---
title: "Регламент N 715/2009 Европейского парламента и Совета Европейского Союза"
number: "715/2009"
issuer: "Европейский Союз"
status: утратил силу
canonical: "https://bukva.ai/docs/reglament-7152009"
---
## Регламент N 715/2009 Европейского парламента и Совета Европейского Союза
"Об условиях присоединения к газотранспортным сетям и об отмене Регламента Европейского Парламента 1775/2005" [рус., англ.]
(Вместе с "Указаниями", "Таблицей соответствия")
(Принят в г. Брюсселе 13.07.2009)
(с изм. и доп. от 29.06.2022)
> [!WARNING]
> Документ утратил силу 5 февраля 2025 года в соответствии с Регламентом N 2024/1789 Европейского парламента и Совета Европейского Союза от 13.06.2024.
> Документ утратил силу 5 февраля 2025 года в соответствии с Регламентом N 2024/1789 Европейского парламента и Совета Европейского Союза от 13.06.2024 (официальный сайт законодательства Европейского Союза http://eur-lex.europa.eu по состоянию на 13.10.2025).
> Данная редакция документа вступила в силу 1 июля 2022 года (официальный сайт законодательства Европейского Союза http://eur-lex.europa.eu по состоянию на 13.07.2023). Россия не участвует.
> Первоначальная [редакция](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-1#p100347) данного документа вступила в силу 3 сентября 2009 года (официальный сайт законодательства Европейского Союза http://eur-lex.europa.eu по состоянию на 13.07.2023). Россия не участвует.
> В информационный банк включен данный [документ](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-1) с изменениями и дополнениями от 30.04.2015.
**[неофициальный перевод] <1>**
**ЕВРОПЕЙСКИЙ СОЮЗ**
**РЕГЛАМЕНТ N 715/2009**
**ЕВРОПЕЙСКОГО ПАРЛАМЕНТА И СОВЕТА ЕС**
**ОБ УСЛОВИЯХ ПРИСОЕДИНЕНИЯ К ГАЗОТРАНСПОРТНЫМ СЕТЯМ**
**И ОБ ОТМЕНЕ РЕГЛАМЕНТА ЕВРОПЕЙСКОГО ПАРЛАМЕНТА 1775/2005 <2>**
(Брюссель, 13 июля 2009 года)
(Действие Регламента распространяется
на Европейское экономическое пространство)
(в редакции
Решения Европейской Комиссии 2010/685/ЕС от 10 ноября
2010 г. <3>, Решения Европейской Комиссии 2012/490/ЕС от 24
августа 2012 г. <4>, [Регламента](https://bukva.ai/docs/reglament-3472013/statya-1) (ЕС) 347/2013 Европейского
Парламента и Совета ЕС от 17 апреля 2013 г. <5>, Решения
Европейской Комиссии (ЕС) 2015/715 от 30 апреля 2015 г. <6>,
Регламента (ЕС) 2018/1999 Европейского Парламента и Совета
ЕС от 11 декабря 2018 г. <7>, Регламента (ЕС) 2022/869
Европейского Парламента и Совета ЕС от 30 мая 2022 г. <8>,
Регламента (ЕС) 2022/1032 Европейского Парламента и Совета
ЕС от 29 июня 2022 г. <9>)
(Исправления: Корригендум, ОЖ N L 229, 01.09.2009 г.,
стр. 29 (715/2009), Корригендум, ОЖ N L 309,
24.11.2009 г., стр. 87 (715/2009))
---
<1> Перевод Беспалько С.В., Дедушевой О.М.
<2> Regulation (EC) No 715/2009 of the European Parliament and of the Council of 13 July 2009 on conditions for access to the natural gas transmission networks and repealing Regulation (EC) No 1775/2005. Опубликован в Официальном журнале (далее - ОЖ) N L 211, 14.8.2009, стр. 36 - 54
<3> ОЖ N L 293, 11.11.2010, стр. 67.
<4> ОЖ N L 231, 28.08.2012, стр. 16.
<5> ОЖ N L 115, 25.04.2013, стр. 39.
<6> ОЖ N L 114, 05.05.2015, стр. 9.
<7> ОЖ N 328, 21.12.2018, стр. 1.
<8> ОЖ N 152, 3.6.2022, стр. 45.
<9> ОЖ N 173, 30.6.2022, стр. 17.
Европейский Парламент и Совет ЕС,
Руководствуясь [Договором](https://bukva.ai/docs/dogovor-uchrezhdayuschiy-evropeyskoe/statya-1) об основании Европейского экономического сообщества, в частности [Статьей 95](https://bukva.ai/docs/dogovor-uchrezhdayuschiy-evropeyskoe/statya-95#p100493),
Руководствуясь предложениями Европейской Комиссии,
С учетом заключения Комитета по социальным и экономическим вопросам <*>,
---
<*> ОЖ N C 211, 19.08.2008, стр. 23.
С учетом заключения Комитета по регионам <*>,
---
<*> ОЖ N C 172, 05.07.2008, стр. 55.
Действуя в соответствии с процедурой, установленной [Статьей 251](https://bukva.ai/docs/dogovor-uchrezhdayuschiy-evropeyskoe/statya-251#p101435) Договора <*>,
---
<*> Заключение Европейского Парламента от 09 июля 2008 г. (в Официальном журнале ЕС до настоящего времени не опубликовано), Общая позиция Совета ЕС от 09 января 2009 г. (ОЖ N C 75 E, 31.03.2009, стр. 38) и Позиция Европейского Парламента от 22 апреля 2009 г. (в Официальном журнале ЕС до настоящего времени не опубликовано). Решение Совета ЕС от 25 июня 2009 г.
Принимая во внимание, что:
(1) Внутренний рынок природного газа, последовательно вводимый в действие с 1999 года, ставит своей целью предоставление всем потребителям Сообщества, как физическим, так и юридическим лицам, реального выбора, новых возможностей в сфере предпринимательской деятельности, расширение трансграничной торговли, а также достижение роста производительности, конкурентоспособных цен и повышение стандартов качества предоставляемых услуг и содействие обеспечению безопасности и устойчивого развития поставок.
(2) [Директива](https://bukva.ai/docs/direktiva-200355es/statya-1) Европейского Парламента и Совета ЕС 2003/55/ЕС от 26 июня 2003 года о внутреннем рынке природного газа <*> и Регламент Европейского Парламента и Совета ЕС 1775/2005 от 28 сентября 2005 года об условиях присоединения к газотранспортным сетям <**> внесли существенный вклад в создание внутреннего рынка природного газа.
---
<*> ОЖ N L 176, 15.07.2003, стр. 57.
<**> ОЖ N L 289, 03.11.2005, стр. 1.
(3) Накопленный опыт по внедрению и мониторингу первой части Указаний по добросовестной практике, принятых на Европейском Форуме по вопросам газа (Мадридском Форуме) в 2002 году, показывает, что для полного внедрения Указаний во всех государствах-членах ЕС, обеспечивающих на практике минимальные гарантии равных условий доступа к рынку газа, необходимо обеспечить придание Указаниям юридической силы.
(4) На заседании Мадридского Форума 24 и 25 сентября 2003 года принята часть вторая Указаний по добросовестной практике. Целью настоящего Регламента является установление на основе Указаний базовых принципов и правил, регулирующих права присоединения к газотранспортным сетям, доступ третьих лиц к получению услуг, управление пиковыми нагрузками, информационную открытость, балансировку газа в системе и право торговли мощностью газотранспортных сетей.
(5) Директива Европейского Парламента и Совета ЕС 1009/73/ЕС от 13 июля 2009 года об общих правилах внутреннего рынка природного газа <*> обеспечивает возможность объединения функций системных операторов газотранспортных и распределительных сетей. Вследствие этого, правила, устанавливаемые настоящим Регламентом, не требуют изменения организации национальных газотранспортных и распределительных сетей, которые соответствуют существенным положениям вышеупомянутой Директивы.
---
<*> См. стр. 94 настоящего выпуска Официального журнала ЕС
(6) Действие настоящего Регламента распространяется на трубопроводы высокого давления, связывающие местные газораспределительные компании и газотранспортные сети, которые первоначально не предназначались для местного газораспределения.
(7) Необходимо определить критерии определения тарифов на присоединение к газотранспортным сетям с целью обеспечить их полное соответствие принципу недискриминации и нуждам нормального функционирования внутреннего рынка, а также принять во внимание необходимость единства системы, отразить фактические издержки в той мере, в какой они соответствуют издержкам эффективного структурно сопоставимого системного оператора, и являются информационно открытыми, обеспечивающими соответствующую эффективность инвестиций, с учетом, в необходимых случаях, результатов сравнительного анализа тарифов, проводимого контролирующими органами.
