Załącznik VI

Informacje ogólne

— Państwa członkowskie w grupie ryzyka

— Nazwa właściwego organu odpowiedzialnego za przygotowanie tego planu (

18

)

1. Opis systemu

1.1.

Przedstawić krótki skonsolidowany opis regionalnego systemu gazowego dla każdej z grup ryzyka (

19

), do których należy państwo członkowskie, obejmujący:

a) podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu (

20

): roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców (

21

), zapotrzebowanie szczytowe (ogółem i w podziale na kategorie odbiorców, w mln m3/dobę);

b) opis funkcjonowania systemu gazowego w grupach ryzyka: główne przepływy (wejście/wyjście/tranzyt), zdolność punktów wejścia/wyjścia w zakresie przesyłu do i z regionu lub regionów grupy ryzyka oraz w podziale na poszczególne państwa członkowskie, w tym wskaźnik wykorzystania, instalacje LNG (maksymalna zdolność dzienna, wskaźnik wykorzystania i sposób dostępu do zdolności instalacji LNG) itp.;

c) podział, w możliwym zakresie, źródeł importu gazu według państwa pochodzenia (

22

);

d) opis roli instalacji magazynowych istotnych dla regionu, w tym dostęp transgraniczny:

(i) pojemność magazynową (całkowitą i czynną) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii) maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);

e) opis roli produkcji krajowej w regionie:

(i) wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii) maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;

f) opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej);

g) opis roli środków na rzecz efektywności energetycznej i ich wpływu na roczne ostateczne zużycie gazu.

1.2.

Przedstawić krótki opis systemu gazowego w poszczególnych państwach członkowskich, obejmujący:

a) podstawowe dane liczbowe dotyczące zużycia gazu: roczne ostateczne zużycie gazu (w mld m3) ogółem oraz w podziale na rodzaje odbiorców, zapotrzebowanie szczytowe (w mln m3/dobę);

b) opis funkcjonowania systemu gazowego na szczeblu krajowym, w tym infrastruktury (w zakresie nieobjętym pkt 1.1 lit. b));

c) określenie kluczowej infrastruktury istotnej dla zapewnienia bezpieczeństwa dostaw;

d) podział, w możliwym zakresie, na szczeblu krajowym źródeł importu gazu według państwa pochodzenia;

e) opis roli instalacji magazynowania w państwie członkowskim obejmujący:

(i) pojemność magazynową (całkowitą i czynną gazu) w stosunku do zapotrzebowania w sezonie grzewczym;

(ii) maksymalną dzienną zdolność odbioru przy różnych poziomach napełnienia (najlepiej przy całkowitym napełnieniu i poziomie na końcu sezonu);

f) opis roli produkcji krajowej, w tym:

(i) wielkość produkcji w odniesieniu do rocznego ostatecznego zużycia gazu;

(ii) maksymalną dzienną zdolność produkcyjną;

g) opis roli gazu w produkcji energii elektrycznej (np. jego znaczenie, rola jako rezerwowe źródło przy korzystaniu z odnawialnych źródeł energii), w tym zdolności wytwórcze instalacji gazowych (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej) oraz kogeneracja (ogółem (w MWe) i jako udział procentowy całkowitej zdolności wytwórczej);

h) opis roli środków na rzecz efektywności energetycznej i ich wpływu na roczne ostateczne zużycie gazu.

2. Streszczenie oceny ryzyka

Opisać krótko wyniki odpowiedniej wspólnej i krajowej oceny ryzyka przeprowadzonej zgodnie z art. 7, podając również:

a) wykaz scenariuszy poddanych ocenie i krótki opis założeń przyjętych w każdym z nich, jak również zidentyfikowanych źródeł ryzyka/słabych punktów;

b) główne wnioski z oceny ryzyka.

3. Standard w zakresie infrastruktury (art. 5)

Opisać, w jaki sposób zapewnia się zgodność ze standardem w zakresie infrastruktury, w tym najważniejsze wartości stosowane we wzorze na wskaźnik N – 1 i alternatywne możliwości zapewnienia zgodności (współpraca z sąsiadującymi państwami członkowskimi, środki po stronie popytu) oraz istniejące zdolności przepływu w obu kierunkach, zgodnie z poniższym wzorem:

3.1. Wzór na wskaźnik N – 1

(i) wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w regionie;

(ii) obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu regionalnym;

(iii) opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

(iv) wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach).

