Regolamento (UE) 2017/1938 del Parlamento europeo e del Consiglio del 25 ottobre 2017 concernente misure volte a garantire la sicurezza dell'approvvigionamento di gas e che abroga il regolamento (UE) n. 994/2010 (Testo rilevante ai fini del SEE)
Testo vigente
Art. 5 Standard infrastrutturale
1.
Ciascuno Stato membro o la propria autorità competente, secondo quanto previsto dallo Stato membro, provvede ad adottare le misure necessarie affinché, in caso di interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale del gas, la capacità tecnica delle infrastrutture rimanenti, determinata in conformità della formula N – 1 di cui al punto 2 dell'allegato II, sia in grado, fatte salve le disposizioni del paragrafo 2 del presente articolo, di soddisfare la domanda totale di gas dell'area calcolata durante un giorno di domanda eccezionalmente elevata, che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni. Il calcolo è effettuato tenendo conto dell'andamento tendenziale del consumo di gas, dell'impatto a lungo termine delle misure di efficienza energetica e dei tassi di utilizzazione dell'infrastruttura esistente.
L'obbligo di cui al primo comma del presente paragrafo non pregiudica la responsabilità dei gestori del sistema di trasporto di effettuare gli investimenti del caso né gli obblighi dei gestori del sistema di trasporto previsti dal regolamento (CE) n. 715/2009 e dalla direttiva 2009/73/CE.
2. L'obbligo di assicurare che le infrastrutture rimanenti abbiano la capacità tecnica di soddisfare la domanda totale di gas di cui al paragrafo 1 del presente articolo si considera rispettato anche quando l'autorità competente dimostra, nell'ambito del piano d'azione preventivo, che un'interruzione dell'approvvigionamento di gas può essere compensata adeguatamente e tempestivamente grazie ad opportune misure di mercato sul versante della domanda. A tale scopo, la formula N – 1 è calcolata come previsto dall'allegato II, punto 4.
3. Ove opportuno, in base alle valutazioni del rischio di cui all'articolo 7, le autorità competenti degli Stati membri confinanti possono decidere di adempiere, congiuntamente, all'obbligo previsto al paragrafo 1 del presente articolo. In tal caso le autorità competenti forniscono il calcolo della formula N – 1 nella valutazione del rischio, precisando le modalità concordate per adempiere a tale obbligo nei capitoli regionali dei piani d'azione preventivi. Si applica il punto 5 dell'allegato II.
4.
I gestori del sistema di trasporto realizzano una capacità fisica permanente di trasporto del gas in entrambe le direzioni («capacità bidirezionale») su tutte le interconnessioni tra Stati membri salvo:
a) nei casi di connessioni a impianti di produzione, impianti GNL e reti di distribuzione; o
b) esenzioni da tale obbligo, accordate previe valutazione dettagliata e consultazione degli altri Stati membri e della Commissione in conformità dell'allegato III.
Per dotare l'interconnessione della capacità bidirezionale o per potenziarla, oppure per ottenere o prorogare un'esenzione da tale obbligo si applica la procedura di cui all'allegato III. La Commissione pubblica e aggiorna l'elenco delle esenzioni.
5. Una proposta di realizzazione o potenziamento della capacità bidirezionale o una richiesta di concessione o proroga di un'esenzione includono un'analisi costi/benefici elaborata sulla base della metodologia di cui all'articolo 11 del regolamento (UE) n. 347/2013 del Parlamento europeo e del Consiglio14 e si basano sui seguenti elementi:
a) sulla valutazione della domanda del mercato;
b) sulle proiezioni della domanda e dell'offerta;
c) sul possibile impatto economico sull'infrastruttura esistente;
d) sullo studio di fattibilità;
e) sui costi della capacità bidirezionale, ivi compresi quelli del necessario rafforzamento del sistema di trasporto; e
f) sui benefici della sicurezza dell'approvvigionamento di gas, tenendo conto della misura in cui la capacità bidirezionale contribuisce a soddisfare lo standard infrastrutturale stabilito nel presente articolo.
6. Le autorità nazionali di regolamentazione tengono conto dell'efficienza dei costi sostenuti per ottemperare all'obbligo di cui al paragrafo 1 del presente articolo e dei costi connessi alla realizzazione della capacità bidirezionale, al fine di offrire incentivi appropriati in sede di fissazione o approvazione, in base a criteri trasparenti e precisi, delle tariffe o delle metodologie a norma dell'articolo 13 del regolamento (CE) n. 715/2009 e dell'articolo 41, paragrafo 8, della direttiva 2009/73/CE.
7. Nella misura in cui un investimento per la realizzazione o il potenziamento della capacità bidirezionale non risponde a un'esigenza del mercato, ma è ritenuto necessario per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas, e qualora il suddetto investimento implichi dei costi in più Stati membri o in uno Stato membro nell'interesse di un altro Stato membro, prima che siano adottate le decisioni di investimento le autorità nazionali di regolamentazione di tutti gli Stati membri interessati prendono una decisione coordinata sulla ripartizione dei costi. La ripartizione dei costi tiene conto dei principi descritti e degli elementi figuranti all'articolo 12, paragrafo 4, del regolamento (UE) n. 347/2013, in particolare della proporzione nella quale gli investimenti nelle infrastrutture contribuiscono ad aumentare la sicurezza dell'approvvigionamento di gas degli Stati membri interessati nonché degli investimenti già realizzati nell'infrastruttura in questione. La ripartizione dei costi non distorce indebitamente la concorrenza e il funzionamento efficiente del mercato interno e cerca di evitare effetti distorsivi impropri sul mercato.
8.
L'autorità competente provvede affinché le nuove infrastrutture di trasporto contribuiscano alla sicurezza dell'approvvigionamento di gas grazie allo sviluppo di una rete ben connessa che disponga, ove opportuno, di un numero sufficiente di punti transfrontalieri d'entrata e d'uscita in relazione alla domanda del mercato e ai rischi individuati.
L'autorità competente determina, nella valutazione del rischio, in una prospettiva integrata che abbraccia i sistemi del gas e dell'elettricità, se esistano strozzature interne e se la capacità d'entrata e l'infrastruttura nazionale di entrata, in particolare le reti di trasporto, siano in grado di adattare i flussi nazionali e transfrontalieri di gas allo scenario di interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale del gas a livello nazionale e di interesse comune per il gruppo di rischio individuato nella valutazione del rischio.
9.
In deroga al paragrafo 1 del presente articolo, e alle condizioni di cui al presente paragrafo, Lussemburgo, Slovenia e Svezia non sono vincolati ma si adoperano per rispettare l'obbligo di cui al detto paragrafo, assicurando al contempo gli approvvigionamenti di gas ai clienti protetti conformemente all'articolo 6.
La deroga si applica al Lussemburgo purché:
a) abbia almeno due interconnettori con altri Stati membri;
b) almeno due diverse fonti di approvvigionamento di gas; e
c) nessun impianto di stoccaggio sul proprio territorio.
La deroga si applica alla Slovenia purché:
a) abbia almeno due interconnettori con altri Stati membri;
b) almeno due diverse fonti di approvvigionamento di gas; e
c) nessun impianto di stoccaggio o GNL sul proprio territorio.
La deroga si applica alla Svezia purché:
a) non abbia alcun transito di gas verso altri Stati membri sul proprio territorio;
b) il consumo interno lordo annuale di gas sia inferiore a 2 Mtep; e
c) corrisponda a meno del 5 % del consumo totale di energia primaria prodotta da gas.
Lussemburgo, Slovenia e Svezia informano la Commissione di qualsiasi cambiamento che possa incidere sulle condizioni di cui al presente paragrafo. La deroga di cui al presente paragrafo cessa di applicarsi qualora venga meno almeno una di tali condizioni.
Nell'ambito della valutazione nazionale del rischio effettuata in conformità dell'articolo 7, paragrafo 3, Lussemburgo, Slovenia e Svezia descrivono la situazione per quanto riguarda le rispettive condizioni di cui al presente paragrafo e le prospettive di conformità all'obbligo di cui al paragrafo 1 del presente articolo, tenendo conto dell'impatto economico della conformità allo standard infrastrutturale nonché dell'evoluzione del mercato del gas e dei progetti di infrastrutture del gas nel gruppo di rischio. In base alle informazioni fornite nella valutazione nazionale del rischio e se le rispettive condizioni di cui al presente paragrafo sono soddisfatte, la Commissione può decidere che la deroga si applichi per altri quattro anni. In caso di decisione positiva, la procedura di cui al primo comma si ripete dopo quattro anni.
Art. 6 Standard di approvvigionamento di gas
1.
L'autorità competente prescrive alle imprese di gas naturale, che l'autorità stessa identifica, di adottare misure volte ad assicurare ai clienti protetti dello Stato membro l'approvvigionamento di gas in ciascuno dei casi seguenti:
a) temperature estreme per un periodo di picco di sette giorni che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni;
b) un periodo di trenta giorni di domanda di gas eccezionalmente elevata che secondo la probabilità statistica ricorre una volta ogni vent'anni;
c) un periodo di trenta giorni in caso di interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale del gas in condizioni invernali medie.
