02017R1938 - UA - 01.07.2022 - 002.001

Цей текст слугує суто засобом документування і не має юридичної сили. Установи Союзу не несуть жодної відповідальності за його зміст. Автентичні версії відповідних актів, включно з їхніми преамбулами, опубліковані в Офіційному віснику Європейського Союзу і доступні на EUR-Lex.

(До Розділу V: Економічне та галузеве співробітництво
Глава 1. Співробітництво у сфері енергетики, включаючи ядерну енергетику)

РЕГЛАМЕНТ ЄВРОПЕЙСЬКОГО ПАРЛАМЕНТУ І РАДИ (ЄС) № 2017/1938
від 25 жовтня 2017 року
про заходи для гарантування безпеки постачання газу та про скасування Директиви (ЄС) № 994/2010

(Текст стосується ЄЕП)

(OB L 280, 28.10.2017, с. 1)

Зі змінами, внесеними:

РЕГЛАМЕНТ ЄВРОПЕЙСЬКОГО ПАРЛАМЕНТУ І РАДИ (ЄС) № 2017/1938
від 25 жовтня 2017 року
про заходи для гарантування безпеки постачання газу та про скасування Директиви (ЄС) № 994/2010

(Текст стосується ЄЕП)

Стаття 1
Предмет

Цей Регламент встановлює положення, спрямовані на гарантування безпеки постачання газу в Союзі шляхом забезпечення належного та безперебійного функціонування внутрішнього ринку природного газу (далі - газ), забезпечення можливості реалізувати виняткові заходи, якщо ринок більше не може забезпечити необхідне постачання газу, включно з крайнім заходом солідарності, а також шляхом чіткого визначення та розподілу обов'язків між суб'єктами ринку природного газу, державами-членами та Союзом, які стосуються як запобіжних заходів, так і реагування на конкретні порушення постачання газу. Цей Регламент також встановлює прозорі механізми, які стосуються, у дусі солідарності, координації планування на випадок надзвичайних ситуацій на національному, регіональному рівні та на рівні Союзу і реагування на них.

Стаття 2
Терміни та означення

Для цілей цього Регламенту застосовують такі терміни та означення:

(1) «безпека» означає безпеку, як означено в пункті 32 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(2) «споживач» означає споживача, як означено в пункті 24 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(3) «побутовий споживач» означає побутового споживача, як означено в пункті 25 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(4) «основна соціальна служба» означає службу, пов'язану з охороною здоров'я, базовою соціальною допомогою, надзвичайними ситуаціями, безпекою, освітою або державним управлінням;

(5) «захищений споживач» означає побутового споживача, який приєднаний до газорозподільної мережі, а також, згідно з рішенням відповідної держави-члена, може означати одного або більше зазначених нижче суб'єктів за умови, що на підприємства або служби, зазначені в пунктах (a) та (b), разом не припадає понад 20% загального річного обсягу кінцевого споживання газу в такій державі-члені:

(a) мале або середнє підприємство, за умови, що воно приєднане до газорозподільної мережі;

(b) основна соціальна служба, за умови, що вона приєднана до газорозподільної або газотранспортної мережі;

(c) установка централізованого теплопостачання, тією мірою, якою вона забезпечує теплопостачання для побутових споживачів, малих або середніх підприємств чи основних соціальних служб, за умови, що така установка не може переходити на використання інших видів палива, крім газу;

(6) «захищений споживач у рамках заходу солідарності» означає побутового споживача, який приєднаний до газорозподільної мережі, а також може означати одного або більше зазначених нижче суб'єктів:

(a) установка централізованого теплопостачання, якщо вона є захищеним споживачам у відповідній державі-члені і тільки тією мірою, якою вона забезпечує теплопостачання для домогосподарств або основних соціальних служб, інших ніж служби освіти та державного управління;

(b) основна соціальна служба, якщо вона є захищеним споживачем у відповідній державі-члені, за винятком служб освіти та державного управління;

(7) «компетентний орган» означає національний державний орган або національний регуляторний орган, призначений державою-членом для забезпечення реалізації заходів, передбачених у цьому Регламенті;

(8) «національний регуляторний орган» означає національний регуляторний орган, призначений відповідно до статті 39(1) Директиви 2009/73/ЄС;

(9) «суб'єкт ринку природного газу» означає суб'єкта ринку природного газу, як означено в пункті (1) статті 2 Директиви 2009/73/ЄC;

(10) «договір постачання газу» означає договір постачання газу, як означено в пункті 34 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(11) «транспортування» означає транспортування, як означено в пункті 3 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(12) «оператор газотранспортної системи» означає оператора газотранспортної системи, як означено в пункті 4 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(13) «розподіл» означає розподіл, як означено в пункті 5 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(14) «оператор газорозподільної системи» означає оператора газорозподільної системи, як означено в пункті 6 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(15) «транскордонний газопровід» означає транскордонний газопровід, як означено в пункті 17 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(16) «коридори аварійного постачання» означає маршрути постачання газу, які допомагають державі-члені ефективніше пом'якшувати наслідки потенційного порушення постачання або роботи інфраструктури;

(17) «потужність зберігання» означає потужність зберігання, як означено в пункті 28 статті 2 Регламенту (ЄС) № 715/2009;

(18) «технічна потужність» означає технічну потужність, як означено в пункті 18 статті 2 Регламенту (ЄС) № 715/2009;

(19) «гарантована потужність» означає гарантовану потужність, як означено в пункті 16 статті 2 Регламенту (ЄС) № 715/2009;

(20) «переривчаста потужність» означає переривчасту потужність, як означено в пункті 13 статті 2 Регламенту (ЄС) № 715/2009;

(21) «потужність установки LNG» означає потужність установки LNG, як означено в пункті 24 статті 2 Регламенту (ЄС) № 715/2009;

(22) «установка LNG» означає установку LNG, як означено в пункті 11 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(23) «газосховище» означає газосховище, як означено в пункті 9 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(24) «система» означає систему, як означено в пункті 13 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(25) «користувач системи» означає користувача системи, як означено в пункті 23 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(26) «допоміжні послуги» означає допоміжні послуги, як означено в пункті 14 статті 2 Директиви 2009/73/ЄС;

(27) «графік заповнення» означає послідовність цільових рівнів заповнення підземних сховищ газу в кожній державі-члені, як зазначено в додатку Ia для 2022 року та, стосовно наступних років, визначено згідно зі статтею 6a;

(28) «цільовий рівень заповнення» означає обов'язковий цільовий рівень заповнення в розрізі загальної потужності підземних сховищ газу;

(29) «стратегічний запас» означає підземний запас або частину підземного запасу незрідженого природного газу, який купують, яким управляють і який зберігають оператори газотранспортних систем, суб'єкт, призначений державами-членами, або підприємство, і який може бути вивільнений тільки після попереднього повідомлення або з дозволу органу публічної влади на вивільнення і зазвичай використовується в разі:

(a) значного дефіциту постачання;

(b) порушення постачання; або

(c) оголошення надзвичайної ситуації, як зазначено у пункті (c) статті 11(1);

(30) «балансуючий запас» означає незріджений природний газ, який:

(a) купують, яким управляють і який зберігають оператори газотранспортних систем або суб'єкт, призначений державою-членом, з виключною метою виконання функцій операторів газотранспортних систем і забезпечення безпеки постачання газу; та

(b) вивільняють, тільки коли це необхідно для підтримки безпечної та надійної роботи системи згідно зі статтею 13 Директиви 2009/73/ЄС і статтями 8 та 9 Регламенту (ЄС) № 312/2014;

(31) «підземне сховище газу» означає газосховище, як означено у пункті (9) статті 2 Директиви 2009/73/ЄС, яке використовується для створення запасів природного газу, у тому числі балансуючого запасу, і яке приєднане до газотранспортної або газорозподільної системи, за винятком наземних сферичних сховищ і зберігання газу в газопроводах.

Стаття 3
Відповідальність за безпеку постачання газу

1. Безпека постачання газу є спільною відповідальністю суб'єктів ринку природного газу, держав-членів, зокрема, через їхні компетентні органи, і Комісії в межах відповідних сфер їхньої діяльності та компетенції.

2. Кожна держава-член повинна призначити компетентний орган. Компетентні органи повинні співпрацювати в ході імплементації цього Регламенту. Держави-члени можуть дозволяти своєму компетентному органу делегувати конкретні завдання, визначені в цьому Регламенті, іншим органам. Якщо компетентні органи делегують завдання щодо оголошення будь-якого з рівнів кризової ситуації, зазначених у статті 11(1), вони повинні делегувати його тільки органу публічної влади, оператору газотранспортної системи або оператору газорозподільної системи. Делеговані завдання повинні виконуватися під наглядом компетентного органу та повинні бути вказані у плані запобіжних заходів і плані дій у випадку надзвичайної ситуації.

3. Кожна держава-член повинна невідкладно надавати Комісії та оприлюднювати найменування свого компетентного органу та будь-які його зміни.

4. У ході реалізації заходів, передбачених у цьому Регламенті, компетентний орган повинен встановити функції та обов'язки різних відповідних учасників таким чином, щоб забезпечити трирівневий підхід, який охоплює, по-перше, відповідних суб'єктів ринку газу, електроенергетичні підприємства, у відповідних випадках, і сектор, по-друге, держав-членів на національному або регіональному рівні, і по-третє, Союз.

5. Комісія повинна координувати дії компетентних органів на регіональному рівні та на рівні Союзу згідно із цим Регламентом, між іншим, через Координаційну групу з питань газу або, зокрема, у разі регіональної надзвичайної ситуації або надзвичайної ситуації в межах Союзу, відповідно до статті 12(1), через групу управління кризовими ситуаціями, зазначену у статті 12(4).

6. У випадку регіональної надзвичайної ситуації або надзвичайної ситуації в межах Союзу оператори газотранспортних систем повинні співпрацювати та обмінюватися інформацією з використанням Системи регіональної координації з питань газу, створеної Європейською мережею операторів газотранспортних систем (ENTSOG). ENTSOG повинна повідомити відповідну інформацію Комісії та компетентним органам відповідних держав-членів.

7. Згідно зі статтею 7(2), необхідно виявляти істотні транснаціональні ризики для безпеки постачання газу в Союзі та створювати на такій основі групи ризику. Такі групи ризику повинні слугувати основою для розширеної регіональної співпраці з метою підвищення безпеки постачання газу та погодження належних і дієвих транскордонних заходів для всіх відповідних держав-членів у межах груп ризику або за межами груп ризику в рамках коридорів аварійного постачання.

Перелік таких груп ризику та їх склад визначені в додатку I. Склад груп ризику не повинен перешкоджати будь-якій іншій формі регіональної співпраці, що сприяє безпеці постачання газу.

8. Комісія уповноважена ухвалювати делеговані акти згідно зі статтею 19 для оновлення складу груп ризику, визначених у додатку I, шляхом внесення змін до зазначеного додатку для відображення розвитку істотних транснаціональних ризиків для безпеки постачання газу в Союзі та його впливу на держав-членів з урахуванням результатів моделювання сценаріїв порушення постачання газу та роботи інфраструктури в межах Союзу, що здійснюється ENTSOG згідно зі статтею 7(1). Перш ніж перейти до оновлення, Комісія повинна провести консультації з Координаційною групою з питань газу у форматі, передбаченому у статті 4(4), щодо проекту оновлення.

Стаття 4
Координаційна група з питань газу

1. Координаційна група з питань газу створюється для сприяння координації заходів, які стосуються безпеки постачання газу. Координаційна група з питань газу складається з представників держав-членів, зокрема представників їхніх компетентних органів, а також Агентства з питань співпраці регуляторних органів у сфері енергетики (далі - Агентство), ENTSOG, представницьких органів відповідного сектора та представницьких органів відповідних споживачів. Комісія повинна, після консультацій з державами-членами, ухвалити рішення про склад Координаційної групи з питань газу, щоб забезпечити представництво в повному обсязі. Комісія очолює Координаційну групу з питань газу. Координаційна група з питань газу ухвалює свій внутрішній регламент.

2. Координаційна група з питань газу надає консультації та допомогу Комісії, зокрема, з таких питань:

(a) безпека постачання газу в будь-який час і особливо у випадку надзвичайної ситуації;

(b) уся інформація, яка стосується безпеки постачання газу на національному, регіональному рівні та на рівні Союзу;

(c) найкращі практики та можливі настанови для всіх відповідних сторін;

(d) рівень безпеки постачання газу, бенчмарки та методологія оцінювання;

(e) національні, регіональні сценарії та сценарії в межах Союзу і тестування рівнів готовності;

(f) оцінювання планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації, узгодження різних планів і реалізація передбачених у них заходів;

(g) координація заходів реагування на надзвичайну ситуацію в межах Союзу з Договірними Сторонами Енергетичного Співтовариства та з іншими третіми країнами;

(h) допомога, необхідна державам-членам, які зазнали найбільшого впливу.

3. Комісія повинна регулярно скликати Координаційну групу з питань газу та надавати інформацію, отриману від компетентних органів, зберігаючи при цьому конфіденційність комерційно чутливої інформації.

4. Комісія може скликати Координаційну групу з питань газу у форматі, що обмежується представниками держав-членів і, зокрема, їхніх компетентних органів. Комісія повинна скликати Координаційну групу з питань газу в обмеженому форматі на вимогу одного або більше представників держав-членів і, зокрема, їхніх компетентних органів. У такому разі статтю 16(2) не застосовують.

Стаття 5
Стандарт інфраструктури

1. Кожна держава-член або, якщо це передбачено державою-членом, її компетентний орган повинні забезпечити вжиття необхідних заходів, щоб у випадку порушення роботи одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури, технічна потужність решти об'єктів інфраструктури, визначена згідно з формулою N - 1, як визначено в пункті 2 додатка II, була здатна, без обмеження параграфа 2 цієї статті, задовольнити загальний попит на газ у зоні розрахунку протягом дня, коли спостерігається винятково високий попит на газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років. Це здійснюється з урахуванням тенденцій споживання газу, довгострокового впливу заходів з енергоефективності та коефіцієнтів використання наявної інфраструктури.

Обов'язок, визначений у першому підпараграфі, не обмежує відповідальність операторів газотранспортних систем за здійснення відповідних інвестицій, а також обов'язки операторів газотранспортних систем, встановлені в Регламенті (ЄС) № 715/2009 і Директиві 2009/73/ЄС.

2. Обов'язок щодо забезпечення технічної потужності решти об'єктів інфраструктури для задоволення загального попиту на газ, як зазначено в параграфі 1 цієї статті, також вважається виконаним, якщо компетентний орган демонструє у плані запобіжних заходів, що порушення постачання газу може бути своєчасно та достатньою мірою компенсоване за рахунок відповідних ринкових заходів на боці попиту. З цією метою формулу N - 1 розраховують, як визначено в пункті 4 додатка II.

3. У відповідних випадках, згідно з оцінюваннями ризику, зазначеними у статті 7, компетентні органи сусідніх держав-членів можуть спільно виконувати обов'язок, визначений у параграфі 1 цієї статті. У такому разі компетентні органи повинні вказати в оцінюванні ризику розрахунок формули N - 1 з поясненням у регіональних главах планів запобіжних заходів, яким чином укладені угоди допомагають виконувати такий обов'язок. Застосовується пункт 5 додатка II.

4. Оператори газотранспортних систем повинні забезпечити постійну фізичну потужність для транспортування газу в обох напрямках (далі - двонаправлена потужність) усіх транскордонних газопроводів між державами-членами, за винятком:

(a) приєднання до газовидобувних підприємств, установок LNG та газорозподільних мереж; або

(b) якщо було надане звільнення від виконання такого обов'язку, після детального оцінювання та після консультацій з іншими державами-членами та з Комісією згідно з додатком III.

До процедури забезпечення або збільшення двонаправленої потужності транскордонного газопроводу або отримання чи продовження строку дії звільнення від виконання такого обов'язку застосовується додаток III. Комісія повинна оприлюднити та оновлювати перелік звільнень.

5. Пропозиція щодо забезпечення або збільшення двонаправленої потужності або запит про надання або продовження строку дії звільнення повинні включати аналіз витрат і вигід, підготовлений на основі методології відповідно до статті 11 Регламенту Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 347/2013 (-1), і повинні ґрунтуватися на таких елементах:

(a) оцінка ринкового попиту;

(b) прогнози попиту та пропозиції;

(c) потенційний економічний вплив на наявну інфраструктуру;

(d) техніко-економічне обґрунтування;

(e) витрати на двонаправлену потужність, у тому числі на необхідне зміцнення газотранспортної системи; та

(f) переваги для безпеки постачання газу з урахуванням можливого внеску двонаправленої потужності в дотримання стандарту інфраструктури, визначеного в цій статті.

6. Національні регуляторні органи повинні враховувати ефективно понесені витрати на виконання обов'язку, визначеного в параграфі 1 цієї статті, і витрати на забезпечення двонаправленої потужності з метою надання відповідних пільг під час прозорого та детального встановлення або затвердження тарифів чи методологій згідно зі статтею 13 Регламенту (ЄС) № 715/2009 та статтею 41(8) Директиви 2009/73/ЄС.

7. Якщо інвестування в забезпечення або збільшення двонаправленої потужності не вимагається ринком, але вважається необхідним для цілей безпеки постачання газу і якщо таке інвестування зумовлює витрати у більш ніж одній державі-члені або в одній державі-члені на користь іншої держави-члена, національні регуляторні органи всіх відповідних держав-членів повинні ухвалити координоване рішення про розподіл витрат, перш ніж ухвалити будь-яке інвестиційне рішення. При розподілі витрат необхідно враховувати принципи, які описані, і елементи, які зазначені у статті 12(4) Регламенту (ЄС) № 347/2013, зокрема частку вигід від інфраструктурних інвестицій для підвищення безпеки постання газу у відповідних державах-членах, а також інвестиції, які вже здійснені у відповідну інфраструктуру. Розподіл витрат не повинен призводити до неналежного викривлення конкуренції та ефективного функціонування внутрішнього ринку і не повинен чинити будь-який неналежний спотворюючий вплив на ринок.

8. Компетентний орган повинен забезпечити, щоб будь-яка нова газотранспортна інфраструктура сприяла безпеці постачання газу за рахунок розвитку добре сполученої мережі, у тому числі, у відповідних випадках, за рахунок достатньої кількості точок входу та виходу відносно ринкового попиту та виявлених ризиків.

Компетентний орган повинен оцінити в ході оцінювання ризику, чи, у рамках інтегрованого підходу до газових і енергетичних систем, існують внутрішні обмеження і чи національна потужність на вхід та інфраструктура, зокрема газотранспортні мережі, здатні адаптувати національні та транскордонні потоки газу до сценарію порушення роботи одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури на національному рівні та одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури, що становить спільний інтерес для групи ризику, які визначені в ході оцінювання ризику.

9. Як виняток з параграфа 1 цієї статті і відповідно до умов, встановлених у цьому параграфі, Люксембург, Словенія та Швеція не зв'язані обов'язком, визначеним у зазначеному параграфі, але повинні намагатися його виконувати, забезпечуючи постачання газу захищеним споживачам згідно зі статтею 6.

Такий виняток застосовується до Люксембургу за умови, що він:

(a) має принаймні два транскордонні газопроводи з іншими державами-членами;

(b) має принаймні два різні джерела постачання газу; та

(c) не має газосховищ на своїй території.

Такий виняток застосовується до Словенії за умови, що вона:

(a) має принаймні два транскордонні газопроводи з іншими державами-членами;

(b) має принаймні два різні джерела постачання газу; та

(c) не має газосховищ або установки LNG на своїй території.

Такий виняток застосовується до Швеції за умови, що вона:

(a) не здійснює транзит газу до інших держав-членів через свою територію;

(b) має річний валовий обсяг внутрішнього споживання газу менше 2 млн т н.е.; та

(c) має менше 5% загального споживання первинної енергії з газу.

Люксембург, Словенія та Швеція повинні повідомити Комісію про будь-які зміни, які впливають на умови, встановлені в цьому параграфі. Застосування винятку, встановленого у цьому параграфі, припиняється в разі невиконання принаймні однієї з таких умов.

У рамках національного оцінювання ризику, що здійснюється згідно зі статтею 7(3), Люксембург, Словенія та Швеція повинні описати ситуацію з дотриманням відповідних умов, встановлених у цьому параграфі, і перспективи виконання обов'язку в параграфі 1 цієї статті, з урахуванням економічного впливу дотримання стандарту інфраструктури, розвитку ринку газу та проектів газової інфраструктури у межах групи ризику. На основі інформації, вказаної в національному оцінюванні ризику, і якщо продовжують виконуватися відповідні умови, встановлені в цьому параграфі, Комісія може ухвалити рішення про продовження строку застосування винятку ще на чотири роки. У випадку позитивного рішення процедуру, визначену в цьому підпараграфі, повторюють через чотири роки.

Стаття 6
Стандарт постачання газу

1. Компетентний орган повинен вимагати від суб'єктів ринку природного газу, яких він ідентифікує, вживати заходів для забезпечення постачання газу захищеним споживачам у державі-члені в кожному з таких випадків:

(a) екстремальні температурні умови протягом 7-денного пікового періоду, статистична ймовірність настання яких становить раз на 20 років;

(b) будь-який період тривалістю 30 днів, протягом якого спостерігається надзвичайно високий попит на газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років;

(c) порушення роботи одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури за звичайних зимових умов на період тривалістю 30 днів.