3.2. Szczebel krajowy

a) wzór na wskaźnik N – 1

(i) wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej;

(ii) obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu krajowym;

(iii) opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym wartości składowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

(iv) wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach);

(v) jeżeli tak zadecyduje państwo członkowskie – obliczenie wskaźnika N – 1 przy użyciu środków po stronie popytu:

— obliczenie wskaźnika N – 1 zgodnie z załącznikiem II pkt 5,

— opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (jeżeli użyto innych danych niż podane w pkt 3 lit. a) ppkt (iii) niniejszego załącznika),

— wskazanie ewentualnych metodyk zastosowanych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach),

— wyjaśnienie rynkowych środków po stronie popytu, które zostały lub mają zostać wprowadzone w celu zrekompensowania zakłócenia dostaw gazu, i oczekiwanego wpływu tych środków (Deff);

(vi) wspólne obliczenie lub obliczenia wskaźnika N – 1, jeżeli tak uzgodniono z właściwymi organami odpowiedniej(-ich) grupy (grup) ryzyka lub z bezpośrednio połączonymi państwami członkowskimi:

— obliczenie wskaźnika N – 1 zgodnie z załącznikiem II pkt 5,

— opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym wartości składowych użytych do obliczenia (jeżeli użyto innych danych liczbowych niż podane w pkt 3 lit. a) ppkt (iii) niniejszego załącznika),

— wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach),

— wyjaśnienie uzgodnień dokonanych w celu zapewnienia zgodności ze wskaźnikiem N – 1;

b) zdolność przepływu w obu kierunkach

(i) wskazanie punktów połączeń międzysystemowych dysponujących zdolnością przepływu w obu kierunkach i maksymalnej zdolności przepływów w obu kierunkach;

(ii) wskazanie uzgodnień dotyczących zasad wykorzystywania zdolności odwróconego przepływu (np. zdolność przerywana);

(iii) wskazanie punktów połączeń międzysystemowych, w odniesieniu do których przyznano odstępstwo zgodnie z art. 5 ust. 4, okresu ważności tego odstępstwa i podstaw, na jakich je przyznano.

4. Zgodność ze standardem w zakresie dostaw (art. 6)

Opisać środki przyjęte w celu zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw, jak również z podwyższonym standardem w zakresie dostaw lub dodatkowym obowiązkiem nałożonym ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu, podając:

a) stosowaną definicję odbiorców chronionych, w tym uwzględnione kategorie odbiorców i ich roczne zużycie gazu (dla każdej kategorii, wartość netto oraz udział procentowy krajowego rocznego ostatecznego zużycia gazu);

b) ilości gazu potrzebne do zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw zgodnie ze scenariuszami określonymi w art. 6 ust. 1 akapit pierwszy;

c) zdolność potrzebną do zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw zgodnie ze scenariuszami określonymi w art. 6 ust. 1 akapit pierwszy;

d) środek lub środki wprowadzone w celu zapewnienia zgodności ze standardem w zakresie dostaw:

(i) opis środka lub środków;

(ii) adresaci;

(iii) opis systemu monitorowania ex ante zgodności ze standardem w zakresie dostaw, o ile wprowadzono taki system;

(iv) system sankcji, w stosownych przypadkach;

(v) opis, dla każdego środka:

— wpływu środka na gospodarkę, jego skuteczności i wydajności,

— wpływu środka na środowisko,

— wpływu środka na odbiorców;

(vi) w przypadku stosowania środków nierynkowych (dla każdego środka):

— uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych),

— uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku),

— analiza skutków takiego środka:

1) dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;

2) dla rynku krajowego;

3) dla rynku wewnętrznego;

(vii) w przypadku środków wprowadzonych od dnia 1 listopada 2017 r. podać krótkie podsumowanie oceny skutków lub adres strony internetowej, na której umieszczono publiczną ocenę skutków środka lub środków przeprowadzoną zgodnie z art. 9 ust. 4;

e) w stosownych przypadkach, opis podwyższonego standardu w zakresie dostaw lub dodatkowego obowiązku nałożonego ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu:

(i) opis środka lub środków;

(ii) mechanizm ograniczania go do zwykłego poziomu, w duchu solidarności i zgodnie z art. 13;

(iii) w stosownych przypadkach, opis każdego nowego podwyższonego standardu w zakresie dostaw lub dodatkowego obowiązku nałożonego ze względu na bezpieczeństwo dostaw gazu, przyjętego od dnia 1 listopada 2017 r.;

(iv) adresaci;

(v) wymagane ilości gazu oraz zdolności;

(vi) wskazanie, w jaki sposób środek ten spełnia warunki określone w art. 6 ust. 2.

