CELEX ID: 32019R0941

--- ENGLISH ---

Document:
14.6.2019
EN
Official Journal of the European Union
L 158/1
REGULATION (EU) 2019/941 OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL
of 5 June 2019
on risk-preparedness in the electricity sector and repealing Directive 2005/89/EC
(Text with EEA relevance)
THE EUROPEAN PARLIAMENT AND THE COUNCIL OF THE EUROPEAN UNION,
Having regard to the Treaty on the Functioning of the European Union, and in particular Article 194(2) thereof,
Having regard to the proposal from the European Commission,
After transmission of the draft legislative act to the national parliaments,
Having regard to the opinion of the European Economic and Social Committee 
(
1
)
,
Having regard to the opinion of the Committee of the Regions 
(
2
)
,
Acting in accordance with the ordinary legislative procedure 
(
3
)
,
Whereas:
(1)
The electricity sector in the Union is undergoing a profound transformation, characterised by more decentralised markets with more players, a higher proportion of energy from renewable sources and better interconnected systems. In response, Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council 
(
4
)
 and Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council 
(
5
)
 aim to upgrade the legal framework governing the Union's internal electricity market, in order to ensure that markets and networks function in an optimal manner, to the benefit of businesses and Union citizens. This Regulation is intended to contribute to the implementation of the objectives of the Energy Union, of which energy security, solidarity, trust and an ambitious climate policy are an integral part.
(2)
Well-functioning markets and systems, with adequate electricity interconnections, are the best guarantee of security of electricity supply. However, even where markets and systems function well and are interconnected, the risk of an electricity crisis, as a result of natural disasters, such as extreme weather conditions, malicious attacks or fuel shortages, can never be excluded. The consequences of electricity crises often extend beyond national borders. Even where such crises start locally, their effects can rapidly spread across borders. Some extreme circumstances, such as cold spells, heat waves or cyberattacks, may affect entire regions at the same time.
(3)
In a context of interlinked electricity markets and systems, electricity crisis prevention and management cannot be considered to be a purely national task. The potential of more efficient and less costly measures through regional cooperation should be better exploited. A common framework of rules and better coordinated procedures are needed in order to ensure that Member States and other actors are able to cooperate effectively across borders, in a spirit of increased transparency, trust and solidarity between Member States.
(4)
Directive 2005/89/EC of the European Parliament and of the Council 
(
6
)
 established the necessary measures that the Member States are to take in order to ensure security of electricity supply in general. The provisions of that Directive have largely been superseded by subsequent legislative acts, in particular as regards how electricity markets are to be organised in order to ensure the availability of sufficient capacity, how transmission system operators are to cooperate to guarantee system stability, and as regards ensuring that appropriate infrastructure is in place. This Regulation addresses the specific issue of electricity crisis prevention and management.
(5)
Commission Regulations (EU) 2017/1485 
(
7
)
 and (EU) 2017/2196 
(
8
)
 constitute a detailed rulebook governing how transmission system operators and other relevant stakeholders should act and cooperate to ensure system security. Those technical rules should ensure that most electricity incidents are dealt with effectively at operational level. This Regulation focuses on electricity crises that have a larger scale and impact. It sets out what Member States should do to prevent such crises and what measures they can take should system operation rules alone no longer suffice. Even in electricity crises system operation rules should continue to be fully respected and this Regulation should be consistent with Regulation (EU) 2017/2196.
(6)
This Regulation sets out a common framework of rules on how to prevent, prepare for and manage electricity crises, bringing more transparency in the preparation phase and during an electricity crisis and ensuring that measures are taken in a coordinated and effective manner. It requires Member States to cooperate, at regional level and, where applicable, bilaterally, in a spirit of solidarity. It also sets out a framework for the effective monitoring of security of electricity supply in the Union via the Electricity Coordination Group (ECG), which was set up by a Commission Decision of 15 November 2012 
(
9
)
 as a forum in which to exchange information and foster cooperation among Member States, in particular in the area of security of electricity supply. Member State cooperation and the monitoring framework are intended to achieve better risk-preparedness at a lower cost. This Regulation should also strengthen the internal electricity market by enhancing trust and confidence across Member States and ruling out inappropriate state interventions in electricity crises, in particular avoiding undue curtailment of cross-border flows and cross zonal transmission capacities, thus reducing the risk of negative spillover effects on neighbouring Member States.
(7)
Directive (EU) 2016/1148 of the European Parliament and of the Council 
(
10
)
 lays down general rules on security of network and information systems, while specific rules on cybersecurity will be developed through a network code as laid down in Regulation (EU) 2019/943. This Regulation complements Directive (EU) 2016/1148 by ensuring that cyber-incidents are properly identified as a risk, and that the measures taken to address them are properly reflected in the risk-preparedness plans.
(8)
Council Directive 2008/114/EC 
(
11
)
 lays down a process with a view to enhancing the security of designated European critical infrastructure, including certain electricity infrastructure. Directive 2008/114/EC, together with this Regulation, contributes to creating a comprehensive approach to the energy security of the Union.
(9)
Decision No 1313/2013/EU of the European Parliament and of the Council 
(
12
)
 sets out requirements for Member States to develop risk assessments at national level or at the appropriate sub-national level every three years, and to develop and refine their disaster risk management planning at national level or at the appropriate sub-national level. The specific risk prevention, preparedness and planning actions set out in this Regulation should be consistent with the wider, multi-hazard national risk assessments required under Decision No 1313/2013/EU.
(10)
Member States are responsible for ensuring the security of electricity supply within their territories, while security of electricity supply is also a responsibility shared among the Commission and other Union actors, within their respective areas of activity and competence. Security of electricity supply entails effective cooperation among Member States, Union institutions, bodies, offices and agencies, and relevant stakeholders. Distribution system operators and transmission system operators play a key role in ensuring a secure, reliable and efficient electricity system in accordance with Articles 31 and 40 of Directive (EU) 2019/944. The regulatory authorities and other relevant national authorities also play an important role in ensuring and monitoring the security of electricity supply, as part of their tasks attributed by Article 59 of Directive (EU) 2019/944. Member States should designate an existing or new entity as their single competent national governmental or regulatory authority with the aim of ensuring the transparent and inclusive participation of all actors involved, the efficient preparation and proper implementation of the risk-preparedness plans, as well as facilitating the prevention and 
ex post
 evaluation of electricity crises and information exchanges in relation thereto.
(11)
A common approach to electricity crisis prevention and management requires a common understanding among Member States as to what constitutes an electricity crisis. In particular this Regulation should facilitate coordination among Member States for the purpose of identifying a situation in which the potential risk of a significant electricity shortage or an impossibility to supply electricity to customers is present or imminent. The European Network of Transmission System Operators for Electricity (‘ENTSO for Electricity’) and the Member States should, respectively, determine concrete regional and national electricity crisis scenarios. That approach should ensure that all relevant electricity crises are covered, taking into account regional and national specificities such as the topology of the grid, the electricity mix, the size of production and consumption, and the degree of population density.
(12)
A common approach to electricity crisis prevention and management also requires that Member States use the same methods and definitions to identify risks relating to the security of electricity supply and are in a position to compare effectively how well they and their neighbours perform in that area. This Regulation identifies two indicators for monitoring the security of electricity supply in the Union: ‘expected energy non-served’, expressed in GWh/year, and ‘loss of load expectation’, expressed in hours per year. Those indicators are part of the European resource adequacy assessment carried out by the ENTSO for Electricity, pursuant to Article 23 of Regulation (EU) 2019/943. The ECG should carry out regular monitoring of the security of electricity supply based on the results of those indicators. The Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER) should also use those indicators when reporting on Member States' performance in the area of security of electricity supply in its annual electricity market monitoring reports, pursuant to Article 15 of Regulation (EU) 2019/942 of the European Parliament and of the Council 
(
13
)
.
(13)
To ensure the coherence of risk assessments in a manner that builds trust between Member States in an electricity crisis, a common approach to identifying risk scenarios is needed. The ENTSO for Electricity should therefore, after consulting the relevant stakeholders, develop and update a common methodology for risk identification in cooperation with ACER, and with the ECG in its formation composed only of representatives of the Member States. The ENTSO for Electricity should propose the methodology and ACER should approve it. When consulting the ECG, ACER is to take the utmost account of the views expressed by the ECG. The ENTSO for Electricity should update the common methodology for risk identification where significant new information becomes available.
(14)
On the basis of the common methodology for risk identification, the ENTSO for Electricity should regularly draw up and update regional electricity crisis scenarios and identify the most relevant risks for each region such as extreme weather conditions, natural disasters, fuel shortages or malicious attacks. When considering the crisis scenario of a gas fuel shortage, the risk of disruption of the gas supply should be assessed based on the gas supply and infrastructure disruption scenarios developed by the European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG) pursuant to Article 7 of Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council 
(
14
)
. The ENTSO for Electricity should be able to delegate tasks relating to the identification of regional electricity crisis scenarios to regional coordination centres established pursuant to Article 35 of Regulation (EU) 2019/943. Those delegated tasks should be performed under the supervision of the ENTSO for Electricity. Member States should establish and update their national electricity crisis scenarios on the basis of regional electricity crisis scenarios, in principle every four years. Those scenarios should provide the basis for the risk-preparedness plans. When identifying risks at national level, the Member States should describe any risks that they identify in relation to the ownership of the infrastructure relevant for security of electricity supply and any measures taken to address those risks such as general or sector-specific investment screening laws, special rights for certain shareholders, with an indication why they consider such measures to be necessary and proportionate.
(15)
A regional approach to identifying risk scenarios and to developing preventive, preparatory and mitigating measures should bring significant benefits in terms of the effectiveness of those measures and the optimal use of resources. Moreover, in a simultaneous electricity crisis, a coordinated and pre-agreed approach would ensure a consistent response and reduce the risk of negative spillover effects that purely national measures could have in neighbouring Member States. This Regulation therefore requires Member States to cooperate in a regional context.
(16)
The regional coordination centres should perform the tasks of regional relevance assigned to them in accordance with Regulation (EU) 2019/943. To ensure that they can carry out their tasks effectively and act in close cooperation with relevant national authorities with a view to preventing and mitigating larger-scale electricity incidents, the regional cooperation required under this Regulation should build on the regional cooperation structures used at technical level, namely the groups of Member States sharing the same regional coordination centre. The geographical regions of the regional coordination centres are therefore relevant for the identification of the regional electricity crisis scenarios and risk assessments. However, Member States should have the possibility to form subgroups within the regions for the purpose of cooperation with regard to concrete regional measures, or to cooperate in existing regional cooperation forums for that purpose, as the technical ability to provide mutual assistance to each other in an electricity crisis is essential. This is because not all Member States in a larger region will necessarily be able to provide electricity to another Member State in an electricity crisis. Thus, it is not necessary for all Member States in a region to conclude regional agreements on concrete regional measures. Instead, Member States that have the technical ability to provide assistance to each other should conclude such agreements.
(17)
Regulation (EU) 2019/943 provides for the use of a common methodology for the medium to long-term European resource adequacy assessment (from 10-year-ahead to year-ahead), with a view to ensuring that Member States' decisions as to possible investment needs are made on a transparent and commonly agreed basis. The European resource adequacy assessment has a different purpose from the short-term adequacy assessments which are used to detect possible adequacy related problems in short time-frames, namely seasonal adequacy assessments (six months ahead) and week-ahead to at least day-ahead adequacy assessments. Regarding short-term assessments, there is a need for a common approach to the way possible adequacy-related problems are detected. The ENTSO for Electricity should carry out winter and summer adequacy assessments to alert Member States and transmission system operators to risks related to the security of electricity supply that might occur in the following six months. To improve those adequacy assessments, the ENTSO for Electricity should develop a common probabilistic methodology for them, after consulting the relevant stakeholders, and in cooperation with ACER, and with the ECG, in its formation composed only of representatives of the Member States. The ENTSO for Electricity should propose that methodology and updates thereto to ACER, and ACER should approve the proposal and the updates. When consulting the ECG, ACER is to take the utmost account of the views expressed by the ECG. The ENTSO for Electricity should update the methodology where significant new information becomes available. The ENTSO for Electricity should be able to delegate tasks relating to seasonal adequacy assessments to regional coordination centres, while delegated tasks should be performed under the ENTSO for Electricity's supervision.
(18)
Transmission system operators should apply the methodology used to prepare seasonal adequacy assessments when carrying out any other type of short-term risk assessment, namely the week-ahead to at least day-ahead generation adequacy forecasts provided for in Regulation (EU) 2017/1485.
(19)
To ensure a common approach to electricity crisis prevention and management, the competent authority of each Member State should draw up a risk-preparedness plan on the basis of the regional and national electricity crisis scenarios. The competent authorities should consult stakeholders or representatives of stakeholder groups, such as representatives of producers or their trade bodies or of distribution system operators, where they are relevant for the prevention and handling of an electricity crisis. To that end, the competent authorities should decide on the appropriate arrangements for carrying out the consultation. The risk-preparedness plans should describe effective, proportionate and non-discriminatory measures addressing all identified electricity crisis scenarios. The environmental impact of demand-side and supply-side measures proposed should be taken into account. The plans should provide transparency especially as regards the conditions in which non-market-based measures can be taken to mitigate electricity crises. All envisaged non-market-based measures should comply with the rules laid down in this Regulation. The risk-preparedness plans should be made public, while ensuring confidentiality of sensitive information.
(20)
The risk-preparedness plans should set out national, regional and, where applicable, bilateral measures. Regional and, where applicable, bilateral measures are necessary, in particular in the event of a simultaneous electricity crisis, when a coordinated and pre-agreed approach is needed to ensure a consistent response and reduce the risk of negative spillover effects. To that end, before adopting the risk-preparedness plans, competent authorities should consult the competent authorities of the relevant Member States. The relevant Member States are those where there could be negative spillover effects or other impacts on each other's electricity system, whether those Member States are in the same region or directly connected. The plans should take account of the relevant national circumstances, including the situation of outermost regions within the meaning of Article 349 of the Treaty on the Functioning of the European Union, and of some micro-isolated systems that are not connected to the national transmission systems. In that respect, Member States should draw the appropriate conclusions as regards, inter alia, the provisions of this Regulation on identification of regional electricity crisis scenarios and the regional and bilateral measures set out in risk-preparedness plans as well as provisions on assistance. The plans should clearly set out the roles and responsibilities of the competent authorities. National measures should take full account of the regional and bilateral measures that have been agreed and should take 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 electricity crisis and to mitigate its effects.
(21)
The risk-preparedness plans should be updated regularly. To ensure that the plans are up-to-date and effective, the competent authorities of the Member States of each region should organise biennial simulations of electricity crises in cooperation with transmission system operators and other relevant stakeholders in order to test their suitability.
(22)
The template provided for in this Regulation is intended to facilitate the preparation of the plans, allowing for the inclusion of additional, Member State specific information. The template is also intended to facilitate consultation of other Member States in the region concerned and the ECG. Consultation within the region and within the ECG should ensure that measures taken in one Member State or region do not put at risk the security of electricity supply of other Member States or regions.
(23)
It is important to facilitate communication and transparency between Member States, where they have concrete, serious and reliable information that an electricity crisis may occur. In such circumstances the Member States concerned should inform the Commission, the neighbouring Member States and the ECG without undue delay, providing, in particular, information on the causes of the deterioration of the electricity supply situation, the planned measures to prevent the electricity crisis and the possible need for assistance from other Member States.
(24)
Information exchange in the event of an electricity crisis is essential in order to ensure coordinated action and targeted assistance. Therefore, this Regulation obliges the competent authority to inform the Member States in the region, the neighbouring Member States and the Commission without undue delay when confronted with an electricity crisis. The competent authority should also provide information on the causes of the crisis, the measures planned or taken to mitigate the crisis and the possible need for assistance from other Member States. Where that assistance goes beyond security of electricity supply, the Union Civil Protection Mechanism should remain the applicable legal framework.
(25)
In the event of an electricity crisis Member States should cooperate in a spirit of solidarity. In addition to that general rule, appropriate provision should be made for Member States to offer each other assistance in an electricity crisis. Such assistance should be based on agreed, coordinated measures set out in the risk-preparedness plans. This Regulation gives Member States a wide discretion when agreeing on the content of such coordinated measures and thus on the content of the assistance that they offer. It is for Member States to decide and agree on such coordinated measures, taking into account demand and supply. At the same time, this Regulation ensures that, for the purpose of the agreed assistance, electricity is delivered in a coordinated manner. Member States should agree on the necessary technical, legal and financial arrangements for the implementation of the regional and bilateral measures that have been agreed. Under those technical arrangements the Member States should indicate the maximum quantities of electricity to be delivered, which should be re-assessed on the basis of the technical feasibility of delivering electricity once the assistance is required during an electricity crisis. Subsequently, Member States should take all necessary measures for the implementation of the regional and bilateral measures that have been agreed and technical, legal and financial arrangements.
(26)
When agreeing on coordinated measures and technical, legal and financial arrangements and otherwise implementing provisions on assistance, Member States should take account of social and economic factors, including the security of Union citizens, and proportionality. They are encouraged to exchange best practices and to use the ECG as a discussion platform through which to identify the available options for assistance, in particular concerning coordinated measures and the necessary technical, legal and financial arrangements, including fair compensation. The Commission may facilitate the preparation of the regional and bilateral measures.
(27)
Assistance between Member States under this Regulation should be subject to fair compensation agreed between the Member States. This Regulation does not harmonise all aspects of such fair compensation between Member States. The Member States should therefore agree on provisions on fair compensation before assistance is provided. The Member State requesting assistance should promptly pay, or ensure the prompt payment of, such compensation to the Member State providing the assistance. The Commission should provide for non-binding guidance on the key elements of fair compensation and other elements of the technical, legal and financial arrangements.
(28)
In providing assistance under this Regulation, Member States implement Union law and are therefore bound to respect fundamental rights guaranteed by Union law. Such assistance may therefore, depending on the measures agreed between Member States, give rise to an obligation on a Member State to pay compensation to those affected by its measures. Member States should therefore, where necessary, ensure that national compensation rules which comply with Union law, in particular with fundamental rights, are in place. Moreover, the Member State that receives assistance should ultimately bear all the reasonable costs that another Member State incurs as a result of providing assistance pursuant to such national compensation rules.
(29)
In the event of an electricity crisis, assistance should be provided even if Member States have not yet agreed on coordinated measures and technical, legal and financial arrangements as required by the provisions of this Regulation on assistance. In order to be able to provide assistance in such a situation in accordance with this Regulation, Member States should agree on ad hoc measures and arrangements in place of the absent coordinated measures and technical, legal and financial arrangements.