(8) При исчислении тарифов на присоединение к газотранспортным сетям необходимо учитывать фактические издержки в той мере, в какой они соответствуют издержкам эффективного структурно сопоставимого системного оператора и являются информационно открытыми, равно как необходимость обеспечения эффективности инвестиций и стимулирования строительства новой инфраструктуры, включая специальный нормативно-правовой режим для инвестиций, предусмотренный [Директивой](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-1) 2009/73/ЕС. В этом отношении, в частности, при наличии конкуренции между компаниями-владельцами трубопроводного транспорта, имеет существенное значение проведение контролирующими органами сравнительного анализа тарифов.
(9) Применение для определения тарифов рыночных механизмов, таких как проведение аукционов, торгов, тендеров, согласуется с положениями [Директивы](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-1) 2009/73/ЕС.
(10) Для обеспечения общих для всего Сообщества минимальных стандартов присоединения к газотранспортным сетям, для обеспечения достаточного сходства условий доступа к получению услуг для третьих лиц, а также для обеспечения возможности использования экономического эффекта от функционирования внутреннего рынка природного газа необходимо установление минимального общего набора условий присоединения третьих лиц к газотранспортным сетям.
(11) В настоящее время для продажи природного газа на равных условиях существуют препятствия. В частности, не во всех государствах-членах ЕС обеспечиваются недискриминационные условия присоединения к газотранспортным сетям, не достигнут в равной степени эффективный уровень законодательства о контроле, продолжают существовать изолированные рынки газа.
(12) Для создания внутреннего рынка природного газа необходимо достичь значительного уровня мощности трансграничных соединительных газопроводов, а также содействовать интеграции национальных рынков.
(13) Европейская Комиссия в докладе от 10 января 2007 года "Энергетическая политика Европы" подчеркнула важность создания внутреннего рынка природного газа и однородной конкурентной среды для всех сделок с природным газом в Сообществе. Доклады Европейской Комиссии от 10 января 2007 года "Перспективы внутреннего рынка электроэнергии и газа" и "Исследование Европейского газового и электроэнергетического сектора, проведенное в соответствии со [Статьей 17](https://bukva.ai/docs/reglament-12003/statya-17#p100173) Регламента (ЕС) 1/2003 (заключительный доклад)" показали, что существующие правила и критерии не обеспечивают ни необходимую правовую базу, ни достижение мощности, необходимой для нормально функционирующего, эффективного и открытого внутреннего рынка.
(14) Помимо тщательного следования требованиям существующей нормативно-правовой базы необходимо привести правовые нормы о внутреннем рынке природного газа, закрепленные в Регламенте (ЕС) 1775/2005, в соответствие с указанными докладами.
(15) В частности, развитие сотрудничества и координации между операторами газотранспортных сетей необходимо для разработки Сетевых кодексов, обеспечивающих эффективное и свободное присоединение к межгосударственным газотранспортным сетям, скоординированное и долговременное планирование и интенсивное технологическое развитие газотранспортной системы Сообщества, в том числе увеличение мощности системы, с учетом обеспечения охраны окружающей среды. Кодексы должны соответствовать базовым рекомендациям (которые по своей природе не имеют обязательной силы), разработанным Агентством по сотрудничеству в сфере регулирования энергетики, основанным в соответствии с Регламентом (ЕС) Европейского Парламента и Совета ЕС 713/2009 от 13 июля 2009 года об учреждении Агентства по сотрудничеству в сфере регулирования энергетики <*> (далее упоминаемому как "Агентство"). На Агентство возлагается функция пересмотра на основе фактических обстоятельств проектов Сетевых кодексов, в том числе рассмотрение вопроса об их соответствии базовым рекомендациям. Агентство вправе давать оценку предлагаемым поправкам и рекомендовать их к утверждению Европейской Комиссией. Операторы газотранспортных систем в своей деятельности обязаны руководствоваться указанными Сетевыми кодексами.
---
<*> См. стр. 1 настоящего Официального журнала ЕС
(16) Для обеспечения оптимального управления газотранспортной сетью Сообщества должна быть создана Европейская сеть операторов систем передач газа (ENTSO по газу). ENTSO по газу выполняет свои задачи в соответствии с правилами конкуренции в Сообществе, в той части, в какой они касаются решений ENTSO по газу. Задачи ENTSO по газу должны быть надлежащим образом определены, а ее рабочий метод должен обеспечивать эффективность, информационную открытость и представительный характер ENTSO по газу. Сетевые кодексы, подготовленные ENTSO по газу, не призваны подменять собой необходимые национальные кодексы, регламентирующие внутригосударственные вопросы. Учитывая, что путем сближения на региональном уровне можно достичь большего прогресса, операторы газотранспортных систем должны формировать свои региональные структуры в рамках общего сотрудничества, обеспечивая совместимость достигаемых результатов на региональном уровне с Сетевыми кодексами и рекомендательными десятилетними планами развития газотранспортной сети на уровне Сообщества. Взаимодействие между такими региональными структурами предполагает эффективное отделение деятельности по транспортировке газа от производства и деятельности по поставкам газа потребителям. В отсутствие такого разделения взаимодействие между операторами газотранспортных систем на региональном уровне повышает риск недобросовестной конкуренции. Государства-члены ЕС должны способствовать взаимодействию и контролировать эффективность деятельности газотранспортных сетей на региональном уровне. Сотрудничество на региональном уровне должно соотноситься с развитием конкурентного и эффективного внутреннего рынка природного газа.
(17) В деятельности, ожидаемой от ENTSO по газу, заинтересованы все участники рынка. Следовательно, важным является наличие эффективного процесса консультаций. Важную роль также играют существующие структуры, призванные содействовать и упорядочивать консультационный процесс, такие как Европейская ассоциация по упорядочению обмена энергией, национальные органы регулирования и надзора, входящие в состав Агентства.
(18) Для обеспечения большей информационной открытости развития газотранспортной сети Сообщества ENTSO по газу должна составлять, публиковать и регулярно обновлять рекомендательный десятилетний план развития газотранспортной сети Сообщества. В план развития сети Сообщества должны быть включены конкурентоспособные газотранспортные сети и необходимые межсетевые соединения, имеющие значение с экономической точки зрения или в контексте обеспечения безопасности поставок.
(19) Для усиления конкуренции на неустойчивых оптовых рынках природного газа крайне необходимо, чтобы торговля газом осуществлялась независимо от его местонахождения в системе. Единственным способом обеспечения этого является предоставление потребителям услуг сети возможности резервировать входную и выходную мощность независимо друг от друга, тем самым осуществляя транспортировку газа по зонам, вместо контрактных маршрутов. Преимущество систем "вход-выход" в обеспечении развития конкуренции было выражено большинством участников 6-го Мадридского форума, прошедшего 30 - 31 октября 2002 года. Тарифы, установленные для одного или более входных пунктов, не должны зависеть от тарифов, установленных для одного или более входных пунктов, и наоборот.
(20) Ссылка на согласованный операторами газотранспортных систем контракт в контексте недискриминационного доступа к газотранспортным сетям не означает, что условия транспортного контракта конкретного оператора системы в государстве-члене ЕС должны быть аналогичны условиям контракта другого оператора в этом или ином государстве-члене ЕС, при условии, что контракт содержит минимальный набор условий, установленных для транспортировки газа.
(21) Газотранспортные сети существенно перегружены наличием заключенных контрактов. По этой причине принципы управления пиковыми нагрузками и распределения мощностей для новых или пересматриваемых контрактов основаны на освобождении неиспользуемой мощности путем предоставления потребителям услуг сети права перепродажи или передачи в аренду имеющейся у них по контракту мощности, а также на обязательстве оператора газотранспортной системы выставлять неиспользуемую мощность на рынок как минимум за день, на непрерывной основе. С учетом большой доли заключенных контрактов и необходимости создания равной конкурентной среды для сторон существующих и вновь заключаемых контрактов, эти принципы должны применяться ко всем мощностям, включая используемые по существующим контрактам.
(22) Хотя физическая перегрузка газотранспортных сетей Сообщества в настоящее время редко представляет собой проблему, в будущем она может стать таковой. В таких обстоятельствах является важным обеспечить основной принцип распределения нагрузки на пропускную способность.
