Регламент Європейського Парламенту і Ради (ЄС) (ЄС) № 2017/1938 від 25 жовтня 2017 року про заходи для гарантування безпеки постачання газу та про скасування Директиви (ЄС) № 994/2010

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.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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%.

, N - 1 більше або дорівнює 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.

"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.

, N - 1 більше або дорівнює 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).

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.

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.

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

- Держави-члени в групі ризику

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

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).

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.

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.

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).

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

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

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).

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.

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),