(30)
This Regulation introduces such an assistance mechanism between Member States as an instrument to prevent or mitigate an electricity crisis within the Union. The Commission should therefore review the assistance mechanism in light of future experience with its functioning, and propose, where appropriate, modifications thereto.
(31)
This Regulation should enable electricity undertakings and customers to rely on the market mechanisms laid down in Regulation (EU) 2019/943 and Directive (EU) 2019/944 for as long as possible when coping with electricity crises. Rules governing the internal market and system operation rules should be complied with even in electricity crises. Such rules include point (i) of Article 22(1) of Regulation (EU) 2017/1485 and Article 35 of Regulation (EU) 2017/2196, which govern transaction curtailment, limitation of provision of cross zonal capacity for capacity allocation or limitation of provision of schedules. This means that non-market-based measures, such as forced demand disconnection, or the provision of extra supplies outside normal market functioning should be taken only as a last resort, when all possibilities provided by the market have been exhausted. Therefore, forced demand disconnection should be introduced only after all possibilities for voluntary demand disconnection have been exhausted. In addition, any non-market-based measures should be necessary, proportionate, non-discriminatory and temporary.
(32)
In order to ensure transparency after an electricity crisis, the competent authority that declared the electricity crisis should carry out an 
ex post
 evaluation of the crisis and its impact. That evaluation should take into account, inter alia, the effectiveness and proportionality of the measures taken as well as their economic cost. That evaluation should also cover cross-border considerations, such as the impact of the measures on other Member States and the level of the assistance that the Member State that declared the electricity crisis received from them.
(33)
The transparency obligations should ensure that all measures that are taken to prevent or manage electricity crises comply with internal market rules and are in line with the principles of cooperation and solidarity which underpin the Energy Union.
(34)
This Regulation reinforces the role of the ECG. It should carry out specific tasks, in particular in connection with the development of a methodology for identifying regional electricity crisis scenarios and a methodology for short-term and seasonal adequacy assessments and in connection with the preparation of the risk-preparedness plans, and should have a prominent role in monitoring Member States' performance in the area of the security of electricity supply, and developing best practices on that basis.
(35)
It is possible that an electricity crisis extends beyond Union borders to the territory of the Energy Community Contracting Parties. As a party to the Treaty establishing the Energy Community, 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 efficient crisis management, the Union should closely cooperate with the Energy Community Contracting Parties when preventing, preparing for and managing an electricity crisis.
(36)
Where the Commission, ACER, the ECG, the ENTSO for Electricity, Member States and their competent and regulatory authorities, or any other bodies, entities or persons, receive confidential information pursuant to this Regulation, they should ensure the confidentiality of that information. To that end, confidential information should be subject to Union and national rules in place on the handling of confidential information and processes.
(37)
Since the objective of this Regulation, namely to ensure the most effective and efficient risk-preparedness within the Union, cannot be sufficiently achieved by Member States 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.
(38)
Cyprus is currently the only Member State which is not directly connected to another Member State. It should be clarified with respect to certain provisions of this Regulation that, for as long as this situation persists, those provisions, namely provisions on the identification of regional electricity crisis scenarios, on including regional and bilateral measures set out in risk-preparedness plans, and on assistance, do not apply with respect to Cyprus. Cyprus and relevant other Member States are encouraged to develop, with the support of the Commission, alternative measures and procedures in the fields covered by those provisions, provided that such alternative measures and procedures do not affect the effective application of this Regulation between the other Member States.
(39)
Directive 2005/89/EC should be repealed,
HAVE ADOPTED THIS REGULATION:
CHAPTER I
General Provisions
Article 1
Subject matter
This Regulation lays down rules for cooperation between Member States with a view to preventing, preparing for and managing electricity crises in a spirit of solidarity and transparency and in full regard for the requirements of a competitive internal market for electricity.
Article 2
Definitions
For the purposes of this Regulation, the following definitions apply:
(1)
‘security of electricity supply’ means the ability of an electricity system to guarantee the supply of electricity to customers with a clearly established level of performance, as determined by the Member States concerned;
(2)
‘transmission system operator’ means transmission system operator as defined in point (35) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(3)
‘distribution’ means distribution as defined in point (28) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(4)
‘cross-border flow’ means cross-border flow as defined in point (3) of Article 2 of Regulation (EU) 2019/943;
(5)
‘cross zonal capacity’ means the capability of the interconnected system to accommodate energy transfer between bidding zones;
(6)
‘customer’ means customer as defined in point (1) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(7)
‘distribution system operator’ means distribution system operator as defined in point (29) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(8)
‘generation’ means generation as defined in point (37) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(9)
‘electricity crisis’ means a present or imminent situation in which there is a significant electricity shortage, as determined by the Member States and described in their risk-preparedness plans, or in which it is impossible to supply electricity to customers;
(10)
‘simultaneous electricity crisis’ means an electricity crisis affecting more than one Member State at the same time;
(11)
‘competent authority’ means a national governmental authority or a regulatory authority designated by a Member State in accordance with Article 3;
(12)
‘regulatory authorities’ means regulatory authorities referred to in Article 57(1) of Directive (EU) 2019/944;
(13)
‘crisis coordinator’ means a person, a group of persons, a team composed of the relevant national electricity crisis managers or an institution tasked with acting as a contact point and coordinating the information flow during an electricity crisis;
(14)
‘non-market-based measure’ means any supply- or demand-side measure that deviates from market rules or commercial agreements, the purpose of which is to mitigate an electricity crisis;
(15)
‘producer’ means producer as defined in point (38) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(16)
‘region’ means a group of Member States whose transmission system operators share the same regional coordination centre as referred to in Article 36 of Regulation (EU) 2019/943;
(17)
‘subgroup’ means a group of Member States, within a region, which have the technical ability to provide each other assistance in accordance with Article 15;
(18)
‘early warning’ means a provision of concrete, serious, reliable information indicating that an event may occur which is likely to result in a significant deterioration of the electricity supply situation and is likely to lead to electricity crisis;
(19)
‘transmission’ means transmission as defined in point (34) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(20)
‘electricity undertaking’ means electricity undertaking as defined in point (57) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944;
(21)
‘capacity allocation’ means the attribution of cross zonal capacity;
(22)
‘energy from renewable sources’ means energy from renewable sources or renewable energy as defined in point (31) of Article 2 of Directive (EU) 2019/944.
Article 3
Competent authority
1.   As soon as possible and in any event by 5 January 2020, each Member State shall designate a national governmental or regulatory authority as its competent authority. The competent authorities shall be responsible for, and shall cooperate with each other for the purposes of, carrying out the tasks provided for in this Regulation. Where appropriate, until the competent authority has been designated, the national entities responsible for the security of electricity supply shall carry out the tasks of the competent authority in accordance with this Regulation.
2.   Member States shall, without delay, notify the Commission and the ECG and make public the name and the contact details of their competent authorities designated pursuant to paragraph 1 and any changes to their name or contact details.
3.   Member States may allow the competent authority to delegate the operational tasks regarding risk-preparedness planning and risk management set out in this Regulation to other bodies. Delegated tasks shall be performed under the supervision of the competent authority and shall be specified in the risk-preparedness plan in accordance with point (b) of Article 11(1).
CHAPTER II
Risk assessment
Article 4
Assessment of risks to security of electricity supply
Each competent authority shall ensure that all relevant risks relating to security of electricity supply are assessed in accordance with the rules laid down in this Regulation and in Chapter IV of Regulation (EU) 2019/943. To that end, it shall cooperate with transmission system operators, distribution system operators, regulatory authorities, the ENTSO for Electricity, regional coordination centres and other relevant stakeholders, as required.
Article 5
Methodology for identifying regional electricity crisis scenarios
1.   By 5 January 2020, the ENTSO for Electricity shall submit to ACER a proposal for a methodology for identifying the most relevant regional electricity crisis scenarios.
2.   The proposed methodology shall identify electricity crisis scenarios in relation to system adequacy, system security and fuel security on the basis of at least the following risks:
(a)
rare and extreme natural hazards;
(b)
accidental hazards going beyond the N-1 security criterion and exceptional contingencies;
(c)
consequential hazards including the consequences of malicious attacks and of fuel shortages.
3.   The proposed methodology shall include at least the following elements:
(a)
a consideration of all relevant national and regional circumstances, including any subgroups;
(b)
interaction and correlation of risks across borders;
(c)
simulations of simultaneous electricity crisis scenarios;
(d)
ranking of risks according to their impact and probability;
(e)
principles on how to handle sensitive information in a manner that ensures transparency towards the public.
4.   When considering the risks of disruption of gas supply in the context of identifying the risks pursuant to point (c) of paragraph 2 of this Article, the ENTSO for Electricity shall use the natural gas supply and infrastructure disruption scenarios developed by ENTSOG pursuant to Article 7 of Regulation (EU) 2017/1938.
5.   Before submitting the proposed methodology to ACER, the ENTSO for Electricity shall conduct a consultation involving at least the regional coordination centres, industry and consumer organisations, producers or their trade bodies, transmission system operators and relevant distribution system operators, competent authorities, regulatory authorities and other relevant national authorities. The ENTSO for Electricity shall duly take into account the results of the consultation and present them, together with the proposed methodology, at a meeting of the ECG.
6.   Within two months of receipt of the proposed methodology, ACER shall, after consulting the ECG, in its formation composed only of representatives of the Member States, approve or amend the proposal. The ENTSO for Electricity and ACER shall publish the final version of the methodology on their websites.
7.   The ENTSO for Electricity shall update and improve the methodology in accordance with paragraphs 1 to 6 where significant new information becomes available. The ECG in its formation composed only of representatives of the Member States may recommend, and ACER or the Commission may request, such updates and improvements with due justification. Within six months of receipt of the request, the ENTSO for Electricity shall submit to ACER a draft of the proposed changes. Within two months of receipt of such a draft, ACER shall, after consulting the ECG, in its formation composed only of representatives of the Member States, approve or amend the proposed changes. The ENTSO for Electricity and ACER shall publish the final version of the updated methodology on their websites.
Article 6
Identification of regional electricity crisis scenarios
1.   Within six months of the approval of a methodology pursuant to Article 5(6), the ENTSO for Electricity shall, on the basis of that methodology and in close cooperation with the ECG, regional coordination centres, competent authorities and regulatory authorities, identify the most relevant electricity crisis scenarios for each region. It may delegate tasks relating to the identification of regional electricity crisis scenarios to the regional coordination centres.
2.   The ENTSO for Electricity shall submit the regional electricity crisis scenarios to the relevant transmission system operators, regional coordination centres, competent authorities and regulatory authorities as well as to the ECG. The ECG may recommend amendments.
3.   The ENTSO for Electricity shall update the regional electricity crisis scenarios every four years, unless circumstances warrant more frequent updates.
Article 7
Identification of national electricity crisis scenarios
1.   Within four months of the identification of the regional electricity crisis scenarios in accordance with Article 6(1), the competent authority shall identify the most relevant national electricity crisis scenarios.
2.   In identifying the national electricity crisis scenarios, the competent authority shall consult the transmission system operators, the distribution system operators that the competent authority considers to be relevant, the relevant producers or their trade bodies, and the regulatory authority where it is not the competent authority.
3.   The national electricity crisis scenarios shall be identified on the basis of at least the risks referred to in Article 5(2) and shall be consistent with the regional electricity crisis scenarios identified in accordance with Article 6(1). Member States shall update the national electricity crisis scenarios every four years, unless circumstances warrant more frequent updates.
4.   Within four months of identification of regional electricity crisis scenarios in accordance with Article 6(1), Member States shall inform the ECG and the Commission of their assessment of the risks in relation to the ownership of infrastructure relevant for security of electricity supply, and any measures taken to prevent or mitigate such risks, with an indication of why such measures are considered necessary and proportionate.
Article 8
Methodology for short-term and seasonal adequacy assessments
1.   By 5 January 2020, the ENTSO for Electricity shall submit to ACER a proposal for a methodology for assessing seasonal and short-term adequacy, namely monthly, week-ahead to at least day-ahead adequacy, which shall cover at least the following:
(a)
the uncertainty of inputs such as the probability of a transmission capacity outage, the probability of an unplanned outage of power plants, severe weather conditions, variable demand, in particular peaks depending on weather conditions, and variability of production of energy from renewable sources;
(b)
the probability of the occurrence of an electricity crisis;
(c)
the probability of the occurrence of a simultaneous electricity crisis.
2.   The methodology referred to in paragraph 1 shall provide for a probabilistic approach, including multiple scenarios, and shall take into account the national, regional and Union context, including the level of interconnection between Member States and, to the extent possible, third countries within synchronous areas of the Union. The methodology shall take into account the specificities of each Member State's energy sector, including specific weather conditions and external circumstances.
3.   Before submitting the proposed methodology, the ENTSO for Electricity shall conduct a consultation involving at least the regional coordination centres, industry and consumer organisations, producers or their trade bodies, transmission system operators, relevant distribution system operators, competent authorities, regulatory authorities and other relevant national authorities. The ENTSO for Electricity shall duly take into account the results of the consultation and present them, together with the proposed methodology, at a meeting of the ECG.
4.   Within two months of receipt of the proposed methodology, ACER shall, after consulting the ECG in its formation composed only of representatives of the Member States, approve or amend the proposal. The ENTSO for Electricity and ACER shall publish the final version of the methodology on their websites.
5.   The ENTSO for Electricity shall update and improve the methodology in accordance with paragraphs 1 to 4 where significant new information becomes available. The ECG in its formation composed only of representatives of the Member States may recommend, and ACER or the Commission may request, such updates and improvements with due justification. Within six months of receipt of the request, the ENTSO for Electricity shall submit to ACER a draft of the proposed changes. Within two months of receipt of such a draft, ACER shall, after consulting the ECG, in its formation composed only of representatives of the Member States, approve or amend the proposed changes. The ENTSO for Electricity and ACER shall publish the final version of the updated methodology on their websites.
Article 9
Short-term and seasonal adequacy assessments
1.   All short-term adequacy assessments, whether carried out at national, regional or Union level, shall be carried out in accordance with the methodology developed pursuant to Article 8.
2.   The ENTSO for Electricity shall carry out seasonal adequacy assessments in accordance with the methodology developed pursuant to Article 8. It shall publish the results for the winter adequacy assessment by 1 December each year and for the summer adequacy assessment by 1 June each year. It may delegate tasks relating to the adequacy assessments to regional coordination centres. It shall present the adequacy assessment at a meeting of the ECG, which may make recommendations where appropriate.
3.   The regional coordination centres shall carry out week-ahead to at least day ahead adequacy assessments in accordance with Regulation (EU) 2017/1485 on the basis of the methodology adopted pursuant to Article 8 of this Regulation.
CHAPTER III
Risk-preparedness plans
Article 10
Establishment of risk-preparedness plans
1.   On the basis of the regional and national electricity crisis scenarios identified pursuant to Articles 6 and 7, the competent authority of each Member State shall establish a risk-preparedness plan, after consulting distribution system operators considered relevant by the competent authority, the transmission system operators, the relevant producers or their trade bodies, the electricity and natural gas undertakings, the relevant organisations that represent the interests of industrial and non-industrial electricity customers, and the regulatory authority where it is not the competent authority.
2.   The risk-preparedness plan shall consist of national measures, regional and, where applicable, bilateral measures as provided for in Articles 11 and 12. In accordance with Article 16, all measures that are planned or taken to prevent, prepare for and mitigate electricity crises shall fully comply with the rules governing the internal electricity market and system operation. Those measures shall be clearly defined, transparent, proportionate and non-discriminatory.
3.   The risk-preparedness plan shall be developed in accordance with Articles 11 and 12 and with the template set out in the Annex. If necessary, Member States may include additional information in the risk-preparedness plan.
4.   In order to ensure consistency of risk-preparedness plans, competent authorities shall, before adopting their risk-preparedness plans, submit the draft plans, for consultation, to the competent authorities of the relevant Member States in the region and, where they are not in the same region, to the competent authorities of directly connected Member States, as well as to the ECG.
5.   Within six months of receipt of the draft risk-preparedness plans, the competent authorities referred to in paragraph 4 and the ECG may issue recommendations relating to the draft plans submitted pursuant to paragraph 4.
6.   Within nine months of submitting their draft plans, the competent authorities concerned shall adopt their risk-preparedness plans, taking into account the results of the consultation pursuant to paragraph 4 and any recommendations issued pursuant to paragraph 5. They shall notify their risk-preparedness plans to the Commission without delay.
7.   The competent authorities and the Commission shall publish the risk-preparedness plans on their websites, while ensuring confidentiality of sensitive information, in particular information on measures relating to the prevention or mitigation of consequences of malicious attacks. The protection of the confidentiality of sensitive information shall be based on the principles determined pursuant to Article 19.
8.   The competent authorities shall adopt and publish their first risk-preparedness plans by 5 January 2022. They shall update them every four years thereafter, unless circumstances warrant more frequent updates.
Article 11
Content of risk-preparedness plans as regards national measures
1.   The risk-preparedness plan of each Member State shall set out all national measures that are planned or taken to prevent, prepare for and mitigate electricity crises as identified pursuant to Articles 6 and 7. It shall at least:
(a)
contain a summary of the electricity crisis scenarios defined for the relevant Member State and region, in accordance with the procedures laid down in Articles 6 and 7;
(b)
establish the role and responsibilities of the competent authority and describe which tasks, if any, have been delegated to other bodies;
(c)
describe the national measures designed to prevent or prepare for the risks identified pursuant to Articles 6 and 7;
(d)
designate a national crisis coordinator and establish its tasks;
(e)
establish detailed procedures to be followed in electricity crises, including the corresponding schemes on information flows;
(f)
identify the contribution of market-based measures in coping with electricity crises, in particular demand-side and supply-side measures;
(g)
identify possible non-market-based measures to be implemented in electricity crises, specifying the triggers, conditions and procedures for their implementation, and indicating how they comply with the requirements laid down in Article 16 and with regional and bilateral measures;
(h)
provide a framework for manual load shedding, stipulating the circumstances in which loads are to be shed and, with regard to public safety and personal security, specifying which categories of electricity users are, in accordance with national law, entitled to receive special protection against disconnection, justifying the need for such protection, and specifying how the transmission system operators and distribution system operators of the Member States concerned are to decrease consumption;
(i)
describe the mechanisms used to inform the public about electricity crises;
(j)
describe the national measures necessary to implement and enforce the regional and, where applicable, bilateral measures agreed pursuant to Article 12;
(k)
include information on related and necessary plans for developing the future grid that will help to cope with the consequences of identified electricity crisis scenarios.