(23) Исследование рынка, проведенное за последние годы национальными органами по надзору и контролю, а также Европейской Комиссией, показали, что существующие требования и правила о степени информационной открытости доступа к инфраструктуре не являются достаточными в плане обеспечения реального, функционирующего, открытого и эффективного внутреннего рынка природного газа.
(24) Для получения участниками рынка сведений об общем состоянии спроса и предложения на рынке, а также для определения причин колебаний оптовых цен необходимо обеспечить равный доступ к информации о физическом состоянии и эффективности системы, как то: более точную информацию о состоянии спроса и предложения, мощности сети, направлении потоков и регламентных работах, балансировке газа в системе и степени загруженности сети, а также об использовании газохранилищ. Важность данной информации для функционирования рынка требует смягчения существующих ограничений на ее публикацию, установленных по причинам конфиденциальности.
(25) Тем не менее, требования сохранения конфиденциальности для коммерчески важной информации являются допустимыми в случаях, когда сведения носят коммерчески стратегический характер для компании, когда газохранилище находится в пользовании только одного клиента, либо когда информация касается конечных пунктов системы или подсистемы, присоединенной не к другой газотранспортной или газораспределительной системе, а к промышленному оборудованию единственного конечного потребителя услуг, если публикация таких сведений может повлечь раскрытие конфиденциальной информации о производственном процессе этого потребителя.
(26) Повышение уровня доверия на рынке требует, чтобы его участники были уверены, что лица, участвующие в недобросовестных действиях, могут понести эффективное, пропорциональное и оказывающее сдерживающее воздействие наказание. Компетентным органам власти должно быть предоставлено право расследования обвинений в злоупотреблениях на рынке. С этой целью компетентные органы власти должны иметь право доступа к информации об оперативных решениях, принимаемых газоснабжающими предприятиями. На рынке природного газа все эти решения сообщаются операторам системы в виде резервирования мощности, объявления планируемого и осуществленного объема поставок. Операторы системы должны хранить указанную информацию в течение определенного промежутка времени и обеспечить свободное получение ее компетентными органами власти. Кроме того, компетентные органы власти должны регулярно осуществлять проверки соблюдения правил операторами газотранспортных систем.
(27) В некоторых государствах-членах ЕС право пользования газохранилищами и комплексами по сжижению природного газа (комплексами СПГ) ограничено. Исследование, проведенное Группой европейских регулирующих органов по электроэнергии и газу (ERGEG), показало, что рекомендации о практике справедливого доступа третьих лиц к использованию газохранилищ, согласованные всеми участниками Мадридского форума, применяются недостаточно, вследствие чего необходимо сделать указанные рекомендации обязательными для исполнения.
(28) Недискриминационные и информационно открытые системы балансировки газа, управляемые операторами газотранспортных сетей, являются важным механизмом, в частности, для новых участников рынка, которые могут сталкиваться с большими трудностями при распределении своего оборота продаж, чем компании, уже закрепившиеся на соответствующем рынке. В связи с этим необходимо установить правила, в соответствии с которыми операторы газотранспортных систем будут управлять такими механизмами способом, совместимым с недискриминационными, информационно открытыми и эффективными условиями присоединения к сети.
(29) Торговля первичными правами на использование мощности является важной частью развития конкурентного рынка и создания ликвидности. Настоящий Регламент призван установить основные правила такой торговли.
**(30) Национальные контролирующие органы обеспечивают соответствие правилам, установленным настоящим Регламентом и утвержденными в соответствии с ним [Указаниями](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-32#p100359).**
(31) [Указания](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-32#p100359), являющиеся приложением к настоящему Регламенту, определяют особенности применения правил на основе второй части Указаний по добросовестной практике. При необходимости в указанные правила будут вноситься изменения с учетом различий в национальных газотранспортных системах.
(32) Предлагая внесение изменений в [Указания](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-32#p100359), являющиеся приложением к настоящему Регламенту, Европейская Комиссия обеспечивает проведение предварительных консультаций со всеми заинтересованными в [Указаниях](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-32#p100359) сторонами, представленными профессиональными организациями, а также с государствами-членами ЕС в рамках Мадридского форума.
(33) Государства-члены ЕС и компетентные национальные органы власти обязаны предоставлять Европейской Комиссии соответствующую информацию. Такая информация рассматривается Европейской Комиссией как конфиденциальная.
(34) Настоящий Регламент и [Указания](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-32#p100359), утвержденные в соответствии с ним, не ограничивают применение правил Сообщества о конкуренции.
(35) Нормы права, необходимые для применения настоящего Регламента, должны быть утверждены в соответствии с Решением Совета ЕС 1999/468/ЕС от 28 июня 1999 года, устанавливающим процедуры осуществления Европейской Комиссией функций исполнительной власти <*>.
---
<*> ОЖ N L 184, 17.07.1999, стр. 23
**(36) В частности, Европейская Комиссия должна быть уполномочена устанавливать или утверждать Указания, необходимые для обеспечения минимального уровня стандартизации, требующейся для достижения целей настоящего Регламента. Поскольку указанные нормы права носят общий характер и разработаны для изменения несущественных положений настоящего Регламента путем замены их новыми несущественными положениями, они подлежат утверждению в соответствии с процедурой, предусматривающей их тщательное изучение, установленной Статьей 5a Решения 1999/468/ЕС.**
(37) Поскольку достижение отдельным государством-членом ЕС цели настоящего Регламента, а именно установления справедливых правил присоединения к газотранспортным сетям, газохранилищам и комплексам СПГ, затруднительно, однако такая цель достижима на уровне Сообщества, Сообщество вправе утверждать нормы права в соответствии с принципом субсидиарности, установленном [Статьей 5](https://bukva.ai/docs/dogovor-uchrezhdayuschiy-evropeyskoe/statya-5#p100065) Договора. В соответствии с принципом пропорциональности, установленном указанной [Статьей](https://bukva.ai/docs/dogovor-uchrezhdayuschiy-evropeyskoe/statya-5#p100065), настоящий Регламент не выходит за пределы необходимого для достижения указанной цели.
(38) Принимая во внимание пределы изменений, вносимых в Регламент (ЕС) 1775/2005, в целях ясности и рациональности желательно, чтобы рассматриваемые положения были переработаны путем переноса их в единый текст нового Регламента,
Утвердили настоящий Регламент:
## Статья 1
### Статья 1
Предмет и пределы действия
Целью настоящего Регламента является:
(a) установление недискриминационных правил присоединения к газотранспортным системам с учетом особенностей национальных и региональных рынков, в целях обеспечения надлежащего функционирования внутреннего рынка природного газа;
(b) установление недискриминационных правил доступа к услугам комплексов СПГ и газохранилищ с учетом особенностей национальных и региональных рынков; и
(c) способствование установлению нормально функционирующего и информационно открытого оптового рынка с высоким уровнем обеспечения безопасности поставок и обеспечение механизмов стандартизации правил присоединения к сети для трансграничной торговли природным газом.
Цели, указанные в [первом подпараграфе](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-1#p100078), включают разработку стандартизованных принципов установления тарифов или методик их калькуляции на право присоединения к сети (но не к газохранилищам), установление услуг по предоставлению доступа для третьих лиц и стандартизованных принципов распределения мощностей и управления пиковыми нагрузками, определение требований информационной открытости, правил балансировки газа в газотранспортной системе и платы за дисбаланс, а также способствование торговле мощностями.
Настоящий Регламент, за исключением [параграфа 4 Статьи 19](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-19#p100287), применяется только к газохранилищам, подпадающим под действие [параграфов 3](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-33#p100491) либо [4 Статьи 33](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-33#p100494) Директивы 2009/73/ЕС.
Государства-члены ЕС вправе в соответствии с [Директивой](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-1) 2009/73/ЕС определить юридическое или должностное лицо, наделенное одной или несколькими функциями, присущими оператору газотранспортной системы, и являющееся субъектом требований настоящего Регламента. Указанное юридическое или должностное лицо подлежит сертификации в соответствии со [Статьей 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p100118) настоящего Регламента и назначается в соответствии со [Статьей 10](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-10#p100238) Директивы 2009/73/ЕС.