До 02 лютого 2018 року кожна держава-член повинна повідомити Комісії своє визначення захищених споживачів, річні обсяги споживання газу захищеними споживачами та відсоток, який такі обсяги споживання становлять від загального річного обсягу кінцевого споживання газу в такій державі-члені. Якщо держава-член включає до визначення захищених споживачів категорії, зазначені в пункті (5)(a) або (b) статті 2, вона повинна вказати обсяги споживання газу, які відповідають споживачам, що належать до таких категорій, і відсоток кожної з таких груп споживачів у загальному річному обсязі кінцевого споживання газу.

Компетентний орган повинен ідентифікувати суб'єктів ринку природного газу, зазначених у першому підпараграфі цього параграфа, і повинен вказати їх у плані запобіжних заходів.

Будь-які нові неринкові заходи, передбачені для забезпечення стандарту постачання газу, повинні відповідати процедурі, встановленій у статті 9(4)-(9).

Держави-члени можуть виконувати обов'язок, встановлений у першому підпараграфі, шляхом реалізації заходів з енергоефективності або заміни газу іншим джерелом енергії, між іншим, відновлюваними джерелами енергії, тією мірою, якою досягається такий самий рівень захисту.

2. Будь-який підвищений стандарт постачання газу, що виходить за межі 30-денного періоду, зазначеного в пунктах (b) та (c) параграфа 1, або будь-який додатковий обов'язок, встановлений з міркувань безпеки постачання газу, повинен ґрунтуватися на основі оцінювання ризику, бути відображений у плані запобіжних заходів, а також повинен:

(a) відповідати статті 8(1);

(b) не чинити негативний вплив на здатність будь-якої іншої держави-члена постачати газ захищеним споживачам згідно із цією статтею у випадку національної, регіональної надзвичайної ситуації або надзвичайної ситуації в межах Союзу; та

(c) відповідати статті 12(5) у випадку регіональної надзвичайної ситуації або надзвичайної ситуації в межах Союзу.

Комісія може вимагати обґрунтування, що демонструє відповідність будь-якого заходу, зазначеного в першому підпараграфі, умовам, встановленим у вказаному підпараграфі. Таке обґрунтування повинне бути оприлюднене компетентним органом держави-члена, що впроваджує захід.

Будь-який новий неринковий захід відповідно до першого підпараграфа цього параграфа, ухвалений 01 листопада 2017 року або пізніше, повинен відповідати процедурі, встановленій у статті 9(4)-(9).

3. Після завершення періодів, встановлених компетентним органом згідно з параграфами 1 та 2, або за більш суворих умов, ніж ті, які встановлені в параграфі 1, компетентний орган і суб'єкти ринку природного газу повинні докладати зусиль для підтримання, наскільки це можливо, постачання газу, зокрема, захищеним споживачам.

4. Обов'язки, покладені на суб'єктів ринку природного газу для дотримання стандартів постачання газу, встановлених у цій статті, повинні бути недискримінаційними та не повинні створювати невиправдане навантаження на таких суб'єктів.

5. Суб'єктам ринку природного газу дозволяється виконувати їхні обов'язки на основі цієї статті на регіональному рівні або на рівні Союзу, у відповідних випадках. Компетентні органи не повинні вимагати дотримання стандартів постачання газу, встановлених у цій статті, з використанням інфраструктури, розташованої тільки на їхній території.

6. Компетентні органи повинні забезпечити, щоб умови постачання газу захищеним споживачам встановлювалися без обмеження належного функціонування внутрішнього енергетичного ринку та за ціною, що відповідає ринковій вартості постачання газу.

Стаття 6a
Цільові рівні заповнення та графіки заповнення

1. Згідно з параграфами 2-5, держави-члени повинні забезпечити дотримання встановлених нижче цільових рівнів заповнення в розрізі загальної потужності підземних сховищ газу, які розташовані на їхній території та безпосередньо приєднані до ринкової зони на їхній території, а також для газосховищ, зазначених у додатку Ib, до 01 листопада кожного року:

(a) на 2022 рік: 80%;

(b) починаючи з 2023 року: 90%.

Для цілей дотримання цього параграфа держави-члени повинні враховувати ціль захисту безпеки постачання газу в Союзі згідно зі статтею 1.

2. Незважаючи на параграф 1 і без обмеження обов'язків інших держав-членів щодо заповнення відповідних підземних сховищ газу, цільовий рівень заповнення для кожної держави-члена, на території якої розташовані підземні сховища газу, знижується до обсягу, що відповідає 35% середньорічного обсягу споживання газу протягом попередніх п'яти років у такій державі-члені.

3. Незважаючи на параграф 1 і без обмеження обов'язків інших держав-членів щодо заповнення відповідних підземних сховищ газу, цільовий рівень заповнення для кожної держави-члена, на території якої розташовані підземні сховища газу, знижується на обсяг, який був постачений третім країнам протягом референтного періоду з 2016 року до 2021 року, якщо середній обсяг постачання перевищував 15 ТВт·год на рік протягом періоду відбору газу з газосховищ (жовтень-квітень).

4. Для підземних сховищ газу, зазначених у додатку Ib, застосовуються цільові рівні заповнення відповідно до параграфа 1 і графіки заповнення відповідно до параграфа 7. Детальні характеристики обов'язків кожної держави-члена визначаються у двосторонній угоді згідно з додатком Ib.

5. Держава-член може частково досягати цільового рівня заповнення шляхом врахування LNG, що фізично зберігається в її установках LNG, у разі виконання обох таких умов:

(a) газова система має значну потужність зберігання LNG, яка щорічно становить понад 4% середнього національного обсягу споживання протягом попередніх п'яти років;

(b) держава-член встановила для постачальників газу обов'язок зберігати мінімальні обсяги газу в підземних сховищах газу та/або установках LNG згідно з пунктом (a) статті 6b(1).

6. Держави-члени повинні вживати необхідних заходів для дотримання проміжних цільових рівнів або для забезпечення їх дотримання таким чином:

(a) на 2022 рік: як визначено в додатку Ia; та

(b) починаючи з 2023 року: згідно з параграфом 7.

7. На 2023 рік і наступні роки кожна держава-член з підземними сховищами газу повинна подавати до Комісії, до 15 вересня попереднього року, проект графіка заповнення з проміжними цільовими рівнями в лютому, травні, липні та вересні, включно з технічною інформацією, для підземних сховищ газу на її території, які безпосередньо приєднані до її ринкової зони, в агрегованій формі. Графік заповнення та проміжні цільові рівні повинні ґрунтуватися на середньому відсотку заповнення протягом попередніх п'яти років.

Для держав-членів, для яких цільовий рівень заповнення знижений до 35% средньорічного обсягу споживання газу відповідно до параграфа 2, проміжні цільові рівні у графіку заповнення повинні бути знижені відповідним чином.

На основі технічної інформації, наданої кожною державою-членом, і з урахуванням оцінки Координаційної групи з питань газу Комісія ухвалює імплементаційні акти, у яких встановлюється графік заповнення для кожної держави-члена. Такі імплементаційні акти необхідно ухвалювати згідно з експертною процедурою, зазначеною в статті 18a(2). Вони повинні бути ухвалені до 15 листопада попереднього року, якщо це необхідно, зокрема якщо держава-член подала оновлений проект графіка заповнення. Вони повинні ґрунтуватися на оцінці загального стану безпеки постачання газу та динаміки попиту і пропозиції щодо газу в Союзі та в окремих державах-членах, а також повинні бути встановлені так, щоб захистити безпеку постачання газу, уникаючи створення невиправданого навантаження на держав-членів, учасників ринку газу, операторів газосховищ або споживачів та без неналежного викривлення конкуренції між газосховищами, розташованими в сусідніх державах-членах.

8. Якщо у будь-якому році держава-член не здатна досягти цільового рівня заповнення до 01 листопада у зв'язку зі специфічними технічними характеристиками одного або більше підземних сховищ газу на її території, такими як винятково низька швидкість закачування, їй дозволяється досягти його до 01 грудня. Держава-член повинна поінформувати про це Комісію до 01 листопада із зазначенням причин затримки.

9. Цільовий рівень заповнення не застосовується, якщо і поки Комісія оголосила регіональну надзвичайну ситуацію або надзвичайну ситуацію в межах Союзу відповідно до статті 12 за запитом, залежно від обставин, однієї або більше держав-членів, які оголосили національну надзвичайну ситуацію.

10. Компетентний орган кожної держави-члена повинен здійснювати постійний моніторинг дотримання графіка заповнення та регулярно звітувати перед Координаційною групою з питань газу. Якщо рівень заповнення у певній державі-члені більш ніж на п'ять відсотків нижчий за рівень у графіку заповнення, компетентний орган повинен невідкладно вжити дієвих заходів для його збільшення. Держави-члени повинні інформувати Комісію та Координаційну групу з питань газу про вжиті заходи.

11. У разі значного та стійкого відхилення держави-члена від графіка заповнення, що загрожує досягненню цільового рівня заповнення, або в разі відхилення від цільового рівня заповнення Комісія повинна, після консультацій із Координаційною групою з питань газу та відповідними державами-членами, видати рекомендацію для такої держави-члена або для інших відповідних держав-членів щодо заходів, яких необхідно негайно вжити.

Якщо відхилення не буде істотно зменшене протягом одного місяця з моменту отримання рекомендації Комісії, Комісія повинна, після консультацій із Координаційною групою з питань газу та відповідними державами-членами, ухвалити рішення у якості крайнього заходу, що вимагає від відповідної держави-члена вжити заходів, які ефективно усувають відхилення, у тому числі, у відповідних випадках, один або більше заходів, передбачених у статті 6b(1), або будь-який інший захід, щоб забезпечити досягнення цільового рівня відповідно до цієї статті.

При ухваленні рішення про те, які заходи необхідно вжити відповідно до другого підпараграфа, Комісія повинна враховувати конкретну ситуацію у відповідній державі-члені, як-от розмір підземних сховищ газу відносно обсягу внутрішнього споживання газу, важливість підземних сховищ газу для безпеки постачання газу в регіоні та будь-які наявні сховища LNG.

У будь-яких заходах, вжитих Комісією для усунення відхилень від графіка заповнення або цільового рівня заповнення на 2022 рік, необхідно враховувати короткий строк для імплементації цієї статті на національному рівні, що може сприяти відхиленню від графіка заповнення або цільового рівня заповнення на 2022 рік.

Комісія повинна забезпечити, щоб заходи, вжиті відповідно до цього параграфа, не:

(a) виходили за межі необхідного для захисту безпеки постачання газу;

(b) створювали непропорційне навантаження на держав-членів, учасників ринку газу, операторів газосховищ або споживачів.

Стаття 6b
Досягнення цільових рівнів заповнення

1. Держави-члени повинні вжити всіх необхідних заходів, у тому числі передбачити фінансові стимули або компенсацію для учасників ринку, з метою досягнення цільових рівнів заповнення відповідно до статті 6a. У ході забезпечення досягнення цільових рівнів заповнення держави-члени повинні надавати пріоритет, якщо це можливо, ринковим заходам.

Якщо будь-які заходи, передбачені в цій статті, є обов'язками та повноваженнями національного регуляторного органу відповідно до статті 41 Директиви 2009/73/ЄС, національні регуляторні органи відповідають за вжиття таких заходів.

Заходи, вжиті відповідно до цього параграфа, можуть, зокрема, включати:

(a) зобов'язання постачальників газу зберігати мінімальні обсяги газу в газосховищах, у тому числі в підземних сховищах газу та/або сховищах LNG; такі обсяги визначаються на основі обсягу газу, постаченого постачальниками газу захищеним споживачам;

(b) зобов'язання операторів газосховищ пропонувати потужність учасникам ринку в рамках торгів;

(c) зобов'язання операторів газотранспортних систем або суб'єктів, призначених державою-членом, купувати балансуючий запас і управляти ним виключно для цілей виконання їхніх функцій операторів газотранспортних систем та, за необхідності, покладення обов'язку на інших призначених суб'єктів із метою захисту безпеки постачання газу у випадку надзвичайної ситуації, як зазначено в пункті (c) статті 11(1);

(d) використання координованих інструментів, таких як майданчики для купівлі LNG, з іншими державами-членами, щоб максимізувати використання LNG і знизити інфраструктурні та регуляторні бар'єри для спільного використання LNG з метою заповнення підземних сховищ газу;

(e) використання добровільних механізмів для спільних закупівель природного газу, щодо застосування яких Комісія може, за необхідності, видати настанови до 01 серпня 2022 року;

(f) забезпечення фінансових стимулів для учасників ринку, у тому числі для операторів газосховищ, таких як договори на різницю, або забезпечення для учасників ринку компенсації дефіциту доходів або витрат, понесених ними у зв'язку з виконанням обов'язків, покладених на учасників ринку, у тому числі на операторів газосховищ, які не можуть бути покриті за рахунок доходів;

(g) зобов'язання володільців потужності зберігання використати або відмовитися від невикористаної зарезервованої потужності з одночасним зобов'язанням володільців потужності зберігання, які не використовують потужність зберігання, сплачувати узгоджену ціну протягом усього строку дії договору зберігання;

(h) ухвалення дієвих інструментів придбання стратегічного запасу та управління ним для публічних або приватних суб'єктів за умови, що такі інструменти не викривляють конкуренцію або належне функціонування внутрішнього ринку;

(i) призначення спеціального суб'єкта, якому доручено досягнення цільового рівня заповнення, якщо цільовий рівень заповнення не може бути досягнутий інакше;

(j) надання знижок із тарифів на зберігання;

(k) отримання доходів, необхідних для компенсації капітальних і експлуатаційних витрат, пов'язаних із регульованими газосховищами, у формі тарифів на зберігання та спеціальної плати, включеної до тарифів на транспортування, що стягується тільки від точок входу до кінцевих споживачів, розташованих у тих самих державах-членах, за умови, що доходи, отримані у формі тарифів, не перевищують допустимий розмір доходів.

2. Заходи, вжиті державами-членами відповідно до параграфа 1, повинні обмежуватися необхідним для дотримання графіків заповнення та цільових рівнів заповнення. Вони повинні бути чітко визначеними, прозорими, пропорційними, недискримінаційними та піддаватися перевірці. Вони не повинні призводити до неналежного викривлення конкуренції або належного функціонування внутрішнього ринку газу чи загрожувати безпеці постачання газу в інших державах-членах або в Союзі.

3. Держави-члени повинні вжити всіх необхідних заходів, щоб забезпечити ефективне використання наявної інфраструктури на національному та регіональному рівні для цілей безпеки постачання газу. Такі заходи не повинні за жодних обставин блокувати або обмежувати транскордонне використання газосховищ або установок LNG і не повинні обмежувати транскордонну пропускну потужність, розподілену згідно з Регламентом Комісії (ЄС) 2017/459 (-2).

4. У ході застосування заходів відповідно до цієї статті держави-члени повинні використовувати принцип «енергоефективність передусім», одночасно забезпечуючи досягнення цілей їхніх відповідних заходів, згідно з Регламентом Європейського Парламенту і Ради (ЄС) 2018/1999 (-3).

Стаття 6c
Угоди про зберігання та механізм розподілу навантаження

1. Держава-член без підземних сховищ газу повинна забезпечити, щоб учасники ринку в такій державі-члені мали угоди з операторами підземних сховищ газу або іншими учасниками ринку в державах-членах із підземними сховищами газу. Такі угоди повинні передбачати використання, до 01 листопада, обсягів зберігання, які відповідають принаймні 15% середньорічного обсягу споживання газу протягом попередніх п'яти років у державі-члені без підземних сховищ газу. Однак, якщо транскордонна пропускна потужність або інші технічні обмеження перешкоджають державі-члену без підземних сховищ газу використовувати 15% таких обсягів зберігання в повному обсязі, така держава-член повинна зберігати тільки технічно можливі обсяги.

Якщо технічні обмеження не дають змоги державі-члену виконати обов'язок, встановлений у першому підпараграфі, і така держава-член має обов'язок зберігати інші види палива на заміну газу, обов'язок, встановлений у першому підпараграфі, може, як виняток, компенсуватися обов'язком зберігати інші види палива, крім газу. Відповідна держава-член повинна довести наявність технічних обмежень і еквівалентність заходу.

2. Як відступ від параграфа 1, держава-член без підземних сховищ газу може розробити механізм розподілу навантаження з однією або більше держав-членів із підземними сховищами газу (далі - механізм розподілу навантаження).

Механізм розподілу навантаження повинен ґрунтуватися на відповідних даних останнього оцінювання ризику відповідно до статті 7 і повинен враховувати всі зазначені нижче параметри:

(a) вартість фінансової підтримки для досягнення цільового рівня заповнення, без урахування витрат на виконання будь-яких обов'язків щодо стратегічного запасу;

(b) обсяги газу, необхідні для задоволення попиту захищених споживачів згідно зі статтею 6(1);

(c) будь-які технічні обмеження, у тому числі вільна потужність підземних сховищ газу, технічна транскордонна пропускна потужність і показники відбору.

Держави-члени повинні повідомити Комісію про механізм розподілу навантаження до 02 вересня 2022 року. За відсутності угоди про механізм розподілу навантаження до зазначеної дати держави-члени без підземних сховищ газу повинні довести, що вони дотримуються параграфа 1, і повинні повідомити про це Комісію.

3. У якості перехідного заходу держави-члени без підземних сховищ газу, які мають підземні сховища газу, включені до останнього переліку проектів спільного інтересу, зазначеного в Регламенті Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 2022/869 (-4), можуть частково дотримуватися параграфа 1 шляхом врахування запасів LNG в наявних плавучих сховищах до введення в експлуатацію їхніх підземних сховищ газу.

4. Держави-члени без підземних сховищ газу можуть передбачити для учасників ринку або операторів газотранспортних систем, залежно від випадку, стимули або фінансову компенсацію дефіциту доходів або витрат, понесених ними у зв'язку з виконанням їхніх обов'язків щодо зберігання відповідно до цієї статті, якщо такий дефіцит або такі витрати неможливо покрити за рахунок доходів, щоб забезпечити виконання ними обов'язку щодо зберігання газу в інших державах-членах відповідно до параграфа 1 або впровадження механізму розподілу навантаження. Якщо стимул або фінансова компенсація фінансується за рахунок збору, такий збір не застосовується до точок міжсистемного з'єднання.

5. Незважаючи на параграф 1, якщо держава-член має підземні сховища газу, які розташовані на її території, і загальна потужність таких сховищ перевищує річний обсяг споживання газу в такій державі-члені, держави-члени без підземних сховищ газу, які мають доступ до таких сховищ, повинні:

(a) забезпечити, щоб до 01 листопада обсяги зберігання відповідали принаймні середньому показнику використання потужності зберігання протягом попередніх п'яти років, визначеному, між іншим, шляхом врахування потоків протягом сезону відбору газу за попередні п'ять років із держав-членів, на території яких розташовані газосховища; або

(b) підтвердити резервування потужності зберігання, еквівалентної обсягу, який охоплюється обов'язком відповідно до пункту (a).

Якщо держава-член без підземних сховищ газу може підтвердити резервування потужності зберігання, еквівалентної обсягу, який охоплюється обов'язком відповідно до пункту (a) першого підпараграфа, застосовується параграф 1.

Обов'язок згідно із цим параграфом обмежується 15% середньорічного обсягу споживання газу протягом попередніх п'яти років у відповідній державі-члені.

6. Якщо в додатку Ib не вказане інше, у випадку підземних сховищ газу, розташованих в одній державі-члені, які не охоплюються параграфом 5, але які безпосередньо приєднані до ринкової зони іншої держави-члена, така інша держава-член повинна забезпечити, щоб до 01 листопада обсяги зберігання відповідали принаймні середньому обсягу потужності зберігання, зарезервованої у відповідній точці міжсистемного з'єднання протягом попередніх п'яти років.

Стаття 6d
Моніторинг та забезпечення виконання

1. Оператори газосховищ повинні звітувати про цільовий рівень заповнення перед компетентним органом у кожній державі-члені, на території якої розташовані відповідні підземні сховища газу, і, якщо застосовно, перед суб'єктом, призначеним такою державою-членом (далі - призначений суб'єкт) таким чином:

(a) за 2022 рік: про кожен проміжний цільовий рівень, визначений в додатку Ia; та

(b) починаючи з 2023 року: як визначено у статті 6a(4).

2. Компетентний орган та, якщо застосовно, призначений суб'єкт кожної держави-члена повинен здійснювати моніторинг рівнів заповнення підземних сховищ газу на їхній території наприкінці кожного місяця та звітувати про результати перед Комісією без невиправданої затримки.

Комісія може, у відповідних випадках, звернутися до Агентства з питань співпраці регуляторних органів у сфері енергетики (ACER) за допомогою з проведенням такого моніторингу.

3. На основі інформації, наданої компетентним органом і, якщо застосовно, призначеним органом кожної держави-члена, Комісія регулярно звітує перед Координаційною групою з питань газу.

4. Координаційна група з питань газу допомагає Комісії здійснювати моніторинг графіків заповнення та цільових рівнів заповнення і розробляє настанови для Комісії про належні заходи для забезпечення їх дотримання, якщо держави-члени відхиляються від графіків заповнення або не досягають цільових рівнів заповнення.

5. Держави-члени повинні вживати необхідних заходів для дотримання графіків заповнення та цільових рівнів заповнення і забезпечення виконання обов'язків щодо зберігання учасниками ринку, які зобов'язані їх виконувати, у тому числі шляхом застосування достатньо стримувальних санкцій і штрафів до таких учасників ринку.

Держави-члени невідкладно повідомляють Комісію про заходи забезпечення виконання, вжиті відповідно до цього параграфа.

6. Якщо необхідно здійснити обмін комерційно чутливою інформацією, Комісія може скликати засідання Координаційної групи з питань газу у складі, що обмежується нею та державами-членами.