2.   National measures shall take full account of the regional and, where applicable, bilateral measures agreed pursuant to Article 12 and shall endanger neither the operational security or safety of the transmission system, nor the security of electricity supply of other Member States.
Article 12
Content of risk-preparedness plans as regards regional and bilateral measures
1.   In addition to the national measures referred to in Article 11, the risk-preparedness plan of each Member State shall include regional and, where applicable, bilateral measures to ensure that electricity crises with a cross-border impact are properly prevented or managed. Regional measures shall be agreed within the region concerned between Member States that have the technical ability to provide each other assistance in accordance with Article 15. For that purpose, Member States may also form subgroups within a region. Bilateral measures shall be agreed between Member States which are directly connected but are not within the same region. Member States shall ensure consistency between regional and bilateral measures. Regional and bilateral measures shall include at least:
(a)
the designation of a crisis coordinator;
(b)
mechanisms to share information and cooperate;
(c)
coordinated measures to mitigate the impact of an electricity crisis, including a simultaneous electricity crisis, for the purpose of assistance in accordance with Article 15;
(d)
procedures for carrying out annual or biennial tests of the risk-preparedness plans;
(e)
the trigger mechanisms of non-market-based measures that are to be activated in accordance with Article 16(2).
2.   The Member States concerned shall agree the regional and bilateral measures to be included in the risk-preparedness plan after consulting the relevant regional coordination centres. The Commission may have a facilitating role in the preparation of the agreement on regional and bilateral measures. The Commission may request ACER and the ENTSO for Electricity to provide technical assistance to Member States with a view to facilitating such an agreement. At least eight months before the deadline for the adoption or the updating of the risk-preparedness plan, the competent authorities shall report on the agreements reached to the ECG. If the Member States are not able to reach an agreement, the competent authorities concerned shall inform the Commission of the reasons for such disagreement. In such a case the Commission shall propose measures including a cooperation mechanism for the conclusion of an agreement on regional and bilateral measures.
3.   With the involvement of relevant stakeholders, the competent authorities of the Member States of each region shall periodically test the effectiveness of the procedures developed in risk-preparedness plans for preventing electricity crises, including the mechanisms referred to in point (b) of paragraph 1, and carry out biennial simulations of electricity crises, in particular testing those mechanisms.
Article 13
Commission assessment of the risk-preparedness plans
1.   Within four months of the notification of the adopted risk-preparedness plan by the competent authority, the Commission shall assess the plan taking duly into account the views expressed by the ECG.
2.   The Commission shall, after consulting the ECG, issue a non-binding opinion, setting out detailed reasons, and submit it to the competent authority, with a recommendation to review its risk-preparedness plan where that plan:
(a)
is not effective to mitigate the risks identified in the electricity crisis scenarios;
(b)
is inconsistent with the electricity crisis scenarios identified or with the risk-preparedness plan of another Member State;
(c)
does not comply with the requirements laid down in Article 10(2);
(d)
sets out measures that are likely to jeopardise the security of electricity supply of other Member States;
(e)
unduly distorts competition or the effective functioning of the internal market; or
(f)
does not comply with the provisions of this Regulation or other provisions of Union law.
3.   Within three months of receipt of the Commission's opinion referred to in paragraph 2, the competent authority concerned shall take full account of the Commission's recommendation and shall either notify the amended risk-preparedness plan to the Commission or notify the Commission of the reasons why it objects to the recommendation.
4.   In the event that the competent authority objects to the Commission's recommendation, the Commission may, within four months of receipt of the notification of the competent authority's reasons for objection, withdraw its recommendation or convene a meeting with the competent authority and, where the Commission considers it to be necessary, the ECG, in order to assess the issue. The Commission shall set out detailed reasons for requesting any modifications to the risk-preparedness plan. Where the final position of the competent authority concerned diverges from the Commission's detailed reasons, that competent authority shall provide the Commission with the reasons for its position within two months of receipt of the Commission's detailed reasons.
CHAPTER IV
Managing electricity crises
Article 14
Early warning and declaration of an electricity crisis
1.   Where a seasonal adequacy assessment or other qualified source provides concrete, serious and reliable information that an electricity crisis may occur in a Member State, the competent authority of that Member State shall, without undue delay, issue an early warning to the Commission, the competent authorities of the Member States within the same region and, where they are not in the same region, the competent authorities of the directly connected Member States. The competent authority concerned shall also provide information on the causes of the possible electricity crisis, on measures planned or taken to prevent an electricity crisis and on the possible need for assistance from other Member States. The information shall include the possible impacts of the measures on the internal electricity market. The Commission shall provide that information to the ECG.
2.   When confronted with an electricity crisis, the competent authority shall, after consulting the transmission system operator concerned, declare an electricity crisis and inform the competent authorities of the Member States within the same region and, where they are not in the same region, the competent authorities of directly connected Member States, as well as the Commission, without undue delay. That information shall include the causes of the deterioration of the electricity supply situation, the reasons for declaring an electricity crisis, the measures planned or taken to mitigate it and the need for any assistance from other Member States.
3.   Where they consider the information provided pursuant to paragraph 1 or 2 to be insufficient, the Commission, the ECG or the competent authorities of the Member States within the same region and, where they are not in the same region, the competent authorities of directly connected Member States may request the Member State concerned to provide additional information.
4.   Where a competent authority issues an early warning or declares an electricity crisis, the measures set out in the risk-preparedness plan shall be followed to the fullest extent possible.
Article 15
Cooperation and assistance
1.   Member States shall act and cooperate in a spirit of solidarity in order to prevent or manage electricity crises.
2.   Where they have the necessary technical ability, Member States shall offer each other assistance by means of regional or bilateral measures that have been agreed pursuant to this Article and to Article 12 before that assistance is provided. To that end, and with the purpose of protecting public safety and personal security, Member States shall agree on regional or bilateral measures of their choice in order to deliver electricity in a coordinated manner.
3.   Member States shall agree on the necessary technical, legal and financial arrangements for the implementation of the regional or bilateral measures before assistance is offered. Such arrangements shall specify, inter alia, the maximum quantity of electricity to be delivered at regional or bilateral level, the trigger for any assistance and for suspension of assistance, how the electricity will be delivered, and provisions on fair compensation between Member States in accordance with paragraphs 4, 5 and 6.
4.   Assistance shall be subject to a prior agreement between the Member States concerned with regard to fair compensation, which shall cover at least:
(a)
the cost of the electricity delivered into the territory of the Member State requesting assistance as well as the associated transmission costs; and
(b)
any other reasonable costs incurred by the Member State providing assistance, including as regards reimbursement for assistance prepared without effective activation, as well as any costs resulting from judicial proceedings, arbitration proceedings or similar proceedings and settlements.
5.   Fair compensation pursuant to paragraph 4 shall include, inter alia, all reasonable costs that the Member State providing assistance 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 the provisions of this Regulation on assistance and further reasonable costs incurred from the payment of compensation pursuant to national compensation rules.
6.   The Member State requesting assistance shall promptly pay, or ensure the prompt payment of fair compensation to the Member State providing assistance.
7.   The Commission shall, by 5 January 2020, after consulting the ECG and ACER, provide for non-binding guidance on the key elements of the fair compensation referred to in paragraphs 3 to 6 and other key elements of the technical, legal and financial arrangements referred to in paragraph 3 as well as on general principles of mutual assistance referred to in paragraph 2.
8.   In the event of an electricity crisis in which Member States have not yet agreed on regional or bilateral measures and technical, legal and financial arrangements pursuant to this Article, Member States shall agree on ad hoc measures and arrangements in order to apply this Article, including as regards fair compensation pursuant to paragraphs 4, 5 and 6. Where a Member State requests assistance before such ad hoc measures and arrangements have been agreed, it shall undertake, prior to receiving assistance, to pay fair compensation in accordance with paragraphs 4, 5 and 6.
9.   Member States shall ensure that the provisions of this Regulation on assistance are implemented in accordance with the Treaties, the Charter of Fundamental Rights of the European Union and other applicable international obligations. They shall take the necessary measures to that end.
Article 16
Compliance with market rules
1.   Measures taken to prevent or mitigate electricity crises shall comply with the rules governing the internal electricity market and system operation.
2.   Non-market-based measures shall be activated in an electricity crisis only as a last resort if all options provided by the market have been exhausted or where it is evident that market-based measures alone are not sufficient to prevent a further deterioration of the electricity supply situation. Non-market-based measures shall not unduly distort competition and the effective functioning of the internal electricity market. They shall be necessary, proportionate, non-discriminatory and temporary. The competent authority shall inform relevant stakeholders in its Member State of the application of any non-market-based measures.
3.   Transaction curtailment including curtailment of already allocated cross zonal capacity, limitation of provision of cross zonal capacity for capacity allocation or limitation of provision of schedules shall be initiated only in accordance with Article 16(2) of Regulation (EU) 2019/943, and the rules adopted to implement that provision.
CHAPTER V
Evaluation and monitoring
Article 17
Ex post 
evaluation
1.   As soon as possible and in any event three months after the end of an electricity crisis, the competent authority of the Member State that declared the electricity crisis shall provide the ECG and the Commission with an 
ex post
 evaluation report, after having consulted the regulatory authority, where the regulatory authority is not the competent authority.
2.   The 
ex post
 evaluation report shall include at least:
(a)
a description of the event that triggered the electricity crisis;
(b)
a description of any preventive, preparatory and mitigating measures taken and an assessment of their proportionality and effectiveness;
(c)
an assessment of the cross-border impact of the measures taken;
(d)
an account of the assistance prepared, with or without effective activation, provided to or received from neighbouring Member States and third countries;
(e)
the economic impact of the electricity crisis and the impact of the measures taken on the electricity sector to an extent allowed by data available at the time of the assessment, in particular the volumes of energy non-served and the level of manual demand disconnection (including a comparison between the level of voluntary and forced demand disconnection);
(f)
reasons justifying the application of any non-market-based measures;
(g)
any possible improvements or proposed improvements to the risk-preparedness plan;
(h)
an overview of possible improvements to grid development in cases where insufficient network development caused or contributed to the electricity crisis.
3.   Where they consider the information provided in the 
ex post
 evaluation report to be insufficient, the ECG and the Commission may request the competent authority concerned to provide additional information.
4.   The competent authority concerned shall present the results of the 
ex post
 evaluation at a meeting of the ECG. Those results shall be reflected in the updated risk-preparedness plan.
Article 18
Monitoring
1.   In addition to carrying out other tasks set out in this Regulation, the ECG shall discuss:
(a)
the results of the 10-year network development plan in electricity prepared by the ENTSO for Electricity;
(b)
the coherence of the risk-preparedness plans, adopted by the competent authorities following the procedure referred to in Article 10;
(c)
the results of the European resource adequacy assessments carried out by the ENTSO for Electricity as referred to in Article 23(4) of Regulation (EU) 2019/943;
(d)
the performance of Member States in the area of security of electricity supply taking into account at least the indicators calculated in the European resource adequacy assessment, namely the expected energy non-served and loss of load expectation;
(e)
the results of the seasonal adequacy assessments referred to in Article 9(2);
(f)
the information received from the Member States pursuant to Article 7(4);
(g)
the results of the 
ex post
 evaluation referred to in Article 17(4);
(h)
the methodology for short-term adequacy assessment referred to in Article 8;
(i)
the methodology for identifying regional electricity crisis scenarios referred to in Article 5.
2.   The ECG may issue recommendations to the Member States as well as to the ENTSO for Electricity related to the matters referred to in paragraph 1.
3.   ACER shall, on an ongoing basis, monitor the security of electricity supply measures and shall report regularly to the ECG.
4.   By 1 September 2025, the Commission shall, on the basis of the experience gained in the application of this Regulation, evaluate the possible means by which to enhance security of electricity 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 19
Treatment of confidential information
1.   Member States and competent authorities shall implement the procedures referred to in this Regulation in accordance with the applicable rules, including national rules relating to the handling of confidential information and processes. If the implementation of those rules results in information not being disclosed, inter alia as part of risk-preparedness plans, the Member State or authority may provide a non-confidential summary thereof, and shall do so upon request.
2.   The Commission, ACER, the ECG, the ENTSO for Electricity, Member States, competent authorities, regulatory authorities and other relevant bodies, entities or persons, which receive confidential information pursuant to this Regulation, shall ensure the confidentiality of sensitive information.
CHAPTER VI
Final provisions
Article 20
Cooperation with the Energy Community Contracting Parties
Where the Member States and the Energy Community Contracting Parties cooperate in the area of security of electricity supply, such cooperation may include defining an electricity crisis, the process of the identification of electricity crisis scenarios and the establishment of risk-preparedness plans so that no measures are taken that endanger the security of electricity supply of the Member States, Energy Community Contracting Parties or the Union. In that respect, the Energy Community Contracting Parties may, at the invitation of the Commission, participate in the ECG with regard to all matters with which they are concerned.
Article 21
Derogation
Until Cyprus is directly connected with another Member State, Articles 6 and 12 and Article 15(2) to (9) shall not apply either between Cyprus and other Member States, or to the ENTSO for Electricity as regards Cyprus. Cyprus and relevant other Member States may develop, with the support of the Commission, measures and procedures alternative to those provided for in Articles 6 and 12 and Article 15(2) to (9), provided that such alternative measures and procedures do not affect the effective application of this Regulation between the other Member States.
Article 22
Transitional provision pending the establishment of regional coordination centres
Until the date on which regional coordination centres are established pursuant to Article 35 of Regulation (EU) 2019/943, regions shall refer either to a Member State or to a group of Member States located in the same synchronous area.
Article 23
Repeal
Directive 2005/89/EC is repealed.
Article 24
Entry into force
This Regulation shall enter into force on the twentieth day following that of its publication in the 
Official Journal of the European Union
.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Done at Brussels, 5 June 2019.
For the European Parliament
The President
A. TAJANI
For the Council
The President
G. CIAMBA
(
1
)
  
            
OJ C 288, 31.8.2017, p. 91
.
(
2
)
  
            
OJ C 342, 12.10.2017, p. 79
.
(
3
)
  Position of the European Parliament of 26 March 2019 (not yet published in the Official Journal) and decision of the Council of 22 May 2019.
(
4
)
  Regulation (EU) 2019/943 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on the internal market for electricity (see page 54 of this Official Journal).
(
5
)
  Directive (EU) 2019/944 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 on common rules for the internal market for electricity and amending Directive 2012/27/EU (see page 125 of this Official Journal).
(
6
)
  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
).
(
7
)
  Commission Regulation (EU) 2017/1485 of 2 August 2017 establishing a guideline on electricity transmission system operation (
OJ L 220, 25.8.2017, p. 1
).
(
8
)
  Commission Regulation (EU) 2017/2196 of 24 November 2017 establishing a network code on electricity emergency and restoration (
OJ L 312, 28.11.2017, p. 54
).
(
9
)
  Commission Decision of 15 November 2012 setting up the Electricity Coordination Group (
OJ C 353, 17.11.2012, p. 2
).
(
10
)
  Directive (EU) 2016/1148 of the European Parliament and of the Council of 6 July 2016 concerning measures for a high common level of security of network and information systems across the Union (
OJ L 194, 19.7.2016, p. 1
).
(
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
)
  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
).
(
13
)
  Regulation (EU) 2019/942 of the European Parliament and of the Council of 5 June 2019 establishing a European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (see page 22 of this Official Journal).
(
14
)
  Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2017 concerning measures to safeguard the security of gas supply and repealing Regulation (EU) No 994/2010 (
OJ L 280, 28.10.2017, p. 1
).
ANNEX
TEMPLATE FOR RISK-PREPAREDNESS PLAN
The following template shall be completed in English.
General information
—
Name of the competent authority responsible for the preparation of this plan
—
Member States in the region
1.   SUMMARY OF THE ELECTRICITY CRISIS SCENARIOS
Describe briefly the electricity crisis scenarios identified at regional and national level in accordance with the procedure laid down in Articles 6 and 7, including the description of the assumptions applied.
2.   ROLES AND RESPONSIBILITIES OF THE COMPETENT AUTHORITY
Define the role and responsibilities of the competent authority and the bodies to which tasks have been delegated.
Describe which tasks, if any, have been delegated to other bodies.
3.   PROCEDURES AND MEASURES IN THE ELECTRICITY CRISIS
3.1.   National procedures and measures
(a)
Describe procedures to be followed in the cases of an electricity crisis, including the corresponding schemes on information flows;
(b)
Describe preventive and preparatory measures;
(c)
Describe measures to mitigate electricity crises, in particular demand-side and supply-side measures, whilst indicating in which circumstances such measures can be used especially the trigger of each measure. Where non-market-based measures are considered, they must be duly justified in light of the requirements laid down in Article 16 and must comply with regional and, where applicable, bilateral measures;
(d)
Provide a framework for manual load shedding, stipulating under which circumstances loads are to be shed. Specify with regard to public safety and personal security which categories of electricity users are entitled to receive special protection against disconnection, and justify the need for such protection. Specify how the transmission system operators and the distribution system operators should act in order to decrease the consumption;
(e)
Describe the mechanisms used to inform the public about the electricity crisis.
3.2.   Regional and bilateral procedures and measures
(a)
Describe the agreed mechanisms for cooperation within the region and for ensuring appropriate coordination before and during the electricity crisis, including the decision-making procedures for appropriate reaction at regional level;
(b)
Describe any regional and bilateral measures that have been agreed, including any necessary technical, legal and financial arrangements for the implementation of those measures. When describing such arrangements, provide information on, inter alia, the maximum quantities of electricity to be delivered at regional or bilateral level, the trigger for the assistance and possibility to request its suspension, how the electricity will be delivered, and the provisions on fair compensation between Member States. Describe the national measures necessary to implement and enforce the regional and bilateral measures agreed;
(c)
Describe the mechanisms in place for cooperation and for coordinating actions, before and during the electricity crisis, with other Member States outside of the region as well as with third countries within the relevant synchronous area.
4.   CRISIS COORDINATOR
Indicate and define the role of the crisis coordinator. Specify the contact details.
5.   STAKEHOLDER CONSULTATIONS
In accordance with Article 10(1), describe the mechanism used for and the results of the consultations carried out, for the development of this plan, with:
(a)
relevant electricity and natural gas undertakings, including relevant producers or their trade bodies;
(b)
relevant organisations representing the interests of non-industrial electricity customers;
(c)
relevant organisations representing the interests of industrial electricity customers;
(d)
regulatory authorities;
(e)
the transmission system operators;
(f)
relevant distribution system operators.