Entro il 2 febbraio 2018, ogni Stato membro notifica alla Commissione le proprie definizioni di clienti protetti, i volumi di consumo annuo di gas dei clienti protetti e la percentuale del consumo totale annuo finale di gas che tali volumi di consumo rappresentano in tale Stato membro. Gli Stati membri, se nella definizione di clienti protetti inseriscono le categorie di cui all'articolo 2, punto 5, lettera a) o b), specificano i volumi di consumo di gas corrispondenti ai clienti appartenenti a tali categorie e la percentuale che ciascuno di tali gruppi di clienti rappresenta nel consumo finale complessivo di gas all'anno.
L'autorità competente individua le imprese di gas naturale di cui al primo comma del presente paragrafo e le specifica nel piano d'azione preventivo.
Le nuove misure non di mercato previste per assicurare lo standard di approvvigionamento di gas sono conformi alla procedura di cui all'articolo 9, paragrafi da 4 a 9.
Gli Stati membri possono conformarsi all'obbligo di cui al primo comma attuando misure di efficienza energetica o sostituendo il gas con un'altra fonte di energia, tra cui le fonti di energia rinnovabili, nella misura in cui risulti lo stesso livello di sicurezza.
2.
Eventuali aumenti dello standard di approvvigionamento di gas al di là del periodo di trenta giorni di cui al paragrafo 1, lettere b) e c), o obblighi supplementari imposti per ragioni di sicurezza dell'approvvigionamento di gas si basano sulla valutazione del rischio, sono riportati nel piano d'azione preventivo e:
a) sono conformi alle disposizioni dell'articolo 8, paragrafo 1;
b) non incidono negativamente sulla capacità di altri Stati membri di approvvigionare di gas i rispettivi clienti protetti in conformità del presente articolo in caso di emergenza a livello nazionale, regionale o dell'Unione; e
c) sono conformi all'articolo 12, paragrafo 5, in caso di emergenza a livello regionale o dell'Unione.
La Commissione può chiedere una giustificazione che mostri la conformità di qualsiasi misura di cui al primo comma alle condizioni ivi indicate. Tale giustificazione è resa pubblica dall'autorità competente dello Stato membro che introduce la misura.
Ogni nuova misura non di mercato a norma del primo comma del presente paragrafo adottate il 1o novembre 2017, o successivamente, sono conformi alla procedura stabilita all'articolo 9, paragrafi da 4 a 9.
3. Decorsi i termini definiti dall'autorità competente di cui ai paragrafi 1 e 2, o qualora le condizioni siano più gravi di quelle di cui al paragrafo 1, l'autorità competente e le imprese di gas naturale si adoperano per preservare, per quanto possibile, l'approvvigionamento di gas, in particolare ai clienti protetti.
4. Gli obblighi imposti alle imprese di gas naturale per rispettare gli standard di approvvigionamento di gas di cui al presente articolo non sono discriminatori né impongono un onere eccessivo a tali imprese.
5. Le imprese di gas naturale sono autorizzate a conformarsi agli obblighi basati sul presente articolo a livello regionale o dell'Unione, ove opportuno. Le autorità competenti non prescrivono che gli standard di approvvigionamento di gas di cui al presente articolo siano rispettati sulla base delle infrastrutture ubicate esclusivamente sul loro territorio.
6. Le autorità competenti fanno sì che le condizioni degli approvvigionamenti ai clienti protetti siano fissate fatto salvo il corretto funzionamento del mercato interno dell'energia e a un prezzo corrispondente al valore di mercato degli approvvigionamenti.
Art. 6 bis Obiettivi di riempimento e traiettorie di riempimento
1.
Fatti salvi i paragrafi da 2 a 5 septies, gli Stati membri conseguono gli obiettivi di riempimento seguenti per la capacità aggregata di tutti gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas ubicati nel proprio territorio e direttamente interconnessi con un’area di mercato nel loro territorio e per gli impianti di stoccaggio elencati nell’allegato I ter, in qualsiasi momento tra il 1o ottobre e il 1o dicembre di ogni anno:
a) per il 2022: l'80 %;
b) a partire dal 2023: il 90 %.
Al fine di ottemperare al presente paragrafo, gli Stati membri tengono conto dell'obiettivo di salvaguardare la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nell'Unione a norma dell'articolo 1.
2. Nonostante il paragrafo 1 e lasciando impregiudicati gli obblighi di altri Stati membri di riempire gli impianti interessati di stoccaggio sotterraneo del gas, l'obiettivo di riempimento per ciascuno Stato membro in cui sono ubicati gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas è ridotto a un volume corrispondente al 35 % del consumo medio annuo di gas dei cinque anni precedenti per tale Stato membro.
3. Nonostante il paragrafo 1 e lasciando impregiudicati gli obblighi di altri Stati membri di riempire gli impianti interessati di stoccaggio sotterraneo del gas, l'obiettivo di riempimento di ciascuno Stato membro in cui sono ubicati gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas è ridotto del volume che è stato fornito a paesi terzi durante il periodo di riferimento dal 2016 al 2021 se il volume medio fornito è stato superiore a 15 TWh all'anno durante il periodo di prelievo dallo stoccaggio del gas (ottobre-aprile).
4. Agli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas di cui all'allegato I ter si applicano gli obiettivi di riempimento a norma del paragrafo 1 e alle traiettorie di riempimento a norma del paragrafo 7. I dettagli degli obblighi per ciascuno Stato membro saranno definiti in un accordo bilaterale a norma dell'allegato I ter.
5. Uno Stato membro può conseguire parzialmente l'obiettivo di riempimento contabilizzando il GNL fisicamente stoccato e disponibile nei propri impianti di GNL ove siano soddisfatte entrambe le condizioni seguenti:
a) il sistema del gas comprende una notevole capacità di stoccaggio di GNL, che rappresenta ogni anno oltre il 4 % del consumo nazionale medio dei cinque anni precedenti;
b) lo Stato membro ha imposto ai fornitori di gas l'obbligo di stoccare volumi minimi di gas negli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas e/o negli impianti di GNL a norma dell'articolo 6 ter, paragrafo 1, lettera a).
5 bis. In deroga al paragrafo 1 e fatto salvo l’obbligo degli altri Stati membri di riempire gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas interessati, in caso di condizioni difficili che limitano la capacità di garantire che gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas siano riempiti conformemente al presente regolamento, ciascuno Stato membro può decidere di discostarsi dall’obiettivo di riempimento di cui al paragrafo 1, lettera b), fino a un massimo di 10 punti percentuali.
5 ter.
In deroga al paragrafo 1, oltre a un’eventuale deviazione conformemente al paragrafo 5 bis e fatto salvo l’obbligo degli altri Stati membri di riempire gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas interessati, ciascuno Stato membro può decidere di discostarsi dall’obiettivo di riempimento di cui al paragrafo 1, lettera b), fino a un massimo di cinque punti percentuali, se:
a) la sua produzione nazionale di gas supera il suo consumo medio annuo di gas nei due anni precedenti; oppure
b) le caratteristiche tecniche specifiche di un singolo impianto di stoccaggio sotterraneo con una capacità tecnica superiore a 40 TWh situato sul suo territorio richiedono una velocità di iniezione ridotta che comporta un periodo di iniezione eccezionalmente lungo superiore a 115 giorni.
Uno Stato membro si avvale delle opzioni di flessibilità previste dal primo comma solo a condizione che ciò non incida negativamente sulla capacità degli Stati membri direttamente connessi di fornire gas ai propri clienti protetti o purché ciò non incida negativamente sul funzionamento del mercato interno del gas. La Commissione, in cooperazione con gli Stati membri che si avvalgono delle opzioni di flessibilità previste dal presente comma, valuta le potenziali conseguenze dell’attuazione di tali flessibilità e ne informa immediatamente il GCG.
5 quater. In caso di persistenti condizioni di mercato sfavorevoli e a condizione che la sicurezza dell’approvvigionamento dell’Unione e degli Stati membri non sia compromessa, alla Commissione è conferito il potere di aumentare, per una stagione di riempimento, il livello di scostamento consentito a norma del paragrafo 5 bis del presente articolo mediante un atto delegato conformemente all’articolo 19. Tale aumento non può superare cinque punti percentuali supplementari. Nel valutare un potenziale aumento, la Commissione tiene conto in particolare del livello di riempimento dello stoccaggio, dell’approvvigionamento globale di gas, delle prospettive stagionali di approvvigionamento dell’ENTSOG e delle indicazioni di manipolazione del mercato. Nell’aumentare, conformemente al presente paragrafo, il livello di scostamento consentito a norma del paragrafo 5 bis del presente articolo, la Commissione adegua nella stessa misura i volumi di cui al paragrafo 2 del presente articolo e all’articolo 6 quater, paragrafi 1 e 5, al fine di garantire la piena coerenza degli obiettivi di riempimento applicabili agli Stati membri.
5 quinquies. Gli Stati membri possono decidere, nelle stesse condizioni stabilite al paragrafo 5 bis, di discostarsi fino a tre punti percentuali e ottantotto centesimi dal volume stabilito al paragrafo 2.