7. Будь-яка інформація, що є предметом обміну, обмежується необхідним для цілей моніторингу відповідності цьому Регламенту.

Комісія, національні регуляторні органи та держави-члени повинні забезпечити конфіденційність комерційно чутливої інформації, отриманої для цілей виконання їхніх обов'язків.

Стаття 7
Оцінювання ризику

1. До 01 вересня 2022 року ENTSOG повинна здійснити моделювання сценаріїв порушення постачання газу та роботи інфраструктури в межах Союзу, у тому числі сценаріїв тривалого порушення роботи єдиного джерела постачання. Таке моделювання повинне включати визначення та оцінювання коридорів аварійного постачання газу, а також повинне визначати, які держави-члени можуть усунути виявлені ризики, у тому числі стосовно LNG. Сценарії порушення постачання газу та роботи інфраструктури та методологія моделювання визначаються ENTSOG у співпраці з Координаційною групою з питань газу. ENTSOG повинна забезпечити належний рівень прозорості та доступу до припущень моделювання, використаних у її сценаріях. Моделювання сценаріїв порушення постачання газу та роботи інфраструктури в межах Союзу необхідно повторювати кожні чотири роки, якщо тільки обставини не вимагають більш частого оновлення.

2. Компетентні органи в кожній групі ризику, зазначеній у додатку I, повинні провести спільне оцінювання на рівні групи ризику (далі - спільне оцінювання ризику) усіх відповідних факторів ризику, таких як стихійні лиха, технологічні, комерційні, соціальні, політичні та інші ризики, що можуть призвести до реалізації істотного транснаціонального ризику для безпеки постачання газу, для якого була створена група ризику. Компетентні органи повинні враховувати результати моделювання, зазначеного в параграфі 1 цієї статті, при підготовці оцінювань ризику, планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації.

Компетентні органи в кожній групі ризику повинні погодити механізм співпраці для проведення спільного оцінювання ризику і повідомити його Координаційній групі з питань газу за одинадцять місяців до настання кінцевого терміну повідомлення про результати спільного оцінювання ризику і їх оновлення. За запитом компетентного органу, Комісія може виконувати функцію посередника в підготовці спільного оцінювання ризику, зокрема, у створенні механізму співпраці. Якщо компетентні органи у групі ризику не погодять механізм співпраці, Комісія повинна запропонувати механізм співпраці для такої групи ризику після консультацій з відповідними компетентними органами. Відповідні компетентні органи повинні погодити механізм співпраці для такої групи ризику, максимально враховуючи пропозицію Комісії.

За 10 місяців до настання кінцевого терміну повідомлення про результати спільного оцінювання ризику або їх оновлення кожен компетентний орган повинен надати та оновити в рамках погодженого механізму співпраці всі національні дані, необхідні для підготовки спільного оцінювання ризику, зокрема для аналізу різних сценаріїв, зазначених у пункті (c) параграфа 4.

3. Компетентний орган кожної держави-члена повинен провести національне оцінювання ризику (далі - національне оцінювання ризику) для всіх відповідних ризиків, які впливають на безпеку постачання газу. Таке оцінювання повинне повністю узгоджуватися з припущеннями та результатами спільного оцінювання ризику.

4. Оцінювання ризику, зазначені в параграфах 2 і 3 цієї статті, повинні проводитися, залежно від обставин:

(a) з використанням стандартів, визначених у статтях 5 і 6. В оцінюванні ризику необхідно описати розрахунок формули N - 1 на національному рівні та, у відповідних випадках, включити розрахунок формули N - 1 на регіональному рівні. В оцінюванні ризику також необхідно включити використані припущення, утому числі, якщо застосовно, припущення для розрахунку формули N - 1 на регіональному рівні, а також дані, необхідні для такого розрахунку. Розрахунок формули N - 1 на національному рівні повинен супроводжуватися моделюванням порушення роботи одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури з використанням гідравлічного моделювання на національній території, а також розрахунком формули N - 1 з урахуванням рівня газу в газосховищах в розмірі 30% та 100% максимального робочого обсягу;

(b) з урахуванням усіх необхідних національних і транснаціональних обставин, зокрема розміру ринку, конфігурації мережі, фактичних потоків, у тому числі відтоків із відповідних держав-членів, можливості організації фізичних потоків газу в обох напрямках, у тому числі потенційної потреби у відповідному зміцненні газотранспортної системи, наявності виробництва та зберігання, ролі газу в енергетичних балансах, зокрема, у розрізі централізованого теплопостачання, виробництва електроенергії та роботи галузей промисловості, а також міркувань безпеки та якості газу;

(c) з аналізом різних сценаріїв виняткового високого попиту на газ і порушення постачання газу з урахуванням історичних даних, ймовірності, сезону, періодичності та тривалості їх виникнення та з оцінюванням їхніх потенційних наслідків, як-от:

(i) порушення роботи інфраструктури, що має значення для безпеки постачання газу, зокрема газотранспортної інфраструктури, сховищ або терміналів LNG, включно з найбільшим об'єктом газової інфраструктури, ідентифікованим для розрахунку формули N - 1; та

(ii) порушення постачання з боку постачальників третіх країн, а також, у відповідних випадках, геополітичні ризики;

(d) з визначенням взаємодії та кореляції ризиків у державах-членах у межах групи ризику та з іншими державами-членами або іншими групами ризику, залежно від випадку, у тому числі в контексті транскордонних газопроводів, транскордонного постачання, транскордонного доступу до газосховищ і двонаправленої потужності;

(e) з урахуванням ризиків, пов'язаних із контролем інфраструктури, що має значення для безпеки постачання газу, тією мірою, якою вони можуть включати, між іншим, ризики дефіциту інвестицій, підриву диверсифікації, неналежного використання наявної інфраструктури або порушення права Союзу;

(f) з урахуванням максимальної потужності транскордонних газопроводів у кожній точці входу та виходу на кордоні та різних рівнів заповнення газосховищ;

(g) з урахуванням різних сценаріїв тривалого порушення роботи єдиного джерела постачання.

5. Спільні та національні оцінювання ризику повинні бути підготовлені згідно з відповідною формою, визначеною в додатку IV або V. За необхідності, держави-члени можуть включити додаткову інформацію. Комісія уповноважена ухвалювати делеговані акти згідно зі статтею 19 для внесення змін до форм, визначених у додатках IV і V, після консультацій із Координаційною групою з питань газу, з метою відображення досвіду, отриманого в ході застосування цього Регламенту, і зниження адміністративного навантаження на держав-членів.

6. Суб'єкти ринку природного газу, промислові споживачі газу, відповідні організації, які представляють інтереси побутових і промислових споживачів газу, а також держави-члени та, якщо вони не є компетентними органами, національні регуляторні органи повинні співпрацювати з компетентними органами та надавати, за їх запитом, усю необхідну інформацію для спільних і національних оцінювань ризику.

7. До 01 жовтня 2018 року держави-члени повинні повідомити Комісії результати першого спільного оцінювання ризику, як тільки вони будуть погоджені всіма державами-членами у групі ризику, а також результати національних оцінювань ризику. Оцінювання ризику необхідно оновлювати кожні чотири роки, якщо тільки обставини не вимагають більш частого оновлення. В оцінюваннях ризику повинен враховуватися прогрес, досягнутий у сфері інвестицій, необхідних для дотримання стандарту інфраструктури, визначеного у статті 5, і специфічні для країни труднощі, які виникли в ході впровадження нових альтернативних рішень. Вони також повинні ґрунтуватися на досвіді, отриманому в ході моделювання планів дій у випадку надзвичайної ситуації, як зазначено у статті 10(3).

Стаття 8
Підготовка планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації

1. Заходи для забезпечення безпеки постачання газу, які містяться у плані запобіжних заходів і плані дій у випадку надзвичайної ситуації, повинні бути чітко визначеними, прозорими, пропорційними, недискримінаційними та піддаватися перевірці, не повинні викривляти конкуренцію або ефективне функціонування внутрішнього ринку газу та не повинні загрожувати безпеці постачання газу в інших державах-членах або в Союзі.

2. Компетентний орган кожної держави-члена повинен, після консультацій із суб'єктами ринку природного газу, відповідними організаціями, які представляють інтереси побутових і промислових споживачів, включно з виробниками електроенергії, операторами систем передачі електроенергії та, якщо він не є компетентним органом, з національним регуляторним органом, підготувати:

(a) план запобіжних заходів, який містить заходи, необхідні для усунення або пом'якшення виявлених ризиків, включно з наслідками заходів з енергоефективності та заходів на боці попиту, у спільних і національних оцінюваннях та згідно зі статтею 9;

(b) план дій у випадку надзвичайної ситуації, який містить заходи, які повинні бути вжиті для усунення або пом'якшення впливу порушення постачання газу згідно зі статтею 10.

3. План запобіжних заходів і план дій у випадку надзвичайної ситуації повинні містити регіональну главу або кілька регіональних глав, якщо держава-член є учасником різних груп ризику, як визначено в додатку I.

Регіональні глави повинні спільно розроблятися всіма державами-членами в межах групи ризику до їх включення до відповідних національних планів. Комісія повинна виступати в ролі посередника, щоб забезпечити, що регіональні глави колективно підвищують безпеку постачання газу в Союзі, не призводять до виникнення будь-яких суперечностей і усувають будь-які перешкоди для співпраці.

Регіональні глави повинні містити належні та дієві транскордонні заходи, у тому числі стосовно LNG, згідно з угодою між державами-членами, які реалізують заходи, з однієї або різних групи ризику, на які впливає захід, на основі моделювання, зазначеного у статті 7(1), і спільного оцінювання ризику.

4. Компетентні органи повинні регулярно звітувати перед Координаційною групою з питань газу про прогрес, досягнутий у сфері підготовки та ухвалення планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації, зокрема регіональних глав. Зокрема, компетентні органи повинні погодити механізм співпраці для підготовки плану запобіжних заходів і плану дій у випадку надзвичайної ситуації, включно з обміном проектами планів. Вони повинні звітувати перед Координаційною групою з питань газу про такий погоджений механізм співпраці за 16 місяців до завершення кінцевого терміну погодження таких планів і їх оновлень.

Комісія може виконувати функцію посередника в підготовці плану запобіжних заходів і плану дій у випадку надзвичайної ситуації, зокрема, у створенні механізму співпраці. Якщо компетентні органи в межах групи ризику не погодять механізм співпраці, Комісія повинна запропонувати механізм співпраці для такої групи ризику. Відповідні компетентні органи повинні погодити механізм співпраці для такої групи ризику, враховуючи пропозицію Комісії. Компетентні органи повинні забезпечити регулярний моніторинг виконання плану запобіжних заходів і плану дій у випадку надзвичайної ситуації.

5. План запобіжних заходів і план дій у випадку надзвичайної ситуації повинні розроблятися згідно із формами, які містяться в додатках VI і VII. Комісія уповноважена ухвалювати делеговані акти згідно зі статтею 19 для внесення змін до форм, визначених у додатках VI та VII, після консультацій із Координаційною групою з питань газу, з метою відображення досвіду, отриманого в ході застосування цього Регламенту, і зниження адміністративного навантаження на держав-членів.

6. Компетентні органи сусідніх держав-членів повинні своєчасно проводити консультації один з одним для забезпечення узгодженості їхніх планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації.

Компетентні органи в кожній групі ризику повинні обмінюватися проектами планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації з пропозиціями про співпрацю не пізніше ніж за п'ять місяців до настання кінцевого терміну подання планів.

Остаточні редакції регіональних глав, зазначених у параграфі 3, повинні бути погоджені всіма державами-членами в межах групи ризику. Плани запобіжних заходів і плани дій у випадку надзвичайної ситуації також повинні містити національні заходи, необхідні для реалізації та забезпечення виконання транскордонних заходів у регіональних главах.

7. Плани запобіжних заходів і плани дій у випадку надзвичайної ситуації повинні бути оприлюднені та повідомлені Комісії до 01 березня 2019 року. Комісія повинна інформувати Координаційну групу з питань газу про повідомлення планів і опублікувати їх на вебсайті Комісії.

Протягом чотирьох місяців після отримання повідомлення від компетентних органів Комісія повинна оцінити плани з урахуванням думок, висловлених Координаційною групою з питань газу.

8. Комісія повинна надати компетентним органам висновок із рекомендацією щодо перегляду плану запобіжних заходів або плану дій у випадку надзвичайної ситуації, якщо застосовується одне або більше із зазначених нижче положень:

(a) він не є дієвим у розрізі пом'якшення ризиків, виявлених у ході оцінювання ризику;

(b) він не узгоджується з оціненими сценаріями ризику або планами іншої держави-члена у групі ризику;

(c) він не відповідає вимозі, встановленій у параграфі 1, стосовно недопущення неналежного викривлення конкуренції або ефективного функціонування внутрішнього ринку;

(d) він не відповідає положенням цього Регламенту або іншим положення права Союзу.

9. Протягом трьох місяців із моменту надання Комісією висновку, зазначеного в параграфі 8, відповідний компетентний орган повинен надати Комісії змінений план запобіжних заходів або план дій у випадку надзвичайної ситуації або повідомити їй причини своєї незгоди з рекомендаціями.

У випадку незгоди стосовно елементів, зазначених у параграфі 8, Комісія може, протягом чотирьох місяців після отримання відповіді від компетентного органу, відкликати свій запит або скликати компетентний орган і, якщо Комісія вважає за необхідне, Координаційну групу з питань газу, для розгляду питання. Комісія повинна визначити детальні причини, у зв'язку з якими вона вимагає внесення будь-яких змін до плану запобіжних заходів або плану дій у випадку надзвичайної ситуації. Відповідний компетентний орган повинен повністю врахувати детальні причини Комісії.

Якщо застосовно, відповідний компетентний орган повинен невідкладно внести зміни та оприлюднити змінений план запобіжних заходів або план дій у випадку надзвичайної ситуації.

Якщо остаточна позиція відповідного компетентного органу відхиляється від детальних причин Комісії, такий компетентний орган повинен надати та оприлюднити, разом зі своєю позицією та детальними причинами Комісії, обґрунтування своєї позиції протягом двох місяців із моменту отримання детальних причин від Комісії.

10. До неринкових заходів, ухвалених 01 листопада 2017 року або пізніше, застосовується процедура, встановлена у статті 9(4), (6), (8) та (9).

11. Необхідно зберігати конфіденційність комерційно чутливої інформації.

12. Плани запобіжних заходів і плани дій у випадку надзвичайної ситуації, розроблені згідно з Регламентом (ЄС) № 994/2010, які були оновлені згідно із зазначеним Регламентом, залишаються в силі, доки не будуть вперше підготовлені плани запобіжних заходів та плани дій у випадку надзвичайної ситуації, зазначені в параграфі 1 цієї статті.

Стаття 9
Зміст планів запобіжних заходів

1. План запобіжних заходів повинен містити:

(a) результати оцінювання ризику та стислий опис розглянутих сценаріїв, як зазначено в пункті (c) статті 7(4);

(b) визначення захищених споживачів та інформацію, описану у другому підпараграфі статті 6(1);

(c) заходи, обсяги та потужності, необхідні для дотримання стандартів інфраструктури та постачання газу, встановлених у статтях 5 та 6, у тому числі, у відповідних випадках, обсяг, у якому заходи на боці попиту можуть достатньою мірою своєчасно компенсувати порушення постачання газу, як зазначено у статті 5(2), визначення одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури спільного інтересу в разі застосування статті 5(3), необхідні обсяги газу для кожної категорії захищених споживачів і кожного сценарію, як зазначено у статті 6(1), а також будь-який підвищений стандарт постачання газу, включно з будь-яким обґрунтуванням, що демонструє відповідність умовам, встановленим у статті 6(2), і опис механізму тимчасового зниження будь-якого підвищеного стандарту постачання газу або додаткового обов'язку згідно зі статтею 11(3);

(d) обов'язки, покладені на суб'єктів ринку природного газу, електроенергетичні підприємства, у відповідних випадках, та інші відповідні органи, які можуть впливати на безпеку постачання газу, як-от обов'язки щодо безпечної експлуатації газової системи;

(e) інші запобіжні заходи, спрямовані на усунення ризиків, виявлених у ході оцінювання ризику, як-от ризиків, пов'язаних із необхідністю розширення транскордонних газопроводів між сусідніми державами-членами для подальшого підвищення енергоефективності, зниження попиту на газ, забезпечення можливості диверсифікації маршрутів і джерел постачання газу та використання наявних потужностей зберігання та LNG, якщо застосовно, для максимальної підтримки постачання газу всім споживачам;

(f) інформацію про економічний вплив, дієвість і ефективність заходів, які містяться у плані, включно з обов'язками, зазначеними в пункті (k);

(g) опис впливу заходів, які містяться у плані, на функціонування внутрішнього енергетичного ринку, а також національних ринків, включно з обов'язками, зазначеними в пункті (k);

(h) опис впливу заходів на довкілля та на споживачів;

(i) механізми, які повинні використовуватися для співпраці з іншими державами-членами, у тому числі механізми підготовки та виконання планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації;

(j) інформацію про наявні та майбутні транскордонні газопроводи та об'єкти інфраструктури, у тому числі ті, які забезпечують доступ до внутрішнього ринку, транскордонні потоки, транскордонний доступ до газосховищ і установок LNG, двонаправлену потужність, зокрема, у випадку надзвичайної ситуації;

(k) інформацію про всі спеціальні обов'язки з надання громадських послуг, які пов'язані з безпекою постачання газу.

Критична інформація, пов'язана з пунктами (a), (c) та (d) першого підпараграфа, яка, у разі розкриття, може загрожувати безпеці постачання газу, може бути виключена.

2. У плані запобіжних заходів, зокрема заходів для дотримання стандарту інфраструктури, встановленого у статті 5, необхідно враховувати десятирічний план розвитку мережі Союзу, розроблений ENTSOG відповідно до статті 8(10) Регламенту (ЄС) № 715/2009.

3. План запобіжних заходів повинен ґрунтуватися переважно на ринкових заходах і не повинен створювати невиправдане навантаження на суб'єктів ринку природного газу або чинити негативний вплив на функціонування внутрішнього ринку газу.

4. Держави-члени, зокрема їхні компетентні органи, повинні забезпечити, щоб усі запобіжні неринкові заходи, як-от заходи, зазначені в додатку VIII, які ухвалені 01 листопада 2017 року або пізніше, незалежно від того, чи вони включені до плану запобіжних заходів чи ухвалені пізніше, відповідали критеріям, встановленим у першому підпараграфі статті 6(2).

5. Компетентний орган повинен оприлюднити будь-який захід, зазначений у параграфі 4, який ще не включений до плану запобіжних заходів, і повинен надати Комісії опис будь-якого такого заходу та його впливу на національний ринок газу і, наскільки це можливо, на ринки газу в інших державах-членах.

6. Якщо Комісія має сумніви щодо відповідності заходу, зазначеного в параграфі 4 цієї статті, критеріям, встановленим у першому підпараграфі статті 6(2), вона повинна вимагати від відповідної держави-члена надання оцінювання впливу.

7. Оцінювання впливу відповідно до параграфа 6 повинне охоплювати принаймні такі елементи:

(a) потенційний вплив на розвиток національного ринку газу і конкуренцію на національному рівні;

(b) потенційний вплив на внутрішній ринок газу;

(c) потенційний вплив на безпеку постачання газу в сусідніх державах-членах, зокрема, для тих заходів, які можуть знизити ліквідність на регіональних ринках або обмежити потоки до сусідніх держав-членів;

(d) витрати та вигоди, оцінені відносно альтернативних ринкових заходів;

(e) оцінювання необхідності та пропорційності у порівнянні з можливими ринковими заходами;

(f) оцінювання того, чи захід забезпечує рівні можливості для всіх учасників ринку;

(g) стратегія поступової відмови, очікуваний строк дії передбаченого заходу та відповідний графік перегляду.

Аналіз, зазначений у пунктах (a) та (b), повинен здійснювати національний регуляторний орган. Оцінювання впливу оприлюднюється компетентним органом і надається Комісії.

8. Якщо на основі оцінювання впливу Комісія вважає, що відповідний захід може загрожувати безпеці постачання газу в іншій державі-члені або Союзі, вона повинна ухвалити рішення протягом чотирьох місяців після надання оцінювання впливу, що вимагає, у необхідному обсязі, внесення змін до заходу або його скасування.

Ухвалений захід набуває чинності, тільки коли він був затверджений Комісією або змінений згідно з рішенням Комісії.

Обчислення чотиримісячного періоду починається з наступного дня після отримання повного повідомлення. Чотиримісячний період може бути продовжений за згодою Комісії та компетентного органу.

9. Якщо на основі оцінювання впливу Комісія вважає, що захід не відповідає критеріям, встановленим у першому параграфі статті 6(2), вона може надати висновок протягом чотирьох місяців із моменту надання оцінювання впливу. Застосовується процедура, визначена у статті 8(8) та (9).

Обчислення чотиримісячного періоду починається з наступного дня після отримання повного повідомлення. Чотиримісячний період може бути продовжений за згодою Комісії та компетентного органу.

10. Стаття 8(9) застосовується до будь-якого заходу відповідно до параграфів 6-9 цієї статті.

11. План запобіжних заходів підлягає оновленню кожні чотири роки після 01 березня 2019 року або частіше, якщо того вимагають обставини чи за запитом Комісії. В оновленому плані повинне бути відображене оновлене оцінювання ризику та результати тестів, проведених згідно зі статтею 10(3). До оновленого плану застосовується стаття 8.