## Статья 2
### Статья 2
Термины и определения
1. Для целей настоящего Регламента используются следующие термины и определения:
1) "транспортировка газа" - транспортировка природного газа по сети, состоящей преимущественно из трубопроводов высокого давления, отличных от сетей трубопроводов, связанных с разведкой и добычей газа, и от трубопроводов высокого давления, используемых для местного распределения природного газа, используемая с целью доставки природного газа потребителям, но не включающая непосредственно поставку;
2) "транспортный контракт" - контракт, заключаемый оператором газотранспортной сети с потребителем услуг сети с целью осуществления транспортировки;
3) "мощность" - максимальный поток, выраженный в кубических метрах за единицу времени либо в единицах энергии за единицу времени, на который имеет право потребитель услуг сети в соответствии с условиями транспортного контракта;
4) "неиспользуемая мощность" - гарантированная мощность, полученная потребителем услуг сети в соответствии с транспортным контрактом, но не заявленная указанным потребителем в контракте как предельная;
5) "управление пиковыми нагрузками" - управление совокупностью мощностей оператора газотранспортной системы с целью обеспечения оптимального и максимального использования технологической пропускной способности и заблаговременного выявления пиковых и предельных нагрузок;
6) "вторичный рынок" - рынок мощностей, отличный от первичного рынка;
7) "заявка" - предварительное уведомление потребителем услуг сети оператора газотранспортной системы о фактическом объеме газа, который потребитель намерен сдать в газотранспортную систему либо отобрать из газотранспортной системы;
8) "повторная заявка" - последующее уведомление о скорректированной заявке;
9) "единство системы" - любая ситуация применительно к газотранспортной сети, включая необходимые магистральные трубопроводы, при которой давление и качество природного газа остается в пределах, установленных оператором газотранспортной системы, так, чтобы транспортировка природного газа была технологически гарантирована;
10) "балансировочный период" - период, в течение которого каждый потребитель услуг сети замещает количество природного газа, отобранного им из газотранспортной сети, выраженное в единицах энергии, таким же количеством природного газа, сданным в газотранспортную сеть, в соответствии с транспортным контрактом или Сетевым кодексом;
**11) "потребитель услуг сети" - клиент или потенциальный клиент оператора газотранспортной системы, а также сами операторы газотранспортных систем в части выполнения ими функций по транспортировке газа;**
12) "прерываемые услуги" - услуги, предлагаемые оператором газотранспортной системы применительно к прерываемой мощности;
13) "прерываемая мощность" - мощность транспортировки газа, которая может быть прервана оператором газотранспортной системы в соответствии с условиями транспортного контракта;
14) "долгосрочные услуги" - услуги, предлагаемые оператором газотранспортной системы на срок один год и более;
15) "краткосрочные услуги" - услуги, предлагаемые оператором газотранспортной системы на срок менее одного года;
16) "гарантированная мощность" - мощность транспортировки газа, гарантированная контрактом в качестве непрерывной оператором газотранспортной системы;
17) "гарантированные услуги" - услуги, предлагаемые оператором газотранспортной системы по предоставлению гарантированной мощности;
18) "технологическая мощность" - максимальная гарантированная мощность, которую оператор газотранспортной системы может предложить потребителям услуг сети с учетом единства системы и операционных требований газотранспортной системы;
19) "контрактная мощность" - мощность, распределенная оператором газотранспортной системы потребителю услуг сети посредством транспортного контракта;
**20) "свободная мощность" - нераспределенная часть технологической мощности, свободная от использования в данный момент времени;**
21) "контрактная перегрузка" - ситуация, когда спрос на гарантированную мощность превышает технологическую мощность;
22) "первичный рынок" - рынок мощностей, сделки на котором осуществляются с непосредственным участием оператора газотранспортной системы;
23) "физическая перегрузка" - ситуация, когда в определенный момент времени спрос на фактические поставки превышает технологическую мощность;
24) "мощность комплекса СПГ" - мощность терминала СПГ по сжижению природного газа либо услугам ввоза, отгрузки, сопутствующим услугам, временному хранению и регазификации СПГ;
25) "объем" - объем газа, который потребитель услуг газохранилища вправе использовать для хранения природного газа;
26) "уровень отбора" - уровень, при котором потребитель услуг газохранилища вправе производить отбор газа из газохранилища;
27) "уровень закачки" - уровень, при котором потребитель услуг газохранилища вправе производить закачку газа в газохранилище;
28) "мощность газохранилища" - сочетание объема, уровня отбора и уровня закачки.
2. Не распространяя свое действие на определения, содержащиеся в [параграфе 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-2#p100087) настоящей Статьи, определения, указанные в [Статье 2](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-2#p100112) Директивы 2009/73/ЕС, имеющие отношение к применению настоящего Регламента, также подлежат применению, за исключением определения транспортировки газа в [пункте 3](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-2#p100117) настоящей Статьи.
Определения в [пунктах 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-2#p100090) - [23 параграфа 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-2#p100110) настоящей Статьи, относящиеся к транспортировке газа, применяются по аналогии к газохранилищам и комплексам СПГ.
## Статья 3
### Статья 3
Сертификация операторов газотранспортных систем
1. В соответствии с [параграфом 6 Статьи 10](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-10#p100248) Директивы 2009/73/ЕС Европейская Комиссия должна исследовать каждое уведомление о сертификации оператора газотранспортной системы в кратчайший срок после получения указанного уведомления. В срок не более двух месяцев с момента получения указанного уведомления Европейская Комиссия должна направить соответствующим национальным контролирующим органам заключение о соответствии сертифицируемого оператора газотранспортной системы [параграфу 2 Статьи 10](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-10#p100241) либо [Статье 11](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-11#p100251), а также [Статье 9](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-9#p100210) Директивы 2009/73/ЕС.
При подготовке заключения, указанного в [первом подпараграфе](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p100120), Европейская Комиссия вправе запросить Агентство о предоставлении им заключения по решению, принятому национальными контролирующими органами. В этом случае двухмесячный срок, указанный в [первом подпараграфе](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p100120), продлевается на два месяца.
При отсутствии заключения Европейской Комиссии в течение сроков, указанных в [первом](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p100120) и [втором подпараграфах](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p100121), Европейская Комиссия считается не имеющей возражений против решения национальных контролирующих органов.
2. В течение двух месяцев с момента получения заключения Европейской Комиссии национальные контролирующие органы утверждают окончательное решение о сертификации оператора газотранспортной системы, максимально принимая во внимание указанное заключение. Решение национальных контролирующих органов и заключение Европейской Комиссии подлежат опубликованию совместно.
3. В любое время в течение указанной процедуры контролирующие органы и/или Европейская Комиссия вправе запрашивать от оператора газотранспортной системы и/или предприятия, выполняющего какие-либо из функций производителя или поставщика, о предоставлении любой информации, касающейся выполнения их задач в соответствии с настоящей Статьей.
4. Контролирующие органы и Европейская Комиссия должны соблюдать конфиденциальность коммерчески значимой информации.
5. Европейская Комиссия вправе утвердить Указания, регламентирующие процедуру применения [параграфов 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p100120) и [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p100123) настоящей Статьи. Указанные нормы права, разработанные для изменения несущественных положений настоящего Регламента путем их замены, подлежат утверждению в соответствии с процедурой, предусматривающей их тщательное изучение, в соответствии с [параграфом 2 Статьи 28](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-28#p100337).
6. В случае получения Европейской Комиссией уведомления о сертификации оператора газотранспортной системы в соответствии с [параграфом 10 Статьи 9](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-9#p100235) Директивы 2009/73/ЕС, Европейская Комиссия принимает решение о сертификации. Контролирующие органы обязаны подчиниться решению Европейской Комиссии.
Сертификация операторов системы хранения
1. Государства-члены ЕС должны обеспечивать, чтобы оператор системы хранения, в том числе оператор любой системы хранения, контролируемый оператором газотранспортных систем, был сертифицирован в соответствии с процедурой, изложенной в настоящей Статье, либо национальным регулятивным органом, либо другим компетентным органом, назначенным заинтересованным государством-членом ЕС согласно Статье 3(2) Регламента (ЕС) 2017/1938 Европейского Парламента и Совета ЕС <*> (в обоих случаях "сертифицирующий орган").
---
<*> Регламент (ЕС) 2017/1938 Европейского Парламента и Совета ЕС от 25 октября 2017 г. о мерах по обеспечению безопасности поставок газа и об отмене Регламента (ЕС) 994/2010 (ОЖ N L 280, 28.10.2017, стр. 1).