5 sexies. Gli Stati membri possono decidere, nelle stesse condizioni stabilite al paragrafo 5 bis del presente articolo, di discostarsi fino a un punto percentuale e sessantasei centesimi dal consumo medio annuale di gas stabilito all’articolo 6 quater, paragrafi 1 e 5.
5 septies. Uno Stato membro che si avvale di una delle opzioni di flessibilità di cui ai paragrafi da 5 bis a 5 quater consulta la Commissione e fornisce immediatamente una giustificazione. La Commissione aggiorna senza indugio il GCG e gli Stati membri direttamente interessati in merito agli effetti cumulativi di tutte le flessibilità utilizzate.
6. Al fine di conseguire l’obiettivo di riempimento, gli Stati membri si adoperano per seguire la traiettoria di riempimento definita conformemente al paragrafo 7.
7.
Per il 2023 e gli anni successivi, ciascuno Stato membro che dispone di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas presenta alla Commissione, entro il 15 settembre dell’anno precedente, una traiettoria di riempimento in forma aggregata, corredata degli obiettivi intermedi per febbraio, maggio, luglio e settembre, comprese informazioni tecniche, per gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas ubicati nel suo territorio e direttamente interconnessi alla sua area di mercato. La traiettoria di riempimento e i rispettivi obiettivi intermedi si basano sul tasso di riempimento medio dei cinque anni precedenti.
Per gli Stati membri per i quali l'obiettivo di riempimento è ridotto al 35 % del loro consumo medio annuo di gas ai sensi del paragrafo 2, gli obiettivi intermedi della traiettoria di riempimento sono ridotti di conseguenza.
La Commissione informa senza indebito ritardo il GCG delle traiettorie di riempimento aggregate presentate dagli Stati membri.
8. Ciascuno Stato membro adotta tutte le misure necessarie conformemente all’articolo 6 ter per raggiungere l’obiettivo di riempimento. Qualora in un dato anno uno Stato membro non raggiunga il proprio obiettivo di riempimento, esso adotta misure efficaci per garantire la sicurezza dell’approvvigionamento, tenendo conto dell’impatto dei prezzi sul mercato del gas. Se uno Stato membro non raggiunge l’obiettivo di riempimento, ne informa senza indugio la Commissione e il GCG, indicando i motivi del mancato raggiungimento dell’obiettivo di riempimento e le misure adottate.
9. L'obiettivo di riempimento non si applica se e fintantoché la Commissione abbia dichiarato un'emergenza a livello regionale o dell'Unione a norma dell'articolo 12 su richiesta, se del caso, di uno o più Stati membri che hanno dichiarato un'emergenza nazionale.
10. L’autorità competente di ciascuno Stato membro può adottare tutte le misure necessarie conformemente all’articolo 6 ter per conseguire la traiettoria di riempimento, compresa l’introduzione di obiettivi intermedi vincolanti a livello nazionale. Essa monitora costantemente l’allineamento alla traiettoria di riempimento e informa regolarmente il GCG in merito all’allineamento alla traiettoria di riempimento. La Commissione informa periodicamente il GCG della misura in cui ciascuno Stato membro rispetta la traiettoria indicativa.
11. In caso di uno scostamento sostanziale e persistente dalla traiettoria di riempimento da parte di uno Stato membro, che comprometta il raggiungimento dell’obiettivo di riempimento, o in caso di uno scostamento dall’obiettivo di riempimento non consentito a norma dei paragrafi da 5 bis a 5 sexies, la Commissione, ove opportuno, previa consultazione del GCG e degli Stati membri interessati, emette una raccomandazione destinata a tale Stato membro o agli Stati membri interessati relativa all’adozione di misure per porre rimedio a tale scostamento o per ridurre al minimo l’impatto sulla sicurezza dell’approvvigionamento, tenendo conto nel contempo anche delle possibili condizioni di mercato difficili o sfavorevoli nonché delle specificità degli Stati membri, quali le caratteristiche tecniche e le dimensioni degli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas in relazione al consumo interno di gas, l’importanza decrescente degli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas a basso potere calorifico per la sicurezza dell’approvvigionamento di gas e la capacità esistente di stoccaggio di GNL.
Art. 6 ter Attuazione degli obiettivi di riempimento
1.
Gli Stati membri adottano tutte le misure necessarie, incluso concedendo incentivi finanziari o compensazioni ai partecipanti al mercato, per conseguire gli obiettivi di riempimento stabiliti a norma dell'articolo 6 bis. Nel garantire il conseguimento degli obiettivi di riempimento gli Stati membri privilegiano, ove possibile, misure di mercato.
Nella misura in cui una qualsiasi delle misure di cui al presente articolo costituisce compiti e competenze dell'autorità di regolamentazione nazionale, a norma dell'articolo 41 della direttiva 2009/73/CE, le autorità di regolamentazione nazionali sono responsabili dell'adozione di tali misure.
Le misure adottate a norma del presente paragrafo possono in particolare:
a) imporre ai fornitori di gas di stoccare volumi minimi di gas negli impianti di stoccaggio, incluso negli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas e/o negli impianti di stoccaggio di GNL, laddove tali volumi devono essere determinati sulla base della quantità di gas fornita dai fornitori di gas ai clienti protetti;
b) imporre ai gestori dei sistemi di stoccaggio di offrire le proprie capacità ai partecipanti al mercato;
c) imporre ai gestori del sistema di trasporto o a entità designate dallo Stato membro di acquistare e gestire riserve di bilanciamento esclusivamente allo scopo di svolgere le proprie funzioni di gestori del sistema di trasporto e, ove necessario, imporre un obbligo su altre entità designate ai fini della sicurezza dell'approvvigionamento di gas in caso di emergenza di cui all'articolo 11, paragrafo 1, lettera c);
d) utilizzare strumenti coordinati, quali piattaforme per l'acquisto di GNL, con altri Stati membri per massimizzare l'utilizzo del GNL e ridurre gli ostacoli infrastrutturali e normativi all'uso condiviso del GNL per riempire gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas;
e) ricorrere a un meccanismo volontario di acquisizione congiunta di gas naturale per la cui applicazione la Commissione può, se necessario, emanare orientamenti entro il 1o agosto 2022;
f) fornire incentivi finanziari ai partecipanti al mercato, compresi i gestori dei sistemi di stoccaggio, come contratti per differenza, o compensare i partecipanti al mercato per la perdita di ricavi o per i costi da essi sostenuti imputabili agli obblighi imposti ai partecipanti al mercato, compresi i gestori dei sistemi di stoccaggio, che non possono essere coperti dai ricavi;
g) imporre ai detentori di capacità di stoccaggio di utilizzare o svincolare le capacità prenotate inutilizzate e obbligare nel contempo il detentore di capacità di stoccaggio che non la utilizza a pagare il prezzo convenuto per l'intera durata del contratto di stoccaggio;
h) adottare strumenti efficaci per l'acquisto e la gestione dell’impianto di stoccaggio strategico da parte di entità pubbliche o private, a condizione che tali strumenti non comportino distorsioni della concorrenza o non alterino il buon funzionamento del mercato interno;
i) designare un’entità specificamente incaricata di raggiungere l'obiettivo di riempimento nel caso in cui esso non sia altrimenti raggiunto;
j) applicare sconti sulle tariffe di stoccaggio;
k) riscuotere le entrate necessarie per recuperare il capitale e le spese operative relative agli impianti di stoccaggio regolamentati, come tariffe di stoccaggio e un onere specifico incorporato nelle tariffe di trasporto, da riscuotere solo ai punti di uscita verso i clienti finali situati all'interno degli stessi Stati membri, a condizione che le entrate riscosse attraverso le tariffe non siano superiori alle entrate autorizzate.
2. Le misure adottate dagli Stati membri a norma del paragrafo 1 del presente articolo sono limitate a quanto necessario per conseguire le traiettorie di riempimento, laddove applicabili, e gli obiettivi di riempimento. Tutte le misure adottate a norma dell’articolo 6 bis, paragrafi 8 e 10, sono chiaramente definite, trasparenti, proporzionate, non discriminatorie e verificabili. Esse non distorcono indebitamente la concorrenza o il buon funzionamento del mercato interno del gas né mettono a repentaglio la sicurezza dell’approvvigionamento di gas di altri Stati membri o dell’Unione. Gli Stati membri informano senza indugio la Commissione e il GCG in merito a tali misure.
3. Gli Stati membri adottano tutte le misure necessarie per garantire un uso efficiente delle infrastrutture esistenti a livello nazionale e regionale, a vantaggio della sicurezza dell'approvvigionamento di gas. Tali misure non bloccano né limitano in alcun caso l'uso transfrontaliero di impianti di stoccaggio o di impianti di GNL e non limitano le capacità di trasporto transfrontaliero assegnate a norma del regolamento (UE) 2017/459 della Commissione2.
4. Quando adottano misure a norma del presente articolo, gli Stati membri applicano il principio «l'efficienza energetica al primo posto», pur continuando a conseguire gli obiettivi delle rispettive misure, in conformità del regolamento (UE) 2018/1999 del Parlamento europeo e del Consiglio3.