Стаття 10
Зміст планів дій у випадку надзвичайної ситуації

1. План дій у випадку надзвичайної ситуації повинен:

(a) ґрунтуватися на рівнях кризової ситуації, зазначених у статті 11(1);

(b) визначати роль і обов'язки суб'єктів ринку природного газу, операторів систем передачі електроенергії, якщо доцільно, і промислових споживачів газу, включно з відповідними виробниками електроенергії, з урахуванням різного ступеня впливу, якого вони зазнають у разі порушення постачання газу, та їх взаємодії з компетентними органами і, у відповідних випадках, з національними регуляторними органами при кожному з рівнів кризової ситуації, зазначених у статті 11(1);

(c) визначати роль і обов'язки компетентних органів та інших органів, яким були делеговані завдання, як зазначено у статті 3(2), при кожному з рівнів кризової ситуації, зазначених у статті 11(1);

(d) забезпечувати, щоб суб'єктам ринку природного газу та промисловим споживачам газу, у тому числі відповідним виробникам електроенергії, була надана достатня можливість реагувати на рівні кризової ситуації, зазначені у статті 11(1);

(e) визначати, у відповідних випадках, заходи та дії, які повинні бути вжиті для пом'якшення потенційного впливу порушення постачання газу на централізоване теплопостачання та постачання електроенергії, виробленої з газу, у тому числі через інтегроване бачення експлуатації енергетичних систем у секторах електроенергії та газу, якщо доцільно;

(f) встановлювати детальні процедури та заходи, які підлягають здійсненню при рівнях кризової ситуації, зазначених у статті 11(1), включно з відповідними схемами потоків інформації;

(g) призначати кризового менеджера та визначати його роль;

(h) визначати внесок ринкових заходів у подолання наслідків ситуації рівня попередження та пом'якшення наслідків ситуації рівня надзвичайної ситуації;

(i) визначати внесок неринкових заходів, які заплановані або повинні бути вжиті при рівні надзвичайної ситуації, і оцінювати ступінь, до якого застосування таких неринкових заходів необхідне для подолання кризової ситуації. Необхідно оцінити наслідки неринкових заходів і визначити процедури їх реалізації. Неринкові заходи підлягають застосуванню, тільки коли виключно ринкові механізми більше не можуть забезпечувати постачання газу, зокрема, захищеним споживачам, або в разі застосування статті 13;

(j) описувати механізми, які використовуються для співпраці з іншими державами-членами при рівнях кризової ситуації, зазначених у статті 11(1), а також угоди про обмін інформацією між компетентними органами;

(k) детально визначати обов'язки щодо звітування, які покладаються на суб'єктів ринку природного газу та, у відповідних випадках, на електроенергетичні підприємства при рівнях попередження та надзвичайної ситуації;

(l) описувати наявні технічні або правові механізми запобігання неналежному споживанню газу споживачами, які приєднані до газорозподільної або газотранспортної мережі, але не є захищеними споживачами;

(m) описувати наявні технічні, правові та фінансові угоди щодо застосування обов'язків солідарності, встановлених у статті 13;

(n) оцінювати обсяги газу, які можуть бути спожиті захищеними споживачами в рамках заходу солідарності, і які покривають принаймні випадки, описані у статті 6(1);

(o) встановлювати перелік попередньо визначених дій із надання доступу до газу у випадку надзвичайної ситуації, включно з комерційними угодами між сторонами, які беруть участь у таких діях, і компенсаційними механізмами для суб'єктів ринку природного газу, у відповідних випадках, з урахуванням конфіденційності чутливих даних. Такі дії можуть включати транскордонні угоди між державами-членами та/або суб'єктами ринку природного газу.

Щоб запобігти неналежному споживанню газу у випадку надзвичайної ситуації, як зазначено в пункті (l) першого підпараграфа, або під час застосування заходів, зазначених у статті 11(3) і статті 13, компетентний орган відповідної держави-члена повинен повідомити споживачам, які не є захищеними споживачами, що вони зобов'язані припинити або знизити споживання газу без створення технічно небезпечних ситуацій.

2. План дій у випадку надзвичайної ситуації підлягає оновленню кожні чотири роки після 01 березня 2019 року або частіше, якщо того вимагають обставини чи за запитом Комісії. В оновленому плані повинне бути відображене оновлене оцінювання ризику та результати тестів, проведених згідно з параграфом 3 цієї статті. До оновленого плану застосовується стаття 8(4)-(11).

3. Заходи, дії та процедури, які містяться у плані дій у випадку надзвичайної ситуації, підлягають тестуванню принаймні один раз між його оновленнями кожні чотири роки, зазначеними в параграфі 2. Для тестування плану дій у випадку надзвичайної ситуації компетентний орган повинен моделювати сценарії високого та середнього впливу і заходів реагування в реальному часі згідно з планом дій у випадку надзвичайної ситуації. Результати тестів повинні бути представлені компетентним органом Координаційній групі з питань газу.

4. План дій у випадку надзвичайної ситуації повинен забезпечувати підтримку транскордонного доступу до інфраструктури згідно з Регламентом (ЄС) № 715/2009, наскільки це можливо технічно та з точки зору безпеки, і не повинен впроваджувати будь-який захід, який необґрунтовано обмежує транскордонний потік газу.

Стаття 11
Оголошення кризової ситуації

1. Існують такі три рівні кризової ситуації:

(a) рівень раннього попередження (далі - раннє попередження): коли існує конкретна, серйозна та надійна інформація про можливість істотного погіршення ситуації з постачанням газу, яка, ймовірно, призведе до виникнення кризової ситуації рівня попередження або рівня надзвичайної ситуації; рівень раннього попередження може бути активований у рамках механізму раннього попередження;

(b) рівень попередження (далі - попередження): коли має місце порушення постачання газу або надзвичайно високий попит на газ, що призводить до істотного погіршення ситуації з постачанням газу, але ринок усе одно здатний управляти таким порушенням або попитом без необхідності застосування неринкових заходів;

(c) рівень надзвичайної ситуації (далі - надзвичайна ситуація): коли має місце надзвичайно високий попит на газ, істотне порушення постачання газу або інше істотне погіршення ситуації з постачанням природного газу, при якому було вжито всіх відповідних ринкових заходів, але постачання газу недостатньо для задоволення залишкового попиту на газ, що створює необхідність додаткового впровадження неринкових заходів, зокрема, для забезпечення постачання газу захищеним споживачам згідно зі статтею 6.

2. Коли компетентний орган оголошує один із рівнів кризової ситуації, зазначених у параграфі 1, він повинен негайно повідомити Комісію, а також компетентні органи держав-членів, з якими безпосередньо сполучена держава-член такого компетентного органу, і надати їм усю необхідну інформацію, зокрема інформацію про дії, які він збирається здійснити. У випадку надзвичайної ситуації, що може призвести до запиту про надання допомоги з боку Союзу та його держав-членів, компетентний орган відповідної держави-члена повинен невідкладно повідомити Координаційний центр реагування на надзвичайні ситуації Комісії (ERCC).

3. Якщо держава-член оголосила надзвичайну ситуацію і зазначила необхідність здійснення транскордонних заходів, будь-який підвищений стандарт постачання газу або додатковий обов'язок згідно зі статтею 6(2), покладений на суб'єктів ринку природного газу в інших державах-членах у тій самій групі ризику, тимчасово знижується до рівня, встановленого у статті 6(1).

Обов'язки, встановлені в першому підпараграфі цієї статті, припиняють застосуватися відразу після оголошення компетентним органом про завершення надзвичайної ситуації або надання Комісією висновку, згідно з першим підпараграфом параграфа 8, про те, що оголошення надзвичайної ситуації було або стало необґрунтованим.

4. Коли компетентний орган оголошує надзвичайну ситуацію, він повинен здійснити попередньо визначені дії, як визначено у плані дій у випадку надзвичайної ситуації, і негайно повідомити Комісію, компетентні органи у групі ризику, а також компетентні органи держав-членів, з якими безпосередньо сполучена держава-член такого компетентного органу, зокрема, про дії, які він збирається вжити. За належним чином обґрунтованих виняткових обставин компетентний орган може здійснити дії, які відхиляються від плану дій у випадку надзвичайної ситуації. Компетентний орган повинен негайно повідомити Комісію, компетентні органи у групі ризику, як визначено в додатку I, а також компетентні органи держав-членів, з якими безпосередньо сполучена держава-член такого компетентного органу, про будь-які такі дії та надати обґрунтування відхилення.

5. Оператор газотранспортної системи повинен забезпечити, щоб у разі оголошення надзвичайної ситуації в сусідній державі-члені, потужність у точках міжсистемного з'єднання в напрямку такої держави-члена, незалежно від того, чи вона є гарантованою чи переривчастою і чи вона була зарезервована до або під час надзвичайної ситуації, має пріоритет над конкуруючою потужністю в точках виходу до газосховищ. Користувач системи, що використовує таку пріоритетну потужність, повинен оперативно сплатити користувачу системи, що використовує гарантовану потужність справедливу компенсацію фінансових втрат, понесених унаслідок пріоритизації, включно з пропорційним відшкодуванням вартості гарантованої потужності, що переривається. Процес визначення та сплати компенсації не повинен впливати на виконання правила пріоритетності.

6. Держави-члени та, зокрема, компетентні органи повинні забезпечити:

(a) незастосування заходів, які в будь-який час необґрунтовано обмежують потік газу в межах внутрішнього ринку;

(b) незастосування заходів, які можуть становити серйозну загрозу для ситуації з постачанням газу в іншій державі-члені; та

(c) підтримку транскордонного доступу до інфраструктури згідно з Регламентом (ЄС) № 715/2009, наскільки це можливо технічно та з точки зору безпеки, відповідно до плану дій у випадку надзвичайної ситуації.

7. Під час надзвичайної ситуації та на обґрунтованих підставах, за запитом відповідного оператора системи передачі або газотранспортної системи, держава-член може вирішити надати пріоритет постачанню газу відповідним критичним газовим електростанціям перед постачанням газу певним категоріям захищених споживачів, якщо відсутність постачання газу таким критичним газовим електростанціям:

(a) може призвести до заподіяння серйозної шкоди функціонуванню енергетичної системи; або

(b) перешкоджатиме виробництву та/або транспортуванню газу.

Держави-члени повинні ухвалювати будь-який такий захід на основі оцінювання ризику.

Критичні газові електростанції, зазначені в першому підпараграфі, повинні бути чітко визначені разом із можливими обсягами газу, які підпадають під дію такого заходу, і включені до регіональних глав планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації. Їх визначення повинне здійснюватися в тісній співпраці з операторами систем передачі і операторами газотранспортних систем відповідної держави-члена.

8. Комісія повинна в якнайкоротший строк, але не пізніше ніж протягом п'яти днів із моменту отримання інформації, зазначеної в параграфі 2, від компетентного органу, перевірити, чи оголошення надзвичайної ситуації є обґрунтованим згідно з пунктом (c) параграфа 1 і чи вжиті заходи якомога точніше відповідають діям, зазначеним у плані дій у випадку надзвичайної ситуації, не створюють неналежного навантаження на суб'єктів ринку природного газу та відповідають параграфу 6. Комісія може, за запитом іншого компетентного органу, суб'єктів ринку природного газу або з власної ініціативи, вимагати від компетентного органу змінити заходи, якщо вони суперечать умовам, зазначеним у першому реченні цього параграфа. Комісія також може вимагати від компетентного органу оголосити про завершення надзвичайної ситуації, якщо вона дійшла висновку, що оголошення надзвичайної ситуації було або стало необґрунтованим згідно з пунктом (c) параграфа 1.

Протягом трьох днів з моменту отримання вимоги Комісії компетентний орган повинен змінити заходи та повідомити про це Комісію або повідомити Комісії причини, через які він не погоджується з вимогою. В останньому випадку Комісія може, протягом трьох днів з моменту повідомлення, змінити або відкликати свою вимогу, щоб розглянути відповідне питання, скликати компетентний орган або, у відповідних випадках, відповідні компетентні органи та, якщо Комісія вважає за необхідне, Координаційну групу з питань газу. Комісія повинна визначити детальні причини, у зв'язку з якими вона вимагає будь-якого змінення заходу. Компетентний орган повинен повністю враховувати позицію Комісії. Якщо остаточне рішення компетентного органу відхиляється від позиції Комісії, компетентний орган повинен надати причини, які лежать в основі такого рішення.

9. Коли компетентний орган оголошує про завершення одного з рівнів кризової ситуації, зазначених у параграфі 1, він повинен повідомити Комісію, а також компетентні органи держав-членів, з якими безпосередньо сполучена держава-член такого компетентного органу.

Стаття 12
Реагування на регіональні надзвичайні ситуації та надзвичайні ситуації в межах Союзу

1. Комісія може оголосити регіональну надзвичайну ситуацію або надзвичайну ситуацію в межах Союзу за запитом компетентного органу, який оголосив національну ситуацію, після перевірки згідно зі статтею 11(8).

Комісія повинна оголосити регіональну надзвичайну ситуацію або надзвичайну ситуацію в межах Союзу за запитом принаймні двох компетентних органів, які оголосили національну ситуацію, після перевірки згідно зі статтею 11(8), якщо причини виникнення таких надзвичайних ситуацій пов'язані між собою.

У будь-якому випадку, коли вона оголошує регіональну надзвичайну ситуацію або надзвичайну ситуацію в межах Союзу, Комісія, використовуючи засоби зв'язку, які найбільше підходять у відповідній ситуації, повинна зібрати думки та належним чином врахувати всю відповідну інформацію, надану іншими компетентними органами. Якщо після оцінювання Комісія вирішить, що причини, які лежать в основі регіональної надзвичайної ситуації або надзвичайної ситуації в межах Союзу, більше не обґрунтовують оголошення надзвичайної ситуації, вона оголошує про завершення регіональної надзвичайної ситуації або надзвичайної ситуації в межах Союзу, із зазначенням причин, та інформує Раду про своє рішення.

2. Комісія повинна скликати Координаційну групу з питань газу, як тільки вона оголосить регіональну надзвичайну ситуацію або надзвичайну ситуацію в межах Союзу.

3. У випадку регіональної надзвичайної ситуації або надзвичайної ситуації в межах Союзу Комісія повинна координувати дії компетентних органів з повним урахуванням відповідної інформації, отриманої від Координаційної групи з питань газу, і результатів консультацій із нею. Зокрема, Комісія повинна:

(a) забезпечити обмін інформацією;

(b) забезпечити узгодженість і ефективність дій на рівні держави-члена та на регіональному рівні відносно рівня Союзу;

(c) координувати дії стосовно третіх країн.

4. Комісія може скликати групу управління кризовими ситуаціями у складі кризових менеджерів, зазначених у пункті (g) статті 10(1), з держав-членів, які зазнали впливу надзвичайної ситуації. Комісія, за погодженням із кризовими менеджерами, може запросити до участі інших відповідних стейкхолдерів. Комісія повинна забезпечити регулярне інформування Координаційної групи з питань газу про роботу, яку виконує група управління кризовими ситуаціями.

5. Держави-члени та, зокрема, компетентні органи повинні забезпечити:

(a) незастосування заходів, які в будь-який час необґрунтовано обмежують потік газу в межах внутрішнього ринку, зокрема потік газу на ринки, які зазнали впливу;

(b) незастосування заходів, які можуть становити серйозну загрозу для ситуації з постачанням газу в іншій державі-члені; та

(c) підтримку транскордонного доступу до інфраструктури згідно з Регламентом (ЄС) № 715/2009, наскільки це можливо технічно та з точки зору безпеки, відповідно до плану дій у випадку надзвичайної ситуації.

6. Якщо, за запитом компетентного органу, суб'єкта ринку природного газу чи з власної ініціативи, Комісія вважає, що за умов регіональної надзвичайної ситуації або надзвичайної ситуації в межах Союзу дії, здійснені державою-членом чи компетентним органом, або поведінка суб'єкта ринку природного газу суперечать параграфу 5, Комісія повинна вимагати від держави-члена або компетентного органу змінити їхні дії або вжити заходів для забезпечення відповідності параграфу 5, із зазначенням причин такої вимоги. Потрібно належним чином враховувати необхідність безпечної експлуатації газової системи в будь-який момент часу.

Протягом трьох днів з моменту отримання вимоги Комісії держава-член або компетентний орган повинні змінити свої дії та повідомити про це Комісію або повідомити Комісії причини, через які вони не погоджуються з вимогою. В останньому випадку Комісія може, протягом трьох днів з моменту повідомлення, змінити або відкликати свою вимогу чи скликати державу-члена або компетентний орган та, якщо Комісія вважає за необхідне, Координаційну групу з питань газу. Комісія повинна визначити детальні причини, у зв'язку з якими вона вимагає будь-якого змінення дії. Держава-член або компетентний орган повинні повністю враховувати позицію Комісії. Якщо остаточне рішення компетентного органу або держави-члена відхиляється від позиції Комісії, компетентний орган або держава-член повинні надати причини, які лежать в основі такого рішення.

7. Комісія, після консультацій із Координаційною групою з питань газу, повинна створити постійний резервний перелік учасників цільової групи з питань моніторингу, що складається з галузевих експертів і представників Комісії. Цільова група з питань моніторингу може бути, за необхідності, розгорнута за межами Союзу, і повинна здійснювати моніторинг та звітувати про потоки газу в напрямку Союзу у співпраці з третіми країнами, які здійснюють постачання та транзит.

8. Компетентний орган повинен надати Координаційному центру реагування на надзвичайні ситуації Комісії інформацію про будь-яку потребу в допомозі. Координаційний центр реагування на надзвичайні ситуації Комісії повинен оцінити загальну ситуацію та надати рекомендації стосовно допомоги, яку необхідно надати державам-членам, що зазнали найбільшого впливу, і, у відповідних випадках, третім країнам.

Стаття 13
Солідарність

1. Якщо держава-член подає запит про застосування заходу солідарності відповідно до цієї статті, держава-член, що безпосередньо сполучена з державою-членом, що подає запит, або, якщо це передбачено державою-членом, її компетентний орган, оператор газотранспортної системи або оператор газорозподільної системи повинні, не створюючи, наскільки це можливо, небезпечних ситуацій, вжити необхідних заходів, щоб забезпечити зниження або припинення в необхідному обсязі постачання газу споживачам, іншим ніж захищені споживачі в рамках заходу солідарності, на її території, доки не буде забезпечене постачання газу захищеним споживачам у рамках заходу солідарності в державі-члені, що подає запит. Держава-член, що подає запит, повинна забезпечити фактичне постачання відповідного обсягу газу захищеним споживачам у рамках заходу солідарності на її території.

За виняткових обставин і за належним чином обґрунтованим запитом відповідного оператора системи передачі або оператора газотранспортної системи до компетентного органу, також може тривати постачання газу певним критичним газовим електростанціям, як визначено відповідно до статті 11(7), у державі-члені, що забезпечує солідарність, якщо відсутність постачання газу таким електростанціям може призвести до заподіяння істотної шкоди функціонуванню енергетичної системи або перешкоджати виробництву та/або транспортуванню газу.

2. Держава-член повинна також забезпечити захід солідарності іншій державі-члену, з якою вона сполучена через третю країну, крім випадків обмеження потоків через таку третю країну. Таке розширення заходу підлягає погодженню з відповідними державами-членами із залученням, у відповідних випадках, третьої країни, через яку вони сполучені.

3. Захід солідарності здійснюється як крайній захід і застосовується, тільки якщо держава-член, що подає запит:

(a) не змогла покрити дефіцит постачання газу захищеним споживачам у рамках заходу солідарності, незважаючи на застосування заходу, зазначеного у статті 11(3);

(b) вичерпала всі ринкові заходи та всі заходи, передбачені в її плані дій у випадку надзвичайної ситуації;

(c) подала явний запит до Комісії та компетентних органів всіх держав-членів, з якими вона сполучена безпосередньо або, згідно з параграфом 2, через третю країну, що супроводжується описом вжитих заходів, зазначених у пункті (b) цього параграфа;

(d) зобов'язалася оперативно сплатити справедливу компенсацію державі-члену, що забезпечує солідарність, згідно з параграфом 8.

4. Якщо забезпечити солідарність державі-члену, що подає запит, може більше ніж одна держава-член, держава-член, що подає запит, повинна, після консультацій з усіма державами-членами, які зобов'язані забезпечити солідарність, визначити найвигіднішу пропозицію з точки зору вартості, швидкості постачання, надійності та диверсифікації постачання газу. Відповідні держави-члени повинні робити такі пропозиції, настільки та доки це можливо, на основі добровільних заходів на боці попиту, перш ніж вдаватися до неринкових заходів.

5. Якщо ринкових заходів виявилося недостатньо, щоб держава-член, що забезпечує солідарність, усунула дефіцит постачання газу захищеним споживачам у рамках заходу солідарності в державі-члені, що подає запит, держава-член, що забезпечує солідарність, може впровадити неринкові заходи для виконання обов'язків, встановлених у параграфах 1 та 2.

6. Компетентний орган держави-члена, що подає запит, повинен негайно повідомити Комісії та компетентним органам держав-членів, які забезпечують солідарність, коли постачання газу захищеним споживачам у рамках заходу солідарності на її території буде забезпечене, коли обов'язки згідно з параграфами 1 та 2 будуть знижені на основі її потреб або коли вони будуть призупинені за запитом держави-члена, що отримує солідарність.

7. Обов'язки, встановлені в параграфах 1 та 2, застосовуються за умов технічно безпечної та надійної експлуатації газової системи держави-члена, що забезпечує солідарність, і обмеження максимальної експортної потужності транскордонних газопроводів у межах інфраструктури відповідної держави-члена в напрямку держави-члена, що подає запит. У технічних, правових і фінансових угодах можуть бути відображені такі обставини, зокрема ті, за яких ринок забезпечить максимальну потужність транскордонних газопроводів.