**Настоящая Статья также применяется к операторам системы хранения, контролируемым операторами газотранспортных систем, которые уже были сертифицированы согласно правилам выделения, изложенным в [Статьях 9](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-9#p100210), [10](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-10#p100238) и [11](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-11#p100251) Директивы 2009/73/ЕС.**
2. Сертифицирующий орган должен выдать проект решения о сертификации в отношении операторов системы хранения, которые работают в подземных хранилищах газа мощностью более 3,5 млрд кВтч, если независимо от количества операторов системы хранения общие хранилища были наполнены 31 марта 2021 г. и 1 марта 2022 г. на уровне, который в среднем был менее 30% от их максимальной мощности до 1 февраля 2023 г. или в течение 150 рабочих дней с даты получения уведомления согласно [параграфу 9](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101141).
**В отношении операторов системы хранения, указанных в [первом подпараграфе](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101124), сертифицирующий орган должен предпринять все усилия для выдачи проекта решения о сертификации до 1 ноября 2022 г.**
В отношении всех остальных операторов хранения сертифицирующий орган должен выдать проект решения о сертификации до 2 января 2024 г. или в течение 18 месяцев с даты получения уведомления согласно [параграфу 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101140) или [параграфу 9](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101141).
3. При рассмотрении риска безопасности поставок энергии в Союзе сертифицирующий орган должен учитывать все риски безопасности поставок газа на национальном, региональном уровнях и на уровне Союза, а также смягчение такого риска в результате, inter alia, следующего:
(a) отношений собственности, поставок или других коммерческих отношений, которые могли бы отрицательно повлиять на льготы и возможность оператора системы хранения наполнить подземные хранилища газа;
(b) прав и обязанностей Союза в отношении третьих стран, возникающих согласно международному законодательству, в том числе соглашениям, заключенным с одной или несколькими третьими странами, в которых Союз является стороной и которые касаются вопроса безопасности поставок энергии;
**(c) прав и обязанностей заинтересованных государств-членов ЕС в отношении третьих стран, возникающих согласно соглашениям, заключенным заинтересованными государствами-членами ЕС с одной или несколькими третьими странами, насколько указанные соглашения соответствуют законодательству Союза; или**
**(d) других особых фактов и обстоятельств по делу.**
4. Если сертифицирующий орган считает, что лицо, которое прямо или косвенно контролирует или осуществляет какие-либо права в отношении оператора системы хранения в значении [Статьи 9](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-9#p100210) Директивы 2009/73/ЕС, может угрожать безопасности поставок газа или существенным интересам безопасности Союза или любого государства-члена ЕС, то сертифицирующий орган должен отказать в сертификации. В качестве альтернативы сертифицирующий орган может выдать решение о сертификации на условиях обеспечения достаточного смягчения рисков, которые могут отрицательно повлиять на наполнение подземного хранилища газа, при условии, что практичность условий может быть полностью обеспечена посредством эффективной реализации и мониторинга. Такие условия могут включать в себя, в частности, требование, чтобы владелец системы хранения или оператор системы хранения передал управление системой хранения.
5. Если сертифицирующий орган считает, что риски поставки газа не могут быть смягчены условиями согласно [параграфу 4](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101132), в том числе требованиями к владельцу системы хранения или оператору системы хранения о передаче управления системой хранения, и в этой связи отказывает в сертификации, то он должен:
(a) потребовать от владельца системы хранения или оператора системы хранения, который, как он считает, может угрожать безопасности поставок газа или существенным интересам Союза или государству-члену ЕС распоряжения долями или правами, которые имеются у них в отношении собственности системы хранения или собственности оператора системы хранения и установить срок для такого распоряжения;
(b) принять при необходимости предварительные меры для обеспечения того, чтобы данное лицо не могло осуществлять контроль или права в отношении указанного владельца или оператора системы хранения до распоряжения долями и правами; и
(c) предусмотреть соответствующие компенсационные меры в соответствии с национальным законодательством.
6. Сертифицирующий орган должен незамедлительно уведомить Европейскую Комиссию о своем проекте решения по сертификации и должен предоставить всю соответствующую информацию.
Европейская Комиссия должна представить заключение о проекте решения по сертификации сертифицирующему органу в течение 25 рабочих дней после такого уведомления. Сертифицирующий орган должен максимально учитывать заключение Европейской Комиссии.
7. Сертифицирующий орган должен выдать решение о сертификации в течение 25 дней после получения заключения Европейской Комиссии.
8. До пуска в эксплуатацию вновь построенного подземного хранилища газа оператор системы хранения должен быть сертифицирован в соответствии с [параграфами 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101120) - [7](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101139). Оператор системы хранения должен уведомить сертифицирующий орган о своем намерении пуска в эксплуатацию хранилища.
9. Операторы системы хранения должны уведомить соответствующий сертифицирующий орган обо всех запланированных сделках, которые могут потребовать повторной оценки их выполнения требований сертификации, установленных в [параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101120) - [4](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101132).
10. Сертифицирующие органы должны осуществлять непрерывный мониторинг операторов системы хранения в отношении выполнения требований сертификации, установленных в [параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101120) - [4](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101132). Они должны начать процедуру сертификации для повторной оценки выполнения при любом из следующих обстоятельств:
(a) при получении уведомления оператора система хранения согласно [параграфу 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101140) или [параграфу 9](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101141);
(b) по их собственной инициативе, если они узнали, что запланированное изменение прав или влияния оператора хранения может привести к невыполнению требований [параграфов 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101120), [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101124) и [3](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p101127);
**(c) по обоснованному запросу Европейской Комиссии.**
**11. Государства-члены ЕС должны принять необходимые меры для обеспечения непрерывной работы подземного хранилища газа на их соответствующей территории. Указанные подземные хранилища газа могут прекратить работу, только если технические требования и требования безопасности не выполняются или если сертифицирующий орган считает после выполнения оценки и учета заключения Европейской сети операторов газотранспортных систем (ENTSO по газу), что указанное прекращение не ослабит безопасность поставок газа на уровне Союза и на национальном уровне.**
Должны быть приняты соответствующие компенсационные меры при необходимости, если прекращение работы не разрешено.
12. Европейская Комиссия может выпустить руководство о применении настоящей Статьи.
13. Настоящая Статья не должна применяться к частям заводов СПГ, которые используются для хранения.
## Статья 4
###
Статья 3a
###
Статья 4
**Европейская сеть операторов газотранспортных систем**
**3. ENTSO по газу утверждает:**
(a) общие механизмы координации деятельности сети в нормальных и чрезвычайных условиях, в том числе общую шкалу классификации чрезвычайных происшествий, а также планы исследований;
(b) рекомендательный десятилетний план развития газотранспортной сети Сообщества (далее - план развития сети Сообщества), в том числе Европейский прогноз достаточности поставок - каждые два года;
(c) рекомендации по координации технического сотрудничества между операторами газотранспортных систем Сообщества и третьих стран;
**(d) годовой план деятельности;**
**(e) годовой отчет;**
**(f) ежегодные летний и зимний прогнозы поставок.**
4. Европейский прогноз достаточности поставок, указанный в [пункте (b) параграфа 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-8#p100164), должен охватывать общую достаточность газотранспортной системы для обеспечения текущих и планируемых поставок газа на ближайшие пять лет, а также на период от пяти до десяти лет с момента прогнозирования. Европейский прогноз достаточности поставок должен основываться на национальных прогнозах поставок, подготавливаемых каждым конкретным оператором газотранспортной системы.
**5. Годовой план деятельности, указанный в [пункте (d) параграфа 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-8#p100166), должен содержать перечень и описание Сетевых кодексов, подлежащих разработке, план координации работы сети, деятельности по исследованиям и развитию, подлежащий реализации в текущем году, и график исполнения.**
**6. Сетевые кодексы, указанные в [параграфах 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-8#p100160) и [2](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-8#p100161) должны охватывать следующие сферы деятельности, с учетом, при необходимости, региональных особенностей:**
**(a) правила обеспечения безопасности и надежности сети;**
**(b) правила присоединения к сети;**
(c) правила присоединения третьих лиц;
(d) правила обмена информацией и проведения расчетов;
(e) правила эксплуатационной совместимости;
(f) оперативные мероприятия в условиях чрезвычайных ситуаций;
**(g) правила распределения мощностей и управления пиковыми нагрузками;**
**(h) правила торговли, относящиеся к технологическим и операционным аспектам услуг по присоединению к сети и балансировки газа в системе;**
**(i) правила информационной открытости;**
(j) правила балансировки газа в системе, в том числе правила подачи заявок, относящиеся к газотранспортной сети, правила платы за дисбаланс и правила оперативной балансировки газа между газотранспортными системами различных операторов;
(k) правила о стандартизации структуры тарифов на транспортировку газа; и
(l) эффективность использования энергии применительно к газотранспортным сетям.