5. Środki zapobiegawcze

Opisać środki zapobiegawcze, jakie zostały lub mają zostać wprowadzone:

a) opis każdego ze środków zapobiegawczych przyjętych w odniesieniu do poszczególnych ryzyk zidentyfikowanych zgodnie z oceną ryzyka, w tym opis:

(i) ich krajowego lub regionalnego wymiaru;

(ii) ich wpływu na gospodarkę, ich skuteczności i wydajności;

(iii) ich wpływu na odbiorców.

W stosownych przypadkach z uwzględnić:

— środki na rzecz poprawy połączeń międzysystemowych między sąsiadującymi państwami członkowskimi,

— środki na rzecz dywersyfikacji dróg i źródeł dostaw gazu,

— środki zapobiegające akumulacji rezerw zdolności,

— środki na rzecz ochrony kluczowej infrastruktury istotnej dla bezpieczeństwa dostaw w odniesieniu do kontroli przez podmioty z państw trzecich (w tym, w stosownych przypadkach, ogólne lub sektorowe przepisy dotyczące kontrolowania inwestycji, specjalne uprawnienia niektórych udziałowców itp.);

b) opis innych środków przyjętych z powodów niezwiązanych z oceną ryzyka, ale mających pozytywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw w państwie członkowskim z danej grupy lub danych grup ryzyka;

c) w przypadku stosowania środków nierynkowych (dla każdego środka):

(i) uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych);

(ii) uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku);

(iii) analiza skutków takiego środka:

— uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych),

— uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku),

— analiza skutków takiego środka:

1) dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;

2) dla rynku krajowego;

3) dla rynku wewnętrznego;

4) wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono środki na rzecz poprawy efektywności, w tym środki po stronie popytu;

5) wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono odnawialne źródła energii.

6. Inne środki i obowiązki (np. w zakresie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu)

Opisać inne środki i obowiązki nałożone na przedsiębiorstwa gazowe i inne odpowiednie podmioty mogące mieć wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu, takie jak obowiązki w zakresie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu, podając również, na kogo obowiązek ten miałby wpływ i jakich ilości gazu dotyczy. Wyjaśnić szczegółowo, kiedy i w jaki sposób środki te byłyby stosowane.

7. Projekty infrastrukturalne

a) opisać przyszłe projekty infrastrukturalne, w tym projekty będące przedmiotem wspólnego zainteresowania w danych grupach ryzyka, podając przewidywany termin oddania do użytku infrastruktury zrealizowanej w ramach tych projektów, jej zdolność i szacowany wpływ na bezpieczeństwo dostaw gazu w grupie ryzyka;

b) wskazać, w jaki sposób w projektach infrastrukturalnych uwzględniono ogólnounijny dziesięcioletni plan rozwoju sieci opracowywany przez ENTSOG zgodnie z art. 8 ust. 10 rozporządzenia (WE) nr 715/2009.

8. Obowiązki świadczenia usług użyteczności publicznej związane z bezpieczeństwem dostaw

Wskazać istniejące obowiązki świadczenia usług użyteczności publicznej związane z bezpieczeństwem dostaw i krótko je opisać (bardziej szczegółowe informacje podać w załącznikach). Jasno określić, kto i w jaki sposób musi spełniać te obowiązki. W stosownych przypadkach opisać, w jaki sposób i kiedy powstawałyby takie obowiązki świadczenia usług użyteczności publicznej.

9. Konsultacje z zainteresowanymi stronami

Zgodnie z art. 8 ust. 2 niniejszego rozporządzenia opisać mechanizm stosowany do celów konsultacji i wyniki konsultacji przeprowadzonych na potrzeby opracowania planu, a także planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej, z:

a) przedsiębiorstwami gazowymi;

b) odpowiednimi organizacjami reprezentującymi interesy gospodarstw domowych;

c) odpowiednimi organizacjami reprezentującymi interesy przemysłowych odbiorców gazu, w tym producentów energii elektrycznej;

d) krajowym organem regulacyjnym.