6.   EMERGENCY TESTS
(a)
Indicate the calendar for the biennial regional (and, if applicable also national) real time response simulations of electricity crises;
(b)
In accordance with point (d) of Article 12(1), indicate procedures agreed and the actors involved.
For the updates of the plan: briefly describe the tests carried out since the last plan was adopted and the main results. Indicate which measures have been adopted as a result of those tests.

Summary:
Risk-preparedness in the electricity sector
SUMMARY OF:
Regulation (EU) 2019/941 on risk-preparedness in the electricity sector
WHAT IS THE AIM OF THE REGULATION?
It aims to: 
better identify possible electricity crises
1
;
prepare crisis-management plans; and
handle crises when they occur.
It establishes a common methodology and lays down rules for cooperation between EU countries with a view to preventing, preparing for and managing electricity crises in a spirit of solidarity and transparency, while respecting the requirements for a competitive 
internal market for electricity
.
It repeals Directive 
2005/89/EC
 which set out the measures EU countries had to take to ensure security of electricity supply in general.
KEY POINTS
The 
European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E
):
submits, by 
5 January 2020
 after wide-ranging consultation, to the 
Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER)
 for approval and/or amendment 
methodology
: 
for identifying 
regional electricity crisis scenarios
 in relation to system adequacy, system security and fuel security;
for assessing seasonal and short-term (monthly, week-ahead and day-ahead) electricity system 
adequacy
 when confronted by issues such as severe weather;
identifies
, within 6 months of approval of the first methodology, the most relevant 
electricity crisis scenarios for each region
;
reassesses
 these regional crisis scenarios every 4 years;
updates and improves
 both methodologies when significant new information becomes available;
carries out seasonal adequacy assessments
, publishing those for winter 
by 1 December
 and for summer 
by 1 June
 each year.
The 
methodology for identifying regional electricity crisis scenarios
:
takes account at least the following risks: 
rare and extreme natural hazards;
accidental hazards;
consequential hazards, including malicious attacks and fuel shortages;
includes the following: 
consideration of all relevant national and regional circumstances;
interaction and correlation of cross-border risks;
simulations of simultaneous electricity crises;
ranking of risks according to their impact and probability;
principles for handling sensitive information while ensuring transparency.
is published on the ENTSO-E and ACER websites.
Competent authorities
, appointed by EU countries by 
5 January 2020
:
are responsible for, and cooperate with each other, in implementing the tasks set out in the legislation;
cooperate with transmission and distribution system operators, regulatory authorities,ENTSO-E, regional coordination centres and other relevant stakeholders as necessary;
identify, within 4 months of the identification of the regional electricity crisis scenarios, the most relevant national electricity crisis scenarios and update these every 4 years;
establish risk-preparedness plans, based on the identified regional and national crisis scenarios. The plans, which will be assessed by the 
European Commission
, after consulting the 
Electricity Coordination Group (ECG)
, follow a template setting out information such as: 
summary of the electricity crisis scenarios;
roles and responsibilities of competent authority;
procedures and measures in an electricity crisis (e.g. national, regional and bilateral);
appointment and defined role of a crisis coordinator;
consultation with stakeholders, such as transmission and distribution operators and electricity and natural gas companies;
emergency testing;
issue immediately an 
early warning
2
 to the Commission and neighbouring EU countries when reliable information indicates an electricity crisis may occur on its territory, and provide relevant information;
declare an electricity crisis and inform the Commission and neighbouring EU countries;
submit an 
evaluation report
, at the latest 3 months after the end of an electricity crisis, to the Commission and the ECG, describing the event and assessing its impact, measures taken and possible improvements.
Monitoring
The ECG discusses issues such as the coherence of the risk-preparedness plans, the results of the adequacy assessments and the performance of EU countries in the area of security of electricity supply
3
.
The ACER monitors security of electricity supply measures and reports regularly to the ECG.
The Commission, by 
1 September 2025
, submits a report to the 
European Parliament
 and the 
Council
 on how to improve security of electricity supply in the EU.
FROM WHEN DOES THE REGULATION APPLY?
It has applied since 
4 July 2019
.
BACKGROUND
Electricity crises can occur for many reasons, for example due to extreme weather conditions, malicious attacks or fuel shortages. Where crisis situations occur, they often have a cross-border effect. Large-scale incidents, such as cold spells, heat waves or cyberattacks can affect several EU countries at the same time.
The regulation is one of the 8 pieces of legislation in the 
‘Clean energy for all Europeans’ package
 the Commission tabled in November 2016. This contributes to shaping the 
Energy Union
, keeping the EU competitive and fulfilling its 
climate change Paris Agreement commitments
.
KEY TERMS
Electricity crisis:
 existing or imminent situation where there is a significant electricity shortage.
Early warning:
 provision of concrete, serious, reliable information indicating that an event may occur which is likely to result in a significant deterioration of the electricity supply situation and to lead to an electricity crisis.
Security of electricity supply:
 ability of an electricity system to guarantee supply to customers with a clearly established level of performance.
MAIN DOCUMENT
Regulation (EU) 
2019/941
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 on risk-preparedness in the electricity sector and repealing Directive 2005/89/EC (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 1-21
)
RELATED DOCUMENTS
Regulation (EU) 
2019/942
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 establishing a European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 22-53
)
Regulation (EU) 
2019/943
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 on the internal market for electricity (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 54-124
)
Directive (EU) 
2019/944
 of the European Parliament and of the Council of 
5 June 2019
 on common rules for the internal market for electricity and amending Directive 2012/27/EU (OJ L 158, 
14.6.2019
, 
pp. 125-199
)
last update 
24.7.2019

--- DANISH ---

Document:
14.6.2019
DA
Den Europæiske Unions Tidende
L 158/1
EUROPA-PARLAMENTETS OG RÅDETS FORORDNING (EU) 2019/941
af 5. juni 2019
om risikoberedskab i elsektoren og om ophævelse af direktiv 2005/89/EF
(EØS-relevant tekst)
EUROPA-PARLAMENTET OG RÅDET FOR DEN EUROPÆISKE UNION HAR —
under henvisning til traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, særlig artikel 194, stk. 2,
under henvisning til forslag fra Europa-Kommissionen,
efter fremsendelse af udkast til lovgivningsmæssig retsakt til de nationale parlamenter,
under henvisning til udtalelse fra Det Europæiske Økonomiske og Sociale Udvalg 
(
1
)
,
under henvisning til udtalelse fra Regionsudvalget 
(
2
)
efter den almindelige lovgivningsprocedure 
(
3
)
, og
ud fra følgende betragtninger:
(1)
Elsektoren i Unionen er ved at undergå en gennemgribende forandring, der er karakteriseret ved mere decentraliserede markeder med flere aktører, en større andel af energi fra vedvarende energikilder og bedre indbyrdes forbundne systemer. Som svar herpå sigter Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/943 
(
4
)
 og Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 
(
5
)
 mod at opgradere den retlige ramme, der regulerer Unionens indre elmarked, med henblik på at sikre, at markederne og nettene fungerer optimalt til gavn for virksomheder og unionsborgere. Hensigten med nærværende forordning er at bidrage til gennemførelsen af målene for energiunionen, hvoraf energisikkerhed, solidaritet, tillid og en ambitiøs klimapolitik er en integreret del.
(2)
Velfungerende markeder og systemer med tilstrækkelige elsammenkoblinger er den bedste garanti for elforsyningssikkerhed. Selv der, hvor markederne og systemerne fungerer godt og er indbyrdes forbundne, kan risikoen for en elkrise som følge af naturkatastrofer som f.eks. ekstreme vejrforhold, ondsindede angreb eller brændstofmangel dog ikke udelukkes. Konsekvenserne af elkriser strækker sig ofte ud over de nationale grænser. Selv hvor sådanne kriser starter lokalt, kan de hurtigt få konsekvenser på tværs af grænserne. Visse ekstreme omstændigheder såsom kuldebølger, hedebølger eller cyberangreb kan påvirke hele regioner samtidigt.
(3)
Med indbyrdes forbundne elmarkeder og -systemer kan elkriseforebyggelse og -styring ikke betragtes som et rent nationalt anliggende. Potentialet i mere effektive og mindre omkostningstunge foranstaltninger gennem regionalt samarbejde bør i højere grad udnyttes. Der er brug for en fælles ramme for regler og bedre koordinerede procedurer med henblik på at sikre, at medlemsstaterne og andre aktører er i stand til at samarbejde effektivt på tværs af grænserne i en ånd af øget gennemsigtighed, tillid og solidaritet mellem medlemsstaterne.
(4)
Europa-Parlamentet og Rådets direktiv 2005/89/EF 
(
6
)
 fastlagde de nødvendige foranstaltninger, som medlemsstaterne skal træffe for generelt at sikre elforsyningssikkerheden. Nævnte direktivs bestemmelser er i høj grad blevet afløst af efterfølgende lovgivningsmæssige retsakter, navnlig for så vidt angår hvordan elmarkederne skal være organiseret for at sikre, at der er tilstrækkelig kapacitet til rådighed, hvordan transmissionssystemoperatørerne skal samarbejde for at garantere systemernes stabilitet, og for så vidt angår at sikre, at der findes passende infrastruktur. Denne forordning omhandler det særlige spørgsmål om elkriseforebyggelse og -styring.
(5)
Kommissionens forordning (EU) 2017/1485 
(
7
)
 og (EU) 2017/2196 
(
8
)
 udgør et detaljeret regelsæt for, hvorledes transmissionssystemoperatører og andre relevante interessenter bør agere og samarbejde for at sikre systemsikkerhed. Disse tekniske regler bør sikre, at de fleste elhændelser håndteres effektivt på driftsniveau. Nærværende forordning fokuserer på elkriser, som har et større omfang og større konsekvenser. Den fastsætter, hvad medlemsstaterne bør gøre for at forebygge sådanne kriser, og hvilke foranstaltninger, de kan træffe, i fald reglerne om systemdrift i sig selv ikke længere er nok. Selv under elkriser bør reglerne om systemdrift fortsat overholdes fuldt ud, og nærværende forordning bør være i overensstemmelse med forordning (EU) 2017/2196.
(6)
Denne forordning fastsætter en fælles regelramme for, hvordan elkriser forebygges, forberedes og styres, hvilket skaber større gennemsigtighed i forberedelsesfasen og under en elkrise og sikrer, at foranstaltninger træffes på en koordineret og effektiv måde. Det kræver af medlemsstaterne, at de samarbejder på regionalt niveau og i givet fald bilateralt i en solidarisk ånd. Den opstiller også en ramme for en effektiv overvågning af elforsyningssikkerheden i Unionen via elektricitetskoordinationsgruppen, som blev oprettet ved Kommissionens afgørelse af 15. november 2012 
(
9
)
 som et forum til udveksling af oplysninger og fremme af samarbejde mellem medlemsstaterne, navnlig inden for elforsyningssikkerhed. Medlemsstatssamarbejde og overvågningsrammen har til formål at opnå bedre risikoberedskab til lavere omkostninger. Denne forordning bør ligeledes styrke det indre elmarked ved at styrke tilliden på tværs af medlemsstaterne og udelukke uhensigtsmæssige statslige indgreb i elkriser, navnlig ved at undgå utidig indskrænkning af grænseoverskridende strømme og af områdeoverskridende overførselskapacitet og således mindske risikoen for negative afsmittende virkninger på tilgrænsende medlemsstater.
(7)
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2016/1148 
(
10
)
 fastsætter generelle regler om sikkerhed for net- og informationssystemer, mens specifikke regler om cybersikkerhed vil blive udviklet gennem en netregel som fastlagt i forordning (EU) 2019/943. Nærværende forordning supplerer direktiv (EU) 2016/1148 ved at sikre, at cyberhændelser som defineret i nævnte direktiv bliver korrekt identificeret som en risiko, og at de foranstaltninger, der træffes for at håndtere disse hændelser, er ordentligt afspejlet i risikoberedskabsplanerne.
(8)
I Rådets direktiv 2008/114/EF 
(
11
)
 fastlægges en proces med henblik på at forbedre sikkerheden for udpegede europæiske kritiske infrastrukturer, herunder visse elektricitetsinfrastrukturer. Direktiv 2008/114/EF bidrager samme med denne forordning til at skabe en helhedsorienteret tilgang til Unionens energisikkerhed.
(9)
I Europa-Parlamentets og Rådets afgørelse nr. 1313/2013/EU 
(
12
)
 er der fastlagt krav til medlemsstaterne om hvert tredje år at udarbejde risikovurderinger på nationalt niveau eller på det relevante subnationale niveau samt at udarbejde og tilpasse deres planlægning af katastroferisikostyring på nationalt niveau eller på det relevante subnationale niveau. Denne forordnings specifikke tiltag vedrørende risikoforebyggelse, -beredskab og -planlægning bør være i overensstemmelse med de bredere, samlede, nationale risikovurderinger, der kræves i henhold til afgørelse nr. 1313/2013/EU.
(10)
Medlemsstaterne er ansvarlige for at sikre elforsyningssikkerheden på deres område, mens ansvaret for elforsyningssikkerheden også deles mellem Kommissionen og andre EU-aktører inden for deres respektive aktivitets- og kompetenceområder. Elforsyningssikkerhed forudsætter effektivt samarbejde mellem medlemsstaterne, Unionens institutioner, -organer, -kontorer og -agenturer og relevante interessenter. Distributionssystemoperatørerne og transmissionssystemoperatørerne spiller en afgørende rolle i at sikre et sikkert, pålideligt og effektivt elektricitetssystem i overensstemmelse med artikel 31 og 40 i direktiv (EU) 2019/944. De regulerende myndigheder og andre relevante nationale myndigheder spiller også en vigtig rolle i at sikre og føre tilsyn med elforsyningssikkerheden som led i deres opgaver i henhold til artikel 59 i direktiv (EU) 2019/944. Medlemsstaterne bør udpege en eksisterende eller ny enhed som deres enkelte kompetente nationale offentlige myndighed på regeringsplan eller regulerende myndighed med henblik på at sikre gennemsigtig og inklusiv deltagelse af alle involverede aktører, effektiv udarbejdelse og korrekt gennemførelse af risikoberedskabsplaner samt fremme af forebyggelse og efterfølgende evaluering af elkriser og udvekslinger af oplysninger i forbindelse hermed.
(11)
En fælles tilgang til forebyggelse og styring af elkriser kræver en fælles forståelse blandt medlemsstaterne af, hvad der udgør en elkrise. Denne forordning bør navnlig lette koordinationen blandt medlemsstaterne med henblik på at identificere en situation, hvor den potentielle risiko for en betydelig mangel på elektricitet, eller for at det er umuligt at levere elektricitet til kunderne, foreligger eller er nært forestående. Det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (ENTSO for elektricitet) og medlemsstaterne bør fastlægge henholdsvis konkrete regionale og nationale elkrisescenarier. Denne tilgang bør sikre, at alle relevante elkriser dækkes, idet der tages hensyn til særlige regionale og nationale omstændigheder såsom nettets topografi, elektricitetsmikset, produktionens og forbrugets omfang og graden af befolkningstæthed.
(12)
En fælles tilgang til forebyggelse og styring af elkriser kræver også, at medlemsstaterne bruger samme metoder og definitioner, når de identificerer risici vedrørende elforsyningssikkerheden, og at de er i stand til effektivt at sammenligne, hvor godt de og deres naboer klarer sig på dette område. Denne forordning identificerer to indikatorer for overvågning af elforsyningssikkerheden i Unionen: »forventet ikkeforsynet energi«, udtrykt i GWh/år, og »sandsynlighed for effektmangel«, udtrykt i timer pr. år. Disse indikatorer er en del af den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering, som foretages af ENTSO for elektricitet i henhold til artikel 23 i forordning (EU) 2019/943. Elektricitetskoordinationsgruppen bør foretage regelmæssig overvågning af elforsyningssikkerheden baseret på resultaterne af disse indikatorer. Agenturet for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (»ACER«) bør også anvende disse indikatorer, når det rapporterer om medlemsstaternes resultater inden for elforsyningssikkerhed i sine årlige overvågningsrapporter om elmarkedet, jf. artikel 15 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/942 
(
13
)
..
(13)
For at sikre sammenhængen mellem risikovurderinger på en måde, der opbygger tillid mellem medlemsstaterne i en elkrise, er der brug for en fælles tilgang til identificering af risikoscenarierne. ENTSO for elektricitet bør derfor efter at have hørt de relevante interessenter udvikle og ajourføre en fælles metode til risikoidentificering i samarbejde med ACER og elektricitetskoordinationsgruppen i den sammensætning, der udelukkende består af repræsentanter for medlemsstaterne. ENTSO for elektricitet bør foreslå metoden, og ACER bør godkende den. Ved høring af elektricitetskoordinationsgruppen skal ACER i videst muligt omfang tage hensyn til elektricitetskoordinationsgruppens synspunkter. ENTSO for elektricitet bør ajourføre den fælles metode til risikoidentificering, hvor der fremkommer væsentlige nye oplysninger.
(14)
ENTSO for elektricitet bør på grundlag af den fælles metode til risikoidentificering regelmæssigt opstille og ajourføre regionale elkrisescenarier og identificere de mest relevante risici for hver region såsom ekstreme vejrforhold, naturkatastrofer, brændstofmangel eller ondsindede angreb. Når krisescenariet med gasmangel overvejes, bør risikoen for afbrydelse af gasforsyningen grundlag af de scenarier for gasforsynings- og infrastrukturafbrydelser, der er udarbejdet af det europæiske net af transmissionssystemoperatører for gas (ENTSOG) i henhold til artikel 7 i Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2017/1938 
(
14
)
. ENTSO for elektricitet bør kunne delegere opgaver vedrørende opstilling af regionale elkrisescenarier til regionale koordinationscentre, som er oprettet i henhold til artikel 35 i forordning (EU) 2019/943. Disse delegerede opgaver bør varetages under tilsyn af ENTSO for elektricitet. Medlemsstaterne bør opstille og ajourføre deres nationale elkrisescenarier på grundlag af regionale elkrisescenarier, i princippet hvert fjerde år. Disse scenarier bør danne grundlag for risikoberedskabsplanerne. Medlemsstaterne bør ved identificering af risici på nationalt niveau beskrive eventuelle risici, de identificerer i forbindelse med ejerskabet af den infrastruktur, der er relevant for elforsyningssikkerheden, og eventuelle foranstaltninger, der er truffet for at håndtere disse risici, såsom generel eller sektorspecifik lovgivning om investeringsscreening, særlige rettigheder for bestemte aktionærer, med en angivelse af, hvorfor de anser sådanne foranstaltninger for at være nødvendige og forholdsmæssige.