7. Сетевые кодексы должны разрабатываться для регламентации трансграничных сетей и интеграции рынков. Действие Сетевых кодексов не ограничивает право государств-членов ЕС принимать национальные сетевые кодексы, не влияющие на трансграничную торговлю.
8. ENTSO по газу должна отслеживать и анализировать внедрение Сетевых кодексов и Указаний, утвержденных Европейской Комиссией в соответствии с [параграфом 11 Статьи 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-6#p100149), а также их влияние на стандартизацию применяемых правил, имеющую целью способствование интеграции рынка. О полученных данных ENTSO по газу докладывает Агентству и включает результаты анализа в ежегодный отчет, указанный в [пункте (e) параграфа 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-8#p100167) настоящей Статьи.
9. Для выполнения задач, предусмотренных [параграфом 1 Статьи 9](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-9#p100199), ENTSO по газу предоставляет Агентству всю запрашиваемую Агентством информацию.
10. Каждые два года ENTSO по газу утверждает и публикует план развития сети Сообщества, указанный в в [пункте (b) параграфа 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-8#p100164). План развития сети Сообщества включает модель единой сети, в том числе водородной сети, сценарий развития, Европейский прогноз достаточности поставок и оценку устойчивости системы.
**В частности, план развития сети Сообщества должен:**
**(a) основываться на национальных инвестиционных планах, с учетом региональных инвестиционных планов, как предусмотрено [параграфом 1 Статьи 12](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-12#p100214), и, при необходимости, аспектах планирования сети Сообщества, как установлено в [Регламенте](https://bukva.ai/docs/reglament-3472013/statya-1) (ЕС) 347/2013 Европейского Парламента и Совета ЕС от 13 апреля 2013 г. о руководстве для трансъевропейской энергетической инфраструктуры [<*>](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-8#p100191); он подлежит анализу затрат-прибыли с использованием методологии, установленной в [Статье 11](https://bukva.ai/docs/reglament-3472013/statya-11#p100282) указанного Регламента;**
---
**<*> ОЖ N L 115, 25.04.2013, стр. 39**
(b) в отношении трансграничных объединений энергосистем основываться на обоснованных потребностях различных потребителей услуг сети и включать долгосрочные обязательства инвесторов, указанные в [Статьях 14](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-14#p100289) и [22](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-22#p100399) Директивы 2009/73/ЕС; и
(c) выявлять дефицит инвестиций, в особенности применительно к трансграничным мощностям.
Применительно к [пункту (c) второго подпараграфа](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-8#p100193) план развития сети Сообщества может быть дополнен обзором обстоятельств, препятствующих увеличению трансграничных мощностей сети вследствие различных согласовательных процедур или обычаев.
11. Агентство должно пересматривать национальные десятилетние планы развития сетей с целью оценки их соответствия плану развития сети Сообщества. В случае если Агентство устанавливает несоответствия между национальным десятилетним планом развития сети и планом развития сети Сообщества, Агентство должно рекомендовать внесение поправок в национальный десятилетний план развития сети либо, при необходимости, в план развития сети Сообщества. Если указанный десятилетний план развития сети разработан в соответствии со [Статьей 22](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-22#p100399) Директивы 2009/73/ЕС, Агентство должно рекомендовать компетентным национальным контролирующим органам внести поправки в национальный десятилетний план развития сети в соответствии с [параграфом 7 Статьи 22](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-22#p100410) указанной Директивы и уведомить об этом Европейскую Комиссию.
12. В соответствии со [Статьей 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-23#p100307) ENTSO по газу предоставляет по запросам Европейской Комиссии заключения по утверждению Указаний.
## Статья 9
###
Статья 9
**Мониторинг, осуществляемый Агентством**
**Тарифы на присоединение к сети**
1. Тарифы или методики, используемые для их калькуляции, применяемые операторами газотранспортных систем и утверждаемые контролирующими органами в соответствии с [параграфом 6 Статьи 41](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-41#p100635) Директивы 2009/73/ЕС, равно как тарифы, опубликованные в соответствии с [параграфом 1 Статьи 32](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-32#p100482) указанной Директивы, должны быть информационно открытыми, учитывать потребность в единстве системы и ее улучшении и отражать фактические издержки в той мере, в какой они соответствуют издержкам эффективного структурно сопоставимого системного оператора, являются информационно открытыми, обеспечивающими соответствующую эффективность инвестиций, с учетом, в необходимых случаях, результатов сравнительного анализа тарифов, проводимого контролирующими органами. Применение тарифов или методик, используемых для их калькуляции, должно носить недискриминационный характер.
Государства-члены ЕС вправе установить, что тарифы могут также определяться рыночными механизмами, такими как аукционы, при условии, что указанные механизмы и доходы, являющиеся следствием их применения, утверждаются контролирующими органами.
Тарифы или методики, используемые для их калькуляции, должны способствовать эффективному торговому обороту природного газа и конкуренции, избегая при этом перекрестного субсидирования между потребителями услуг сети и обеспечивая стимулирование инвестиций и поддержание или создание эксплуатационной совместимости газотранспортных сетей.
Тарифы для потребителей услуг сети должны быть недискриминационными и устанавливаться отдельно для каждого узла входа в газотранспортную систему или выхода из нее. Механизмы распределения издержек и методики установления расценок по узлам входа и выхода должны утверждаться национальными контролирующими органами. В срок до 3 сентября 2011 года государства-члены ЕС должны после переходного периода обеспечить отказ от применения контрактных маршрутов в качестве основы для калькуляции издержек сети.
2. Тарифы на право присоединения к сети не должны ни ограничивать рыночную ликвидность, ни нарушать трансграничную торговлю между различными газотранспортными системами. В случае если различия в структурах тарифов или в механизмах балансировки газа в системах препятствуют торговле через газотранспортные системы и не соответствуют [параграфу 6 Статьи 41](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-41#p100635) Директивы 2009/73/ЕС, операторы газотранспортных систем в тесном сотрудничестве с национальными контролирующими органами должны активно стремиться к сближению тарифных структур и принципов издержек, в том числе применительно к балансировке газа в системе.
3. Национальный регулятивный орган может применять скидку до 100% к тарифам на транспортировку, основанным на мощности, и тарифам на распределение в пунктах входа в подземные хранилища газа и хранилища СПГ и в пунктах выхода из них, если указанные хранилища, которые связаны с несколькими транспортными сетями и сетями распределения, не используются для конкуренции с пунктом взаимосвязи и в той степени, в которой они не используются.
Настоящий параграф применяется до 31 декабря 2025 г.
## Статья 14
### Статья 14
**Право доступа третьих лиц к получению услуг применительно**
к операторам газотранспортных систем
1. Операторы газотранспортных систем должны:
(a) обеспечить предложение услуг на недискриминационной основе всем потребителям услуг сети;
(b) обеспечить получение третьими лицами как гарантированных, так и прерываемых услуг. Цена прерываемой мощности должна отражать возможность прерывания;
(c) предлагать потребителям услуг сети как долгосрочные, так и краткосрочные услуги.
Применительно к [пункту (a) первого подпараграфа](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-14#p100228), в случаях когда оператор газотранспортной системы предлагает одинаковые услуги различным потребителям услуг, он должен применять равные условия контрактов, используя либо стандартный контракт, либо Сетевой кодекс, утвержденный компетентным органом власти в соответствии с процедурой, установленной [Статьей 41](https://bukva.ai/docs/direktiva-200973es/statya-41#p100587) Директивы 2009/73/ЕС.
2. В соответствии с принципами, установленными в [параграфе 1 Статьи 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-13#p100220), транспортные контракты, заключенные с нестандартной датой начала действия, либо со сроком действия, меньшим, чем у стандартного годового транспортного контракта, не должны приводить к произвольному повышению или понижению тарифов, не отражающему рыночной стоимости услуг.
**3. При необходимости, услуги по присоединению третьих лиц к сети могут предоставляться на условиях предоставления потребителем услуг сети гарантий своей кредитоспособности. Указанные гарантии не должны создавать чрезмерных барьеров для выхода на рынок и должны быть недискриминационными, информационно открытыми и пропорциональными.**
## Статья 15
###
Статья 15
**2. Каждый оператор газохранилища должен:**
(a) обеспечить получение третьими лицами как гарантированных, так и прерываемых услуг. Цена прерываемой мощности должна отражать возможность прерывания;
**(b) предлагать потребителям услуг газохранилища как долгосрочные, так и краткосрочные услуги;**
(c) предлагать потребителям услуг газохранилища как взаимосвязанных, так и отдельных услуг по предоставлению объема, уровня закачки и уровня отбора.