10. Wymiar regionalny

Wskazać wszelkie krajowe uwarunkowania i środki dotyczące bezpieczeństwa dostaw nieujęte w poprzednich sekcjach planu.

Wskazać, w jaki sposób uwzględnione zostały ewentualne uwagi otrzymane w wyniku konsultacji opisanych w art. 8 ust. 2.

11.1. Obliczanie wskaźnika N – 1 na poziomie grupy ryzyka, jeżeli tak uzgodniły właściwe organy grupy ryzyka

Wzór na wskaźnik N – 1

a) wskazanie największej pojedynczej infrastruktury gazowej służącej wspólnym interesom w grupie ryzyka;

b) obliczenie wskaźnika N – 1 na szczeblu grupy ryzyka;

c) opis wartości stosowanych do poszczególnych elementów wzoru na wskaźnik N – 1, w tym składowych danych liczbowych użytych do obliczenia (np. w przypadku EPm podać zdolność poszczególnych punktów wejścia uwzględnionych w ramach tego parametru);

d) wskazanie metodyk i ewentualnych założeń przyjętych do obliczania parametrów we wzorze na wskaźnik N – 1 (np. Dmax) (szczegółowe wyjaśnienia podać w załącznikach).

11.2. Mechanizmy opracowane do celów współpracy

Opisać mechanizmy stosowane do celów współpracy między państwami członkowskimi w odpowiednich grupach ryzyka, także na potrzeby opracowywania środków transgranicznych w ramach planu działań zapobiegawczych i planu na wypadek sytuacji nadzwyczajnej.

Opisać mechanizmy stosowane do celów współpracy z innymi państwami członkowskimi w zakresie opracowywania i przyjmowania przepisów niezbędnych do stosowania art. 13.

11.3. Środki zapobiegawcze

Opisać środki zapobiegawcze, jakie zostały lub mają zostać wprowadzone w grupie ryzyka lub w wyniku porozumień regionalnych:

a) opis każdego ze środków zapobiegawczych przyjętych w odniesieniu do poszczególnych ryzyk zidentyfikowanych zgodnie z oceną ryzyka, w tym opis:

(i) ich skutków w państwach członkowskich należących do grupy ryzyka;

(ii) ich wpływu na gospodarkę, ich skuteczności i wydajności;

(iii) ich wpływu na środowisko;

(iv) ich wpływu na odbiorców.

W stosownych przypadkach uwzględnić:

— środki na rzecz poprawy połączeń międzysystemowych między sąsiadującymi państwami członkowskimi,

— środki na rzecz dywersyfikacji dróg i źródeł dostaw gazu,

— środki zapobiegające akumulacji rezerw zdolności,

— środki na rzecz ochrony kluczowej infrastruktury istotnej dla bezpieczeństwa dostaw w odniesieniu do kontroli przez podmioty z państw trzecich (w tym, w stosownych przypadkach, ogólne lub sektorowe przepisy dotyczące kontrolowania inwestycji, specjalne uprawnienia niektórych udziałowców itp.);

b) opis innych środków przyjętych z powodów niezwiązanych z oceną ryzyka, ale mających pozytywny wpływ na bezpieczeństwo dostaw w grupie ryzyka;

c) w przypadku stosowania środków nierynkowych (dla każdego środka):

(i) uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych);

(ii) uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku);

(iii) analiza skutków takiego środka:

— uzasadnienie konieczności stosowania danego środka (tj. dlaczego nie można zapewnić bezpieczeństwa dostaw przy użyciu wyłącznie środków rynkowych),

— uzasadnienie proporcjonalności danego środka (tj. dlaczego dany środek nierynkowy jest najmniej ograniczającym sposobem osiągnięcia zamierzonego skutku),

— analiza skutków takiego środka:

1) dla bezpieczeństwa dostaw w innym państwie członkowskim;

2) dla rynku krajowego;

3) dla rynku wewnętrznego;

d) wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono środki na rzecz poprawy efektywności, w tym środki po stronie popytu;

e) wyjaśnienie zakresu, w jakim w celu zwiększenia bezpieczeństwa dostaw uwzględniono odnawialne źródła energii.