Art. 6 quater Accordi per lo stoccaggio e meccanismo di ripartizione degli oneri
1.
Uno Stato membro che non sia dotato di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas provvede affinché i partecipanti al mercato di tale Stato membro dispongano di accordi con i gestori dei sistemi di stoccaggio sotterranei o altri partecipanti al mercato negli Stati membri dotati di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas. Tali accordi prevedono l’uso, entro il 1o dicembre, di volumi di stoccaggio corrispondenti ad almeno il 15 % del consumo medio annuo di gas dei cinque anni precedenti dello Stato membro privo di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas. Ciononostante, se la capacità di trasporto transfrontaliero o altre limitazioni tecniche impediscono allo Stato membro privo di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas di utilizzare pienamente il 15 % di tali volumi di stoccaggio, tale Stato membro immagazzina soltanto i volumi tecnicamente possibili.
Nel caso in cui le limitazioni tecniche non consentano a uno Stato membro di rispettare l'obbligo stabilito nel primo comma, e detto Stato membro abbia l'obbligo di stoccaggio di altri combustibili per sostituire il gas, l'obbligo di cui al primo comma può essere eccezionalmente sostituito da un obbligo equivalente di stoccaggio di combustibili diversi dal gas. Le limitazioni tecniche e l'equivalenza della misura sono dimostrate dallo Stato membro interessato.
2.
In deroga al paragrafo 1, uno Stato membro sprovvisto di impianti di stoccaggio sotterranei può sviluppare un meccanismo di ripartizione degli oneri con uno o più Stati membri che dispongono di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas (meccanismo di ripartizione degli oneri).
Il meccanismo di ripartizione degli oneri si basa sui dati pertinenti dell'ultima valutazione dei rischi a norma dell'articolo 7 e tiene conto di tutti i parametri seguenti:
a) il costo del sostegno finanziario per soddisfare l’obiettivo di riempimento, escludendo i costi per l'adempimento di eventuali obblighi di stoccaggio strategico;
b) i volumi di gas necessari per soddisfare la domanda dei clienti protetti a norma dell'articolo 6, paragrafo 1;
c) eventuali limitazioni tecniche, inclusi la capacità di stoccaggio sotterraneo disponibile, la capacità tecnica di trasmissione transfrontaliera e i tassi di prelievo.
Gli Stati membri privi di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas dimostrano di rispettare il paragrafo 1 e ne informano la Commissione.
3. A titolo di misura transitoria, gli Stati membri privi di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas, ma dotati di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas inclusi nell'ultimo elenco dei progetti di interesse comune di cui al regolamento (UE) 2022/869 del Parlamento europeo e del Consiglio4, possono rispettare parzialmente l'obbligo di cui al paragrafo 1 conteggiando le scorte di GNL nelle unità galleggianti di stoccaggio esistenti, fino a quando gli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas non siano in funzione.
4. Al fine di garantire il rispetto dell'obbligo di stoccaggio di gas in altri Stati membri a norma del paragrafo 1 o l'attuazione del meccanismo di ripartizione degli oneri, gli Stati membri che non dispongono di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas possono fornire incentivi o compensazioni finanziarie ai partecipanti al mercato o ai gestori dei sistemi di trasporto, a seconda dei casi, per la perdita di ricavi o per i costi da essi sostenuti imputabili al rispetto degli obblighi di stoccaggio a norma del presente articolo qualora tale perdita o tali costi non possano essere coperti dai ricavi. Se l'incentivo o la compensazione finanziaria è finanziata mediante un prelievo, tale prelievo non è applicato ai punti di interconnessione transfrontalieri.
5.
Fatto salvo il paragrafo 1, qualora uno Stato membro sia dotato di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas situati nel proprio territorio e la capacità aggregata di tali impianti sia superiore al consumo annuo di gas di tale Stato membro, gli Stati membri privi di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas che hanno accesso a tali impianti:
a) provvedono affinché, in qualsiasi momento tra il 1o ottobre e il 1o dicembre, i volumi di stoccaggio corrispondano almeno all’uso medio della capacità di stoccaggio dei cinque anni precedenti determinato tenendo conto, tra l’altro, dei flussi durante il periodo di prelievo nei cinque anni precedenti provenienti dagli Stati membri in cui sono situati gli impianti di stoccaggio; o
b) dimostrano che è stata prenotata una capacità di stoccaggio equivalente al volume oggetto dell'obbligo di cui alla lettera a).
Se lo Stato membro privo di impianti di stoccaggio sotterraneo del gas può dimostrare che è stata prenotata una capacità di stoccaggio equivalente al volume oggetto dell'obbligo di cui alla lettera a), primo comma, si applica il paragrafo 1.
L'obbligo di cui al presente paragrafo è limitato al 15 % del consumo medio annuo di gas dei cinque anni precedenti nello Stato membro interessato.
6.
Art. 6 quinquies Monitoraggio e applicazione della normativa
1. I gestori dei sistemi di stoccaggio comunicano il livello di riempimento, come stabilito a norma dell’articolo 6 bis, all’autorità competente dello Stato membro in cui sono situati e, se del caso, a un’entità designata da tale Stato membro («entità designata»).
2.
L’autorità competente e, se del caso, l’entità designata di ciascun Stato membro monitorano i livelli di riempimento degli impianti di stoccaggio sotterraneo del gas nel loro territorio alla fine di ogni mese e comunicano i risultati alla Commissione senza indebito ritardo. L’autorità competente include informazioni sulla quota di gas proveniente dalla Russia stoccata in tale Stato membro facente parte della capacità operativa degli impianti di stoccaggio, ove disponibili.
La Commissione può, ove opportuno, invitare l'Agenzia dell'Unione europea per la cooperazione fra i regolatori nazionali dell'energia (ACER) a fornire assistenza a tale monitoraggio.
3. Sulla base delle informazioni fornite dall’autorità competente e, se del caso, dall'entità designata di ciascun Stato Membro, la Commissione riferisce periodicamente al GCG.
4. Il GCG assiste la Commissione nel monitoraggio delle traiettorie di riempimento e degli obiettivi di riempimento ed elabora orientamenti per la Commissione sulle misure adeguate per garantire un migliore allineamento, qualora gli Stati membri si discostino dalle traiettorie di riempimento compromettendo il raggiungimento dell’obiettivo di riempimento, o per garantire il raggiungimento dell’obiettivo di riempimento. Se del caso, la Commissione può adottare misure per utilizzare più efficacemente le opportunità offerte dal meccanismo di aggregazione della domanda e di acquisto in comune stabilito dal regolamento (UE) 2022/2576 del Consiglio6.
5. Gli Stati membri adottano le misure necessarie per conseguire l’obiettivo di riempimento e per far rispettare ai partecipanti al mercato gli obblighi di stoccaggio necessari per rispettare l’obiettivo di riempimento, anche comminando a tali partecipanti al mercato sanzioni e ammende sufficientemente dissuasive. Ciò non pregiudica il ruolo della Commissione nel monitorare e garantire la corretta applicazione del presente regolamento, anche fornendo assistenza o orientamenti agli Stati membri nei loro sforzi di attuazione del presente paragrafo.
6. Qualora sia necessario scambiare informazioni commercialmente sensibili, la Commissione può convocare riunioni del GCG riservate a se stessa e agli Stati membri.
7.
Le eventuali informazioni scambiate sono limitate a quanto necessario per monitorare il rispetto del presente regolamento.
La Commissione, le autorità di regolamentazione nazionali e gli Stati membri garantiscono la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili ricevute ai fini dell'adempimento dei loro obblighi.
Art. 7 Valutazione del rischio
1. Entro il 1o novembre 2026 l'ENTSOG procede a una simulazione a livello dell'Unione di scenari di interruzione dell'approvvigionamento e dell'infrastruttura del gas, compresi scenari di interruzione prolungata di un'unica fonte di approvvigionamento. La simulazione comprende l'individuazione e la valutazione di corridoi di approvvigionamento di gas di emergenza e individua inoltre gli Stati membri che possono contrastare i rischi individuati, anche in relazione allo stoccaggio del gas e al GNL, come pure scenari che prendono in esame l'impatto di una riduzione della domanda di gas mediante misure di risparmio energetico e di efficienza energetica. Gli scenari di interruzione dell'approvvigionamento di gas e dell'operatività dell'infrastruttura e la metodologia per la simulazione sono definiti dall'ENTSOG in cooperazione con il GCG. L'ENTSOG assicura un livello di trasparenza adeguato e l'accesso alle ipotesi di modellizzazione utilizzate nei suoi scenari. La simulazione degli scenari di interruzione dell'approvvigionamento di gas e dell'operatività dell'infrastruttura a livello dell'Unione è ripetuta ogni quattro anni, fino a quando le circostanze giustificano aggiornamenti più frequenti.
2.