3. Контракты на предоставление услуг комплексов СПГ и газохранилищ не должны приводить к произвольному повышению или понижению тарифов, если они заключены:
(a) за пределами текущего года, с нестандартной датой начала действия; либо
(b) со сроком действия, меньшим, чем у стандартного контракта на предоставление услуг комплекса СПГ или газохранилища, заключаемого на годичной основе.
4. При необходимости, доступ третьих лиц к услугам может предоставляться на условиях предоставления потребителем услуг сети надлежащих гарантий своей кредитоспособности. Указанные гарантии не должны создавать чрезмерных барьеров для выхода на рынок и должны быть недискриминационными, информационно открытыми и пропорциональными.
5. Контрактные лимиты минимальной запрашиваемой мощности комплекса СПГ или газохранилища должны устанавливаться на основе технологических ограничений и должны предоставлять возможность доступа к услугам хранения для мелких потребителей услуг газохранилища.
## Статья 16
###
Статья 16
**Принципы механизмов распределения мощностей**
**и управления пиковыми нагрузками применительно**
**к газохранилищам и комплексам СПГ**
1. Участникам рынка должна быть доступна максимальная мощность газохранилища и комплекса СПГ, с учетом единства и эффективной работы системы.
2. Оператор комплекса СПГ и газохранилища внедряет и публикует недискриминационные и информационно открытые механизмы распределения мощностей, которые должны:
**(a) обеспечить надлежащую экономическую сигнальную систему для эффективного максимального использования мощности и стимулировать инвестиции в новую инфраструктуру;**
(b) сочетаться с рыночными механизмами, в том числе спот-рынками и площадками электронной торговли, и в то же время быть гибкими и способными к адаптации к изменяющимся условиям рынка; и
**(c) быть совместимыми с системами доступа к присоединенной сети.**
**3. Контракты на использование комплексов СПГ и газохранилищ должны содержать положения, направленные на предотвращение накопления излишков мощностей, с учетом следующих принципов, применяемых в случае контрактных перегрузок:**
(a) оператор системы должен незамедлительно выставлять на первичный рынок неиспользуемые мощности комплекса СПГ и газохранилища; для газохранилища указанные действия должны производиться на непрерывной основе, по меньшей мере, на сутки вперед;
(b) потребители услуг комплекса СПГ и газохранилища, желающие перепродать или передать право на неиспользуемую мощность на вторичном рынке, должны быть вправе заключить соответствующую сделку.
## Статья 18
### Статья 18
Требования информационной открытости применительно
к операторам газотранспортных систем
1. Оператор газотранспортной системы должен раскрывать подробные сведения о предлагаемых им услугах и соответствующих условиях, а также техническую информацию, необходимую потребителям услуг сети для эффективного присоединения к сети.
**2. В целях обеспечения информационно открытых, объективных и недискриминационных тарифов и способствования эффективному использованию газотранспортной сети операторы газотранспортных систем либо соответствующие национальные органы власти должны публиковать обоснованную и подробную информацию об образовании, методике калькуляции и структуре тарифов.**
3. В отношении оказываемых услуг каждый оператор газотранспортной системы должен раскрывать информацию по технологической, контрактной и свободной мощностям в численном выражении по всем узлам, включая узлы входа и выхода. Информация предоставляется на регулярной и цикличной основе, в удобном для пользования стандартизованном виде.
4. Перечень узлов газотранспортной системы, информация о которых подлежит опубликованию, утверждается компетентными органами власти после проведения консультаций с потребителями услуг сети.
5. Оператор газотранспортной системы должен раскрывать информацию, требуемую в соответствии с настоящим Регламентом, в содержательном, численно-выраженном и легко доступном виде на недискриминационной основе.
6. Оператор газотранспортной системы должен раскрывать информацию о прогнозируемом и фактическом состоянии спроса и предложения, основанных на заявках, прогнозах и осуществленных закачках и отборах. Национальные контролирующие органы должны обеспечить раскрытие указанной информации. Степень подробности раскрываемой информации должна отражать сведения, доступные оператору газотранспортной системы.
Оператор газотранспортной системы должен раскрывать информацию о мерах, принятых для балансировки газа в системе, а также о понесенных в связи с этим расходах и полученных доходах.
**Заинтересованные участники рынка предоставляют оператору газотранспортной системы информацию, указанную в настоящей Статье.**
## Статья 19
### Статья 19
**Требования информационной открытости применительно**
**к газохранилищам и комплексам СПГ**
1. Операторы комплексов СПГ и газохранилищ должны раскрывать подробные сведения о предлагаемых ими услугах и соответствующих условиях, а также техническую информацию, необходимую потребителям услуг комплексов СПГ и газохранилищ для эффективного доступа к услугам комплексов СПГ и газохранилищ.
2. В отношении оказываемых услуг операторы комплексов СПГ и газохранилищ должны раскрывать информацию по контрактной и свободной мощностям в численном выражении на регулярной и цикличной основе, в удобном для пользования стандартизованном виде.
3. Операторы комплексов СПГ и газохранилищ должны раскрывать информацию, требуемую в соответствии с настоящим Регламентом, в содержательном, численно-выраженном и легко доступном виде на недискриминационной основе.
4. Операторы комплексов СПГ и газохранилищ раскрывают информацию о количестве газа в каждом газохранилище или комплексе СПГ, либо группе газохранилищ, если это соответствует предлагаемому способу присоединения потребителей услуг системы, а также об объемах закачки и отбора газа и свободных мощностях газохранилища или комплекса СПГ, в том числе свободных от доступа третьих лиц. Указанная информация также сообщается оператору газотранспортной системы, который публикует ее в составе общей информации о системе либо о подсистеме, ограниченной соответствующими узлами. Обновление информации производится не реже одного раза в сутки.
В случаях, когда газохранилище используется единственным потребителем услуг, он вправе обратиться к национальным контролирующим органам с мотивированным ходатайством о присвоении информации, указанной в [первом подпараграфе](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-19#p100287), статуса конфиденциальной. В случае если национальные контролирующие органы придут к заключению, что ходатайство обосновано, с учетом необходимости соблюдения баланса интересов правовой защиты коммерческой тайны, раскрытие которой может негативно отразиться на общей коммерческой стратегии потребителя услуг газохранилища, и целей создания конкурентного внутреннего рынка газа, они вправе разрешить оператору газохранилища не раскрывать информацию, указанную в [первом подпараграфе](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-19#p100287), в течение срока до одного года.
[Второй подпараграф](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-19#p100288) не ограничивает обязанность сообщения оператору газотранспортной системы и публикации им информации, указанной в [первом подпараграфе](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-19#p100287), за исключением случаев, когда общие данные по системе идентичны данным по конкретному газохранилищу, сведения о котором национальные контролирующие органы разрешили не публиковать.
5. В целях обеспечения информационно открытых, объективных и недискриминационных тарифов и способствования эффективному использованию инфраструктуры, операторы комплексов СПГ и газохранилищ либо соответствующие контролирующие органы должны публиковать обоснованную и подробную информацию об образовании, методике калькуляции и структуре тарифов на получение третьими лицами услуг инфраструктуры.
## Статья 20
### Статья 20
Ведение учета операторами систем
Вся информация, указанная в [Статьях 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-18#p100272) и [19](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-19#p100282) и в Части 3 Приложения I, сохраняется операторами газотранспортных систем, газохранилищ и комплексов СПГ в течение пяти лет для предоставления в распоряжение национальных органов власти, в том числе национальных контролирующих органов, национальных антимонопольных органов и Европейской Комиссии.