(15)
En regional tilgang til opstilling af risikoscenarier og til udvikling af forebyggende, forberedende og afbødende foranstaltninger bør generere betydelige fordele for så vidt angår disse foranstaltningers effektivitet og den optimale udnyttelse af ressourcer. I en samtidig elkrise ville en koordineret og på forhånd aftalt tilgang desuden sikre en konsekvent reaktion og reducere risikoen for negativt afsmittende virkninger, som rent nationale tilgange kunne have i tilgrænsende medlemsstater. I denne forordning kræves følgelig, at medlemsstaterne samarbejder i en regional kontekst.
(16)
De regionale koordinationscentre bør udføre de opgaver af regional relevans, de er tildelt i overensstemmelse med forordning (EU) 2019/943. For at sikre, at de kan udføre deres opgaver på effektiv vis og handle i tæt samarbejde med de relevante nationale myndigheder med henblik på at forebygge og afbøde elhændelser i større målestok, bør det regionale samarbejde i henhold til nærværende forordning bygge på de regionale samarbejdsstrukturer, der anvendes på teknisk niveau, nemlig de grupper af medlemsstater, som deler samme regionale koordinationscenter. De regionale koordinationscentres geografiske regioner er derfor relevante for opstillingen af de regionale elkrisescenarier og risikovurderinger. Medlemsstaterne bør imidlertid have mulighed for at danne undergrupper inden for regionerne med henblik på samarbejde om konkrete regionale foranstaltninger eller for at samarbejde i eksisterende regionale samarbejdsfora med henblik herpå, da det er af afgørende betydning, at der er teknisk mulighed for at yde hinanden gensidig bistand under en elkrise. Dette skyldes, at ikke alle medlemsstater i en større region nødvendigvis vil være i stand til at levere elektricitet til en anden medlemsstat under en elkrise. Det er derfor ikke nødvendigt for alle medlemsstater i en region at indgå regionale aftaler om konkrete regionale foranstaltninger. I stedet bør de medlemsstater, der har teknisk mulighed for at yde hinanden bistand, indgå sådanne aftaler.
(17)
Forordning (EU) 2019/943 fastsætter anvendelsen af en fælles metode til den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering på mellemlang til lang sigt (fra 10 år frem i tiden til et år frem i tiden) med henblik på at sikre, at medlemsstaternes beslutninger om mulige investeringsbehov træffes på et gennemsigtigt og fælles aftalt grundlag. Den europæiske ressourcetilstrækkelighedsvurdering har et andet formål end de ressourcetilstrækkelighedsvurderinger på kort sigt, som anvendes til at påvise mulige tilstrækkelighedsproblemer inden for en kort tidsramme, nemlig sæsonbetingede tilstrækkelighedsvurderinger (seks måneder frem i tiden) og vurderinger af tilstrækkeligheden en uge frem i tiden til mindst en dag frem i tiden. Hvad angår vurderinger på kort sigt er der behov for en fælles tilgang til den måde, hvorpå mulige tilstrækkelighedsproblemer påvises. ENTSO for elektricitet bør udarbejde vinter- og sommertilstrækkelighedsvurderinger for at gøre medlemsstaterne og transmissionssystemoperatørerne opmærksomme på risici i forbindelse med elforsyningssikkerheden, der vil kunne opstå i de kommende seks måneder. For at forbedre disse tilstrækkelighedsvurderinger bør ENTSO for elektricitet udvikle en fælles sandsynlighedsbaseret metode til dem efter høring af de relevante interessenter og i samarbejde med ACER og elektricitetskoordinationsgruppen i den sammensætning, der udelukkende består af repræsentanter for medlemsstaterne. ENTSO for elektricitet bør foreslå denne metode og ajourføringer heraf for ACER, og ACER bør godkende forslaget og ajourføringerne. Ved høringen af elektricitetskoordinationsgruppen skal ACER tage størst muligt hensyn til elektricitetskoordinationsgruppens synspunkter. ENTSO for elektricitet bør ajourføre metoden, hvor der fremkommer væsentlige nye oplysninger. ENTSO for elektricitet bør have mulighed for at delegere opgaver relateret til sæsonbetingede tilstrækkelighedsvurderinger til regionale koordinationscentre, idet delegerede opgaver bør udføres under ENTSO for elektricitets tilsyn.
(18)
Transmissionssystemoperatørerne bør anvende metoden anvendt til udarbejdelse af sæsonbetingede tilstrækkelighedsvurderinger, når de udfører andre former for risikovurderinger på kort sigt, nemlig de produktionstilstrækkelighedsprognoser en uge frem i tiden til mindst en dag frem i tiden, der er fastsat i forordning (EU) 2017/1485.
(19)
Med henblik på at sikre en fælles tilgang til elkriseforebyggelse og -styring bør hver medlemsstats kompetente myndighed udarbejde en risikoberedskabsplan på grundlag af de regionale og nationale elkrisescenarier. De kompetente myndigheder bør høre interessenter eller repræsentanter for interessentgrupper, såsom repræsentanter for producenter eller deres erhvervsorganisationer eller for distributionssystemoperatører, hvor disse er relevante for forebyggelse og styring af en elkrise. Med henblik herpå bør de kompetente myndigheder fastsætte passende ordninger til gennemførelse af høringen. Risikoberedskabsplanerne bør beskrive effektive, forholdsmæssige og ikkediskriminerende foranstaltninger, der dækker alle opstillede elkrisescenarier. Der bør tages hensyn til de miljømæssige virkninger af de foreslåede foranstaltninger på udbudssiden og efterspørgselssiden. Planerne bør give gennemsigtighed, især hvad angår de betingelser, under hvilke der kan træffes ikkemarkedsbaserede foranstaltninger for at afbøde elkriser. Alle planlagte ikkemarkedsbaserede foranstaltninger bør overholde de i denne forordning fastsatte regler. Risikoberedskabsplanerne bør offentliggøres, samtidig med at fortroligheden af følsomme oplysninger sikres.
(20)
Risikoberedskabsplanerne bør fastlægge nationale, regionale og, hvor det er relevant, bilaterale foranstaltninger. Regionale og i givet fald bilaterale foranstaltninger er nødvendige, navnlig i tilfælde af samtidige elkriser, hvor der er behov for en koordineret og på forhånd aftalt tilgang for at sikre en konsekvent reaktion og reducere risikoen for negative afsmittende virkninger. Med henblik herpå bør de kompetente myndigheder høre de relevante medlemsstaters kompetente myndigheder, inden de vedtager risikoberedskabsplanerne. De relevante medlemsstater er dem, hvor der kan være negative afsmittende virkninger eller andre konsekvenser for den anden parts elsystem, hvad end de pågældende medlemsstater befinder sig i samme region eller er direkte forbundet. Planerne bør tage hensyn til de relevante nationale forhold, herunder situationen i regionerne i den yderste periferi, jf. artikel 349 i traktaten om Den Europæiske Unions funktionsmåde, og for visse mikroisolerede systemer, som ikke er tilsluttet de nationale transmissionssystemer. I den henseende bør medlemsstaterne drage passende konklusioner for så vidt angår bl.a. denne forordnings bestemmelser om opstilling af regionale elkrisescenarier og de regionale og bilaterale foranstaltninger, der er fastlagt, i risikoberedskabsplaner samt bestemmelser om bistand. Planerne bør klart fastlægge de kompetente myndigheders roller og ansvarsområder. De nationale foranstaltninger bør tage fuldt hensyn til de regionale og bilaterale foranstaltninger, der er aftalt, og drage 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 elkrise opstår eller eskalerer, og at afbøde konsekvenserne af en sådan krise.
(21)
Risikoberedskabsplanerne bør ajourføres regelmæssigt. For at sikre, at planerne er ajourførte og effektive, bør de kompetente myndigheder i hver regions medlemsstater organisere simulationer af elkriser hvert andet år i samarbejde med transmissionssystemoperatører og andre relevante interessenter for at teste deres egnethed.
(22)
Den skabelon, der er fastlagt i denne forordning, har til formål at lette udarbejdelsen af planerne og give mulighed for at medtage yderligere medlemsstatsspecifikke oplysninger. Skabelonen har også til formål at lette høringen af andre medlemsstater i den berørte region og elektricitetskoordinationsgruppen. Høringer inden for regionen og inden for elektricitetskoordinationsgruppen bør sikre, at foranstaltninger truffet i én medlemsstat eller region ikke bringer elforsyningssikkerheden i andre medlemsstater eller regioner i fare.
(23)
Det er vigtigt at lette kommunikationen og gennemsigtigheden medlemsstaterne imellem, hvor de er i besiddelse af konkrete, alvorlige og pålidelige oplysninger om, at der kan opstå en elkrise. Under sådanne omstændigheder bør de berørte medlemsstater underrette Kommissionen, de tilgrænsende medlemsstater og elektricitetskoordinationsgruppen uden unødig forsinkelse og navnlig fremlægge oplysninger om årsagerne til forringelsen af elforsyningssituationen, de planlagte foranstaltninger til forebyggelse af elkrisen og det mulige behov for bistand fra andre medlemsstater.
(24)
Informationsudveksling i tilfælde af en elkrise er afgørende for at sikre en koordineret indsats og målrettet bistand. Denne forordning forpligter derfor den kompetente myndighed til i tilfælde af en elkrise at underrette de berørte medlemsstater i regionen, de tilgrænsende medlemsstater og Kommissionen uden unødig forsinkelse. Den kompetente myndighed bør ligeledes fremlægge oplysninger om årsagerne til krisen, de planlagte eller trufne foranstaltninger til afbødning af krisen og det mulige behov for bistand fra andre medlemsstater. I tilfælde, hvor denne bistand går videre end elforsyningssikkerhed, bør Unionens civilbeskyttelsesmekanisme fortsat være den gældende retlige ramme.
(25)
I tilfælde af en elkrise bør medlemsstaterne samarbejde i en solidarisk ånd. Ud over denne generelle regel bør der fastsættes passende bestemmelser for medlemsstaterne om at tilbyde hinanden bistand under en elkrise. Sådan bistand bør være baseret på aftalte, koordinerede foranstaltninger, der er fastsat i risikoberedskabsplanerne. Denne forordning giver medlemsstaterne vide skønsbeføjelser, når de indgår aftaler om indholdet af sådanne koordinerede foranstaltninger og dermed indholdet af den bistand, de tilbyder. Det er op til medlemsstaterne at beslutte og aftale sådanne koordinerede foranstaltninger under hensyntagen til efterspørgsel og udbud. Samtidig sikrer denne forordning, at elektricitet med henblik på den aftalte bistand leveres på en koordineret måde. Medlemsstaterne bør aftale de nødvendige tekniske, retlige og finansielle ordninger til gennemførelse af de regionale og bilaterale foranstaltninger, der er aftalt. I forbindelse med disse tekniske ordninger bør medlemsstaterne angive de maksimale mængder elektricitet, der skal leveres, hvilket bør revurderes på grundlag af den tekniske gennemførlighed af levering af elektricitet, når der er behov for bistand under en elkrise. Derefter bør medlemsstaterne træffe alle nødvendige foranstaltninger til gennemførelse af de regionale og bilaterale foranstaltninger, der er aftalt, og af tekniske, retlige og finansielle ordninger.
(26)
Medlemsstaterne bør, når de aftaler koordinerede foranstaltninger og tekniske, retlige og finansielle ordninger og andre gennemførelsesbestemmelser om bistand, tage hensyn til sociale og økonomiske faktorer, herunder unionsborgernes sikkerhed, og til proportionalitet. De opfordres til at udveksle bedste praksis og til at bruge elektricitetskoordinationsgruppen som diskussionsplatform med henblik på at finde de tilgængelige muligheder for bistand, navnlig vedrørende koordinerede foranstaltninger og de nødvendige tekniske, retlige og finansielle ordninger, herunder rimelig kompensation. Kommissionen kan lette udarbejdelsen af de regionale og bilaterale foranstaltninger.
(27)
Der bør mellem medlemsstaterne aftales en rimelig kompensation for bistand mellem medlemsstater i henhold til denne forordning. Denne forordning harmoniserer ikke alle aspekter af en sådan rimelig kompensation mellem medlemsstater. Medlemsstaterne bør derfor aftale bestemmelser om rimelig kompensation, inden bistand ydes. Den medlemsstat, der anmoder om bistand, bør betale omgående eller sikre omgående betaling af en sådan kompensation til den medlemsstat, som yder bistanden. Kommissionen bør give ikkebindende vejledning om hovedelementerne i en rimelig kompensation og andre elementer i de tekniske, retlige og finansielle ordninger.
(28)
Ved ydelse af bistand i henhold til denne forordning gennemfører medlemsstaterne EU-retten og er derfor forpligtede til at respektere de grundlæggende rettigheder, der garanteres i EU-retten. Sådan bistand kan derfor afhængig af de foranstaltninger, der aftales mellem medlemsstaterne, give anledning til en forpligtelse for en medlemsstat til at betale kompensation til dem, der er berørt af dens foranstaltninger. Medlemsstaterne bør derfor, hvor det er nødvendigt, sikre, at der er fastsat nationale kompensationsregler, der er i overensstemmelse med EU-retten, navnlig med de grundlæggende rettigheder. Endvidere bør den medlemsstat, der modtager bistand, i sidste ende bære alle de rimelige omkostninger, som en anden medlemsstat pådrager sig som følge af ydelse af bistand i henhold til sådanne nationale kompensationsregler.
(29)
I tilfælde af en elkrise bør der ydes bistand, selv om medlemsstaterne endnu ikke er nået til enighed om koordinerede foranstaltninger og tekniske, retlige og finansielle ordninger som krævet efter denne forordnings bestemmelser om bistand. For at være i stand til at yde bistand i en sådan situation i overensstemmelse med denne forordning bør medlemsstaterne aftale ad hoc-foranstaltninger og -ordninger i stedet for de manglende koordinerede foranstaltninger og tekniske, retlige og finansielle ordninger.
(30)
Denne forordning indfører en sådan bistandsmekanisme mellem medlemsstaterne som et instrument til at forebygge eller afbøde en elkrise inden for Unionen. Kommissionen bør derfor revidere bistandsmekanismen i betragtning af de fremtidige erfaringer med funktionen heraf og, hvor det er hensigtsmæssigt, foreslå ændringer heraf.
(31)
Denne forordning bør gøre det muligt for elselskaber og kunder at have tillid til markedsmekanismerne fastlagt i forordning (EU) 2019/943 og direktiv (EU) 2019/944 så længe som muligt, når elkriser håndteres. Regler for det indre marked og regler om systemdrift bør overholdes selv under elkriser. Sådanne regler omfatter artikel 22, stk. 1, nr. i), i forordning (EU) 2017/1485 og artikel 35 i forordning (EU) 2017/2196, der regulerer transaktionsindskrænkning, begrænsning af områdeoverskridende kapacitet til kapacitetsfordeling eller begrænsning af indgivelse af planer. Det betyder, at ikkemarkedsbaserede foranstaltninger såsom tvungen forbrugsaflastning eller tilvejebringelse af ekstra forsyninger uden for de normale markedsvilkår udelukkende bør træffes som en sidste udvej, når alle markedets muligheder er blevet udtømt. Tvungen forbrugsaflastning bør derfor kun indføres, når alle muligheder for frivillig forbrugsaflastning er blevet udtømt. Dertil kommer, at alle ikkemarkedsbaserede foranstaltninger bør være nødvendige, forholdsmæssige, ikkediskriminerende og midlertidige.
(32)
For at sikre gennemsigtighed efter en elkrise bør den kompetente myndighed, der erklærede elkrisen, udføre en efterfølgende evaluering af krisen og dens virkninger. Denne evaluering bør bl.a. tage højde for effektiviteten og proportionaliteten af de trufne foranstaltninger såvel som for deres økonomiske omkostninger. Denne evaluering bør også omfatte grænseoverskridende overvejelser, såsom foranstaltningernes indvirkninger på andre medlemsstater og graden af den bistand, som den medlemsstat, der erklærede elkrisen, har modtaget fra dem.
(33)
Forpligtelserne til gennemsigtighed bør sikre, at alle foranstaltninger, der træffes for at forebygge eller styre elkriser, overholder reglerne for det indre marked og er i overensstemmelse med de principper om samarbejde og solidaritet, der er energiunionens fundament.
(34)
Denne forordning styrker elektricitetskoordinationsgruppens rolle. Gruppen bør udføre specifikke opgaver, navnlig i forbindelse med udvikling af en metode til at identificere regionale elkrisescenarier og en metode til kortsigtede og sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger samt i forbindelse med udarbejdelsen af risikoberedskabsplaner, og den bør spille en fremtrædende rolle i overvågningen af medlemsstaternes resultater inden for elforsyningssikkerhedsområdet og i udviklingen af bedste praksisser på baggrund heraf.
(35)
Det er muligt, at en elkrise kan strække sig ud over Unionens grænser og ligeledes omfatte Energifællesskabets kontraherende parters områder. Som part i traktaten om oprettelse af Energifællesskabet 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 effektiv krisestyring bør Unionen arbejde tæt sammen med Energifællesskabets kontraherende parter, når det forebygger, forbereder sig på og forvalter en elkrise.
(36)
Hvis Kommissionen, ACER, elektricitetskoordinationsgruppen, ENTSO for elektricitet, medlemsstaterne og deres kompetente og regulerende myndigheder eller andre organer, enheder eller personer modtager fortrolige oplysninger i henhold til denne forordning, bør de sikre disse oplysningers fortrolighed. Med henblik herpå bør fortrolige oplysninger være omfattet af gældende EU-regler og nationale regler om håndtering af fortrolige oplysninger og processer.
(37)
Målet for denne forordning, nemlig at sikre det mest effektive og virkningsfulde risikoberedskab i Unionen, kan ikke i tilstrækkelig grad opfyldes af medlemsstaterne, 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.
(38)
Cypern er i øjeblikket den eneste medlemsstat, som ikke er direkte forbundet til en anden medlemsstat. Det bør præciseres med hensyn til visse bestemmelser i denne forordning, at så længe denne situation varer ved, finder disse bestemmelser, nemlig bestemmelser om opstilling af regionale elkrisescenarier, om inddragelse af regionale og bilaterale foranstaltninger, der er fastlagt, i risikoberedskabsplaner og om bistand, ikke anvendelse for så vidt angår Cypern. Cypern og relevante andre medlemsstater opfordres til med støtte fra Kommissionen at udvikle alternative foranstaltninger og procedurer på de områder, der er omfattet af disse bestemmelser, forudsat at sådanne alternative foranstaltninger og procedurer ikke påvirker den effektive anvendelse af denne forordning mellem de øvrige medlemsstater.