Le autorità competenti all'interno di ciascun gruppo di rischio figurante nell'elenco di cui all'allegato I elaborano congiuntamente una valutazione a livello del gruppo di rischio («valutazione comune del rischio») di tutti i fattori di rischio pertinenti, come le catastrofi naturali e i rischi tecnologici, commerciali, finanziari, sociali, politici e di altro tipo, che potrebbero causare il verificarsi dei principali rischi transnazionali per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas per cui è stato creato il gruppo di rischio. Le autorità competenti tengono conto dei risultati della simulazione di cui al paragrafo 1 del presente articolo nella preparazione delle valutazioni del rischio, dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza.
Le autorità competenti di ciascun gruppo di rischio concordano un meccanismo di cooperazione per procedere alla valutazione comune del rischio e lo riferiscono al GCG undici mesi prima del termine per notificare la valutazione comune del rischio e i relativi aggiornamenti. Su richiesta di un'autorità competente la Commissione può svolgere un ruolo di facilitatore nella preparazione della valutazione comune del rischio, in particolare per quanto riguarda l'istituzione del meccanismo di cooperazione. Se in un gruppo di rischio le autorità competenti non raggiungono un accordo sul meccanismo di cooperazione, la Commissione propone un meccanismo di cooperazione per tale gruppo di rischio, previa consultazione delle autorità competenti interessate. Le autorità competenti concordano un meccanismo di cooperazione per tale gruppo di rischio tenendo nella massima considerazione la proposta della Commissione.
Dieci mesi prima del termine di notifica della valutazione comune del rischio o dei suoi aggiornamenti, ciascuna autorità competente, nell'ambito del meccanismo di cooperazione convenuto, condivide e aggiorna tutti i dati nazionali necessari per preparare la valutazione comune del rischio, in particolare per i diversi scenari di cui al paragrafo 4, lettera c).
3. L'autorità competente di ciascuno Stato membro effettua una valutazione nazionale del rischio («valutazione nazionale del rischio») di tutti i rischi pertinenti cui è soggetta la sicurezza dell'approvvigionamento di gas. Tale valutazione è del tutto coerente con le ipotesi e i risultati della valutazione o delle valutazioni comuni del rischio.
4. Le valutazioni del rischio di cui ai paragrafi 2 e 3 del presente articolo sono effettuate, a seconda dei casi:
a) con gli standard di cui agli articoli 5 e 6. La valutazione del rischio illustra il calcolo della formula N – 1 a livello nazionale e, ove opportuno, contiene il calcolo della formula N – 1 a livello regionale. La valutazione del rischio contiene inoltre le ipotesi utilizzate, se del caso, anche per il calcolo della formula N – 1 a livello regionale, e i dati necessari per tale calcolo. Il calcolo della formula N – 1 a livello nazionale è corredato di una simulazione dell'interruzione dell'operatività dell'infrastruttura principale di gas, ottenuta con la modellizzazione idraulica per il territorio nazionale, e calcolando la formula N – 1 tenendo conto del livello di stoccaggio di gas al 30 % e al 100 % del volume massimo di lavoro;
b) tenendo conto di tutte le situazioni nazionali e transnazionali pertinenti, in particolare delle dimensioni del mercato, della configurazione della rete, dei flussi effettivi, compresi i flussi in uscita dagli Stati membri interessati, dell'eventualità di flussi fisici di gas in entrambe le direzioni, inclusa l'eventuale necessità di un conseguente rafforzamento del sistema di trasporto, della presenza di capacità di produzione e di stoccaggio e del ruolo del gas nel mix energetico, in particolare per quanto riguarda il teleriscaldamento, la produzione di energia elettrica e il funzionamento delle industrie, nonché di considerazioni sulla sicurezza e la qualità del gas;
c) prevedendo diversi scenari di domanda eccezionalmente elevata di gas e interruzione dell'approvvigionamento di gas, tenendo conto dei precedenti, della probabilità, della stagione, della frequenza e della durata di tali eventi, e valutandone le probabili conseguenze, ad esempio:
i) interruzione dell'operatività dell'infrastruttura pertinente alla sicurezza dell'approvvigionamento di gas, in particolare l'infrastruttura di trasporto, gli impianti di stoccaggio o i terminali di GNL, compresa l'infrastruttura principale di gas individuata per il calcolo della formula N – 1; e
ii) interruzione degli approvvigionamenti dai paesi terzi e, ove opportuno, rischi geopolitici;
d) individuando l'interazione e la correlazione dei rischi tra gli Stati membri del gruppo di rischio e con altri Stati membri o altri gruppi di rischio, se opportuno, anche per quanto riguarda le interconnessioni, gli approvvigionamenti transfrontalieri, l'accesso transfrontaliero agli impianti di stoccaggio e la capacità bidirezionale;
e) tenendo conto dei rischi correlati al controllo di infrastrutture importanti per la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nella misura in cui possano comportare, tra l'altro, rischi di carenza di investimenti, un freno alla diversificazione, un cattivo uso delle infrastrutture esistenti, incluso l'accumulo delle capacità di stoccaggio, o una violazione del diritto dell'Unione;
f) tenendo conto della capacità massima di interconnessione di ciascun punto d'entrata e d'uscita frontaliero e dei diversi livelli di riempimento dello stoccaggio.
g) tenendo conto di scenari di interruzione prolungata di un'unica fonte di approvvigionamento.
5. Le valutazioni comuni e nazionali del rischio sono redatte secondo il modello pertinente di cui agli allegati IV o V. Se necessario, gli Stati membri possono includere informazioni supplementari. Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati a norma dell'articolo 19 al fine di modificare i modelli di cui agli allegati IV e V, previa consultazione del GCG, al fine di tenere conto dell'esperienza acquisita nell'applicazione del presente regolamento e di ridurre gli oneri amministrativi a carico degli Stati membri.
6. Le imprese di gas naturale, i clienti industriali del gas, le pertinenti organizzazioni che rappresentano gli interessi dei clienti civili e industriali, nonché gli Stati membri e, qualora queste non siano le autorità competenti, le autorità nazionali di regolamentazione, collaborano con le autorità competenti e forniscono loro, su richiesta, tutte le informazioni necessarie alle valutazioni comuni e nazionali del rischio.
7. Entro il 1o ottobre 2018 gli Stati membri notificano alla Commissione la prima valutazione comune del rischio, una volta approvata da tutti gli Stati membri del gruppo di rischio, e le valutazioni nazionali del rischio. Le valutazioni del rischio sono in seguito aggiornate ogni quattro anni, a meno che le circostanze giustifichino aggiornamenti più frequenti. Le valutazioni del rischio tengono conto dei progressi compiuti negli investimenti necessari per conformarsi allo standard infrastrutturale di cui all'articolo 5 e delle difficoltà specifiche di ciascun paese nell'attuazione di nuove soluzioni alternative. Tengono altresì conto dell'esperienza acquisita grazie alla simulazione dei piani di emergenza di cui all'articolo 10, paragrafo 3.
Art. 8 Definizione dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza
1.
2. L'autorità competente di ciascuno Stato membro, previa consultazione delle imprese di gas naturale, delle pertinenti organizzazioni che rappresentano gli interessi dei clienti civili e industriali del gas, ivi compresi i produttori di energia elettrica, dei gestori di sistemi di trasporto dell'energia elettrica e, qualora questa non sia l'autorità competente, l'autorità nazionale di regolamentazione, definisce:
a) un piano d'azione preventivo contenente le misure necessarie per eliminare o mitigare i rischi individuati, compresi gli effetti delle misure di efficienza energetica e delle misure sul versante della domanda contenuti nelle valutazioni comuni e nazionali del rischio, e conformemente all'articolo 9;
b) un piano di emergenza contenente le misure da adottare per eliminare o mitigare l'impatto di un'interruzione dell'approvvigionamento di gas conformemente all'articolo 10.
3.
Il piano di azione preventivo e il piano di emergenza contengono un capitolo regionale, o vari capitoli regionali, qualora uno Stato membro sia membro di diversi gruppi di rischio come definiti nell'allegato I.
Detti capitoli regionali sono elaborati congiuntamente da tutti gli Stati membri del gruppo di rischio prima di essere integrati nei rispettivi piani nazionali. La Commissione svolge un ruolo di facilitatore in modo da far sì che i capitoli regionali migliorino collettivamente la sicurezza dell'approvvigionamento di gas nell'Unione e non diano luogo a contraddizioni, e in modo da superare gli ostacoli alla cooperazione.
Il capitolo o i capitoli regionali contengono misure transfrontaliere adeguate ed efficaci, anche in relazione allo stoccaggio del gas e al GNL, soggette ad accordo tra gli Stati membri di uno stesso o di diversi gruppi di rischio che attuano le misure e che sono interessati dalla misura sulla base della simulazione di cui all'articolo 7, paragrafo 1, e della valutazione comune del rischio.
4.
Le autorità competenti riferiscono periodicamente al GCG sui progressi compiuti nella preparazione e adozione dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza, segnatamente dei capitoli regionali. In particolare, le autorità competenti concordano un meccanismo di cooperazione per la preparazione del piano d'azione preventivo e del piano di emergenza, compreso lo scambio di progetti di piani. Essi riferiscono al GCG in merito al convenuto meccanismo di cooperazione 16 mesi prima del termine per l'accordo su detti piani e sui relativi aggiornamenti.