8. Солідарність на підставі цього Регламенту забезпечується в обмін на компенсацію. Держава-член, що подає запит про забезпечення солідарності, повинна оперативно сплатити або забезпечити оперативну сплату справедливої компенсації державі-члену, що забезпечує солідарність. Така справедлива компенсація повинна принаймні покривати:

(a) вартість газу, постаченого на територію держави-члена, що подає запит;

(b) усі інші відповідні та обґрунтовані витрати, понесені в ході забезпечення солідарності, у тому числі, у відповідних випадках, витрати, пов'язані з такими заходами, які могли бути встановлені заздалегідь;

(c) відшкодування будь-якої компенсації, що виникає із судових, арбітражних або подібних проваджень, угод і витрат, пов'язаних із такими провадженнями за участі держави-члена, що забезпечує солідарність, проти суб'єктів, які беруть участь у забезпеченні такої солідарності.

Справедлива компенсація відповідно до першого підпараграфа повинна включати, між іншим, усі обґрунтовані витрати, понесені державою-членом, що забезпечує солідарність, у зв'язку з обов'язком сплатити компенсацію в силу фундаментальних прав, гарантованих правом Союзу, і в силу застосовних міжнародних зобов'язань у ході імплементації цієї статті, а також додаткові обґрунтовані витрати, понесені у зв'язку з виплатою компенсації відповідно до національних правил компенсації.

До 01 грудня 2018 року держави-члени повинні ухвалити необхідні інструменти, зокрема технічні, правові та фінансові угоди відповідно до параграфа 10, для імплементації першого та другого підпараграфів цього параграфа. Такі інструменти можуть передбачати практичні умови оперативного здійснення виплати.

9. Держави-члени повинні забезпечити імплементацію положень цієї статті відповідно до Договорів, Хартії фундаментальних прав Європейського Союзу, а також застосовних міжнародних зобов'язань. З цією метою вони повинні вжити необхідних заходів.

10. До 01 грудня 2018 року держави-члени повинні ухвалити необхідні інструменти, зокрема ті, які погоджені в рамках технічних, правових і фінансових угод, для забезпечення постачання газу захищеним споживачам у рамках заходу солідарності у державі-члені, що подає запит, згідно з параграфами 1 та 2. Технічні, правові та фінансові угоди повинні бути погоджені між державами-членами, які сполучені безпосередньо або, відповідно до параграфа 2, через третю країну, і повинні бути описані в їхніх відповідних планах дій у випадку надзвичайної ситуації. Такі угоди, між іншим, можуть охоплювати зазначені нижче елементи:

(a) експлуатаційну безпеку мереж;

(b) ціни на газ, які підлягають застосуванню, та/або методологію їх встановлення з урахуванням впливу на функціонування ринку;

(c) використання транскордонних газопроводів, у тому числі двонаправленої потужності та підземних сховищ газу;

(d) обсяги газу або методологію їх встановлення;

(e) категорії витрат, які повинна покривати оперативна справедлива компенсація і які можуть включати збитки для сектора, що потрапив під обмеження;

(f) інформацію про метод розрахунку справедливої компенсації.

Фінансова угода, погоджена між державами-членами до подання запиту про застосування заходу солідарності, повинна містити положення, що забезпечують розрахування справедливої компенсації принаймні всіх відповідних і обґрунтованих витрат, понесених у ході забезпечення солідарності, і зобов'язання сплатити таку компенсацію.

Будь-який механізм компенсації повинен передбачати стимули для участі у ринкових рішеннях, таких як аукціони та механізми управління попитом. Він не повинен створювати хибні стимули, у тому числі у фінансовому плані, для учасників ринку відкладати їхні дії до застосування неринкових заходів. Усі механізми компенсації або принаймні їх стислий опис повинні бути включені до планів дій у випадку надзвичайної ситуації.

11. Поки держава-член може покрити споживання газу її захищеними споживачами у рамках заходу солідарності за рахунок власного видобутку, вона звільняється від обов'язку укладати технічні, правові та фінансові угоди з державами-членами, з якими вона сполучена безпосередньо або, згідно з параграфом 2, через третю країну, для цілей отримання солідарності. Таке звільнення не впливає на обов'язок відповідної держави-члена забезпечувати солідарність для інших держав-членів відповідно до цієї статті.

12. До 01 грудня 2017 року і після консультацій з Координаційною групою з питань газу Комісія повинна видати необов'язкові настанови щодо ключових елементів технічних, правових і фінансових угод, особливо щодо практичного застосування елементів, описаних у параграфах 8 і 10.

13. Якщо держави-члени не погодять необхідні технічні, правові та фінансові угоди до 01 жовтня 2018 року, Комісія може, після консультацій із відповідними компетентними органами, запропонувати рамки для таких заходів, які визначають необхідні принципи забезпечення їх дієвості, що повинні ґрунтуватися на настановах Комісії, визначених у параграфі 12. Держави-члени повинні укласти їхні угоди до 01 грудня 2018 року з максимальним урахуванням пропозиції Комісії.

14. Якщо держави-члени не погодять або не укладуть технічні, правові та фінансові угоди, це не впливає на застосування цієї статті. У такому випадку відповідні держави-члени повинні погодити необхідні спеціальні заходи і держави-члени, які подають запит про забезпечення солідарності, повинні взяти на себе зобов'язання згідно з пунктом (d) параграфа 3.

15. Обов'язки, встановлені в параграфах 1 та 2 цієї статті, припиняють застосовуватися відразу після оголошення про завершення надзвичайної ситуації або надання Комісією висновку, згідно з першим підпараграфом статті 11(8), про те, що оголошення надзвичайної ситуації було або стало необґрунтованим.

16. Якщо держава-член понесла витрати, пов'язані з відповідальністю, іншою ніж відповідальність за неправомірні дії або поведінку згідно з другим параграфом статті 340 ДФЄС, стосовно заходів, які держави-члени зобов'язані вжити відповідно до цієї статті, такі витрати підлягають відшкодуванню державою-членом, що отримує солідарність.

Стаття 14
Обмін інформацією

1. Якщо держава-член оголосила один із рівнів кризової ситуації, зазначених у статті 11(1), відповідні суб'єкти ринку природного газу повинні щоденно надавати, зокрема, таку інформацію компетентному органу відповідної держави-члена:

(a) щоденні прогнози попиту та пропозиції газу на наступні три дні, у мільйонах кубічних метрів на добу (млн куб. м/доба);

(b) добовий потік газу в усіх транскордонних точках входу та виходу, а також в усіх точках приєднання газовидобувних підприємств, газосховищ або терміналу LNG до мережі, у мільйонах кубічних метрів на добу (млн куб. м/доба);

(c) період, виражений у днях, на який очікується забезпечити постачання газу захищеним споживачам.

2. У випадку регіональної надзвичайної ситуації або надзвичайної ситуації в межах Союзу Комісія може вимагати від компетентного органу, зазначеного в параграфі 1, невідкладно надати їй принаймні:

(a) інформацію, визначену в параграфі 1;

(b) інформацію про заходи, які планується вжити, і заходи, уже вжиті компетентним органом для пом'якшення наслідків надзвичайної ситуації, а також інформацію про їх дієвість;

(c) подані запити про вжиття додаткових заходів іншими компетентними органами;

(d) заходи, вжиті за запитом інших компетентних органів.

3. Після завершення надзвичайної ситуації компетентний орган, зазначений у параграфі 1, повинен, у якнайкоротший строк, але не пізніше ніж через шість тижнів після скасування режиму надзвичайної ситуації, надати Комісії детальну оцінку надзвичайної ситуації та дієвості вжитих заходів, у тому числі оцінку економічного впливу надзвичайної ситуації, впливу на сектор електроенергетики та допомоги, наданої Союзом і його державами-членами або отриманої від них. Така оцінка повинна бути надана Координаційній групі з питань газу і повинна бути вказана в оновленнях планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації.

Комісія повинна проаналізувати оцінки компетентних органів і повідомити державам-членам, Європейському Парламенту та Координаційній групі з питань газу результати свого аналізу в агрегованій формі.

4. За належним чином обґрунтованих обставин, незалежно від оголошення надзвичайної ситуації, компетентний орган держави-члена, що зазнала найбільшого впливу, може вимагати від суб'єктів ринку природного газу надання інформації, зазначеної в параграфі 1, або додаткової інформації, необхідної для оцінювання загальної ситуації з постачанням газу у відповідній державі-члені або в інших державах-членах, включно з договірною інформацією, за винятком інформації про ціни. Комісія може вимагати від компетентних органів надання інформації, наданої суб'єктами ринку природного газу згідно із цим параграфом, за умови, що така сама інформація ще не була передана Комісії.

5. Якщо Комісія вважає, що постачання газу в Союзі або в частині Союзу перебуває під загрозою або може перебувати під загрозою, що може призвести до оголошення одного з рівнів кризової ситуації, зазначених у статті 11(1), вона може вимагати від відповідних компетентних органів зібрати та надати Комісії інформацію, необхідну для оцінювання ситуації з постачанням газу. Комісія повинна надати свою оцінку Координаційній групі з питань газу.

6. Щоб компетентні органи та Комісія могли оцінити ситуацію з постачанням газу на національному, регіональному рівні та на рівні Союзу, кожен суб'єкт ринку природного газу повинен повідомити:

(a) відповідному компетентному органу таку детальну інформацію про договори постачання газу з транскордонним компонентом і строком дії понад один рік, які він уклав для закупівлі газу:

(i) строк дії договору;

(ii) річні договірні обсяги;

(iii) максимальні добові договірні обсяги у випадку попередження або надзвичайної ситуації;

(iv) договірні пункти постачення;

(v) мінімальні добові та місячні обсяги газу;

(vi) умови призупинення постачання газу;

(vii) інформація про те, чи договір, окремо або в сукупності з договорами з тим самим постачальником або його афілійованими особами, еквівалентний або перевищує порогове значення 28%, як зазначено в пункті (b) параграфа 6 у державі-члені, що зазнала найбільшого впливу;

(b) компетентному органу держави-члена, що зазнала найбільшого впливу, негайно після укладення або внесення змін до договорів постачання газу зі строком дії понад один рік, укладених або змінених 01 листопада 2017 року або пізніше, які, окремо або в сукупності з договорами з тим самим постачальником або його афілійованими особами, еквівалентні або перевищують 28% або більше річного обсягу споживання газу в такі державі-члені, що розраховується на основі останніх доступних даних. Крім того, до 02 листопада 2018 року суб'єкти ринку природного газу повинні повідомити компетентному органу про всі наявні договори, які відповідають тим самим умовам. Обов'язок щодо повідомлення не поширюється на інформацію про ціни та не застосовується до змін, пов'язаних тільки із ціною газу. Обов'язок щодо повідомлення також застосовується до всіх комерційних угод, які мають значення для виконання договору постачання газу, за винятком інформації про ціни.

Компетентний орган надає Комісії дані, зазначені в пункті (a) першого підпараграфа, в анонімізованій формі. У разі укладення нових договорів або внесення змін до наявних договорів повний набір даних повинен бути наданий до кінця вересня відповідного року. Якщо компетентний орган сумнівається, чи конкретний договір, отриманий згідно з пунктом (b) першого підпараграфа, ставить під загрозу безпеку постачання газу в державі-члені або в регіоні, він повинен повідомити про такий договір Комісії.

7. За обставин, які належним чином обґрунтовані необхідністю гарантувати прозорість ключових договорів постачання газу, які мають значення для безпеки постачання газу, і якщо компетентний орган держави-члена, що зазнала найбільшого впливу, або Комісія вважає, що договір постачання газу може загрожувати безпеці постачання газу в державі-члені, регіоні або Союзі, компетентний орган держави-члена або Комісія може вимагати від суб'єкта ринку природного газу надати договір, за винятком інформації про ціни, для оцінювання його впливу на безпеку постачання газу. Така вимога повинна бути обґрунтованою і може також охоплювати інші комерційні угоди, які мають значення для виконання договору постачання газу, за винятком інформації про ціни. Обґрунтування повинне включати пропорційність відповідного адміністративного навантаження.

8. Компетентні органи, які отримують інформацію відповідно до пункту (b) параграфа 6 або параграфа 7 цієї статті, повинні оцінити отриману інформацію в розрізі безпеки постачання газу протягом трьох місяців і надати результати їхнього оцінювання Комісії.

9. Компетентний орган повинен враховувати інформацію, отриману відповідно до цієї статті, при підготовці оцінювання ризику, плану запобіжних заходів і плану дій у випадку надзвичайної ситуації чи їх відповідних оновлень. Комісія може надати висновок, пропонуючи компетентному органу внести зміни до оцінювання ризику або планів на основі інформації, отриманої відповідно до цієї статті. Відповідний компетентний орган повинен переглянути відповідні оцінювання ризику та плани за запитом згідно з процедурою, визначеною у статті 8(9).

10. До 02 травня 2019 року держави-члени повинні встановити правила щодо санкцій, застосовних за порушення суб'єктами ринку природного газу параграфа 6 або 7 цієї статті, і повинні вжити всіх необхідних заходів для забезпечення їх застосування. Передбачені санкції повинні бути дієвими, пропорційними і стримувальними.

11. Для цілей цієї статті «держава-член, що зазнала найбільшого впливу» означає державу-члена, у якій сторона конкретного договору має найбільшу кількість продажів газу або розташованих споживачів.

12. Усі договори або договірна інформація, отримані згідно з параграфами 6 та 7, а також відповідні оцінки компетентних органів або Комісії повинні залишатися конфіденційними. Компетентні органи та Комісія повинні забезпечити повну конфіденційність.

Стаття 15
Професійна таємниця

1. Будь-яка комерційно чутлива інформація, яку отримують, передають або якою обмінюються відповідно до статті 14(4)-(8) і статті 18, за винятком результатів оцінювань, зазначених у статті 14(3) і (5), є конфіденційною та підпадає під дію умов збереження професійної таємниці, встановлених у цій статті.

2. Обов'язок збереження професійної таємниці застосовується до зазначених нижче осіб, які отримують конфіденційну інформацію відповідно до цього Регламенту:

(a) особи, які працюють або працювали на Комісію;

(b) аудитори та експерти, які отримали розпорядження від Комісії;

(c) особи, які працюють або працювали на компетентні органи та національні регуляторні органи або на інші відповідні органи;

(d) аудитори та експерти, які отримали розпорядження від компетентних органів і національних регуляторних органів або інших відповідних органів.

3. Без обмеження випадків, які охоплюються кримінальним правом, іншими положеннями цього Регламенту або іншим відповідним правом Союзу, конфіденційна інформація, отримана особами, зазначеними в параграфі 2, у ході виконання їхніх обов'язків, не може бути розкрита будь-якій іншій особі або органу, окрім як в узагальненій або агрегованій формі, що не дає змоги ідентифікувати окремого учасника ринку або торговельний майданчик.

4. Без обмеження випадків, які охоплюються кримінальним правом, Комісія, компетентні органи та національні регуляторні органи, організації або особи, які отримують конфіденційну інформацію згідно з цим Регламентом, можуть використовувати її тільки для виконання своїх обов'язків і функцій. Інші органи, організації та особи можуть використовувати таку інформацію для цілей, для яких вона була їм надана, або в контексті адміністративних чи судових проваджень, які конкретно пов'язані з виконанням їхніх функцій.

Стаття 16
Співпраця з Договірними Сторонами Енергетичного Співтовариства

1. Якщо держави-члени та Договірні Сторони Енергетичного Співтовариства співпрацюють у процесі підготовки оцінювань ризику, планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації, така співпраця може включати, зокрема, визначення взаємодії та кореляції ризиків і консультації з метою забезпечення узгодженості планів запобіжних заходів і планів дій у випадку надзвичайної ситуації у транскордонному вимірі.

2. Що стосується параграфа 1, Договірні Сторони Енергетичного Співтовариства можуть брати участь у роботі Координаційної групи з питань газу на запрошення Комісії стосовно всіх питань, що становлять взаємний інтерес.

3. Держави-члени повинні забезпечити виконання обов'язків щодо зберігання згідно із цим Регламентом шляхом використання газосховищ у Союзі. Однак співпраця між державами-членами та Договірними Сторонами Енергетичного Співтовариства може включати добровільні угоди про використання потужності зберігання, наданої Договірними Сторонами Енергетичного Співтовариства для зберігання додаткових обсягів газу для держав-членів.

Стаття 17
Моніторинг з боку Комісії

Комісія повинна здійснювати постійний моніторинг заходів для забезпечення безпеки постачання газу та регулярно звітувати перед Координаційною групою з питань газу.

На основі оцінювань, зазначених у статті 8(7), Комісія повинна, до 01 вересня 2023 року, надати висновки щодо можливих способів підвищення безпеки постачання газу на рівні Союзу та подати звіт до Європейського Парламенту та Ради про застосування цього Регламенту, у тому числі, за необхідності, законодавчі пропозиції щодо внесення змін до цього Регламенту.

Стаття 17a
Звітування з боку Комісії

1. До 28 лютого 2023 року та щороку потому Комісія повинна подавати звіти до Європейського Парламенту та Ради, які містять:

(a) огляд заходів, вжитих державами-членами для виконання обов'язків щодо зберігання;

(b) огляд часу, необхідного для здійснення процедури сертифікації, визначеної у статті 3a Регламенту (ЄС) № 715/2009;

(c) огляд заходів, які вимагаються Комісією для забезпечення дотримання графіків заповнення та цільових рівнів заповнення;

(d) аналіз потенційного впливу цього Регламенту на ціни на газ і потенційну економію газу відносно статті 6b(4).

Стаття 18
Повідомлення

Оцінювання ризику, плани запобіжних заходів, плани дій у випадку надзвичайної ситуації та всі інші документи повинні бути повідомлені Комісії в електронній формі через платформу CIRCABC.

Усю кореспонденцію, пов'язану з повідомленням, передають в електронній формі.

Стаття 18a
Процедура комітету

1. Комісії допомагає комітет. Такий комітет є комітетом у розумінні Регламенту Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 182/2011 (-5).

2. У разі покликання на цей параграф застосовується стаття 5 Регламенту (ЄС) № 182/2011.

Стаття 19
Здійснення делегованих повноважень

1. Повноваження ухвалювати делеговані акти надано Комісії відповідно до умов, встановлених у цій статті.

2. Повноваження ухвалювати делеговані акти, зазначені у статті 3(8), статті 7(5) та статті 8(5), надано Комісії на п'ятирічний період починаючи з 01 листопада 2017 року. Комісія складає звіт про виконання делегованих повноважень не пізніше ніж за дев'ять місяців до закінчення такого п'ятирічного періоду. Делеговані повноваження автоматично подовжують на періоди такої самої тривалості, якщо Європейський Парламент або Рада не ухвалять рішення проти такого подовження не пізніше ніж за три місяці до закінчення кожного такого періоду.

3. Делеговані повноваження, зазначені у статті 3(8), статті 7(5) та статті 8(5), можуть бути в будь-який час відкликані Європейським Парламентом або Радою. Рішення про відкликання припиняє дію делегованих повноважень, визначених у такому рішенні. Таке рішення набуває чинності на наступний день після його опублікування в Офіційному віснику Європейського Союзу або з пізнішої дати, вказаної у ньому. Воно не впливає на чинність будь-яких делегованих актів, які вже набули чинності.

4. Перед ухваленням делегованого акта Комісія проводить консультації з експертами, призначеними кожною державою-членом, відповідно до принципів, що встановлені в Міжінституційній угоді від 13 квітня 2016 року про краще законотворення.

5. Як тільки Комісія ухвалює делегований акт, вона надає його одночасно Європейському Парламенту і Раді.

6. Делегований акт, ухвалений відповідно до статті 3(8), статті 7(5) та статті 8(5), набуває чинності, лише якщо з боку Європейського Парламенту чи Ради впродовж двох місяців з дати повідомлення Європейського Парламенту й Ради про цей акт, не було висловлено жодних заперечень, або якщо ще до закінчення цього періоду і Європейський Парламент, і Рада повідомили Комісії, що вони не заперечуватимуть. Такий період продовжують іще на два місяці за ініціативи Європейського Парламенту або Ради.

Стаття 20
Відступ

1. Цей Регламент не застосовується до Мальти та Кіпру, поки на їхню відповідну територію не постачають газ. Для Мальти та Кіпру обов'язки, встановлені у зазначених нижче положеннях, і вибір, який такі держави-члени мають право робити відповідно до них, повинні бути реалізовані протягом визначеного періоду часу, який обчислюється з дати першого постачання газу на їхню відповідну територію:

(a) для пункту 5 статті 2, статті 3(2), статті 7(5) та пункту (a) статті 14(6): 12 місяців;

(b) для статті 6(1): 18 місяців;

(c) для статті 8(7): 24 місяці;

(d) для статті 5(4): 36 місяців;

(e) для статті 5(1): 48 місяців.

Для виконання обов'язку, зазначеного у статті 5(1), Мальта і Кіпр можуть застосовувати положення, які містяться у статті 5(2), у тому числі шляхом використання неринкових заходів на боці попиту.

2. Обов'язки, пов'язані з роботою груп ризику та визначені у статтях 7 і 8 стосовно груп ризику Південного газового коридору та Східного Середземномор'я, починають застосовуватися з дати, коли основний об'єкт інфраструктури/ газопровід буде введений у пробну експлуатацію.

3. Поки Швеція має доступ до газу через транскордонні газопроводи виключно з Данії як її єдиного джерела газу та єдиного можливого суб'єкта, що забезпечує солідарність, Данія та Швеція звільняються від обов'язку у статті 13(10) щодо укладення технічних, правових і фінансових угод з метою забезпечення Швецією солідарності для Данії. Це не впливає на обов'язок Данії забезпечувати солідарність і укладати із цією метою необхідні технічні, правові та фінансові угоди відповідно до статті 13.