(39)
Direktiv 2005/89/EF bør ophæves —
VEDTAGET DENNE FORORDNING:
KAPITEL I
Generelle bestemmelser
Artikel 1
Genstand
I denne forordning fastsættes regler for samarbejde mellem medlemsstaterne med henblik på at forebygge, forberede sig på og styre elkriser i en ånd af solidaritet og gennemsigtighed og under fuldt hensyn til kravene på et konkurrencepræget indre marked for elektricitet.
Artikel 2
Definitioner
I denne forordning forstås ved:
1)   
»elforsyningssikkerhed«
: et elektricitetssystems evne til at garantere elforsyningen til kunderne med et klart fastlagt præstationsniveau, som defineret af de berørte medlemsstater
2)   
»transmissionssystemoperatør«
: transmissionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 35), i direktiv (EU) 2019/944
3)   
»distribution«
: distribution som defineret i artikel 2, nr. 28), i direktiv (EU) 2019/944
4)   
»grænseoverskridende strømme«
: grænseoverskridende strømme som defineret i artikel 2, nr. 3), i forordning (EU) 2019/943
5)   
»overførselskapacitet«
: det omfang, hvori det internt forbundne system er i stand til at overføre energi mellem budområder
6)   
»kunde«
: kunde som defineret i artikel 2, nr. 1), i direktiv (EU) 2019/944
7)   
»distributionssystemoperatør«
: distributionssystemoperatør som defineret i artikel 2, nr. 29), i direktiv (EU) 2019/944
8)   
»produktion«
: produktion som defineret i artikel 2, nr. 37), i direktiv (EU) 2019/944
9)   
»elkrise«
: en eksisterende eller nært forestående situation, hvor der er en betydelig elektricitetsmangel, som fastslået af medlemsstaterne og beskrevet i deres risikoberedskabsplaner, eller hvor det er umuligt at forsyne kunderne med elektricitet
10)   
»samtidig elkrise«
: en elkrise, der påvirker mere end én medlemsstat på samme tid
11)   
»kompetent myndighed«
: en national offentlig myndighed på regeringsplan eller en regulerende myndighed, der er udpeget af en medlemsstat i overensstemmelse med artikel 3
12)   
»regulerende myndigheder«
: regulerende myndigheder som omhandlet i artikel 57, stk. 1, i direktiv (EU) 2019/944
13)   
»krisekoordinator«
: en person, en gruppe af personer, et hold bestående af de relevante nationale elkriseforvaltere eller en institution, der har til opgave at agere kontaktpunkt og koordinere informationsstrømmen under en elkrise
14)   
»ikkemarkedsbaseret foranstaltning«
: enhver foranstaltning på udbuds- eller efterspørgselssiden, der afviger fra markedsreglerne eller kommercielle aftaler, og hvis formål er at afbøde en elkrise
15)   
»producent«
: producent som defineret i artikel 2, nr. 38), i direktiv (EU) 2019/944
16)   
»region«
: en gruppe af medlemsstater, hvis transmissionssystemoperatører deler samme regionale koordinationscentre som omhandlet i artikel 36 i forordning (EU) 2019/943
17)   
»undergruppe«
: en gruppe af medlemsstater inden for en region, der har den tekniske formåen til at yde hinanden bistand i overensstemmelse med artikel 15
18)   
»tidlig varsling«
: fremskaffelse af konkret, alvorlig og pålidelig information om, at der kan indtræffe en hændelse, som sandsynligvis vil resultere i en betydeligt forringet elforsyningssituation og sandsynligvis vil føre til en elkrise
19)   
»transmission«
: transmission som defineret i artikel 2, nr. 34), i direktiv (EU) 2019/944
20)   
»elselskab«
: elselskab som defineret i artikel 2, nr. 57), i direktiv (EU) 2019/944
21)   
»kapacitetsfordeling«
: fordeling af kapacitet på tværs af budområder;
22)   
»energi fra vedvarende energikilder«
: energi fra vedvarende energikilder eller »vedvarende energi« som defineret i artikel 2, nr. 31), i direktiv (EU) 2019/944
Artikel 3
Kompetent myndighed
1.   Så hurtigt som muligt og under alle omstændigheder senest den 5. januar 2020 udpeger hver medlemsstat en national offentlig myndighed på regeringsplan eller regulerende myndighed som sin kompetente myndighed. De kompetente myndigheder er ansvarlige for og samarbejder med hinanden med henblik på udførelsen af de opgaver, der er fastlagt i denne forordning. Hvor det er hensigtsmæssigt, udfører de nationale enheder med ansvar for elforsyningssikkerhed den kompetente myndigheds opgaver i overensstemmelse med denne forordning, indtil den kompetente myndighed er udpeget.
2.   Medlemsstaterne underretter straks Kommissionen og elektricitetskoordinationsgruppen om og offentliggør navn på og kontaktoplysninger for deres kompetente myndigheder udpeget i henhold til stk. 1 og om enhver ændring af deres navn eller kontaktoplysninger.
3.   Medlemsstaterne kan tillade den kompetente myndighed at delegere de operationelle opgaver vedrørende risikoberedskabsplanlægning og risikostyring fastsat i denne forordning til andre organer. Delegerede opgaver varetages under den kompetente myndigheds tilsyn og specificeres i risikoberedskabsplanen i overensstemmelse med artikel 11, stk. 1, litra b).
KAPITEL II
Risikovurdering
Artikel 4
Vurdering af risici for elforsyningssikkerheden
Hver enkelt kompetent myndighed sikrer, at alle relevante risici forbundet med elforsyningssikkerhed vurderes i overensstemmelse med de regler, der er fastsat i denne forordning og i kapitel IV i forordning (EU) 2019/943. Med henblik herpå samarbejder den med transmissionssystemoperatører, distributionssystemoperatører, regulerende myndigheder, ENTSO for elektricitet, regionale koordinationscentre og andre relevante interessenter, alt efter behov.
Artikel 5
Metode til opstilling af regionale elkrisescenarier
1.   Inden den 5. januar 2020 fremlægger ENTSO for elektricitet et forslag til metode til opstilling af de mest relevante regionale elkrisescenarier for ACER.
2.   Den foreslåede metode skal opstille elkrisescenarier vedrørende systemtilstrækkelighed, systemsikkerhed og brændstofsikkerhed på grundlag af mindst følgende risici:
a)
sjældne og ekstreme naturfarer
b)
farer for uheld, der går ud over N-1-sikkerhedskriteriet, og ekstraordinære nødsituationer
c)
farer for følgeskader, herunder følgerne af ondsindede angreb og af brændstofmangel.
3.   Den foreslåede metode skal som minimum indeholde følgende elementer:
a)
hensyntagen til alle relevante regionale og nationale omstændigheder, herunder eventuelle undergrupper
b)
samspil og vekselvirkning af risici på tværs af grænserne
c)
simuleringer af samtidige elkrisescenarier
d)
rangordning af risici efter deres virkning og sandsynlighed
e)
principper for, hvordan følsomme oplysninger håndteres på en måde, der sikrer gennemsigtighed over for offentligheden.
4.   Når risikoen for afbrydelse af gasforsyningen vurderes i forbindelse med identificering af risiciene i henhold til denne artikels stk. 2, litra c), anvender ENTSO for elektricitet de scenarier for naturgasforsynings- og infrastrukturafbrydelser, der er opstillet af ENTSOG i henhold til artikel 7 i forordning (EU) 2017/1938.
5.   Forud for fremlæggelse af den foreslåede metode for ACER foretager ENTSO for elektricitet en høring, der som minimum omfatter de regionale koordinationscentre, erhvervs- og forbrugerorganisationer, producenter eller deres brancheorganisationer, transmissionssystemoperatører og relevante distributionssystemoperatører, kompetente myndigheder, regulerende myndigheder og andre relevante nationale myndigheder. ENTSO for elektricitet tager behørigt hensyn til resultaterne af høringen og forelægger dem sammen med den foreslåede metode på et møde i elektricitetskoordinationsgruppen.
6.   Inden for to måneder efter modtagelsen af den foreslåede metode og efter høring af elektricitetskoordinationsgruppen i den sammensætning, der udelukkende består af repræsentanter for medlemsstaterne, godkender eller ændrer ACER forslaget. ACER og ENTSO for elektricitet offentliggør den endelige version af metoden på deres websteder.
7.   ENTSO for elektricitet ajourfører og forbedrer metoden i overensstemmelse med stk. 1-6, hvor der fremkommer væsentlige nye oplysninger. Elektricitetskoordinationsgruppen kan i den sammensætning, der udelukkende består af repræsentanter for medlemsstaterne, anbefale, og ACER eller Kommissionen kan i behørigt begrundede tilfælde anmode om sådanne ajourføringer og forbedringer. Inden for seks måneder fra modtagelsen af anmodningen fremlægger ENTSO for elektricitet et udkast til de foreslåede ændringer for ACER. Inden for to måneder efter modtagelsen af et sådant forslag og efter høring af elektricitetskoordinationsgruppen i den sammensætning, der udelukkende består af repræsentanter for medlemsstaterne, godkender eller ændrer ACER de foreslåede ændringer. ACER og ENTSO for elektricitet offentliggør den endelige version af den ajourførte metode på deres websteder.
Artikel 6
Opstilling af regionale elkrisescenarier
1.   Inden seks måneder efter godkendelsen af en metode i henhold til artikel 5, stk. 6, opstiller ENTSO for elektricitet på grundlag af denne metode og i tæt samarbejde med elektricitetskoordinationsgruppen, regionale koordinationscentre, kompetente myndigheder og regulerende myndigheder de mest relevante elkrisescenarier for hver region. Det kan delegere opgaver vedrørende opstilling af regionale elkrisescenarier til de regionale koordinationscentre.
2.   ENTSO for elektricitet forelægger de regionale elkrisescenarier for de relevante transmissionssystemoperatører, regionale koordinationscentre, kompetente myndigheder og regulerende myndigheder samt til elektricitetskoordinationsgruppen. Elektricitetskoordinationsgruppen kan anbefale ændringer.
3.   ENTSO for elektricitet ajourfører de regionale elkrisescenarier hvert fjerde år, medmindre forholdene tilsiger hyppigere ajourføringer.
Artikel 7
Opstilling af nationale elkrisescenarier
1.   Inden for fire måneder efter opstillingen af de regionale elkrisescenarier i overensstemmelse med artikel 6, stk. 1, opstiller den kompetente myndighed de mest relevante nationale elkrisescenarier.
2.   Ved opstillingen af de nationale elkrisescenarier hører den kompetente myndighed transmissionssystemoperatørerne, de distributionssystemoperatører, som den kompetente myndighed betragter som værende relevante, de relevante producenter eller deres brancheorganisationer og den regulerende myndighed, hvor denne ikke er den kompetente myndighed.
3.   De nationale elkrisescenarier opstilles som minimum på grundlag af de i artikel 5, stk. 2, omhandlede risici og skal være i overensstemmelse med de regionale elkrisescenarier, der er opstillet i overensstemmelse med artikel 6, stk. 1. Medlemsstaterne ajourfører de nationale elkrisescenarier hvert fjerde år, medmindre forholdene tilsiger hyppigere ajourføringer.
4.   Senest fire måneder efter opstillingen af regionale elkrisescenarier i overensstemmelse med artikel 6, stk. 1, underretter medlemsstaterne elektricitetskoordinationsgruppen og Kommissionen om deres vurdering af risiciene i forbindelse med ejerskabet af infrastruktur, der er relevant for elforsyningssikkerheden, og om eventuelle foranstaltninger, der er truffet for at forebygge eller afbøde sådanne risici, med en angivelse af hvorfor sådanne foranstaltninger betragtes som nødvendige og forholdsmæssige.
Artikel 8
Metode til kortsigtede og sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger
1.   Senest den 5. januar 2020 forelægger ENTSO for elektricitet ACER et forslag til en metode til at vurdere sæsonbestemt og kortsigtet tilstrækkelighed, navnlig månedlig tilstrækkelighed såvel som tilstrækkelighed en uge frem i tiden til mindst en dag frem i tiden, der mindst dækker følgende:
a)
usikkerheden ved inputtene, såsom sandsynligheden for udfald af transmissionskapaciteten, sandsynligheden for en utilsigtet afbrydelse af kraftværker, alvorlige vejrforhold, varierende efterspørgsel, navnlig spidsbelastninger, der afhænger af vejrforhold, og varierende produktion af energi fra vedvarende energikilder
b)
sandsynligheden for, at der opstår en elkrise
c)
sandsynligheden for, at der opstår en samtidig elkrise.
2.   Den i stk. 1 omhandlede metode skal indeholde en sandsynlighedsbaseret tilgang, herunder flere scenarier, og skal tage hensyn til den nationale og regionale kontekst og EU-konteksten, herunder sammenkoblingsniveauet mellem medlemsstaterne og, for så vidt det er muligt, tredjelande inden for Unionens synkrone områder. Metoden skal tage hensyn til de særlige forhold i hver medlemsstats energisektor, herunder særlige vejrforhold og eksterne omstændigheder.
3.   Forud for fremlæggelse af den foreslåede metode foretager ENTSO for elektricitet en høring, der som minimum omfatter de regionale koordinationscentre, erhvervs- og forbrugerorganisationer, producenter eller deres brancheorganisationer, transmissionssystemoperatører, relevante distributionssystemoperatører, kompetente myndigheder, regulerende myndigheder og andre relevante nationale myndigheder. ENTSO for elektricitet tager behørigt hensyn til resultaterne af høringen og forelægger dem sammen med den foreslåede metode på et møde i elektricitetskoordinationsgruppen.
4.   Inden for to måneder efter modtagelsen af forslaget til metode og efter høring af elektricitetskoordinationsgruppen i den sammensætning, der udelukkende består af repræsentanter for medlemsstaterne, godkender eller ændrer ACER forslaget. ENTSO for elektricitet og ECER offentliggør den endelige version af metoden på deres websteder.
5.   ENTSO for elektricitet ajourfører og forbedrer metoden i overensstemmelse med stk. 1-4, hvor der fremkommer væsentlige nye oplysninger. Elektricitetskoordinationsgruppen kan i den sammensætning, der udelukkende består af repræsentanter for medlemsstaterne, anbefale, og ACER eller Kommissionen kan i behørigt begrundede tilfælde anmode om sådanne ajourføringer og forbedringer. Inden for seks måneder fra modtagelsen af anmodningen fremsender ENTSO for elektricitet et udkast til foreslåede ændringer til ACER. Inden for to måneder efter modtagelsen af et sådant forslag og efter høring af elektricitetskoordinationsgruppen i den sammensætning, der udelukkende består af repræsentanter for medlemsstaterne, godkender eller ændrer ACER de foreslåede ændringer. ENTSO for elektricitet og ACER offentliggør den endelige version af den ajourførte metode på deres websteder.
Artikel 9
Kortsigtede og sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger
1.   Alle kortsigtede tilstrækkelighedsvurderinger, hvad enten de gennemføres på nationalt eller regionalt plan eller på EU-plan, udføres i overensstemmelse med den metode, der er udviklet i henhold til artikel 8.
2.   ENTSO for elektricitet udarbejder sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger i overensstemmelse med den metode, der er udviklet i henhold til artikel 8. Det offentliggør resultaterne af vintertilstrækkelighedsvurderingen senest den 1. december hvert år og af sommertilstrækkelighedsvurderingen senest den 1. juni hvert år. Det kan delegere opgaver i forbindelse med tilstrækkelighedsvurderingerne til de regionale koordinationscentre. Det forelægger tilstrækkelighedsvurderingen på et møde i elektricitetskoordinationsgruppen, som, hvis det er passende, kan udstede henstillinger.
3.   De regionale koordinationscentre foretager tilstrækkelighedsvurderinger en uge frem i tiden til mindst en dag frem i tiden i overensstemmelse med forordning (EU) 2017/1485 på grundlag af den metode, der er vedtaget i henhold til nærværende forordnings artikel 8.
KAPITEL III
Risikoberedskabsplaner
Artikel 10
Udarbejdelse af risikoberedskabsplaner
1.   På grundlag af de regionale og nationale elkrisescenarier, der er opstillet i henhold til artikel 6 og 7, udarbejder hver medlemsstats kompetente myndighed en risikoberedskabsplan efter høring af distributionssystemoperatører, der af den kompetente myndighed betragtes som relevante, transmissionssystemoperatørerne, de relevante producenter eller deres brancheorganisationer, el- og naturgasselskaberne, de relevante organisationer, der repræsenterer industrielle og ikkeindustrielle elkunders interesser, samt den regulerende myndighed, hvor denne ikke er den kompetente myndighed.
2.   Risikoberedskabsplanen skal bestå af nationale foranstaltninger, regionale og, hvor det er relevant, bilaterale foranstaltninger som fastlagt i artikel 11 og 12. I overensstemmelse med artikel 16 skal alle foranstaltninger, der planlægges eller er træffes med henblik på at forebygge, forberede sig på og afbøde elkriser, fuldt ud overholde reglerne for det indre elmarked og systemdriften. Disse foranstaltninger skal være klart defineret, gennemsigtige, forholdsmæssige og ikkediskriminerende.
3.   Risikoberedskabsplanen udarbejdes i overensstemmelse med artikel 11 og 12 og med skabelonen i bilaget. Medlemsstaterne kan om nødvendigt medtage yderligere oplysninger i risikoberedskabsplanen.
4.   For at sikre sammenhæng i risikoberedskabsplaner fremlægger de kompetente myndigheder, inden de vedtager deres risikoberedskabsplaner, udkastet til disse planer med henblik på høring for de relevante medlemsstaters kompetente myndigheder i regionen og, hvis de ikke befinder sig i samme region, for de kompetente myndigheder i direkte forbundne medlemsstater samt for elektricitetskoordinationsgruppen.
5.   Inden for seks måneder efter modtagelsen af udkastet til risikoberedskabsplaner kan de i stk. 4 omhandlede kompetente myndigheder og elektricitetskoordinationsgruppen udstede henstillinger til de udkast til planer, der er fremlagt i henhold til stk. 4.