La Commissione può svolgere un ruolo di facilitatore nella preparazione del piano d'azione preventivo e del piano di emergenza, in particolare per quanto riguarda l'istituzione del meccanismo di cooperazione. Se in un gruppo di rischio le autorità competenti non raggiungono un accordo sul meccanismo di cooperazione, la Commissione propone un meccanismo di cooperazione per tale gruppo di rischio. Le autorità competenti interessate concordano il meccanismo di cooperazione per quel gruppo di rischio tenendo in considerazione la proposta della Commissione. Le autorità competenti provvedono al regolare monitoraggio dell'attuazione del piano d'azione preventivo e del piano di emergenza.
5. Il piano d'azione preventivo e il piano di emergenza sono sviluppati secondo i modelli di cui agli allegati VI e VII. Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati a norma dell'articolo 19 al fine di modificare i modelli di cui agli allegati VI e VII, previa consultazione del GCG, al fine di tenere conto dell'esperienza acquisita nell'applicazione del presente regolamento e di ridurre gli oneri amministrativi a carico degli Stati membri.
6.
Le autorità competenti di Stati membri confinanti si consultano in tempo utile al fine di garantire la coerenza tra i loro piani d'azione preventivi e i loro piani di emergenza.
Le autorità competenti, all'interno di ciascun gruppo di rischio, provvedono allo scambio dei progetti di piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza con proposte di cooperazione, al più tardi cinque mesi prima del termine per la presentazione dei piani.
Le versioni finali dei capitoli regionali di cui al paragrafo 3 sono approvate da tutti gli Stati membri del gruppo di rischio. I piani d'azione preventivi e i piani di emergenza contengono anche le misure nazionali necessarie per attuare e far rispettare le misure transfrontaliere di cui ai capitoli regionali.
7.
I piani d'azione preventivi e i piani di emergenza sono resi pubblici e notificati alla Commissione entro il 1o marzo 2019. La Commissione informa il GCG della notifica dei piani che pubblica sul proprio sito web.
Entro quattro mesi dalla notifica a cura delle autorità competenti, la Commissione esamina i piani tenendo conto dei pareri espressi in sede di GCG.
8. La Commissione trasmette un parere all'autorità competente raccomandando di riesaminare un piano d'azione preventivo o un piano di emergenza se si applica uno o più dei casi seguenti:
a) esso non serve a mitigare i rischi individuati nella valutazione del rischio;
b) esso non è compatibile con gli scenari di rischio o con i piani di un altro Stato membro o di un gruppo di rischio;
c) esso non è conforme al requisito di cui al paragrafo 1 di non distorcere indebitamente la concorrenza o il funzionamento efficace del mercato interno;
d) esso non è conforme alle disposizioni del presente regolamento o ad altre disposizioni del diritto dell'Unione.
9.
Entro tre mesi dalla notifica del parere della Commissione di cui al paragrafo 8, l'autorità competente interessata notifica alla Commissione il piano d'azione preventivo o il piano di emergenza modificati o, se non concorda con le raccomandazioni, ne illustra i motivi alla Commissione.
In caso di disaccordo riguardo agli elementi di cui al paragrafo 8 la Commissione può, entro quattro mesi dalla risposta dell'autorità competente, ritirare la propria richiesta o convocare l'autorità competente e, se lo ritiene necessario, il GCG, per esaminare la questione. La Commissione espone nei dettagli i motivi per la richiesta di eventuali modifiche del piano di azione preventivo o del piano di emergenza. L'autorità competente interessata tiene pienamente conto dei motivi dettagliati della Commissione.
Se del caso, l'autorità competente interessata modifica senza indugio e rende pubblici il piano d'azione preventivo o il piano di emergenza modificati.
Se la posizione finale dell'autorità competente interessata differisce dai motivi dettagliati della Commissione, l'autorità competente fornisce e rende pubblica, unitamente alla propria posizione e ai motivi dettagliati della Commissione, la giustificazione alla base della propria posizione entro due mesi dalla ricezione dei motivi dettagliati della Commissione.
10. Per le misure non di mercato adottate il 1o novembre 2017, o successivamente, si applica la procedura di cui all'articolo 9, paragrafi 4, 6, 8 e 9.
11. È mantenuta la riservatezza delle informazioni commercialmente sensibili.
12. I piani d'azione preventivi e i piani di emergenza di cui al regolamento (UE) n. 994/2010, aggiornati in conformità di tale regolamento, restano in vigore fino alla prima adozione dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza di cui al paragrafo 1 del presente articolo.
Art. 8 bis Misure relative alla cibersicurezza
1. Nell'elaborare i piani d'azione preventivi e i piani di emergenza, gli Stati membri prendono in considerazione le misure appropriate in materia di cibersicurezza.
2. Alla Commissione è conferito il potere di adottare atti delegati in conformità all'articolo 19 per integrare il presente regolamento stabilendo le norme specifiche per il settore del gas concernenti gli aspetti relativi alla cibersicurezza dei flussi transfrontalieri di gas, comprese le norme sui requisiti minimi, la pianificazione, il monitoraggio, la comunicazione e la gestione delle crisi.
3. Ai fini dell'elaborazione degli atti delegati di cui al paragrafo 2 del presente articolo, la Commissione collabora strettamente con l'Agenzia, l'Agenzia dell'Unione europea per la cibersicurezza (ENISA), l'ENTSOG e un numero limitato delle principali parti interessate, nonché soggetti con competenze in materia di cibersicurezza, nell'ambito del proprio mandato, quali i centri operativi di sicurezza (SOC) pertinenti per i soggetti regolamentati e i gruppi di intervento per la sicurezza informatica in caso di incidente (CSIRT), di cui all'articolo 10 della direttiva (UE) 2022/2555 del Parlamento europeo e del Consiglio6.
Art. 9 Contenuto dei piani d'azione preventivi
1.
Il piano d'azione preventivo contiene:
a) i risultati della valutazione del rischio e una sintesi degli scenari considerati di cui all'articolo 7, paragrafo 4, lettera c);
b) la definizione di clienti protetti e le informazioni di cui all'articolo 6, paragrafo 1, secondo comma;
c) misure, volumi e capacità necessarie per rispettare lo standard infrastrutturale e lo standard di approvvigionamento di gas di cui agli articoli 5 e 6, incluso, ove opportuno, il limite fino al quale le misure sul versante della domanda possono compensare adeguatamente e in maniera tempestiva l'interruzione dell'approvvigionamento di gas di cui all'articolo 5, paragrafo 2, l'individuazione dell'infrastruttura principale del gas d'interesse comune in caso di applicazione dell'articolo 5, paragrafo 3, i volumi di gas necessari per categoria di clienti protetti e per scenario, di cui all'articolo 6, paragrafo 1, eventuali aumenti dello standard di approvvigionamento di gas, compresa qualsiasi giustificazione che dimostri la conformità alle condizioni di cui all'articolo 6, paragrafo 2, e la descrizione di un meccanismo volto a ridurre temporaneamente eventuali aumenti dello standard di approvvigionamento di gas o altri obblighi conformemente all'articolo 11, paragrafo 3;
d) gli obblighi delle imprese di gas naturale, delle imprese elettriche se del caso, e di altri organi pertinenti che possono ripercuotersi sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas, ad esempio gli obblighi relativi al funzionamento sicuro del sistema del gas;
e) le altre misure di prevenzione destinate a far fronte ai rischi individuati nella valutazione del rischio, ad esempio quelle relative alla necessità di rafforzare le interconnessioni tra Stati membri confinanti, di migliorare ulteriormente l'efficienza energetica, di impedire l'accumulo di capacità, di ridurre la domanda di gas, nonché alla possibilità, laddove opportuno, di diversificare le rotte del gas, le fonti di approvvigionamento di gas e l'utilizzo regionale delle capacità esistenti di stoccaggio e GNL, per preservare il più possibile l'approvvigionamento di gas a tutti i clienti;
f) informazioni sull'impatto economico, l'efficienza e l'efficacia delle misure contenute nel piano, compresi gli obblighi di cui alla lettera k);
g) una descrizione degli effetti delle misure contenute nel piano sul funzionamento del mercato interno dell'energia e sui mercati nazionali, compresi gli obblighi di cui alla lettera k);
h) una descrizione dell'impatto delle misure sull'ambiente e i clienti;
i) i meccanismi da usare nella cooperazione con altri Stati membri, compresi quelli volti a preparare e attuare i piani d'azione preventivi e i piani di emergenza;
j) informazioni riguardanti le interconnessioni e infrastrutture esistenti e future, incluse quelle che forniscono accesso al mercato interno, i flussi transfrontalieri, l'accesso transfrontaliero agli impianti di stoccaggio e di GNL e la capacità bidirezionale, in particolare in caso di emergenza;
k) informazioni riguardanti tutti gli obblighi di servizio pubblico che si riferiscono alla sicurezza dell'approvvigionamento di gas.
l) informazioni riguardanti le misure relative alla cibersicurezza, di cui all'articolo 8 bis.
Possono essere escluse informazioni critiche in relazione al primo comma, lettere a), c) e d), se una volta rivelate, possono compromettere la sicurezza dell'approvvigionamento di gas.