4. Статті 6a-6d не застосовуються до Ірландії, Кіпру або Мальти, поки вони безпосередньо не приєднані до об'єднаної газової системи будь-яких інших держав-членів.

Стаття 21
Скасування

Регламент (ЄС) № 994/2010 скасовано.

Покликання на скасований Регламент необхідно тлумачити як покликання на цей Регламент та читати відповідно до кореляційної таблиці в додатку IX.

Стаття 22
Набуття чинності

Цей Регламент набуває чинності на четвертий день після його публікації в Офіційному віснику Європейського Союзу.

Він застосовується з 01 листопада 2017 року.

Однак стаття 13(1)-(6), перший та другий підпараграфи статті 13(8) і стаття 13(14) та (15) застосовуються з 01 грудня 2018 року.

Пункти (27)-(31) статті 2, статті 6a-6d, стаття 16(3), стаття 17a, стаття 18a, стаття 20(4), додатки Ia та Ib застосовуються до 31 грудня 2025 року.

Цей Регламент обов'язковий у повному обсязі та підлягає прямому застосуванню в усіх державах-членах.

ДОДАТОК I
Регіональна співпраця

Нижче вказуються групи ризику держав-членів, що слугують основою для співпраці, пов'язаної з ризиками, як зазначено у статті 3(7):

1. Групи ризику постачання газу зі Сходу:

(a) Україна: Болгарія, Чехія, Данія, Німеччина, Греція, Хорватія, Італія, Люксембург, Угорщина, Австрія, Польща, Румунія, Словенія, Словаччина, Швеція;

(b) Білорусь: Бельгія, Чехія, Данія, Німеччина, Естонія, Латвія, Литва, Люксембург, Нідерланди, Польща, Словаччина, Фінляндія, Швеція;

(c) Балтійське море: Бельгія, Чехія, Данія, Німеччина, Франція, Люксембург, Нідерланди, Австрія, Словаччина, Швеція;

(d) Північно-східна: Чехія, Данія, Німеччина, Естонія, Латвія, Литва, Польща, Словаччина, Фінляндія, Швеція;

(e) Трансбалканська: Болгарія, Греція, Угорщина, Румунія.

2. Групи ризику постачання газу з Північного моря:

(a) Норвегія: Бельгія, Данія, Німеччина, Ірландія, Іспанія, Франція, Італія, Люксембург, Нідерланди, Польща, Португалія, Швеція;

(b) Низькокалорійний газ: Бельгія, Німеччина, Франція, Нідерланди;

(c) Данія: Данія, Німеччина, Люксембург, Нідерланди, Польща, Швеція;

(d) Сполучене Королівство: Бельгія, Німеччина, Ірландія, Люксембург, Нідерланди.

3. Групи ризику постачання газу з Північної Африки:

(a) Алжир: Греція, Іспанія, Франція, Хорватія, Італія, Мальта, Австрія, Португалія, Словенія;

(b) Лівія: Хорватія, Італія, Мальта, Австрія, Словенія.

4. Групи ризику постачання газу з південного сходу:

(a) Південний газовий коридор - Каспійське море: Болгарія, Греція, Хорватія, Італія, Угорщина, Мальта, Австрія, Румунія, Словенія, Словаччина;

(b) Східне Середземномор'я: Греція, Італія, Кіпр, Мальта.

ДОДАТОК Ia (-6)
Графік заповнення з проміжними цільовими рівнями та цільовим рівнем заповнення на 2022 рік для держав-членів із підземними сховищами газу

ДОДАТОК Ib
Спільна відповідальність за дотримання цільового показника заповнення та графіка заповнення

Що стосується цільового показника заповнення та графіка заповнення відповідно до статті 6a, Федеративна Республіка Німеччина та Республіка Австрія несуть спільну відповідальність за газосховища Гайдах (Haidach) і 7Fields. Точне співвідношення та обсяг такої відповідальності Федеративної Республіки Німеччина та Республіки Австрія визначаються у двосторонній угоді між зазначеними державами-членами.

ДОДАТОК II
Розрахунок формули N - 1

1. Визначення формули N - 1

Формула N - 1 описує здатність технічної потужності газової інфраструктури задовольняти загальний попит на газ у зоні розрахунку в разі порушення роботи одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури протягом дня, коли спостерігається винятково високий попит на газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років.

Газова інфраструктура охоплює газотранспортну мережу, включно з транскордонними газопроводами, а також газовидобувні підприємства, установки LNG і газосховища, приєднані до зони розрахунку.

Технічна потужність решти наявних об'єктів газової інфраструктури в разі порушення роботи одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури повинна принаймні дорівнювати сумі загального добового попиту на газ у зоні розрахунку протягом дня, коли спостерігається винятково високий попит на газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років.

Результати формули N - 1, як розраховано нижче, повинні дорівнювати принаймні 100%.

2. Метод розрахунку формули N - 1

, N - 1 ≥ 100%

Параметри, які використовуються для розрахунку, повинні бути чітко описані та обґрунтовані.

Для розрахунку EPm необхідно надати детальний перелік точок входу та їхньої індивідуальної потужності.

3. Означення параметрів формули N - 1

«Зона розрахунку» означає географічний район, для якого розраховують формулу N - 1 і який визначається компетентним органом.

Терміни та означення на боці попиту

«Dmax» означає загальний добовий попит на газ (у млн куб. м/доба) у зоні розрахунку протягом дня, коли спостерігається винятково високий попит на газ, статистична ймовірність настання якого становить раз на 20 років.

Терміни та означення на боці пропозиції

«EPm»: технічна потужність точок входу (у млн куб. м/доба), інших ніж газовидобувні підприємства, установи LNG і газосховища, що охоплюються параметрами Pm, LNGm та Sm, означає суму технічної потужності всіх точок входу на кордоні, які здатні постачати газ у зону розрахунку.

«Pm»: максимальна технічна потужність видобутку (у млн куб. м/доба) означає суму максимальної добової технічної потужності видобутку всіх газовидобувних підприємств, яка може бути подана на точки входу в зоні розрахунку.

«Sm»: максимальна технічна потужність відбору (у млн куб. м/доба) означає суму максимальної добової технічної потужності відбору всіх газосховищ, яка може бути подана на точки входу в зоні розрахунку, з урахуванням їхніх відповідних фізичних характеристик.

«LNGm»: максимальна технічна потужність установки LNG (у млн куб. м/доба) означає суму максимальної добової технічної потужності відбору всіх установок LNG у зоні розрахунку, з урахуванням таких критичних елементів, як вивантаження, допоміжні послуги, тимчасове зберігання та регазифікація LNG, а також технічна потужність відбору в систему.

«Im» означає технічну потужність одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури (у млн куб. м/доба) з найвищою потужністю постачання газу в зону розрахунку. Якщо кілька об'єктів газової інфраструктури приєднані до спільного об'єкта газової інфраструктури, пов'язаного з видобутком або переробкою, і не можуть експлуатуватися окремо, вони вважаються одним об'єктом газової інфраструктури.

4. Розрахунок формули N - 1 у разі використання заходів на боці попиту

, N - 1 ≥ 100%

Терміни та означення на боці попиту

«Deff» означає частину (у млн куб. м/доба) Dmax, що в разі порушення постачання газу може бути в достатньому обсязі та своєчасно забезпечена за рахунок ринкових заходів на боці попиту згідно з пунктом (c) статті 9(1) і статтею 5(2).

5. Розрахунок формули N - 1 на регіональному рівні

Зона розрахунку, зазначена в пункті 3, поширюється на відповідний регіональний рівень, якщо застосовно, як визначено компетентними органами відповідної держави-члена. Розрахунок також може поширюватися на регіональний рівень групи ризику, якщо це погоджено з компетентними органами групи ризику. Для розрахунку формули N - 1 на регіональному рівні використовують один найбільший об'єкт газової інфраструктури спільного інтересу. Один найбільший об'єкт газової інфраструктури, що становить спільний інтерес для регіону, є найбільшим об'єктом газової інфраструктури в регіоні, який робить прямий або непрямий внесок у постачання газу до держав-членів у такому регіоні і який повинен бути визначений у ході оцінювання ризику.

Розрахунок формули N - 1 на регіональному рівні може замінити собою розрахунок формули N - 1 на національному рівні, тільки якщо один найбільший об'єкт газової інфраструктури спільного інтересу має важливе значення для постачання газу в усіх відповідних державах-членах згідно з результатами спільного оцінювання ризику.

На рівні групи ризику для розрахунків, зазначених у статті 7(4), використовують один найбільший об'єкт газової інфраструктури, що становить спільний інтерес для груп ризику, зазначених у додатку I.

ДОДАТОК III
Постійна двонаправлена потужність

1. Для цілей виконання положень, визначених у цьому додатку, національний регуляторний орган може діяти в якості компетентного органу, якщо держава-член ухвалила відповідне рішення.

2. Для забезпечення або збільшення двонаправленої потужності транскордонного газопроводу або отримання чи продовження строку дії звільнення від виконання такого обов'язку, оператори газотранспортних систем з обох боків транскордонного газопроводу повинні подати до їхніх компетентних органів (далі - відповідні компетентні органи) та їхніх регуляторних органів (далі - відповідні регуляторні органи), після консультацій з усіма потенційно заінтересованими операторами газотранспортної системи:

(a) пропозицію щодо забезпечення постійної фізичної потужності транспортування газу в обох напрямках для цілей постійної двонаправленої потужності в реверсному напрямку (далі - фізична реверсна потужність); або

(b) запит про надання звільнення від виконання обов'язку щодо забезпечення двонаправленої потужності.

Оператори газотранспортних систем повинні намагатися подати спільну пропозицію або спільний запит на звільнення. У випадку пропозиції щодо забезпечення двонаправленої потужності оператори газотранспортних систем можуть подати обґрунтовану пропозицію про транскордонний розподіл витрат. Таке подання повинне бути здійснене не пізніше 01 грудня 2018 року для всіх транскордонних газопроводів, які існували станом на 01 листопада 2017 року, і після завершення стадії техніко-економічного обґрунтування, проте до початку стадії детального технічного проектування нових транскордонних газопроводів.

3. Після отримання пропозиції або запиту про надання звільнення відповідні компетентні органи повинні невідкладно провести консультації з компетентними органами та, якщо вони не є компетентними органами, з національними регуляторними органами держави-члена, що може, згідно з результатами оцінювання ризику, отримати вигоду від реверсної потужності, Агентством і Комісією щодо пропозиції або запиту про надання звільнення. Органи, з якими проводилися консультації, можуть надати висновок протягом чотирьох місяців з моменту отримання запиту на проведення консультацій.

4. Відповідні регуляторні органи повинні, протягом шести місяців з моменту отримання спільної пропозиції, відповідно до статті 5(6) і (7), після консультацій із відповідними організаторами проекту, ухвалити координовані рішення про транскордонний розподіл інвестиційних витрат, які будуть понесені кожним оператором газотранспортної системи в рамках проекту. Якщо відповідні регуляторні органи не досягнуть згоди в зазначений строк, вони повинні невідкладно повідомити про це відповідні компетентні органи.

5. Відповідні компетентні органи повинні, на основі оцінювання ризику, інформації, зазначеної у статті 5(5) цього Регламенту, висновків, отриманих після консультацій згідно з пунктом 3 цього додатка, і з урахуванням безпеки постачання газу та внеску в роботу внутрішнього ринку газу, ухвалити координоване рішення. Таке координоване рішення повинне бути ухвалене протягом двох місяців. Обчислення двомісячного періоду розпочинається після завершення чотиримісячного періоду, відведеного на надання висновків, зазначених у пункті 3 цього додатка, крім випадків, коли всі висновки були отримані раніше, або після завершення шестимісячного періоду, зазначеного в пункті 4 цього додатка, для ухвалення координованого рішення відповідними регуляторними органами. Координованим рішенням:

(a) приймається пропозиція щодо двонаправленої потужності. Таке рішення повинне містити аналіз витрат і вигід, строк виконання та механізми його подальшого використання, супроводжуватися координованим рішенням про транскордонний розподіл витрат, зазначеним у пункті 4, і бути підготовленим відповідними регуляторними органами;

(b) надається тимчасове звільнення або продовжується строк його дії не більше ніж на чотири роки, якщо аналіз витрат і вигід, що міститься в рішенні, свідчить, що реверсна потужність не підвищить безпеку постачання газу в будь-якій відповідній державі-члені, або якщо інвестиційні витрати значно перевищать очікувані вигоди для безпеки постачання газу; або

(c) вимагається, щоб оператори газотранспортних систем змінили та повторно подали свою пропозицію або запит про надання звільнення у строк, що не перевищує чотири місяці.

6. Відповідні компетентні органи повинні невідкладно надати координоване рішення компетентним органам і національним регуляторним органам, які надали висновок згідно з пунктом 3, відповідним регуляторним органам, Агентству та Комісії, включно з висновками, отриманими в ході консультацій згідно з пунктом 3.

7. Упродовж двох місяців з моменту отримання координованого рішення компетентні органи, зазначені в пункті 6, можуть представити свої заперечення проти координованого рішення та надати їх відповідним компетентним органам, які його ухвалили, Агентству та Комісії. Такі заперечення обмежуються фактами та оцінюванням, зокрема, стосовно транскордонного розподілу витрат, що не був предметом консультацій згідно з параграфом 3.

8. Упродовж трьох місяців з моменту отримання координованого рішення згідно з пунктом 6 Агентство повинне надати висновок щодо елементів координованого рішення з урахуванням будь-якого можливого заперечення та подати такий висновок всім відповідним компетентним органам, компетентним органам, зазначеним у пункті 6, і Комісії.

9. Упродовж чотирьох місяців з моменту отримання висновку, наданого Агентством відповідно до пункту 8, Комісія може ухвалити рішення, що вимагає внесення змін до координованого рішення. Будь-яке таке рішення Комісії повинне бути ухвалене на основі критеріїв, визначених у пункті 5, причин, які лежать в основі рішень відповідних органів, і висновку Агентства. Відповідні компетентні органи повинні виконати вимогу Комісії шляхом внесення змін до їхнього рішення протягом чотирьох тижнів.

Якщо Комісія не вчинить жодних дій протягом такого чотиримісячного періоду, вважається, що вона не має заперечень проти рішення відповідних компетентних органів.

10. Якщо відповідні компетентні органи не змогли ухвалити координоване рішення у строк, визначений у пункті 5, або якщо відповідні регуляторні органи не змогли досягти згоди щодо розподілу витрат у строк, визначений у пункті 4, відповідні компетентні органи повинні повідомити про це Агентство та Комісію не пізніше ніж у дату завершення такого строку. Упродовж чотирьох місяців з моменту отримання такої інформації Комісія, після можливих консультацій з Агентством, повинна ухвалити рішення, що охоплює всі елементи координованого рішення, зазначені в пункті 5, за винятком транскордонного розподілу витрат, і подати таке рішення відповідним компетентним органам і Агентству.

11. Якщо рішення Комісії відповідно до пункту 10 цього додатка вимагає забезпечення двонаправленої потужності, Агентство повинне ухвалити рішення, що охоплює транскордонний розподіл витрат згідно зі статтею 5(7) цього Регламенту, упродовж трьох місяців з моменту отримання рішення Комісії. Перш ніж ухвалити таке рішення, Агентство повинне провести консультації з відповідними регуляторними органами та операторами газотранспортних систем. Такий тримісячний строк може бути продовжений на додатковий період тривалістю два місяці, якщо Агентству необхідна додаткова інформація. Обчислення такого додаткового періоду починається з дня, наступного за датою отримання повної інформації.

12. Комісія, Агентство, компетентні органи, національні регуляторні органи та оператори газотранспортних систем повинні забезпечити конфіденційність комерційно чутливої інформації.

13. Звільнення від виконання обов'язку щодо забезпечення двонаправленої потужності, надані згідно з Регламентом (ЄС) № 994/2010, залишаються чинними, крім випадків, коли Комісія або інша відповідна держава-член вимагають їх перегляду або коли завершується їхній строк дії.

ДОДАТОК IV
Форма спільного оцінювання ризиків

Зазначена нижче форма повинна заповнюватися мовою, погодженою в межах групи ризику.

Загальна інформація

- Держави-члени в групі ризику

- Найменування компетентних органів, відповідальних за підготовку оцінювання ризику (-7)

1. Опис системи

Надайте стислий опис газової системи групи ризику, що охоплює:

(a) основні показники споживання газу (-8): річний обсяг кінцевого споживання газу (млрд куб. м) з розподілом за типами споживачів (-9), піковий попит (загальний і з розподілом за категоріями споживачів у млн куб. м/доба);

(b) опис функціонування газової системи у групі ризику: основні потоки (вхід/ вихід/ транзит), потужність інфраструктури в точках входу/ виходу до/з регіону та в кожній державі-члені, включно з коефіцієнтом використання, установки LNG (максимальна добова потужність, коефіцієнт використання та режим доступу) тощо;

(c) розподіл, наскільки це можливо, джерел імпорту газу за країною походження (-10);

(d) опис ролі газосховищ, які мають значення для групи ризику, включно з транскордонним доступом:

(i) потужність зберігання (загальний і робочий обсяг газу) порівняно з попитом під час опалювального сезону;

(ii) максимальна добова потужність відбору при різних цільових рівнях заповнення (в ідеалі, при повному заповненні газосховищ і наприкінці сезону);

(e) опис ролі внутрішнього видобутку у групі ризику:

(i) обсяг видобутку відносно річного обсягу кінцевого споживання газу;

(ii) максимальна добова потужність видобутку;

(f) опис ролі газу для виробництва електроенергії (наприклад, важливість, роль резервного джерела в разі використання відновлюваних джерел енергії), включно з газовою генеруючою потужністю (загальна (МВт електроенергії) і як відсоток від загальної генеруючої потужності) і когенерацією (загальна (МВт електроенергії) і як відсоток від загальної генеруючої потужності).

2. Стандарт інфраструктури (стаття 5)

Опишіть розрахунки формули (формул) N - 1 на регіональному рівні для групи ризику, якщо це погоджено з компетентними органами групи ризику, а також наявні двонаправлені потужності таким чином:

(a) формула N - 1

(i) визначення одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури, що становить спільний інтерес для групи ризику;

(ii) розрахунок формули N - 1 на регіональному рівні;

(iii) опис значень, які використовуються для всіх елементів у формулі N - 1, у тому числі проміжних значень, які використовуються для розрахунку (наприклад, для EPm необхідно вказати потужність в усіх точках входу, які розглядаються в рамках цього параметра);

(iv) інформація про методології та припущення, за наявності, що використовуються для розрахування параметрів у формулі N - 1 (наприклад, Dmax) (для отримання детальних пояснень див. додатки);

(b) двонаправлена потужність

(i) вкажіть точки міжсистемного з'єднання, що мають двонаправлену потужність, і максимальну потужність двонаправлених потоків;

(ii) вкажіть угоди, які регулюють використання реверсної потужності (наприклад, переривчастої потужності);

(iii) вкажіть точки міжсистемного з'єднання, для яких було надане звільнення згідно зі статтею 5(4), строк дії звільнення та підстави, на яких воно було надане.

3. Визначення ризиків

Опишіть істотний транснаціональний ризик, у зв'язку з яким була створена група, а також фактори ризику в ряді випадків, які можуть призвести до реалізації такого ризику, імовірність їх виникнення та їх наслідки.

Невичерпний перелік факторів ризику, які повинні бути включені в оцінювання, тільки якщо застосовно, за даними відповідного компетентного органу:

(a) політичні

- порушення постачання газу з третіх країн унаслідок різних причин,

- політичні заворушення (у країні походження або у країні транзиту),

- війна/ громадянська війна (у країні походження або у країні транзиту),

- тероризм;

(b) технологічні

- вибухи/ пожежі,

- пожежі (на конкретному об'єкті),

- витоки,

- відсутність належного технічного обслуговування,

- несправність обладнання (відмова при пуску, відмова в робочий час тощо),

- відсутність електроенергії (або іншого джерела енергії),

- відмова ІКТ (апаратний або програмний збій, проблеми з мережею Інтернет, SCADA тощо),

- кібератака,

- наслідки виїмкових робіт (копання, відсипка ґрунту), земляних робіт тощо;

(c) комерційні/ ринкові/ фінансові

- угоди з постачальниками третіх країн,

- комерційний спір,

- контроль інфраструктури, що має значення для безпеки постачання газу, суб'єктами третіх країн, що може включати, між іншим, ризики дефіциту інвестицій, підриву диверсифікації або недотримання права Союзу,

- цінова волатильність,

- дефіцит інвестицій,

- раптовий, неочікуваний піковий попит,

- інші ризики, які можуть призвести до структурної неефективності;

(d) соціальні

- страйки (у різних пов'язаних секторах, таких як газовий сектор, порти, транспорт тощо),

- диверсія,

- вандалізм,

- крадіжка;

(e) природні

- землетруси,

- зсуви,

- повені (сильні зливи, річні повені),

- шторми (на морі),

- лавини,

- екстремальні погодні умови,

- пожежі (за межами об'єкта, як-от у найближчих лісах, лугах тощо).

Аналіз

(a) опишіть істотний транснаціональний ризик і будь-які інші фактори ризику, які мають значення для групи ризику, у тому числі імовірність їх виникнення та їх наслідки, а також взаємодію та кореляцію ризиків у державах-членах, у відповідних випадках;

(b) опишіть критерії, які використовуються, щоб визначити, чи система піддається високим/ неприйнятним ризикам;

(c) надайте перелік відповідних сценаріїв ризику згідно із джерелами ризиків і опишіть, яким чином здійснювався вибір;

(d) вкажіть, наскільки були враховані сценарії, підготовлені ENTSOG.