6.   Inden for ni måneder efter fremlæggelsen af deres udkast til planer vedtager de berørte kompetente myndigheder deres risikoberedskabsplaner under hensyntagen til resultaterne af høringen i henhold til stk. 4 og eventuelle henstillinger udstedt i henhold til stk. 5. De underretter straks Kommissionen om deres risikoberedskabsplaner.
7.   De kompetente myndigheder og Kommissionen offentliggør risikoberedskabsplanerne på deres websteder, idet de sikrer fortroligheden af følsomme oplysninger, navnlig oplysninger om foranstaltninger i forbindelse med forebyggelse eller afbødning af følgerne af ondsindede angreb. Beskyttelsen af følsomme oplysningers fortrolighed skal baseres på de principper, der er fastsat i henhold til artikel 19.
8.   De kompetente myndigheder vedtager og offentliggør deres første risikoberedskabsplaner senest den 5. januar 2022. De ajourfører dem derefter hvert fjerde år, medmindre forholdene tilsiger hyppigere ajourføringer.
Artikel 11
Risikoberedskabsplanernes indhold med hensyn til nationale foranstaltninger
1.   Hver medlemsstats risikoberedskabsplan skal indeholde alle nationale planlagte eller trufne foranstaltninger til at forebygge, forberede sig på og afbøde elkriser som identificeret i henhold til artikel 6 og 7. Den skal som minimum:
a)
indeholde et sammendrag af de elkrisescenarier, der er defineret for den relevante medlemsstat og region i overensstemmelse med procedurerne fastlagt i artikel 6 og 7
b)
fastsætte den kompetente myndigheds rolle og ansvarsområder og beskrive, hvilke opgaver der måtte være blevet delegeret til andre organer
c)
beskrive de nationale foranstaltninger til forebyggelse eller forberedelse af de risici, der er identificeret i henhold til artikel 6 og 7
d)
udpege en national krisekoordinator og fastsætte dennes opgaver
e)
fastlægge detaljerede procedurer, som skal følges under elkriser, herunder de tilhørende ordninger for informationsstrømme
f)
identificere de markedsbaserede foranstaltningers bidrag til håndtering af elkriser, navnlig foranstaltninger på efterspørgsels- og udbudssiden
g)
identificere mulige ikkemarkedsbaserede foranstaltninger, der skal gennemføres under elkriser, med præcisering af, hvad der udløser dem, og under hvilke betingelser og efter hvilke procedurer de gennemføres, samt hvordan de stemmer overens med de i artikel 16 fastsatte krav og med regionale og bilaterale foranstaltninger
h)
sætte en ramme for manuel belastningsreduktion, hvoraf det fremgår, under hvilke omstændigheder belastningen skal reduceres, samt for så vidt angår den offentlige og den personlige sikkerhed en præcisering af, hvilke kategorier af elektricitetsbrugere, der i henhold til national ret er berettiget til særlig beskyttelse mod afbrydelser, idet behovet for en sådan beskyttelse skal begrundes, samt en præcisering af, hvordan de berørte medlemsstaters transmissionssystemoperatører og distributionssystemoperatører skal mindske forbruget
i)
beskrive de mekanismer, der anvendes til at informere offentligheden om elkriser
j)
beskrive de nationale foranstaltninger, der er nødvendige med henblik på at gennemføre og håndhæve de regionale og, hvor det er relevant, bilaterale foranstaltninger, der er aftalt i henhold til artikel 12
k)
indeholde oplysninger om beslægtede og nødvendige planer for udviklingen af fremtidens net, der vil bidrage til at håndtere konsekvenserne af de identificerede elkrisescenarier.
2.   Nationale foranstaltninger skal tage fuldt hensyn til de regionale og, hvor det er relevant, bilaterale foranstaltninger, der er aftalt i henhold til artikel 12, og må ikke bringe hverken driftssikkerheden eller sikkerheden af transmissionssystemet i fare, og ej heller andre medlemsstaters elforsyningssikkerhed.
Artikel 12
Risikoberedskabsplanernes indhold med hensyn til regionale og bilaterale foranstaltninger
1.   Ud over de i artikel 11 omhandlede nationale foranstaltninger skal hver medlemsstats risikoberedskabsplan indeholde regionale og i givet fald bilaterale foranstaltninger til at sikre, at elkriser med grænseoverskridende virkninger forebygges eller styres korrekt. Der skal inden for den berørte region aftales regionale foranstaltninger mellem medlemsstater, der har den tekniske formåen til at yde hinanden bistand i overensstemmelse med artikel 15. Med henblik herpå kan medlemsstaterne også oprette undergrupper inden for en region. Der skal aftales bilaterale foranstaltninger medlemsstater, der er direkte forbundne, men ikke ligger inden for samme region. Medlemsstaterne sikrer sammenhæng mellem regionale og bilaterale foranstaltninger. Regionale og bilaterale foranstaltninger skal som minimum omfatte:
a)
udpegningen af en krisekoordinator
b)
mekanismer til informationsdeling og samarbejde
c)
koordinerede foranstaltninger til afbødning af en elkrise, herunder samtidige elkriser, med henblik på bistand i overensstemmelse med artikel 15
d)
procedurer for gennemførelsen af tests af risikoberedskabsplanerne hvert eller hvert andet år
e)
de mekanismer, der udløser ikkemarkedsbaserede foranstaltninger, der skal aktiveres i overensstemmelse med artikel 16, stk. 2.
2.   De berørte medlemsstater aftaler de regionale og bilaterale foranstaltninger, der skal inkluderes i risikoberedskabsplanen, efter høring af de relevante regionale koordinationscentre. Kommissionen kan have en rolle som formidler i forberedelserne af aftalen om regionale og bilaterale foranstaltninger. Kommissionen kan anmode ACER og ENTSO for elektricitet om at yde teknisk bistand til medlemsstater med henblik på at lette en sådan aftale. Mindst otte måneder før fristen for vedtagelse eller ajourføring af risikoberedskabsplanen udløber, underretter de kompetente myndigheder elektricitetskoordinationsgruppen om de aftaler, der er indgået. Hvis medlemsstaterne ikke er i stand til at nå til enighed, underretter de pågældende kompetente myndigheder Kommissionen om årsagerne til uenigheden. Kommissionen foreslår i så fald foranstaltninger, herunder en samarbejdsmekanisme til brug ved indgåelsen af en aftale om regionale og bilaterale foranstaltninger.
3.   Ved at inddrage relevante interessenter tester de kompetente myndigheder i hver regions medlemsstater periodisk effektiviteten af de procedurer, der udvikles i risikoberedskabsplanerne til forebyggelse af elkriser, herunder de mekanismer, der er omhandlet i stk. 1, litra b), og udfører hvert andet år simuleringer af elkriser, hvor navnlig disse mekanismer testes.
Artikel 13
Kommissionens vurdering af risikoberedskabsplaner
1.   Inden fire måneder efter den kompetente myndigheds meddelelse af den vedtagne risikoberedskabsplan vurderer Kommissionen planen under behørig hensyntagen til de synspunkter, som elektricitetskoordinationsgruppen har givet udtryk for.
2.   Kommissionen afgiver efter høring af elektricitetskoordinationsgruppen en ikkebindende udtalelse, der indeholder en detaljeret begrundelse, og forelægger den for den kompetente myndighed sammen med en henstilling om at revidere dens risikoberedskabsplan, såfremt planen:
a)
ikke effektivt afbøder de risici, der er identificeret i elkrisescenarierne
b)
ikke stemmer overens med de identificerede elkrisescenarier eller med en anden medlemsstats risikoberedskabsplan
c)
ikke opfylder de krav, der er fastsat i artikel 10, stk. 2
d)
fastsætter foranstaltninger, der sandsynligvis vil bringe andre medlemsstaters elforsyningssikkerhed i fare
e)
uretmæssigt forvrider konkurrencen eller hindrer et velfungerende indre marked eller
f)
ikke overholder denne forordnings bestemmelser eller andre bestemmelser i EU-retten.
3.   Senest tre måneder efter modtagelsen af Kommissionens i stk. 2 omhandlede udtalelse tager den pågældende kompetente myndighed fuldt hensyn til Kommissionens henstilling og enten meddeler Kommissionen den ændrede risikoberedskabsplan eller meddeler Kommissionen grundene til, at den modsætter sig henstillingen.
4.   Hvis den kompetente myndighed modsætter sig Kommissionens henstilling, kan Kommissionen inden for fire måneder efter modtagelsen af den kompetente myndigheds underretning om grundene til modsættelsen trække sin henstilling tilbage eller indkalde til et møde med den kompetente myndighed og, hvis Kommissionen finder det nødvendigt, med elektricitetskoordinationsgruppen med henblik på at vurdere spørgsmålet. Kommissionen giver en detaljeret begrundelse for enhver anmodning om ændring af risikoberedskabsplanen. Hvis den berørte kompetente myndigheds endelige holdning afviger fra Kommissionens detaljerede begrundelse, giver den pågældende kompetente myndighed Kommissionen en begrundelse for sin holdning senest to måneder efter modtagelsen af Kommissionens detaljerede begrundelse.
KAPITEL IV
Styring af elkriser
Artikel 14
Tidlig varsling og erklæring af en elkrise
1.   Hvor en sæsonbestemt tilstrækkelighedsvurdering eller anden kvalificeret kilde giver konkrete, alvorlige og pålidelige oplysninger om, at der kan indtræffe en elkrise i en medlemsstat, udsteder den pågældende medlemsstats kompetente myndighed uden unødigt ophold en tidlig varsling herom til Kommissionen, de kompetente myndigheder i medlemsstaterne i samme region og, hvis de ikke er i samme region, de kompetente myndigheder i direkte forbundne medlemsstater. Den berørte kompetente myndighed fremlægger desuden oplysninger om årsagerne til den mulige elkrise, de trufne eller planlagte foranstaltninger til afbødning af elkrisen samt det mulige behov for bistand fra andre medlemsstater. Oplysningerne skal omfatte foranstaltningernes mulige indvirkninger på det indre elmarked. Kommissionen videregiver disse oplysninger til elektricitetskoordinationsgruppen.
2.   Når den står over for en elkrise, erklærer den kompetente myndighed efter høring af den berørte transmissionssystemoperatør en elkrise, og underretter uden unødigt ophold de kompetente myndigheder i medlemsstaterne i samme region og, hvis de ikke er i samme region, de kompetente myndigheder i direkte forbundne medlemsstater samt Kommissionen herom. Disse oplysninger skal omfatte årsagerne til forringelsen af elforsyningssituationen og grundene til at erklære en elkrise, de trufne eller planlagte foranstaltninger til afbødning af krisen og det eventuelle behov for bistand fra andre medlemsstater.
3.   Hvis de anser oplysningerne i henhold til stk. 1 eller 2 for utilstrækkelige, kan Kommissionen, elektricitetskoordinationsgruppen eller de kompetente i samme region og, hvis de ikke er i samme region, de kompetente myndigheder i direkte forbundne medlemsstater anmode den berørte medlemsstat om at fremlægge yderligere oplysninger.
4.   Hvis en kompetent myndighed udsteder en tidlig varsling eller erklærer en elkrise, følges foranstaltningerne i risikoberedskabsplanerne i videst muligt omfang.
Artikel 15
Samarbejde og bistand
1.   Medlemsstaterne handler og samarbejder i en solidarisk ånd om at forebygge eller styre elkriser.
2.   Hvis de har den nødvendige tekniske formåen, tilbyder medlemsstaterne at bistå hinanden ved hjælp af regionale eller bilaterale foranstaltninger, der er aftalt i henhold til denne artikel og artikel 12, inden denne bistand gives. Med henblik herpå og for at beskytte den offentlige og personlige sikkerhed aftaler medlemsstaterne regionale eller bilaterale foranstaltninger efter eget valg med henblik på at levere elektricitet på en koordineret måde.
3.   Medlemsstaterne aftaler de nødvendige tekniske, retlige og finansielle ordninger til gennemførelsen af de regionale eller bilaterale foranstaltninger, inden bistanden tilbydes. Sådanne ordninger skal bl.a. specificere den maksimale mængde elektricitet, der skal leveres på regionalt eller bilateralt plan, den udløsende faktor for eventuel bistand og indstilling af bistand, hvordan elektriciteten vil blive leveret og bestemmelser om rimelig kompensation mellem medlemsstaterne i overensstemmelse med stk. 4, 5 og 6.
4.   Bistanden er betinget af en forudgående aftale mellem de berørte medlemsstater vedrørende rimelig kompensation, som mindst skal omfatte:
a)
omkostninger vedrørende elektricitet leveret på den medlemsstats område, som har anmodet om bistand, samt de tilhørende transmissionsomkostninger og
b)
eventuelle andre rimelige omkostninger for den medlemsstat, der yder bistand, herunder for så vidt angår godtgørelse af bistand forberedt uden en effektiv aktivering samt godtgørelse af eventuelle omkostninger som følge af retssager, voldgiftssager eller lignende sager og forlig.
5.   Rimelig kompensation i henhold til stk. 4 omfatter bl.a. alle rimelige omkostninger, som den medlemsstat, der yder bistand, 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 de internationale forpligtelser, der gælder for gennemførelsen af denne forordnings bestemmelser om bistand, og yderligere rimelige omkostninger, der er påløbet i forbindelse med betaling af kompensation i henhold til nationale bestemmelser om kompensation.
6.   Den medlemsstat, der anmoder om bistand, betaler omgående eller sikrer omgående betaling af en rimelig kompensation til den medlemsstat, som yder bistand.
7.   Kommissionen fastlægger senest den 5. januar 2020 efter høring af elektricitetskoordinationsgruppen og ACER ikkebindende retningslinjer for de vigtigste elementer i den rimelige kompensation, der er omhandlet i stk. 3-6, og andre vigtige elementer i de i stk. 3 omhandlede tekniske, retlige og finansielle ordninger samt de i stk. 2 omhandlede generelle principper for gensidig bistand.
8.   I tilfælde af en elkrise, hvor medlemsstaterne endnu ikke har aftalt regionale eller bilaterale foranstaltninger og tekniske, retlige og finansielle ordninger i henhold til denne artikel, aftaler medlemsstaterne ad hoc-foranstaltninger og -ordninger med henblik på at anvende denne artikel, herunder for så vidt angår den rimelige kompensation i henhold til stk. 4, 5 og 6. Hvis en medlemsstat anmoder om bistand, før der er aftalt sådanne ad hoc-foranstaltninger og -ordninger, skal den forud for modtagelsen af bistand forpligte sig til at betale rimelig kompensation i overensstemmelse med stk. 4, 5 og 6.
9.   Medlemsstaterne sikrer, at denne forordnings bestemmelser om bistand gennemføres i overensstemmelse med traktaterne, Den Europæiske Unions charter om grundlæggende rettigheder og andre relevante internationale forpligtelser. De træffer de nødvendige foranstaltninger med henblik herpå.
Artikel 16
Overholdelse af markedsreglerne
1.   Foranstaltninger, der træffes for at forebygge eller afbøde elkriser, skal overholde reglerne for det indre elmarked og systemdriften.
2.   Ikkemarkedsbaserede foranstaltninger aktiveres under en elkrise alene som en sidste udvej, hvis alle markedets muligheder er udtømt, eller hvor det er åbenbart, at markedsbaserede foranstaltninger alene ikke er tilstrækkeligt til at forhindre en yderligere forringelse af elforsyningssituationen. Ikkemarkedsbaserede foranstaltninger må ikke unødigt fordreje konkurrencen og et velfungerende indre elmarked. De skal være nødvendige, forholdsmæssige, ikkediskriminerende og midlertidige. Den kompetente myndighed underretter de relevante interessenter i sin medlemsstat om anvendelsen af eventuelle ikkemarkedsbaserede foranstaltninger.
3.   Transaktionsindskrænkning, herunder indskrænkning af allerede tildelt områdeoverskridende kapacitet, begrænsning af områdeoverskridende kapacitet til kapacitetsfordeling eller begrænsning af tidsplaner må kun indledes i overensstemmelse med artikel 16, stk. 2, i forordning (EU) 2019/943 og de regler, der er vedtaget for at gennemføre nævnte bestemmelse.
KAPITEL V
Evaluering og overvågning
Artikel 17
Efterfølgende evaluering
1.   Så snart som muligt og ikke senere end tre måneder efter, at en elkrise er ovre, fremsender den kompetente myndighed i den medlemsstat, der erklærede elkrisen, en efterfølgende evalueringsrapport til elektricitetskoordinationsgruppen og Kommissionen efter høring af den regulerende myndighed, hvor den regulerende myndighed ikke er den kompetente myndighed.
2.   Den efterfølgende evalueringsrapport skal som minimum indeholde:
a)
en beskrivelse af den begivenhed, der udløste elkrisen
b)
en beskrivelse af eventuelle forebyggende, forberedende og afbødende foranstaltninger, der er truffet, og en vurdering af deres proportionalitet og effektivitet
c)
en vurdering af de trufne foranstaltningers grænseoverskridende virkninger
d)
en redegørelse for den bistand, der er forberedt, med eller uden effektiv aktivering, ydet til eller modtaget fra de tilgrænsende medlemsstater og tredjelande
e)
elkrisens økonomiske konsekvenser og virkningerne af de trufne foranstaltninger på elsektoren i et omfang, der er muligt på baggrund af de oplysninger, der forelå på tidspunktet for vurderingen, navnlig mængden af den ikkeforsynede energi og omfanget af manuel forbrugsaflastning (herunder en sammenligning mellem omfanget af frivillig og tvungen forbrugsaflastning)
f)
årsager, der begrunder anvendelsen af ikke-markedsbaserede foranstaltninger
(g)
eventuelle mulige eller foreslåede forbedringer af risikoberedskabsplanen
h)
en oversigt over mulige forbedringer af netudviklingen i tilfælde, hvor utilstrækkelig netudvikling forårsagede eller bidrog til elkrisen.
3.   Hvis de finder, at oplysningerne i den efterfølgende evalueringsrapport er utilstrækkelige, kan elektricitetskoordinationsgruppen og Kommissionen anmode den pågældende kompetente myndighed om at fremlægge yderligere oplysninger.
4.   Den berørte kompetente myndighed fremlægger resultaterne af den efterfølgende evaluering for elektricitetskoordinationsgruppen. Disse resultater skal afspejles i den ajourførte risikoberedskabsplan.