2. Il piano d'azione preventivo, in particolare le azioni volte a rispettare lo standard infrastrutturale di cui all'articolo 5, tengono conto del piano decennale di sviluppo della rete a livello dell'Unione che l'ENTSOG elabora conformemente all'articolo 8, paragrafo 10, del regolamento (CE) n. 715/2009.
3. Il piano d'azione preventivo si basa soprattutto su misure di mercato senza imporre oneri eccessivi alle imprese di gas naturale o senza compromettere il funzionamento del mercato interno del gas.
4. Gli Stati membri, e in particolare le loro autorità competenti, garantiscono che tutte le misure preventive non di mercato come quelle di cui all'allegato VIII, adottate il 1o novembre 2017, o successivamente, a prescindere se fossero incluse nel piano d'azione preventivo o adottate successivamente, sono conformi ai criteri di cui all'articolo 6, paragrafo 2, primo comma.
5. L'autorità competente rende pubblica qualsiasi misura di cui al paragrafo 4, che non sia stata ancora inclusa nel piano d'azione preventivo, e notifica alla Commissione la descrizione di tale misura e del suo impatto sul mercato nazionale di gas e, nella misura del possibile, sui mercati di gas degli altri Stati membri.
6. Se la Commissione nutre dubbi circa la conformità di una misura di cui al paragrafo 4 del presente articolo ai criteri stabiliti all'articolo 6, paragrafo 2, primo comma, essa chiede allo Stato membro interessato la notifica di una valutazione d'impatto.
7.
Una valutazione d'impatto ai sensi del paragrafo 6 comprende almeno:
a) l'impatto potenziale sullo sviluppo del mercato nazionale del gas e sulla concorrenza a livello nazionale;
b) l'impatto potenziale sul mercato interno del gas;
c) l'impatto potenziale sulla sicurezza dell'approvvigionamento di gas degli Stati membri confinanti, in particolare per le misure che potrebbero ridurre la liquidità nei mercati regionali o limitare i flussi verso gli Stati membri confinanti;
d) i costi e benefici, valutati a fronte di misure di mercato alternative;
e) una valutazione della necessità e proporzionalità rispetto ad altre eventuali misure di mercato;
f) una valutazione se la misura assicuri pari opportunità a tutti gli operatori del mercato;
g) una strategia di eliminazione progressiva, la durata prevista della misura e un calendario appropriato per la revisione.
L'autorità nazionale di regolamentazione svolge l'analisi di cui alle lettere a) e b). La valutazione d'impatto è resa pubblica dall'autorità competente e notificata alla Commissione.
8.
Se, sulla base della valutazione d'impatto, la Commissione ritiene che la misura rischi di compromettere la sicurezza dell'approvvigionamento di gas di altri Stati membri o dell'Unione, adotta una decisione entro quattro mesi dalla notifica della valutazione d'impatto con cui chiede, per quanto necessario, la modifica o la revoca della misura.
La misura adottata entra in vigore solo una volta approvata dalla Commissione o modificata in conformità della decisione della Commissione.
Il periodo di quattro mesi decorre dal giorno successivo a quello di ricezione di una notifica completa. Il termine di quattro mesi può essere prorogato previo consenso della Commissione e dell'autorità competente.
9.
Se, sulla base della valutazione dell'impatto, la Commissione reputa che la misura non sia conforme ai criteri di cui all'articolo 6, paragrafo 2, primo comma, può formulare un parere entro quattro mesi dalla notifica della valutazione d'impatto. Si applica la procedura prevista all'articolo 8, paragrafi 8 e 9.
Il periodo di quattro mesi decorre dal giorno successivo a quello di ricezione di una notifica completa. Il termine di quattro mesi può essere prorogato previo consenso della Commissione e dell'autorità competente.
10. L'articolo 8, paragrafo 9, si applica alle misure soggette ai paragrafi da 6 a 9 del presente articolo.
11. Il piano d'azione preventivo è aggiornato ogni quattro anni a decorrere dal 1o marzo 2019 o più frequentemente se le circostanze lo giustifichino o su richiesta della Commissione. Il piano aggiornato riprende la valutazione del rischio aggiornata e i risultati delle prove effettuate conformemente all'articolo 10, paragrafo 3. Al piano aggiornato si applica l'articolo 8.
Art. 10 Contenuto dei piani di emergenza
1.
Il piano di emergenza:
a) si fonda sui livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1;
b) definisce ruoli e responsabilità delle imprese di gas naturale, dei gestori di sistemi di trasporto dell'energia elettrica, se del caso, e dei clienti industriali del gas, compresi i pertinenti produttori di energia elettrica, secondo il loro diverso livello d'interesse in caso di un'interruzione dell'approvvigionamento di gas, nonché la loro interazione con le autorità competenti e, se del caso, con le autorità di regolamentazione nazionali a ciascuno dei livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1;
c) definisce ruoli e responsabilità delle autorità competenti e degli altri organi cui sono state delegate le competenze di cui all'articolo 3, paragrafo 2, a ciascuno dei livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1;
d) fa sì che le imprese di gas naturale e i clienti industriali del gas, compresi i pertinenti produttori di energia elettrica, abbiano sufficienti opportunità per reagire ai livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1;
e) definisce, se del caso, misure e azioni da intraprendere per mitigare il potenziale impatto di un'interruzione dell'approvvigionamento di gas sul teleriscaldamento e sull'approvvigionamento di energia elettrica prodotta dal gas, anche, se necessario, attraverso una visione integrata del funzionamento dei sistemi energetici nei settori dell'elettricità e del gas;
f) istituisce procedure e misure dettagliate per i livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1, compresi i corrispondenti sistemi sui flussi d'informazione;
g) designa un responsabile per la gestione della crisi e ne definisce il ruolo;
h) individua il contributo delle misure di mercato nel far fronte alla situazione al livello di allarme e nel mitigare la situazione al livello di emergenza;
i) individua il contributo delle misure non di mercato pianificate o da attuare per il livello di emergenza e ne valuta il grado di necessità per far fronte alla crisi. Sono esaminati gli effetti delle misure non di mercato e sono definite le relative procedure di attuazione. Si ricorre a misure non di mercato solo quando i meccanismi di mercato non riescono più, da soli, ad assicurare gli approvvigionamenti, in particolare ai clienti protetti, oppure ai fini dell'applicazione dell'articolo 13;
j) descrive i meccanismi di cooperazione con altri Stati membri per i livelli di crisi di cui all'articolo 11, paragrafo 1, e le modalità per lo scambio di informazioni tra le autorità competenti;
k) illustra nei particolari gli obblighi di comunicazione delle imprese di gas naturale e, se del caso, delle imprese elettriche ai livelli di allarme e di emergenza;
l) descrive le modalità tecniche o giuridiche disposte per evitare l'indebito consumo di gas dei consumatori che sono connessi ad una rete di distribuzione o di trasporto del gas ma non sono consumatori protetti;
m) descrive le modalità tecniche, giuridiche e finanziarie disposte per applicare gli obblighi di solidarietà di cui all'articolo 13;
n) produce una stima dei volumi di gas che potrebbero essere consumati dai clienti protetti nel quadro della solidarietà, contemplando almeno i casi descritti all'articolo 6, paragrafo 1;
o) dispone un elenco di azioni predefinite per rendere disponibile il gas in caso di emergenza, compresi accordi commerciali tra le parti coinvolte nelle azioni e meccanismi di compensazione per le imprese di gas naturale, se del caso, tenendo debitamente conto della riservatezza delle informazioni sensibili. Tali azioni possono comportare accordi transfrontalieri tra Stati membri e/o imprese di gas naturale.
Al fine di prevenire tale indebito consumo di gas nel corso di un'emergenza, di cui al primo comma, lettera l), o per applicare le disposizioni di cui all'articolo 11, paragrafo 3, e all'articolo 13, l'autorità competente dello Stato membro interessato informa i clienti che non sono clienti protetti che sono tenuti a sospendere o ridurre il loro consumo di gas senza creare situazioni pericolose dal punto di vista tecnico.
2. Il piano di emergenza è aggiornato ogni quattro anni a decorrere dal 1o marzo 2019 o più frequentemente se le circostanze lo giustifichino o su richiesta della Commissione. Il piano aggiornato riprende la valutazione del rischio aggiornata e i risultati delle prove effettuate conformemente al paragrafo 3 del presente articolo. Al piano aggiornato si applica l'articolo 8, paragrafi da 4 a 11.
3. Le misure, azioni e procedure riportate nel piano di emergenza sono sottoposte a prova almeno una volta tra i suoi aggiornamenti quadriennali di cui al paragrafo 2. Ai fini di provare il piano di emergenza, l'autorità competente simula scenari di forte e medio impatto con risposte in tempo reale in conformità di tale piano di emergenza. L'autorità competente presenta i risultati delle prove al GCG.
4. Il piano di emergenza provvede a preservare l'accesso transfrontaliero alle infrastrutture in conformità del regolamento (CE) n. 715/2009 nella misura del possibile sotto il profilo tecnico e della sicurezza in caso di emergenza, senza introdurre misure che limitino indebitamente il flusso transfrontaliero di gas.