4. Аналіз та оцінювання ризику

Проаналізуйте набір відповідних сценаріїв ризику, зазначених у пункті 3. При моделюванні сценаріїв ризику необхідно враховувати наявні заходи для забезпечення безпеки постачання газу, як-от стандарт інфраструктури, розрахований із використанням формули N - 1, як визначено в пункті 2 додатка II, якщо доцільно, і стандарт постачання газу. Для кожного сценарію ризику:

(a) детально опишіть сценарій ризику, у тому числі всі припущення та, якщо застосовно, базисні методології для їх розрахування;

(b) детально опишіть результати проведеного моделювання, включно з кількісним оцінюванням впливу (наприклад, обсяги недопостаченого газу, соціально-економічний вплив, вплив на централізоване теплопостачання, вплив на виробництво електроенергії).

5. Висновки

Опишіть основні результати спільного оцінювання ризику, у тому числі визначення сценаріїв ризику, які вимагають подальших дій.

ДОДАТОК V
Форма національного оцінювання ризику

Загальна інформація

Найменування компетентного органу, відповідального за підготовку цього оцінювання ризику (-11)

1. Опис системи

1.1. Надайте стислий узагальнений опис регіональної газової системи для кожної групи ризику (-12), у якій бере участь держава-член, що охоплює:

(a) основні показники споживання газу (-13): річний обсяг кінцевого споживання газу (млрд куб. м та МВт·год) з розподілом за типами споживачів (-14), піковий попит (загальний і з розподілом за категоріями споживачів у млн куб. м/доба);

(b) опис функціонування газової системи (систем) у групі ризику: основні потоки (вхід/ вихід/ транзит), потужність інфраструктури в точках входу/ виходу до/з регіону (регіонів) груп ризиків і в кожній державі-члені, включно з коефіцієнтом використання, установки LNG (максимальна добова потужність, коефіцієнт використання та режим доступу) тощо;

(c) розподіл, наскільки це можливо, відсотка джерел імпорту газу за країною походження (-15);

(d) опис ролі газосховищ, які мають значення для групи ризику, включно з транскордонним доступом:

(i) потужність зберігання (загальний і робочий обсяг газу) порівняно з попитом під час опалювального сезону;

(ii) максимальна добова потужність відбору при різних цільових рівнях заповнення (в ідеалі, при повному заповненні газосховищ і наприкінці сезону);

(e) опис ролі внутрішнього видобутку у групі (групах) ризику;

(i) обсяг видобутку відносно річного обсягу кінцевого споживання газу;

(ii) максимальна добова потужність видобутку та опис того, як вона може покрити максимальний добовий обсяг споживання;

(f) опис ролі газу для виробництва електроенергії (наприклад, важливість, роль резервного джерела в разі використання відновлюваних джерел енергії), включно з газовою генеруючою потужністю (загальна (МВт електроенергії) і як відсоток від загальної генеруючої потужності) і когенерацією (загальна (МВт електроенергії) і як відсоток від загальної генеруючої потужності).

1.2. Надайте стислий опис газової системи держави-члена, що охоплює:

(a) основні показники споживання газу: річний обсяг кінцевого споживання газу (млрд куб. м) з розподілом за типами споживачів, піковий попит (млн куб. м/доба);

(b) опис функціонування газової системи на національному рівні, включно з інфраструктурою (у частині, що не охоплюється пунктом 1.1(b)). Якщо застосовно, необхідно включити систему низькокалорійного газу;

(c) визначення ключової інфраструктури, що має значення для безпеки постачання газу;

(d) розподіл, наскільки це можливо, на національному рівні джерел імпорту газу за країною походження;

(e) опис ролі зберігання, що включає:

(i) потужність зберігання (загальний і робочий обсяг газу) порівняно з попитом під час опалювального сезону;

(ii) максимальну добову потужність відбору при різних цільових рівнях заповнення (в ідеалі, при повному заповненні газосховищ і наприкінці сезону);

(f) опис ролі внутрішнього видобутку, що включає:

(i) обсяг видобутку відносно річного обсягу кінцевого споживання газу;

(ii) максимальну добову потужність видобутку;

(g) опис ролі газу для виробництва електроенергії (наприклад, важливість, роль резервного джерела в разі використання відновлюваних джерел енергії), включно з газовою генеруючою потужністю (загальна (МВт електроенергії) і як відсоток від загальної генеруючої потужності) і когенерацією (загальна (МВт електроенергії) і як відсоток від загальної генеруючої потужності).

2. Стандарт інфраструктури (стаття 5)

Опишіть, як дотримується стандарт інфраструктури, включно з основними значеннями, які використовуються для формули N - 1, а також альтернативні варіанти його дотримання (з безпосередньо сполученими державами-членами, заходами на боці попиту) і наявні двонаправлені потужності таким чином:

(a) формула N - 1

(i) визначення одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури;

(ii) розрахунок формули N - 1 на національному рівні;

(iii) опис значень, які використовуються для всіх елементів у формулі N - 1, у тому числі проміжних значень, які використовуються для їх розрахунку (наприклад, для EPm необхідно вказати потужність в усіх точках входу, які розглядаються в рамках цього параметра);

(iv) інформація про методології, за наявності, що використовуються для розрахування параметрів у формулі N - 1 (наприклад, Dmax) (для отримання детальних пояснень див. додатки);

(v) пояснення результатів розрахунку формули N - 1 з урахуванням рівня газу в газосховищах в розмірі 30% та 100% максимального робочого обсягу;

(vi) пояснення основних результатів моделювання формули N - 1 з використанням гідравлічної моделі;

(vii) якщо держава-член ухвалила відповідне рішення, розрахунок формули N - 1 у разі використання заходів на боці попиту:

- розрахунок формули N - 1 згідно з пунктом 2 додатка II,

- опис значень, які використовуються для всіх елементів у формулі N - 1, у тому числі проміжних значень, які використовуються для розрахунку (якщо вони відрізняються від значень, описаних згідно з пунктом 2(a)(iii)),

- інформація про методології, за наявності, що використовуються для розрахування параметрів у формулі N - 1 (наприклад, Dmax) (для отримання детальних пояснень див. додатки);

- пояснення ринкових заходів на боці попиту, які ухвалені/ повинні бути ухвалені для компенсації порушення постачання газу, і їх очікуваного впливу (Deff);

(viii) якщо це погоджено з компетентними органами відповідних груп ризику або з безпосередньо сполученими державами-членами, спільні розрахунки формули N - 1:

- розрахунок формули N - 1 згідно з пунктом 5 додатка II,

- опис значень, які використовуються для всіх елементів у формулі N - 1, у тому числі проміжних значень, які використовуються для їх розрахунку (якщо вони відрізняються від значень, описаних згідно з пунктом 2(a)(iii)),

- інформація про методології та припущення, за наявності, що використовуються для розрахування параметрів у формулі N - 1 (наприклад, Dmax) (для отримання детальних пояснень див. додатки),

- пояснення погоджених механізмів для забезпечення дотримання формули N - 1;

(b) двонаправлена потужність

(i) вкажіть точки міжсистемного з'єднання, що мають двонаправлену потужність, і максимальну потужність двонаправлених потоків;

(ii) вкажіть угоди, які регулюють використання реверсної потужності (наприклад, переривчастої потужності);

(iii) вкажіть точки міжсистемного з'єднання, для яких було надане звільнення згідно зі статтею 5(4), строк дії звільнення та підстави, на яких воно було надане.

3. Визначення ризиків

Опишіть фактори ризику, які можуть мати негативний вплив на безпеку постачання газу в державі-члені, ймовірність їх виникнення та їх наслідки.

Невичерпний перелік типів факторів ризику, які повинні бути включені в оцінювання, тільки якщо застосовно, за даними компетентного органу:

(a) політичні

- порушення постачання газу з третіх країн унаслідок різних причин,

- політичні заворушення (у країні походження або у країні транзиту),

- війна/ громадянська війна (у країні походження або у країні транзиту),

- тероризм;

(b) технологічні

- вибухи/ пожежі,

- пожежі (на конкретному об'єкті),

- витоки,

- відсутність належного технічного обслуговування,

- несправність обладнання (відмова при пуску, відмова в робочий час тощо),

- відсутність електроенергії (або іншого джерела енергії),

- відмова ІКТ (апаратний або програмний збій, проблеми з мережею Інтернет, SCADA тощо),

- кібератака,

- наслідки виїмкових робіт (копання, відсипка ґрунту), земляних робіт тощо;

(c) комерційні/ ринкові/ фінансові

- угоди з постачальниками третіх країн,

- комерційний спір,

- контроль інфраструктури, що має значення для безпеки постачання газу, суб'єктами третіх країн, що може включати, між іншим, ризики дефіциту інвестицій, підриву диверсифікації або недотримання права Союзу,

- цінова волатильність,

- дефіцит інвестицій,

- раптовий, неочікуваний піковий попит,

- інші ризики, які можуть призвести до структурної неефективності;

(d) соціальні

- страйки (у різних пов'язаних секторах, таких як газовий сектор, порти, транспорт тощо),

- диверсія,

- вандалізм,

- крадіжка;

(e) природні

- землетруси,

- зсуви,

- повені (сильні зливи, річні повені),

- шторми (на морі),

- лавини,

- екстремальні погодні умови,

- пожежі (за межами об'єкта, як-от у найближчих лісах, лугах тощо).

Аналіз

(a) визначте фактори ризику, які мають значення для держави-члена, у тому числі ймовірність їх виникнення та їх наслідки;

(b) опишіть критерії, які використовуються, щоб визначити, чи система піддається високим/ неприйнятним ризикам;

(c) надайте перелік відповідних сценаріїв ризику згідно із факторами ризиків та ймовірністю їх виникнення і опишіть, яким чином здійснювався вибір.

4. Аналіз та оцінювання ризику

Проаналізуйте набір відповідних сценаріїв ризику, зазначених у пункті 3. При моделюванні сценаріїв ризику необхідно враховувати наявні заходи для забезпечення безпеки постачання газу, як-от стандарт інфраструктури, розрахований із використанням формули N - 1, як визначено в пункті 2 додатка II, і стандарт постачання газу. Для кожного сценарію ризику:

(a) детально опишіть сценарій ризику, у тому числі всі припущення та, якщо застосовно, базисні методології для їх розрахування;

(b) детально опишіть результати проведеного моделювання, включно з кількісним оцінюванням впливу (наприклад, обсяги недопостаченого газу, соціально-економічний вплив, вплив на централізоване теплопостачання, вплив на виробництво електроенергії).

5. Висновки

Опишіть основні результати спільного оцінювання ризику, у якому брали участь держави-члени, у тому числі визначення сценаріїв ризику, які вимагають подальших дій.

ДОДАТОК VI
Форма плану запобіжних заходів

Загальна інформація

- Держави-члени в групі ризику

- Найменування компетентного органу, відповідального за підготовку плану (-16)

1. Опис системи

1.1. Надайте стислий узагальнений опис регіональної газової системи для кожної групи ризику (-17), у якій бере участь держава-член, що охоплює:

(a) основні показники споживання газу (-18): річний обсяг кінцевого споживання газу (млрд куб. м) з розподілом за типами споживачів (-19), піковий попит (загальний і з розподілом за категоріями споживачів у млн куб. м/доба);

(b) опис функціонування газової системи у групах ризику: основні потоки (вхід/ вихід/ транзит), потужність інфраструктури в точках входу/ виходу до/з регіону (регіонів) груп ризиків та в кожній державі-члені, включно з коефіцієнтом використання, установки LNG (максимальна добова потужність, коефіцієнт використання та режим доступу) тощо;

(c) розподіл, наскільки це можливо, джерел імпорту газу за країною походження (-20);

(d) опис ролі газосховищ, які мають значення для регіону, включно з транскордонним доступом:

(i) потужність зберігання (загальний і робочий обсяг газу) порівняно з попитом під час опалювального сезону;

(ii) максимальна добова потужність відбору при різних цільових рівнях заповнення (в ідеалі, при повному заповненні газосховищ і наприкінці сезону);

(e) опис ролі внутрішнього видобутку в регіоні:

(i) обсяг видобутку відносно річного обсягу кінцевого споживання газу;

(ii) максимальна добова потужність видобутку;

(f) опис ролі газу для виробництва електроенергії (наприклад, важливість, роль резервного джерела в разі використання відновлюваних джерел енергії), включно з газовою генеруючою потужністю (загальна (МВт електроенергії) і як відсоток від загальної генеруючої потужності) і когенерацією (загальна (МВт електроенергії) і як відсоток від загальної генеруючої потужності).

(g) опис ролі заходів з енергоефективності та їх впливу на річних обсяг кінцевого споживання газу.

1.2. Надайте стислий опис газової системи кожної держави-члена, що охоплює:

(a) основні показники споживання газу: річний обсяг кінцевого споживання газу (млрд куб. м) з розподілом за типами споживачів, піковий попит (млн куб. м/доба);

(b) опис функціонування газової системи на національному рівні, включно з інфраструктурою (у частині, що не охоплюється пунктом 1.1(b));

(c) визначення ключової інфраструктури, що має значення для безпеки постачання газу;

(d) розподіл, наскільки це можливо, на національному рівні джерел імпорту газу за країною походження;

(e) опис ролі зберігання в державі-члені, що включає:

(i) потужність зберігання (загальний і робочий обсяг газу) порівняно з попитом під час опалювального сезону;

(ii) максимальну добову потужність відбору при різних цільових рівнях заповнення (в ідеалі, при повному заповненні газосховищ і наприкінці сезону);

(f) опис ролі внутрішнього видобутку, що включає:

(i) обсяг видобутку відносно річного обсягу кінцевого споживання газу;

(ii) максимальну добову потужність видобутку;

(g) опис ролі газу для виробництва електроенергії (наприклад, важливість, роль резервного джерела в разі використання відновлюваних джерел енергії), включно з газовою генеруючою потужністю (загальна (МВт електроенергії) і як відсоток від загальної генеруючої потужності) і когенерацією (загальна (МВт електроенергії) і як відсоток від загальної генеруючої потужності).

(h) опис ролі заходів з енергоефективності та їх впливу на річних обсяг кінцевого споживання газу.

2. Резюме результатів оцінювання ризику

Стисло опишіть результати відповідного спільного та національного оцінювання ризику, проведеного згідно зі статтею 7, зокрема:

(a) перелік оцінених сценаріїв і стислий опис припущень, які використовуються для кожного з них, а також виявлених ризиків/ недоліків;

(b) основні висновки оцінювання ризику.

3. Стандарт інфраструктури (стаття 5)

Опишіть, як дотримується стандарт інфраструктури, включно з основними значеннями, які використовуються для формули N - 1, а також альтернативні варіанти його дотримання (із сусідніми державами-членами, заходами на боці попиту) і наявні двонаправлені потужності таким чином:

3.1. Формула N - 1

(i) визначення одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури, що становить спільний інтерес для регіону;

(ii) розрахунок формули N - 1 на регіональному рівні;

(iii) опис значень, які використовуються для всіх елементів у формулі N - 1, у тому числі проміжних значень, які використовуються для розрахунку (наприклад, для EPm необхідно вказати потужність в усіх точках входу, які розглядаються в рамках цього параметра);

(iv) інформація про методології та припущення, за наявності, що використовуються для розрахування параметрів у формулі N - 1 (наприклад, Dmax) (для отримання детальних пояснень див. додатки).

3.2. Національний рівень

(a) формула N - 1

(i) визначення одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури;

(ii) розрахунок формули N - 1 на національному рівні;

(iii) опис значень, які використовуються для всіх елементів у формулі N - 1, у тому числі проміжних значень, які використовуються для розрахунку (наприклад, для EPm необхідно вказати потужність в усіх точках входу, які розглядаються в рамках цього параметра);

(iv) інформація про методології, за наявності, що використовуються для розрахування параметрів у формулі N - 1 (наприклад, Dmax) (для отримання детальних пояснень див. додатки);

(v) якщо держава-член ухвалила відповідне рішення, розрахунок формули N - 1 у разі використання заходів на боці попиту:

- розрахунок формули N - 1 згідно з пунктом 2 додатка II,

- опис значень, які використовуються для всіх елементів у формулі N - 1, у тому числі проміжних значень, які використовуються для розрахунку (якщо вони відрізняються від значень, описаних згідно з пунктом 3(a)(iii) цього додатка),

- інформація про методології, за наявності, що використовуються для розрахування параметрів у формулі N - 1 (наприклад, Dmax) (для отримання детальних пояснень див. додатки),

- пояснення ринкових заходів на боці попиту, які ухвалені/ повинні бути ухвалені для компенсації порушення постачання газу, і їх очікуваного впливу (Deff);

(vi) якщо це погоджено з компетентними органами відповідних груп ризику або з безпосередньо сполученими державами-членами, спільні розрахунки формули N - 1:

- розрахунок формули N - 1 згідно з пунктом 5 додатка II,

- опис значень, які використовуються для всіх елементів у формулі N - 1, у тому числі проміжних значень, які використовуються для розрахунку (якщо вони відрізняються від значень, описаних згідно з пунктом 3(a)(iii) цього додатка),

- інформація про методології та припущення, за наявності, що використовуються для розрахування параметрів у формулі N - 1 (наприклад, Dmax) (для отримання детальних пояснень див. додатки),

- пояснення погоджених механізмів для забезпечення дотримання формули N - 1;

(b) двонаправлена потужність

(i) вкажіть точки міжсистемного з'єднання, що мають двонаправлену потужність, і максимальну потужність двонаправлених потоків;

(ii) вкажіть угоди, які регулюють використання реверсної потужності (наприклад, переривчастої потужності);

(iii) вкажіть точки міжсистемного з'єднання, для яких було надане звільнення згідно зі статтею 5(4), строк дії звільнення та підстави, на яких воно було надане.

4. Дотримання стандарту постачання газу (стаття 6)

Опишіть заходи, ухвалені для дотримання стандарту постачання газу, а також будь-якого підвищеного стандарту постачання газу або додаткового обов'язку, встановленого з міркувань безпеки постачання газу:

(a) застосовне визначення захищених споживачів, включно з охопленими категоріями споживачів і їхнім річним обсягом споживання газу (для кожної категорії - чиста вартість і відсоток від національного річного обсягу кінцевого споживання газу);

(b) обсяги газу, необхідні для дотримання стандарту постачання газу згідно зі сценаріями, описаними в першому підпараграфі статті 6(1);

(c) потужність, необхідна для дотримання стандарту постачання газу згідно зі сценаріями, описаними в першому підпараграфі статті 6(1);

(d) наявні заходи для дотримання стандарту постачання газу:

(i) опис заходів;

(ii) адресати;

(iii) за наявності, опишіть будь-яку систему моніторингу ex ante для дотримання стандарту постачання газу;

(iv) санкційний режим, якщо застосовно;

(v) опишіть для кожного заходу:

- економічний вплив, дієвість і ефективність заходу,

- вплив заходу на довкілля,

- вплив заходу на споживача,

(vi) у разі застосування неринкових заходів (для кожного заходу):

- обґрунтуйте необхідність заходу (тобто чому безпеки постачання газу неможливо досягти тільки за допомогою ринкових заходів),

- обґрунтуйте пропорційність заходу (тобто чому неринковий захід є найменш обмежувальним способом досягнення бажаного ефекту),

- надайте аналіз впливу такого заходу:

(1) на безпеку постачання газу в іншій державі-члені;

(2) на національний ринок;

(3) на внутрішній ринок;

(vii) якщо заходи були впроваджені 01 листопада 2017 року або пізніше, надайте стислий опис оцінювання впливу або посилання на публічне оцінювання впливу заходів, проведене згідно зі статтею 9(4);

(e) якщо застосовно, опишіть будь-який підвищений стандарт постачання газу або додатковий обов'язок, встановлений з міркувань безпеки постачання газу:

(i) опис заходів;

(ii) механізм його зниження до звичайних значень у дусі солідарності та згідно зі статтею 13;

(iii) якщо застосовно, опишіть будь-який новий підвищений стандарт постачання газу або додатковий обов'язок, встановлений з міркувань безпеки постачання газу, який ухвалений 01 листопада 2017 року або пізніше;

(iv) адресати;

(v) обсяги газу та потужності, які зазнали впливу;

(vi) вкажіть, як такий захід відповідає умовам, встановленим у статті 6(2).

5. Запобіжні заходи

Опишіть запобіжні заходи, які існують або будуть ухвалені:

(a) опишіть кожен з ухвалених запобіжних заходів для кожного виявленого ризику згідно з результатами оцінювання ризику, включно з описом:

(i) їхнього національного або регіонального виміру;

(ii) їх економічного впливу, дієвості та ефективності;

(iii) їх впливу на споживачів.