Artikel 18
Overvågning
1.   Ud over at udføre de øvrige opgaver fastsat i denne forordning drøfter elektricitetskoordinationsgruppen:
a)
resultaterne af den tiårige netudviklingsplan for elektricitet, som ENTSO for elektricitet har udarbejdet
b)
sammenhængen i de risikoberedskabsplaner, som de kompetente myndigheder har vedtaget i henhold til proceduren omhandlet i artikel 10
c)
resultaterne af den af ENTSO for elektricitet udførte europæiske vurdering af ressourcetilstrækkeligheden som omhandlet i artikel 23, stk. 4, i forordning (EU) 2019/943.
d)
medlemsstaternes resultater inden for elforsyningssikkerhed som minimum under hensyntagen til de indikatorer, der er beregnet i den europæiske vurdering af ressourcetilstrækkeligheden, nemlig den forventede ikkeforsynede energi og loss-of-load-sandsynligheden
e)
resultaterne af de sæsonbestemte tilstrækkelighedsvurderinger omhandlet i artikel 9, stk. 2
f)
de oplysninger, der er modtaget fra medlemsstaterne i henhold til artikel 7, stk. 4
g)
resultaterne af de efterfølgende evalueringer omhandlet i artikel 17, stk. 4
h)
metoden til tilstrækkelighedsvurdering omhandlet i artikel 8
i)
metoden til opstilling af regionale elkrisescenarier omhandlet i artikel 5.
2.   Elektricitetskoordinationsgruppen kan udstede henstillinger til medlemsstaterne samt til ENTSO for elektricitet om de i stk. 1 omhandlede emner.
3.   ACER overvåger løbende elforsyningssikkerheden og aflægger regelmæssigt rapport til elektricitetskoordinationsgruppen.
4.   Senest den 1. september 2025 evaluerer Kommissionen på grundlag af de indhøstede erfaringer i forbindelse med anvendelsen af denne forordning de mulige midler til at øge elforsyningssikkerhedsforanstaltninger på EU-plan og forelægger Europa-Parlamentet og Rådet en rapport om anvendelsen af denne forordning, herunder, hvis det er nødvendigt, lovgivningsmæssige forslag til ændring af denne forordning.
Artikel 19
Behandling af fortrolige oplysninger
1.   Medlemsstaterne og de kompetente myndigheder gennemfører de procedurer, som er omhandlet i denne forordning, i overensstemmelse med de gældende regler, herunder nationale regler vedrørende behandling af fortrolige oplysninger og processer. Hvis gennemførelsen af disse regler resulterer i, at oplysninger ikke videregives, bl.a. som en del af risikoberedskabsplaner, kan medlemsstaten eller myndigheden give et ikkefortroligt sammendrag deraf, og er efter anmodning forpligtet hertil.
2.   Kommissionen, ACER, elektricitetskoordinationsgruppen, ENTSO for elektricitet, medlemsstaterne, de kompetente myndigheder, de regulerende myndigheder og andre relevante organer, enheder eller personer, der modtager fortrolige oplysninger i henhold til denne forordning, sikrer følsomme oplysningers fortrolighed.
KAPITEL VI
Afsluttende bestemmelser
Artikel 20
Samarbejde med de kontraherende parter i Energifællesskabet
Hvor medlemsstaterne og de kontraherende parter i Energifællesskabet samarbejder inden for elforsyningssikkerhed, kan et sådant samarbejde omfatte definitionen af en elkrise, processen med at opstille elkrisescenarier og udarbejdelsen af risikoberedskabsplaner, således at der ikke træffes foranstaltninger, som bringer elforsyningssikkerheden i medlemsstaterne, hos de kontraherende parter i Energifællesskabet eller i Unionen i fare. I den henseende kan de kontraherende parter i Energifællesskabet på Kommissions opfordring deltage i møder i elektricitetskoordinationsgruppen vedrørende alle emner, de er berørt af.
Artikel 21
Undtagelse
Indtil Cypern bliver direkte forbundet med en anden medlemsstat, finder artikel 6 og 12 og artikel 15, stk. 2-9, ikke anvendelse hverken mellem Cypern og andre medlemsstater eller på ENTSO for elektricitet for så vidt angår Cypern. Cypern og relevante andre medlemsstater kan med støtte fra Kommissionen udvikle alternative foranstaltninger og procedurer i forhold til dem, der er omhandlet i artikel 6 og 12 og artikel 15, stk. 2-9, forudsat at sådanne alternative foranstaltninger og procedurer ikke påvirker den effektive anvendelse af denne forordning mellem de øvrige medlemsstater.
Artikel 22
Overgangsbestemmelse i afventning af etableringen af regionale koordinationscentre
Indtil den dato, hvor de regionale koordinationscentre etableres i henhold til artikel 35 i forordning (EU) 2019/943, henviser regionerne til enten en medlemsstat eller en gruppe af medlemsstater i samme synkrone område.
Artikel 23
Ophævelse
Direktiv 2005/89/EF ophæves.
Artikel 24
Ikrafttræden
Denne forordning træder i kraft på tyvendedagen efter offentliggørelsen i 
Den Europæiske Unions Tidende
.
Denne forordning er bindende i alle enkeltheder og gælder umiddelbart i hver medlemsstat.
Udfærdiget i Bruxelles, den 5. juni 2019.
På Europa-Parlamentets vegne
A. TAJANI
Formand
På Rådets vegne
G. CIAMBA
Formand
(
1
)
  
            
EUT C 288 af 31.8.2017, s. 91
.
(
2
)
  
            
EUT C 342 af 12.10.2017, s. 79
.
(
3
)
  Europa-Parlamentets holdning af 26.3.2019 (endnu ikke offentliggjort i EUT) og Rådets afgørelse af 22.5.2019.
(
4
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/943 af 5. juni 2019 om det indre marked for elektricitet (se side 54 i denne EUT).
(
5
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2019/944 af 5. juni 2019 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ændring af direktiv 2012/27/EU (se side 125 i denne EUT).
(
6
)
  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
).
(
7
)
  Kommissionens forordning (EU) 2017/1485 af 2. august 2017 om fastsættelse af retningslinjer for drift af elektricitetstransmissionssystemer (
EUT L 220 af 25.8.2017, s. 1
).
(
8
)
  Kommissionens forordning (EU) 2017/2196 af 24. november 2017 om fastsættelse af en netregel for nødsituationer og systemgenoprettelse (
EUT L 312 af 28.11.2017, s. 54
).
(
9
)
  Kommissionens afgørelse af 15. november 2012 om oprettelse af elektricitetskoordinationsgruppen (
EUT C 353 af 17.11.2012, s. 2
).
(
10
)
  Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 2016/1148 af 6. juli 2016 om foranstaltninger, der skal sikre et højt fælles sikkerhedsniveau for net- og informationssystemer i hele Unionen (
EUT L 194 af 19.7.2016, s. 1
).
(
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
)
  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
).
(
13
)
  Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 2019/942 af 5. juni 2019 om oprettelse af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (se side 22 i denne EUT).
(
14
)
  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
)
BILAG
SKABELON FOR RISIKOBEREDSKABSPLAN
Følgende skabelon udfyldes på engelsk.
Generelle oplysninger
—
Navnet på den kompetente myndighed med ansvar for udarbejdelsen af denne plan
—
Medlemsstater i regionen
1.   SAMMENDRAG AF ELKRISESCENARIER
Beskriv kort de elkrisescenarier, der er opstillet på regionalt og nationalt plan i overensstemmelse med procedurerne fastlagt i artikel 6 og 7, herunder beskrivelsen af de anvendte forudsætninger.
2.   DEN KOMPETENTE MYNDIGHEDS ROLLER OG ANSVARSOMRÅDER
Definér den kompetente myndigheds roller og ansvarsområder og de organer, som opgaverne er uddelegeret til.
Beskriv, hvilke opgaver der eventuelt er uddelegeret til andre organer.
3.   PROCEDURER OG FORANSTALTNINGER UNDER ELKRISEN
3.1.   Nationale procedurer og foranstaltninger
a)
Beskriv de procedurer, som skal følges i tilfælde af en elkrise, herunder de tilknyttede ordninger for informationsstrømme.
b)
Beskriv de forebyggende og forberedende foranstaltninger.
c)
Beskriv de foranstaltninger, der skal afbøde elkriser, navnlig foranstaltninger på efterspørgsels- og udbudssiden, med angivelse af, under hvilke omstændigheder sådanne foranstaltninger kan anvendes, især hvad der kan udløse iværksættelsen heraf. Hvis ikkemarkedsbaserede foranstaltninger overvejes anvendt, skal de være behørigt begrundet i betragtning af kravene i artikel 16 og være i overensstemmelse med regionale og, hvor det er relevant, bilaterale foranstaltninger.
d)
Fremlæg en ramme for manuel belastningsreduktion, hvoraf det fremgår, under hvilke omstændigheder belastningen skal reduceres. Præcisér, for så vidt angår den offentlige og den personlige sikkerhed, hvilke kategorier af elektricitetsbrugere, der er berettiget til særlig beskyttelse mod afbrydelser, og begrund behovet for en sådan beskyttelse. Angiv, hvordan transmissionssystemoperatørerne og distributionssystemoperatørerne bør handle for at mindske forbruget.
e)
Beskriv de mekanismer, der anvendes til at informere offentligheden om elkrisen.
3.2.   Regionale og bilaterale procedurer og foranstaltninger
a)
Beskriv de aftalte mekanismer til samarbejde inden for regionen og sikring af passende koordination før og under elkrisen, herunder procedurerne for beslutningstagning vedrørende en passende respons på regionalt niveau.
b)
Beskriv eventuelle regionale og bilaterale foranstaltninger, der er aftalt, herunder eventuelle nødvendige tekniske, retlige og finansielle ordninger for gennemførelsen af disse foranstaltninger. Beskrivelsen af sådanne ordninger skal bl.a. omfatte oplysninger om de maksimale mængder af elektricitet, der skal leveres på regionalt eller bilateralt plan, den udløsende faktor for bistanden og muligheden for at anmode om indstilling af bistanden, hvordan elektriciteten vil blive leveret, og bestemmelser om rimelig kompensation mellem medlemsstaterne. Beskriv de nationale foranstaltninger, der er nødvendige med henblik på at gennemføre og håndhæve de regionale og bilaterale foranstaltninger, der er aftalt.
c)
Beskriv de mekanismer, der findes til brug for samarbejde og koordination før og under elkrisen med andre medlemsstater uden for regionen såvel som tredjelande inden for det pågældende synkrone område.
4.   KRISEKOORDINATOR
Angiv, hvem der er krisekoordinator, og definér dennes rolle. Angiv kontaktoplysningerne.
5.   HØRINGER AF INTERESSENTER
Beskriv i overensstemmelse med artikel 10, stk. 1, hvordan høringen i forbindelse med udviklingen af denne plan har fundet sted, og med hvilke resultater, for så vidt angår:
a)
relevante el- og naturgasselskaber, herunder relevante producenter og deres brancheorganer
b)
relevante organisationer, der repræsenterer ikkeindustrielle elkunders interesser
c)
relevante organisationer, der repræsenterer industrielle elkunders interesser
d)
regulerende myndigheder
e)
transmissionssystemoperatørerne
f)
relevante distributionssystemoperatører.
6.   TEST AF NØDPLANER
a)
Angiv tidsplanen for den regionale (og, hvis det er relevant, den nationale) responssimulering af elkriser i realtid, der finder sted hvert andet år.
b)
Angiv i overensstemmelse med artikel 12, stk. 1, litra d), de aftalte procedurer og de involverede aktører.
Hvad angår ajourføring af planen: Beskriv kort, hvilke tests der er foretaget, siden den seneste plan blev vedtaget, og de vigtigste resultater heraf. Angiv, hvilke foranstaltninger der er vedtaget som følge af disse tests.

Summary:
Risikoberedskab i elsektoren
RESUMÉ AF:
Forordning (EU) 2019/941 om risikoberedskab i elsektoren
HVAD ER FORMÅLET MED FORORDNINGEN?
Den har til formål at:
være bedre til at identificere mulige elkriser
1
 udarbejde krisestyringsplaner og
håndtere kriser, når de opstår.
Den fastlægger en fælles metode og regler for samarbejde mellem EU-landene med henblik på at forebygge, forberede sig på og styre elkriser i en ånd af solidaritet og gennemsigtighed og under hensyn til kravene på et konkurrencepræget 
indre marked for elektricitet
. 
Den ophæver direktiv 
2005/89/EF
, der fastlægger de foranstaltninger, EU-landene skal træffe for generelt at sikre elforsyningssikkerheden. 
HOVEDPUNKTER
Det europæiske net af transmissionssystemoperatører for elektricitet (ENTSO-E
):
fremlægger senest den 
5. januar 2020
 efter en omfattende høring for 
Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (ACER)
 til godkendelse og/eller ændring 
metode
:
til opstilling af 
regionale elkrisescenarier
 vedrørende systemtilstrækkelighed, systemsikkerhed og brændstofsikkerhed
til vurdering af sæsonbestemt og kortsigtet 
elsystemtilstrækkelighed
 (månedlig, en uge frem og en dag frem i tiden) i forbindelse med spørgsmål som f.eks. alvorlige vejrforhold
opstiller
 inden for seks måneder efter godkendelsen af den første metode de mest relevante 
elkrisescenarier for hver region
 
revurderer
 disse regionale krisescenarier hvert fjerde år 
ajourfører og forbedrer
 begge metoder, når der fremkommer væsentlige nye oplysninger 
foretager sæsonbetingede tilstrækkelighedsvurderinger
 og offentliggør den for vinteren 
senest den 1. december
 og den for sommeren 
senest den 1. juni
 hvert år. 
Metoden til opstilling af regionale elkrisescenarier
:
tager hensyn til mindst følgende risici:
sjældne og ekstreme naturfarer
farer for uheld
farer for følgeskader, herunder følgerne af ondsindede angreb og af brændstofmangel
omfatter følgende:
hensyntagen til alle relevante nationale og regionale omstændigheder
samspil og vekselvirkning af risici på tværs af grænserne
simuleringer af samtidige elkrisescenarier
rangordning af risici efter deres virkning og sandsynlighed
principper for, hvordan følsomme oplysninger håndteres på en måde, der sikrer gennemsigtighed.
offentliggøres på webstederne for ENTSO-E og ACER. 
Kompetente myndigheder
, udpeges af EU-landene senest den 
5. januar 2020
:
er ansvarlige for og samarbejder med hinanden med henblik på udførelsen af de opgaver, der er fastlagt i lovgivningen 
samarbejder med transmissions- og distributionssystemoperatører, tilsynsmyndigheder, ENTSO-E, regionale koordinationscentre og andre relevante interessenter efter behov 
opstiller inden for fire måneder efter opstilling af de regionale elkrisescenarier, de mest relevante nationale elkrisescenarier og ajourfører disse hvert fjerde år 
fastlægger risikoberedskabsplaner på baggrund af de opstillede regionale og nationale krisescenarier. Planerne, der vurderes af 
Europa-Kommissionen
 efter høring af
elektricitetskoordinationsgruppen
, følger en skabelon, der fastsætter oplysninger som:
sammendrag af elkrisescenarier
den kompetente myndigheds roller og ansvarsområder
procedurer og foranstaltninger under en elkrise (f.eks. nationale, regionale og bilaterale)
udnævnelse og definering af en krisekoordinators rolle
høring af interessenter, f.eks. transmissions- og distributionsoperatører samt el- og naturgasselskaber
test af nødplaner
uden unødigt ophold udstede en 
tidlig varsling
2
 til Kommissionen og tilgrænsende EU-lande, når pålidelige oplysninger om, at der kan opstå en elkrise på dens område og levere relevante oplysninger 
underrette om en elkrise og informere Kommissionen og de tilgrænsende EU-lande 
indgive en 
evalueringsrapport
 senest tre måneder efter afslutningen af en elkrise til Kommissionen og elektricitetskoordinationsgruppen med en beskrivelse af hændelsen og en vurdering af dens indvirkning, trufne foranstaltning og mulige forbedringer. 
Overvågning
Elektricitetskoordinationsgruppen drøfter spørgsmål som sammenhængen mellem risikoberedskabsplaner, resultaterne af tilstrækkelighedsvurderingerne og EU-landenes resultater inden for elforsyningssikkerhed
3
. 
ACER overvåger elforsyningssikkerhedsforanstaltninger og rapporterer regelmæssigt til elektricitetskoordinationsgruppen. 
Kommissionen indgiver senest den 
1. september 2025
 en rapport til 
Europa-Parlamentet
 og 
Rådet
 om, hvordan elforsyningssikkerheden i EU kan forbedres. 
HVORNÅR GÆLDER FORORDNINGEN FRA?
Den trådte i kraft den 
4. juli 2019
.
BAGGRUND
Der kan være mange årsager til elkriser, f.eks. som følge af ekstreme vejrforhold, ondsindede angreb eller brændstofmangel. Når der opstår krisesituationer, har de ofte en grænseoverskridende effekt. Store hændelser, f.eks. kuldebølger, hedebølger eller cyberangreb kan påvirke adskillige EU-lande samtidigt.
Forordningen er en af otte lovtekster i pakken »
Ren energi til alle europæere
«, som Kommissionen fremlagde i november 2016. Den bidrager til at forme 
energiunionen
, fastholde EU’s konkurrenceevne og opfylde sine 
forpligtelser i henhold til Parisaftalen om klimaændringer
.
VIGTIGE BEGREBER
Elkrise:
 en eksisterende eller nært forestående situation, hvor der er en betydelig elektricitetsmangel.
Tidlig varsling:
 konkret, alvorlig og pålidelig information om, at der kan indtræffe en hændelse, som sandsynligvis vil resultere i en betydeligt forringet elforsyningssituation og sandsynligvis vil føre til en elkrise.
Elforsyningssikkerhed:
 et elektricitetssystems evne til at garantere elforsyningen til kunderne med et klart fastlagt præstationsniveau.
HOVEDDOKUMENT
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2019/941
 af 
5. juni 2019
 om risikoberedskab i elsektoren og om ophævelse af direktiv 2005/89/EF (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 1-21
).
TILHØRENDE DOKUMENTER
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2019/942
 af 
5. juni 2019
 om oprettelse af Den Europæiske Unions Agentur for Samarbejde mellem Energireguleringsmyndigheder (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 22-53
).
Europa-Parlamentets og Rådets forordning (EU) 
2019/943
 af 
5. juni 2019
 om det indre marked for elektricitet (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 54-124
).
Europa-Parlamentets og Rådets direktiv (EU) 
2019/944
 af 
5. juni 2019
 om fælles regler for det indre marked for elektricitet og om ændring af direktiv 2012/27/EU (EUT L 158 af 
14.6.2019
, 
s. 125-199
).
seneste ajourføring 
24.7.2019