Art. 11 Dichiarazione di uno stato di crisi
1. Si riconoscono i tre seguenti livelli di crisi:
a) livello di preallarme («preallarme»): qualora ci siano informazioni concrete, serie e affidabili che possa verificarsi un evento che rischi di deteriorare gravemente la situazione dell'approvvigionamento di gas innescando il livello di allarme o di emergenza; il livello di preallarme può essere attivato da un meccanismo di preallarme;
b) livello di allarme («allarme»): qualora un'interruzione dell'approvvigionamento di gas o una domanda di gas eccezionalmente elevata deteriori gravemente la situazione dell'approvvigionamento di gas, ma il mercato è ancora in grado di farvi fronte senza dover ricorrere a misure non di mercato;
c) livello di emergenza («emergenza»): qualora ci sia una domanda di gas eccezionalmente elevata, o grave interruzione o altro serio deterioramento dell'approvvigionamento di gas e tutte le misure di mercato sono state attuate ma l'approvvigionamento di gas è insufficiente a soddisfare la domanda rimanente; occorre quindi varare misure non di mercato, soprattutto per garantire gli approvvigionamenti di gas ai clienti protetti ai sensi dell'articolo 6.
2. Se l'autorità competente dichiara uno dei livelli di crisi di cui al paragrafo 1, ne informa immediatamente la Commissione e le autorità competenti degli Stati membri con i quali lo Stato membro di tale autorità competente è direttamente connesso e trasmette loro tutte le informazioni necessarie, in particolare sulle azioni che intende intraprendere. Nell'eventualità di un'emergenza che possa comportare la richiesta di assistenza dell'Unione e dei suoi Stati membri, l'autorità competente dello Stato membro interessato informa senza indugio il Centro di coordinamento della risposta alle emergenze (ERCC) della Commissione.
3.
Se uno Stato membro ha dichiarato un'emergenza e ha indicato che un'azione transfrontaliera è necessaria, eventuali aumenti dello standard di approvvigionamento di gas o obblighi supplementari ai sensi dell'articolo 6, paragrafo 2, imposti alle imprese di gas naturale in altri Stati membri nello stesso gruppo di rischio sono temporaneamente ridotti al livello stabilito nell'articolo 6, paragrafo 1.
Gli obblighi di cui al primo comma del presente paragrafo cessano di applicarsi immediatamente dopo che l'autorità competente dichiari la fine dello stato di emergenza, o che la Commissione giunga alla conclusione, in conformità del paragrafo 8, primo comma, che la dichiarazione dello stato di emergenza non è o non è più giustificato.
4. Quando l'autorità competente dichiara lo stato di emergenza, segue le azioni predefinite indicate nel piano di emergenza e ne informa immediatamente la Commissione e le autorità competenti del gruppo di rischio nonché le autorità competenti degli Stati membri con i quali lo Stato membro di tale autorità competente è direttamente connesso, in particolare riguardo alle azioni che intende intraprendere. In casi eccezionali debitamente giustificati l'autorità competente può intraprendere azioni che si discostano dal piano di emergenza. L'autorità competente informa immediatamente la Commissione e le autorità competenti del gruppo di rischio di cui all'allegato I, nonché le autorità competenti degli Stati membri con i quali lo Stato membro di tale autorità competente è direttamente connessa, di tali azioni e motiva lo scostamento.
5. Qualora in uno Stato membro confinante sia dichiarato lo stato di emergenza, il gestore di sistemi di trasporto assicura che la capacità nei punti di interconnessione con tale Stato membro, indipendentemente dal fatto che sia continua o interrompibile e che sia stata prenotata in precedenza o durante l'emergenza, abbia priorità rispetto alla capacità concorrente nei punti di uscita per impianti di stoccaggio. L'utente del sistema che beneficia della capacità prioritaria versa tempestivamente un'equa compensazione all'utente del sistema con capacità continua per la perdita finanziaria subita in seguito all'attribuzione di priorità, compreso un rimborso proporzionato dei costi derivanti dall'interruzione della capacità continua. Il processo di determinazione e versamento della compensazione non pregiudica l'attuazione della regola di priorità.
6. Gli Stati membri e, in particolare, le autorità competenti provvedono affinché:
a) non siano varate misure che limitino indebitamente il flusso di gas nel mercato interno in qualsiasi momento;
b) non siano varate misure che potrebbero seriamente compromettere la situazione dell'approvvigionamento di gas in un altro Stato membro; e
c) sia preservato l'accesso transfrontaliero alle infrastrutture in conformità al regolamento (CE) n. 715/2009, nella misura del possibile sotto il profilo tecnico e della sicurezza, secondo il piano di emergenza.
7.
Durante un'emergenza e sulla base di validi motivi uno Stato membro può decidere, su richiesta del gestore di sistemi di trasporto dell'energia elettrica o del gas interessato, di attribuire priorità all'approvvigionamento di gas a determinate centrali elettriche di importanza cruciale alimentate a gas, rispetto ad alcune categorie di clienti protetti, se il mancato approvvigionamento di gas alle centrali elettriche di importanza cruciale alimentate a gas:
a) potrebbe causare gravi danni al funzionamento del sistema elettrico; o
b) ostacolerebbe la produzione e/o il trasporto di gas.
Gli Stati membri basano ciascuna di tali misure sulla valutazione del rischio.
Le centrali elettriche di importanza cruciale alimentate a gas di cui al primo comma sono definite con chiarezza, unitamente agli eventuali volumi di gas a cui si applicherebbe tale misura, e incluse nei capitoli regionali dei piani d'azione preventivi e dei piani di emergenza. La loro identificazione è effettuata in stretta collaborazione con i gestori di sistemi di trasporto dell'energia elettrica e del gas dello Stato membro interessato.
7 bis.
In deroga all'articolo 6, paragrafi 1, 2 e 3, all'articolo 6 ter, paragrafo 1, terzo comma, lettera a), all'articolo 6 quater, paragrafo 2, secondo comma, lettera b), e all'articolo 10, paragrafo 1, lettera l), gli Stati membri possono decidere, in via eccezionale, di adottare misure temporanee per ridurre il consumo non essenziale di gas dei clienti protetti, in particolare quando è stato dichiarato uno dei livelli di crisi di cui al paragrafo 1 del presente articolo o è stata dichiarata un'emergenza a livello regionale o dell'Unione a norma dell'articolo 12. Tali misure temporanee sono limitate al consumo non essenziale di gas e tengono conto degli elementi seguenti:
a) l'impatto di un'interruzione delle catene di approvvigionamento che rivestono un ruolo critico per la società;
b) i possibili impatti negativi in altri Stati membri, in particolare sulle catene di approvvigionamento dei settori a valle che rivestono un ruolo critico per la società;
c) i potenziali danni duraturi agli impianti industriali;
d) le possibilità di riduzione del consumo e di sostituzione dei prodotti nell'Unione.
Tali misure eccezionali possono essere adottate solo dopo che le autorità competenti hanno provveduto a valutare le condizioni per determinare tali volumi non essenziali di gas.
Per effetto delle misure di cui al primo comma del presente paragrafo, è evitata la riduzione del consumo non essenziale di gas dei clienti vulnerabili, quali definiti dagli Stati membri a norma dell'articolo 26 della direttiva (UE) 2024/1788.
8.
La Commissione verifica quanto prima, e comunque entro cinque giorni dalla ricezione dell'informazione di cui al paragrafo 2 dall'autorità competente, se la dichiarazione dello stato di emergenza è giustificata in virtù del paragrafo 1, lettera c), se le misure adottate si attengono il più possibile alle azioni elencate nel piano di emergenza senza imporre oneri eccessivi alle imprese di gas naturale e se sono conformi al paragrafo 6. La Commissione può, su richiesta di un'altra autorità competente, di imprese di gas naturale o di propria iniziativa, chiedere all'autorità competente di modificare le misure che contravvengono alle condizioni indicate nella prima frase del presente paragrafo. La Commissione può anche chiedere all'autorità competente di dichiarare la fine dello stato di emergenza se conclude che la dichiarazione di uno stato di emergenza non sia giustificata o non lo sia più in conformità del paragrafo 1, lettera c).
Entro tre giorni dalla notifica della richiesta della Commissione l'autorità competente modifica le misure e le notifica alla Commissione oppure, se non concorda con la richiesta, ne illustra i motivi alla Commissione. Nell'ultimo caso, la Commissione può, entro tre giorni da quando è stata informata, modificare o ritirare la richiesta oppure convocare l'autorità competente o, se opportuno, le autorità competenti interessate e, se lo ritiene necessario, il GCG, per esaminare la questione. La Commissione espone nei particolari le ragioni della richiesta di modificare l'azione. L'autorità competente tiene pienamente conto della posizione della Commissione. Se la decisione finale dell'autorità competente differisce dalla posizione della Commissione, l'autorità competente ne illustra i motivi.
9. Se l'autorità competente dichiari la fine di uno dei livelli di crisi di cui al paragrafo 1, ne informa la Commissione e le autorità competenti degli Stati membri con i quali lo Stato membro di tale autorità competente è direttamente connesso.