У відповідних випадках необхідно включити:

- заходи для розширення транскордонних трубопроводів між сусідніми державами-членами,

- заходи для диверсифікації маршрутів і джерел постачання газу,

- заходи для захисту ключової інфраструктури, що має значення для безпеки постачання газу, які стосуються контролю з боку суб'єктів третіх країн (у тому числі, у відповідних випадках, загальні або секторальні закони про перевірку інвестицій, спеціальні права для певних акціонерів тощо);

(b) опишіть інші заходи, які ухвалені на інших підставах, ніж оцінювання ризику, але які мають позитивний вплив на безпеку постачання газу в державі-члені у відповідній групі (групах) ризику;

(c) у разі застосування неринкових заходів (для кожного заходу):

(i) обґрунтуйте необхідність заходу (тобто чому безпеки постачання газу неможливо досягти тільки за допомогою ринкових заходів);

(ii) обґрунтуйте пропорційність заходу (тобто чому неринковий захід є найменш обмежувальним способом досягнення бажаного ефекту);

(iii) надайте аналіз впливу такого заходу:

- обґрунтуйте необхідність заходу (тобто чому безпеки постачання газу неможливо досягти тільки за допомогою ринкових заходів),

- обґрунтуйте пропорційність заходу (тобто чому неринковий захід є найменш обмежувальним способом досягнення бажаного ефекту),

- надайте аналіз впливу такого заходу:

(1) на безпеку постачання газу в іншій державі-члені;

(2) на національний ринок;

(3) на внутрішній ринок;

(4) поясніть, наскільки були враховані заходи із забезпечення ефективності, у тому числі на боці попиту, для підвищення безпеки постачання газу;

(5) поясніть, наскільки були враховані відновлювані джерела енергії для підвищення безпеки постачання газу.

6. Інші заходи та обов'язки (наприклад, безпечна експлуатація системи)

Опишіть інші заходи та обов'язки, покладені на суб'єктів ринку природного газу та інші відповідні органи, які можуть впливати на безпеку постачання газу, як-от обов'язки щодо безпечної експлуатації системи, включно із суб'єктами, на яких вплине відповідний обов'язок, і покритими обсягами газу. Поясніть точний час і спосіб застосування таких заходів.

7. Інфраструктурні проекти

(a) опишіть майбутні інфраструктурні проекти, у тому числі проекти спільного інтересу у відповідній групі ризику, включно з очікуваним строком їх розгортання, потужностями та оцінкою впливу на безпеку постачання газу у групі ризику;

(b) вкажіть, яким чином в інфраструктурних проектах врахований десятирічний план розвитку мережі Союзу, розроблений ENTSOG відповідно до статті 8(10) Регламенту (ЄС) № 715/2009.

8. Спеціальні обов'язки з надання громадських послуг, які пов'язані з безпекою постачання газу

Вкажіть наявні спеціальні обов'язки з надання громадських послуг, які пов'язані з безпекою постачання газу, і стисло опишіть їх (детальнішу інформацію див у додатках). Чітко поясніть, хто і як повинен виконувати такі обов'язки. Якщо застосовно, опишіть як і коли ініціюється застосування таких спеціальних обов'язків з надання громадських послуг.

9. Консультації зі стейкхолдерами

Згідно зі статтею 8(2) цього Регламенту, опишіть використовуваний механізм і результати консультацій, які проводяться для розроблення цього плану та плану дій у випадку надзвичайної ситуації з:

(a) суб'єктами ринку природного газу;

(b) відповідними організаціями, які представляють інтереси домогосподарств;

(c) відповідними організаціями, які представляють інтереси промислових споживачів газу, у тому числі виробників електроенергії;

(d) національним регуляторним органом.

10. Регіональний вимір

Вкажіть будь-які національні обставини та заходи, які мають значення для безпеки постачання газу і не зазначені в попередніх розділах плану.

Вкажіть, яким чином були враховані можливі коментарі, отримані в ході консультацій, описаних у статті 8(2).

11.1. Розрахунок формули N - 1 на рівні групи ризику, якщо це погоджено компетентними органами в межах групи ризику

формула N - 1

(a) визначення одного найбільшого об'єкта газової інфраструктури, що становить спільний інтерес для групи ризику;

(b) розрахунок формули N - 1 на рівні групи ризику;

(c) опис значень, які використовуються для всіх елементів у формулі N - 1, у тому числі проміжних значень, які використовуються для розрахунку (наприклад, для EPm необхідно вказати потужність в усіх точках входу, які розглядаються в рамках цього параметра);

(d) інформація про методології та припущення, за наявності, що використовуються для розрахування параметрів у формулі N - 1 (наприклад, Dmax) (для отримання детальних пояснень див. додатки).

11.2. Механізми, розроблені для співпраці

Опишіть механізми, які використовуються для співпраці між державами-членами у відповідних групах ризику, у тому числі для розроблення транскордонних заходів у рамках плану запобіжних заходів і плану дій у випадку надзвичайної ситуації.

Опишіть механізми, які використовуються для співпраці з іншими державами-членами при розробленні та ухваленні положень, необхідних для застосування статті 13.

11.3. Запобіжні заходи

Опишіть запобіжні заходи, які існують або будуть ухвалені в межах групи ризику або в результаті регіональних угод:

(a) опишіть кожен з ухвалених запобіжних заходів для кожного виявленого ризику згідно з результатами оцінювання ризику, включно з описом:

(i) їх впливу в державах-членах у межах групи ризику;

(ii) їх економічного впливу, дієвості та ефективності;

(iii) їх впливу на довкілля;

(iv) їх впливу на споживачів.

У відповідних випадках необхідно включити:

- заходи для розширення транскордонних трубопроводів між сусідніми державами-членами,

- заходи для диверсифікації маршрутів і джерел постачання газу,

- заходи для захисту ключової інфраструктури, що має значення для безпеки постачання газу, які стосуються контролю з боку суб'єктів третіх країн (у тому числі, у відповідних випадках, загальні або секторальні закони про перевірку інвестицій, спеціальні права для певних акціонерів тощо);

(b) опишіть інші заходи, які ухвалені на інших підставах, ніж оцінювання ризику, але які мають позитивний вплив на безпеку постачання газу у групі ризику;

(c) у разі застосування неринкових заходів (для кожного заходу):

(i) обґрунтуйте необхідність заходу (тобто чому безпеки постачання газу неможливо досягти тільки за допомогою ринкових заходів);

(ii) обґрунтуйте пропорційність заходу (тобто чому неринковий захід є найменш обмежувальним способом досягнення бажаного ефекту);

(iii) надайте аналіз впливу такого заходу:

- обґрунтуйте необхідність заходу (тобто чому безпеки постачання газу неможливо досягти тільки за допомогою ринкових заходів),

- обґрунтуйте пропорційність заходу (тобто чому неринковий захід є найменш обмежувальним способом досягнення бажаного ефекту),

- надайте аналіз впливу такого заходу:

(1) на безпеку постачання газу в іншій державі-члені;

(2) на національний ринок;

(3) на внутрішній ринок;

(d) поясніть, наскільки були враховані заходи із забезпечення ефективності, у тому числі на боці попиту, для підвищення безпеки постачання газу;

(e) поясніть, наскільки були враховані відновлювані джерела енергії для підвищення безпеки постачання газу.

ДОДАТОК VII
Форма плану дій у випадку надзвичайної ситуації

Загальна інформація

Найменування компетентного органу, відповідального за підготовку цього плану (-21)

1. Визначення рівнів кризової ситуації

(a) вкажіть орган, який відповідає за оголошення кожного рівня кризової ситуації, і процедури оголошення, які повинні бути дотримані в кожному випадку;

(b) за наявності, вкажіть показники або параметри, які використовуються, щоб визначити, чи подія може призвести до істотного погіршення ситуації з постачанням газу, або щоб вирішити, чи оголошувати певний рівень кризової ситуації.

2. Заходи, які повинні бути ухвалені для кожного рівня кризової ситуації (-22)

2.1. Раннє попередження

Опишіть заходи, які повинні застосовуватися на цій стадії, зазначаючи для кожного заходу:

(i) стислий опис заходу та основних учасників;

(ii) опишіть процедуру, якої необхідно дотримуватися, якщо застосовно;

(iii) опишіть очікуваний внесок заходу в подолання наслідків будь-якої події або в завчасну підготовку до її виникнення;

(iv) опишіть потоки інформації між учасниками.

2.2. Рівень попередження

(a) опишіть заходи, які повинні застосовуватися на цій стадії, зазначаючи для кожного заходу:

(i) стислий опис заходу та основних учасників;

(ii) опишіть процедуру, якої необхідно дотримуватися, якщо застосовно;

(iii) опишіть очікуваний внесок заходу в подолання наслідків ситуації рівня попередження;

(iv) опишіть потоки інформації між учасниками;

(b) опишіть обов'язки щодо звітування, покладені на суб'єктів ринку природного газу на рівні попередження.

2.3. Рівень надзвичайної ситуації

(a) надайте перелік попередньо визначених дій на боці пропозиції та попиту для надання доступу до газу у випадку надзвичайної ситуації, включно з комерційними угодами між сторонами, які беруть участь у таких діях, і компенсаційними механізмами для суб'єктів ринку природного газу, у відповідних випадках;

(b) опишіть ринкові заходи, які повинні застосовуватися на цій стадії, зазначаючи для кожного заходу:

(i) стислий опис заходу та основних учасників;

(ii) опишіть процедуру, якої необхідно дотримуватися;

(iii) опишіть очікуваний внесок заходу в пом'якшення наслідків ситуації рівня надзвичайної ситуації;

(iv) опишіть потоки інформації між учасниками;

(c) опишіть неринкові заходи, які плануються або повинні здійснюватися при рівні надзвичайної ситуації, зазначаючи для кожного заходу:

(i) стислий опис заходу та основних учасників;

(ii) надайте оцінку необхідності такого заходу для подолання наслідків кризової ситуації, включно зі ступенем його використання;

(iii) детально опишіть процедуру здійснення заходу (наприклад, що ініціює впровадження цього заходу, хто ухвалює відповідне рішення);

(iv) опишіть очікуваний внесок заходу в пом'якшення наслідків ситуації рівня надзвичайної ситуації на додаток до ринкових заходів;

(v) оцініть інший вплив заходу;

(vi) доведіть відповідність заходу умовам, встановленим у статті 11(6);

(vii) опишіть потоки інформації між учасниками;

(d) опишіть обов'язки щодо звітування, покладені на суб'єктів ринку природного газу.

3. Спеціальні заходи в секторах електроенергетики та централізованого теплопостачання

(a) централізоване теплопостачання

(i) стисло опишіть потенційний вплив порушення постачання газу в секторі централізованого теплопостачання;

(ii) вкажіть заходи та дії, які повинні бути вжиті для пом'якшення потенційного впливу порушення постачання газу на централізоване теплопостачання. У якості альтернативи, вкажіть, чому недоцільно ухвалювати спеціальні заходи;

(b) постачання електроенергії, виробленої з газу

(i) стисло опишіть потенційний вплив порушення постачання газу в секторі електроенергетики;

(ii) вкажіть заходи та дії, які повинні бути вжиті для пом'якшення потенційного впливу порушення постачання газу на сектор електроенергетики. У якості альтернативи, вкажіть, чому недоцільно ухвалювати спеціальні заходи;

(iii) вкажіть механізми/ наявні положення для забезпечення належної координації, у тому числі обміну інформацією, між основними учасниками секторів газу та електроенергії, зокрема між операторами газотранспортних систем/ систем передачі при різних рівнях кризової ситуації.

4. Кризовий менеджер або група

Вкажіть кризового менеджера та визначте його роль.

5. Функції та обов'язки різних учасників

(a) для кожного рівня кризової ситуації визначте функції та обов'язки, включно зі взаємодією з компетентними органами та, у відповідних випадках, з національним регуляторним органом, для:

(i) суб'єктів ринку природного газу;

(ii) промислових споживачів;

(iii) відповідних виробників електроенергії;

(b) для кожного рівня кризової ситуації визначте роль і обов'язки компетентних органів та інших органів, яким були делеговані завдання.

6. Заходи, які стосуються неналежного споживання газу споживачами, які не є захищеними споживачами

Опишіть наявні заходи для запобігання, наскільки це можливо і без створення загрози для безпечної та надійної експлуатації газової системи або без створення небезпечних ситуацій, споживанню з боку споживачів, які не є захищеними споживачами, газу, який постачається захищеним споживачам під час надзвичайної ситуації. Вкажіть характер заходу (адміністративний, технічний тощо), основних учасників і процедури, які підлягають дотриманню.

7. Тести на випадок надзвичайної ситуації

(a) вкажіть графік моделювання реагування в реальному часі у випадку надзвичайної ситуації;

(b) вкажіть учасників, процедури та конкретні змодельовані сценарії високого та середнього впливу.

Для оновлень плану дій у випадку надзвичайної ситуації: стисло опишіть тести, проведені з моменту представлення останнього плану дій у випадку надзвичайної ситуації, і основні результати. Вкажіть, які заходи були ухвалені за результатами таких тестів.

8. Регіональний вимір

8.1. Заходи, які повинні бути ухвалені для кожного рівня кризової ситуації:

8.1.1. Раннє попередження

Опишіть заходи, які повинні застосовуватися на цій стадії, зазначаючи для кожного заходу:

(i) стислий опис заходу та основних учасників;

(ii) опишіть процедуру, якої необхідно дотримуватися, якщо застосовно;

(iii) опишіть очікуваний внесок заходу в подолання наслідків будь-якої події або в завчасну підготовку до її виникнення;

(iv) опишіть потоки інформації між учасниками.

8.1.2. Рівень попередження

(a) опишіть заходи, які повинні застосовуватися на цій стадії, зазначаючи для кожного заходу:

(i) стислий опис заходу та основних учасників;

(ii) опишіть процедуру, якої необхідно дотримуватися, якщо застосовно;

(iii) опишіть очікуваний внесок заходу в подолання наслідків будь-якої події або в завчасну підготовку до її виникнення;

(iv) опишіть потоки інформації між учасниками;

(b) опишіть обов'язки щодо звітування, покладені на суб'єктів ринку природного газу на рівні попередження.

8.1.3. Рівень надзвичайної ситуації

(a) надайте перелік попередньо визначених дій на боці пропозиції та попиту для надання доступу до газу у випадку надзвичайної ситуації, включно з комерційними угодами між сторонами, які беруть участь у таких діях, і компенсаційними механізмами для суб'єктів ринку природного газу, у відповідних випадках;

(b) опишіть ринкові заходи, які повинні застосовуватися на цій стадії, зазначаючи для кожного заходу:

(i) стислий опис заходу та основних учасників;

(ii) опишіть процедуру, якої необхідно дотримуватися;

(iii) опишіть очікуваний внесок заходу в пом'якшення наслідків ситуації рівня надзвичайної ситуації;

(iv) опишіть потоки інформації між учасниками;

(c) опишіть неринкові заходи, які плануються або повинні здійснюватися при рівні надзвичайної ситуації, зазначаючи для кожного заходу:

(i) стислий опис заходу та основних учасників;

(ii) надайте оцінку необхідності такого заходу для подолання наслідків кризової ситуації, включно зі ступенем його використання;

(iii) детально опишіть процедуру здійснення заходу (наприклад, що ініціює впровадження заходу, хто ухвалює відповідне рішення);

(iv) опишіть очікуваний внесок заходу в пом'якшення наслідків ситуації рівня надзвичайної ситуації на додаток до ринкових заходів;

(v) оцініть інший вплив заходу;

(vi) доведіть відповідність заходу умовам, встановленим у статті 11(6);

(vii) опишіть потоки інформації між учасниками;

(d) опишіть обов'язки щодо звітування, покладені на суб'єктів ринку природного газу.

8.2. Механізми співпраці

(a) опишіть наявні механізми співпраці в межах кожної з відповідних груп ризику та забезпечення належної координації при кожному рівні кризової ситуації. Опишіть, за наявності і якщо вони не зазначені в пункті 2, процедури вироблення й ухвалення рішень для належного реагування на регіональному рівні при кожному рівні кризової ситуації;

(b) опишіть наявні механізми співпраці з іншими державами-членами за межами груп ризиків і координації дій при кожному рівні кризової ситуації.

8.3. Солідарність держав-членів

(a) опишіть механізми, погоджені між безпосередньо сполученими державами-членами для забезпечення застосування принципу солідарності, зазначеного у статті 13;

(b) якщо застосовно, опишіть механізми, погоджені між державами-членами, які сполучені одна з одною через третю країну, для забезпечення застосування принципу солідарності, зазначеного у статті 13.

ДОДАТОК VIII
Перелік неринкових заходів для забезпечення безпеки постачання газу

При розробленні плану запобіжних заходів і плану дій у випадку надзвичайної ситуації компетентний орган повинен враховувати внесок зазначеного нижче орієнтовного невичерпного переліку заходів тільки у випадку надзвичайної ситуації:

(a) заходи на боці пропозиції:

- використання стратегічного запасу газу,

- примусове використання запасів альтернативних видів палива (наприклад, згідно з Директивою Ради 2009/119/ЄС (-23)),

- примусове використання електроенергії, виробленої з джерел, інших ніж газ,

- примусове підвищення рівнів видобутку газу,

- примусовий відбір газу з газосховищ;

(b) заходи на боці попиту:

- різні заходи для обов'язкового зниження попиту:

- примусовий перехід на інші види палива,

- примусове використання договорів, які передбачають можливість переривання, якщо вони не використовуються в повному обсязі в рамках ринкових заходів,

- примусове скидання гарантованого навантаження.

ДОДАТОК IX
Кореляційна таблиця

(-1) Регламент Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 347/2013 від 17 квітня 2013 року про настанови для транс'європейської енергетичної інфраструктури та скасування Рішення № 1364/2006/ЄС, а також внесення змін до регламентів (ЄС) № 713/2009, (ЄС) № 714/2009 і (ЄС) № 715/2009 (OB L 115, 25.04.2013, с. 39).
(-2) Регламент Комісії (ЄС) 2017/459 від 16 березня 2017 року про встановлення мережевого кодексу щодо механізмів розподілу потужності в газотранспортних системах та про скасування Регламенту (ЄС) № 984/2013 (OB L 72, 17.03.2017, с. 1).
(-3) Регламент Європейського Парламенту і Ради (ЄС) 2018/1999 від 11 грудня 2018 року про управління Енергетичним Союзом і боротьбу зі зміною клімату, про внесення змін до регламентів Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 663/2009 і (ЄС) № 715/2009, директив Європейського Парламенту і Ради 94/22/ЄС, 98/70/ЄС, 2009/31/ЄС, 2009/73/ЄС, 2010/31/ЄС, 2012/27/ЄС і 2013/30/ЄС, директив Ради 2009/119/ЄС і (ЄС) 2015/652 і про скасування Регламенту Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 525/2013 (OB L 328, 21.12.2018, с. 1).
(-4) Регламент Європейського Парламенту і Ради (ЄС) 2022/869 від 30 травня 2022 року про настанови щодо транс'європейської енергетичної інфраструктури, внесення змін до регламентів (ЄС) № 715/2009, (ЄС) 2019/942 та (ЄС) 2019/943 і директив 2009/73/ЄС та (ЄС) 2019/944, і про скасування Регламенту № 347/2013 (OB L 152, 03.06.2022, с. 45).
(-5) Регламент Європейського Парламенту і Ради (ЄС) № 182/2011 від 16 лютого 2011 року про встановлення правил і загальних принципів стосовно механізмів контролю державами-членами здійснення Комісією виконавчих повноважень (OB L 55, 28.02.2011, с. 13).
(-6) На цей додаток поширюються пропорційні обов'язки кожної держави-члена згідно із цим Регламентом, зокрема згідно зі статтями 6a, 6b та 6c.
Для держав-членів, які підпадають під дію статті 6a(2), пропорційний проміжний цільовий рівень необхідно розраховувати шляхом множення значення, вказаного в таблиці, на ліміт у розмірі 35%, і ділення добутку на 80%.
(-7) Якщо це завдання було делеговане будь-яким компетентним органом, вкажіть найменування органу/ органів, відповідальних за підготовку цього оцінювання ризику від його імені.
(-8) Для цілей першого оцінювання включіть дані за останні два роки. Для цілей оновлень включіть дані за останні чотири роки.
(-9) У тому числі промислові споживачі, виробники електроенергії, надавачі послуг централізованого теплопостачання, житлових та інших послуг (необхідно вказати зазначений тут тип споживачів). Крім того, необхідно вказати обсяг споживання газу захищеними споживачами.
(-10) Опишіть застосовну методологію.
(-11) Якщо це завдання було делеговане компетентним органом, вкажіть найменування органу/ органів, відповідальних за підготовку цього оцінювання ризику від його імені.
(-12) Для цілей спрощення необхідно надавати інформацію на найвищому рівні груп ризику, якщо це можливо, і додавати детальні дані, за необхідності.
(-13) Для цілей першого оцінювання включіть дані за останні два роки. Для цілей оновлень включіть дані за останні чотири роки.
(-14) У тому числі промислові споживачі, виробники електроенергії, надавачі послуг централізованого теплопостачання, житлових та інших послуг (необхідно вказати зазначений тут тип споживачів). Крім того, необхідно вказати обсяг споживання газу захищеними споживачами.
(-15) Опишіть застосовну методологію.
(-16) Якщо це завдання було делеговане будь-яким компетентним органом, вкажіть найменування органу/ органів, відповідальних за підготовку цього плану від його імені.
(17) Для цілей спрощення необхідно надавати інформацію на найвищому рівні груп ризику, якщо це можливо, і додавати детальні дані, за необхідності.
(-18) Для цілей першого плану включіть дані за останні два роки. Для цілей оновлень включіть дані за останні чотири роки.
(-19) У тому числі промислові споживачі, виробники електроенергії, надавачі послуг централізованого теплопостачання, житлових та інших послуг (необхідно вказати зазначений тут тип споживачів).
(-20) Опишіть застосовну методологію.
(-21) Якщо це завдання було делеговане будь-яким компетентним органом, вкажіть найменування органу/ органів, відповідальних за підготовку цього плану від його імені.
(-22) Вкажіть регіональні та національні заходи.
(-23) Директива Ради 2009/119/ЄС від 14 вересня 2009 року про покладення обов'язку на держав-членів щодо підтримання мінімальних запасів сирої нафти та/або нафтопродуктів (OB L 265, 09.10.2009, с. 9).