr. 994/2010
Nærværende forordning
Artikel 1
Artikel 1
Artikel 2
Artikel 2
Artikel 3
Artikel 3
Artikel 6
Artikel 5
Artikel 8
Artikel 6
Artikel 9
Artikel 7
Artikel 4
Artikel 8
Artikel 5
Artikel 9
Artikel 10
Artikel 10
Artikel 10
Artikel 11
Artikel 11
Artikel 12
—
Artikel 13
Artikel 13
Artikel 14
Artikel 12
Artikel 4
—
Artikel 15
—
Artikel 16
Artikel 14
Artikel 17
—
Artikel 18
—
Artikel 19
Artikel 16
Artikel 20
Artikel 15
Artikel 21
Artikel 17
Artikel 22
Bilag I
Bilag II
Artikel 7
Bilag III
Bilag IV
Bilag I
—
Bilag IV
—
Bilag V
—
Bilag VI
—
Bilag VII
Bilag II
—
Bilag III
Bilag VIII
—
Bilag IX

Summary:
Gasforsyningssikkerhed i EU
RESUMÉ AF:
Forordning (EU) 2017/1938, der har til formål at sikre uafbrudt gasforsyning i hele EU
HVAD ER FORMÅLET MED FORORDNINGEN?
Forordning (EU) 2017/1938 har til formål at styrke energisikkerheden i 
Den Europæiske Union
 (EU) ved at hjælpe med at forhindre potentielle forsyningsafbrydelser og at reagere, hvis de finder sted, for at sikre, at husholdninger og andre sårbare forbrugere altid forsynes med energi.
Forordningen
 er en del af 
energiunionspakken
, som har til formål at give forbrugerne sikker og bæredygtig energi til overkommelige priser gennem et tættere samarbejde mellem EU’s 
medlemsstater
.
Ændringsforordning (EU) 
2024/1789
 har til formål at integrere vedvarende gas og kulstoffattig gas og brint i EU’s energisystem og samtidig tilpasse det til nye risici, såsom cybertrusler. Derudover skal ændringen effektivisere og udvide solidaritetsmekanismen, som sikrer, at medlemsstaterne gensidigt stiller solidaritetsgas til rådighed i tilfælde af alvorlige nødsituationer ved at garantere, at et sæt standardregler gælder, når medlemsstaterne ikke har underskrevet bilaterale aftaler.
HOVEDPUNKTER
Gasforsyningssikkerheden
 er et fælles ansvar, som påhviler naturgasvirksomhederne, medlemsstaterne og 
Europa-Kommissionen
. Forordningens hovedelementer er som følger.
Den opfordrer til 
bedre samarbejde og koordinering
 mellem regionale grupper af medlemsstater med henblik på at gennemføre fælles risikovurderinger og aftale fælles forebyggelses- og nødforanstaltninger. I visse særlige tilfælde giver ændringsforordning (EU) 2024/1789 medlemsstaterne mulighed for at træffe midlertidige foranstaltninger for at reducere beskyttede kunders ikkevæsentlige gasforbrug. Disse midlertidige foranstaltninger indføres først, når de kompetente myndigheder har foretaget en detaljeret vurdering.
Den indfører en 
solidaritetsmekanisme
, gennem hvilken medlemsstaterne skal hjælpe hinanden med altid at garantere gasforsyning til de mest sårbare forbrugere — selv i alvorlige gasforsyningssituationer — med rimelige kompensationsbetingelser fra den medlemsstat, som modtager bistand. Ændringsforordning (EU) 2024/1789 indfører en ny artikel, der fastsætter regler for 
samarbejde mellem indirekte forbundne medlemsstater
 ved hjælp af markedsbaserede foranstaltninger (frivillige foranstaltninger).
Den øger 
gennemsigtigheden
 ved at forpligte gasselskaberne til at meddele deres nationale myndighed om deres større langsigtede gasforsyningskontrakter, som kan være relevante for forsyningssikkerheden.
Det europæiske net af transmissionssystemoperatører for gas
 gennemfører 
en yderligere simulering på EU-plan
 af scenarier for gasforsynings- og gasinfrastrukturafbrydelser inden 
1. november
 2026
.
Medlemsstaterne har specifikke 
forpligtelser over for 
Energifællesskabet
, og Kommissionen koordinerer retsreglerne.
Som følge af Ruslands uprovokerede og uberettigede militærangreb mod Ukraine og behovet for at sikre EU’s gasreserver krævede 
ændringslovgivning
, at 
underjordiske gaslagre
 på medlemsstaternes område fyldtes op med mindst 
80 %
 af landets kapacitet før vinteren 2022/2023 og 
90 %
 før vinterperioderne i de efterfølgende år. Målet var, at EU kollektivt skulle have en fyldning på 
85 %
 af den underjordiske gaslagerkapacitet i EU i 2022. Der blev i 2022 aftalt et fyldningsmål på 
90 %
 indtil den 
31. december
 2025
.
Ved at anerkende 
variationerne i gasopbevaringskapaciteten
 og de nationale situationer kan medlemsstaterne delvis opfylde lagringsmålet ved at medregne lagrene af flydende naturgas eller alternative brændstoffer. For medlemsstater med meget stor lagerkapacitet i forhold til deres indenlandske gasforbrug var fyldningskravet for underjordiske lagre begrænset til en mængde, der svarede til 
35 %
 af det gennemsnitlige årlige gasforbrug i de seneste fem år.
For at styrke 
forsyningssikkerheden
 kan medlemsstater uden lagerfaciliteter opretholde 
15 %
 af deres årlige indenlandske gasforbrug i lagre, der er beliggende i andre medlemsstater, og således have adgang til gasreserver, der er lagret i andre medlemsstater. Der blev indført en undtagelse for Cypern, Irland og Malta, så længe de ikke er direkte sammenkoblet med andre medlemsstaters gassystemer.
I henhold til ændringsforordning (EU) 2024/1789 skal medlemsstaterne overveje passende foranstaltninger vedrørende 
cybersikkerhed
, når de udarbejder deres forebyggende handlingsplaner og beredskabsplaner. Kommissionen vedtager en 
delegeret retsakt
, der fastsætter 
sektorspecifikke regler
 for cybersikkerhedsaspekterne af grænseoverskridende gasstrømme, herunder regler om fælles minimumskrav, planlægning, overvågning, rapportering og krisestyring. Derudover skal ændringen effektivisere og udvide solidaritetsmekanismen, som sikrer, at medlemsstaterne gensidigt stiller solidaritetsgas til rådighed i tilfælde af alvorlige nødsituationer ved at garantere, at et sæt standardregler gælder, når medlemsstaterne ikke har underskrevet bilaterale aftaler.
Ophævelse
Forordningen ophæver forordning (EU) 
nr. 
994/2010
HVORNÅR GÆLDER FORORDNINGEN FRA?
Forordning (EU) 2017/1938 trådte i kraft den 
1. november
 2017
. Ændringer, der blev indført med ændringsforordning (EU) 2024/1789, trådte i kraft den 
1. januar
 2025
.
BAGGRUND
For yderligere oplysninger henvises til:
Gasforsyningssikkerhed
 (Europa-Kommissionen).
HOVEDDOKUMENT
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. 1-56
).
Efterfølgende ændringer til forordning (EU) 2017/1938 er blevet indarbejdet i grundteksten. Denne 
konsoliderede udgave
 har ingen retsvirkning.
TILHØRENDE DOKUMENTER
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
 af 
15.7.2024
).
Meddelelse fra Kommissionen til Europa-Parlamentet, Rådet, Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg, Regionsudvalget og Den Europæiske Investeringsbank — En rammestrategi for en modstandsdygtig energiunion med en fremadskuende klimapolitik (
COM(2015) 80 final
 af 
25.2.2015
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
nr. 
347/2013
 af 
17. april
 2013
 om retningslinjer for den transeuropæiske energiinfrastruktur og om ophævelse af beslutning 
nr. 1364/2006/EF
 og ændring af forordning (EF) 
nr. 713/2009
, (EF) 
nr. 714/2009
 og (EF) 
nr. 715/2009
 (EUT 
L 115
 af 
25.4.2013
, 
s. 39-75
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
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. 94-136
).
Se den 
konsoliderede udgave
.
seneste ajourføring 
21.01.2025