## Статья 21
###
Статья 21
**Правила балансировки газа в системе и платы за дисбаланс**
## Статья 26
###
Статья 26
**Право государств-членов ЕС принимать**
**детализованные нормы права**
Приложение II
ТАБЛИЦА СООТВЕТСТВИЯ
| Регламент (ЕС) 1775/2005 | Настоящий Регламент |
| --- | --- |
| Статья 1 | [Статья 1](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-1#p100076) |
| Статья 2 | [Статья 2](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-2#p100085) |
| - | [Статья 3](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-3#p100118) |
| - | [Статья 4](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-4#p100128) |
| - | [Статья 5](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-5#p100131) |
| - | [Статья 6](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-6#p100137) |
| - | [Статья 7](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-7#p100152) |
| - | [Статья 8](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-8#p100158) |
| - | [Статья 9](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-9#p100197) |
| - | [Статья 10](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-10#p100204) |
| - | [Статья 11](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-11#p100209) |
| - | [Статья 12](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-12#p100212) |
| Статья 3 | [Статья 13](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-13#p100218) |
| Статья 4 | [Статья 14](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-14#p100225) |
| - | [Статья 15](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-15#p100234) |
| Статья 5 | [Статья 16](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-16#p100249) |
| - | [Статья 17](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-17#p100262) |
| Статья 6 | [Статья 18](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-18#p100272) |
| - | [Статья 19](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-19#p100282) |
| - | [Статья 20](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-20#p100291) |
| Статья 7 | [Статья 21](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-21#p100294) |
| Статья 8 | [Статья 22](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-22#p100303) |
| Статья 9 | [Статья 23](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-23#p100307) |
| Статья 10 | [Статья 24](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-24#p100319) |
| Статья 11 | [Статья 25](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-25#p100323) |
| Статья 12 | [Статья 26](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-26#p100327) |
| Статья 13 | [Статья 27](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-27#p100330) |
| Статья 14 | [Статья 28](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-28#p100334) |
| Статья 15 | [Статья 29](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-29#p100338) |
| Статья 16 | [Статья 30](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-30#p100341) |
| - | [Статья 31](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-31#p100348) |
| Статья 17 | [Статья 32](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-32#p100351) |
| Приложение | [Приложение I](https://bukva.ai/docs/reglament-7152009/statya-32#p100359) |
REGULATION (EC) No. 715/2009
OF THE EUROPEAN PARLIAMENT AND OF THE COUNCIL
ON CONDITIONS FOR ACCESS TO THE NATURAL GAS TRANSMISSION
NETWORKS AND REPEALING REGULATION (EC) No 1775/2005
(Brussels, 13.VII.2009)
(Text with EEA relevance)
**(Amended by: Commission Decision 2010/685/EU of 10 November**
**2010, Commission Decision 2012/490/EU of 24 August 2012,**
**Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament**
and of the Council of 17 April 2013, Commission Decision
(EU) 2015/715 of 30 April 2015, Regulation (EU) 2018/1999 of
the European Parliament and of the Council of 11 December
2018, Regulation (EU) 2022/869 of the European Parliament
and of the Council of 30 May, Regulation (EU) 2022/1032 of
the European Parliament and of the Council of 29 June 2022)
**(Corrected by: Corrigendum, OJ L 229, 1.9.2009,**
**p. 29 (715/2009), Corrigendum, OJ L 309,**
**24.11.2009, p. 87 (715/2009))**
---
This text is meant purely as a documentation tool and has no legal effect. The Union's institutions do not assume any liability for its contents. The authentic versions of the relevant acts, including their preambles, are those published in the Official Journal of the European Union and available in EUR-Lex. Those official texts are directly accessible through the links embedded in this document
Article 1
Subject matter and scope
This Regulation aims at:
(a) setting non-discriminatory rules for access conditions to natural gas transmission systems taking into account the special characteristics of national and regional markets with a view to ensuring the proper functioning of the internal market in gas;
(b) setting non-discriminatory rules for access conditions to LNG facilities and storage facilities taking into account the special characteristics of national and regional markets; and
(c) facilitating the emergence of a well-functioning and transparent wholesale market with a high level of security of supply in gas and providing mechanisms to harmonise the network access rules for cross-border exchanges in gas.
The objectives referred to in the first subparagraph shall include the setting of harmonised principles for tariffs, or the methodologies underlying their calculation, for access to the network, but not to storage facilities, the establishment of third-party access services and harmonised principles for capacity-allocation and congestion-management, the determination of transparency requirements, balancing rules and imbalance charges, and the facilitation of capacity trading.
This Regulation, with the exception of Article 19(4), shall apply only to storage facilities falling under Article 33(3) or (4) of Directive 2009/73/EC.
The Member States may establish an entity or body set up in compliance with Directive 2009/73/EC for the purpose of carrying out one or more functions typically attributed to the transmission system operator, which shall be subject to the requirements of this Regulation. That entity or body shall be subject to certification in accordance with Article 3 of this Regulation and shall be subject to designation in accordance with Article 10 of Directive 2009/73/EC.
Article 2
Definitions
1. For the purpose of this Regulation, the following definitions apply:
1) "transmission" means the transport of natural gas through a network, which mainly contains high-pressure pipelines, other than an upstream pipeline network and other than the part of high-pressure pipelines primarily used in the context of local distribution of natural gas, with a view to its delivery to customers, but not including supply;
2) "transport contract" means a contract which the transmission system operator has concluded with a network user with a view to carrying out transmission;
3) "capacity" means the maximum flow, expressed in normal cubic meters per time unit or in energy unit per time unit, to which the network user is entitled in accordance with the provisions of the transport contract;
4) "unused capacity" means firm capacity which a network user has acquired under a transport contract but which that user has not nominated by the deadline specified in the contract;
5) "congestion management" means management of the capacity portfolio of the transmission system operator with a view to optimal and maximum use of the technical capacity and the timely detection of future congestion and saturation points;
6) "secondary market" means the market of the capacity traded otherwise than on the primary market;
7) "nomination" means the prior reporting by the network user to the transmission system operator of the actual flow that the network user wishes to inject into or withdraw from the system;
8) "re-nomination" means the subsequent reporting of a corrected nomination;
9) "system integrity" means any situation in respect of a transmission network including necessary transmission facilities in which the pressure and the quality of the natural gas remain within the minimum and maximum limits laid down by the transmission system operator, so that the transmission of natural gas is guaranteed from a technical standpoint;
10) "balancing period" means the period within which the off-take of an amount of natural gas, expressed in units of energy, must be offset by every network user by means of the injection of the same amount of natural gas into the transmission network in accordance with the transport contract or the network code;
**11) "network user" means a customer or a potential customer of a transmission system operator, and transmission system operators themselves in so far as it is necessary for them to carry out their functions in relation to transmission;**
12) "interruptible services" means services offered by the transmission system operator in relation to interruptible capacity;
13) "interruptible capacity" means gas transmission capacity that may be interrupted by the transmission system operator in accordance with the conditions stipulated in the transport contract;
14) "long-term services" means services offered by the transmission system operator with a duration of one year or more;
15) "short-term services" means services offered by the transmission system operator with a duration of less than one year;
16) "firm capacity" means gas transmission capacity contractually guaranteed as uninterruptible by the transmission system operator;
17) "firm services" mean services offered by the transmission system operator in relation to firm capacity;
18) "technical capacity" means the maximum firm capacity that the transmission system operator can offer to the network users, taking account of system integrity and the operational requirements of the transmission network;
19) "contracted capacity" means capacity that the transmission system operator has allocated to a network user by means of a transport contract;
**20) "available capacity" means the part of the technical capacity that is not allocated and is still available to the system at that moment;**
21) "contractual congestion" means a situation where the level of firm capacity demand exceeds the technical capacity;
22) "primary market" means the market of the capacity traded directly by the transmission system operator;
23) "physical congestion" means a situation where the level of demand for actual deliveries exceeds the technical capacity at some point in time;
24) "LNG facility capacity" means capacity at an LNG terminal for the liquefaction of natural gas or the importation, offloading, ancillary services, temporary storage and re-gasification of LNG;
25) "space" means the volume of gas which a user of a storage facility is entitled to use for the storage of gas;
26) "deliverability" means the rate at which the storage facility user is entitled to withdraw gas from the storage facility;
27) "injectability" means the rate at which the storage facility user is entitled to inject gas into the storage facility;
28) "storage capacity" means any combination of space, injectability and deliverability.
2. Without prejudice to the definitions in paragraph 1 of this Article, the definitions contained in Article 2 of Directive 2009/73/EC, which are relevant for the application of this Regulation, also apply, with the exception of the definition of transmission in point 3 of that Article.
The definitions in points 3 to 23 of paragraph 1 of this Article in relation to transmission apply by analogy in relation to storage and LNG facilities.
Article 3
Certification of transmission system operators
1. The Commission shall examine any notification of a decision on the certification of a transmission system operator as laid down in Article 10(6) of Directive 2009/73/EC as soon as it is received. Within two months of the day of receipt of such notification, the Commission shall deliver its opinion to the relevant national regulatory authority in regard to its compatibility with Article 10(2) or Article 11, and Article 9 of Directive 2009/73/EC.
When preparing the opinion referred to in the first subparagraph, the Commission may request the Agency to provide its opinion on the national regulatory authority's decision. In such a case, the two-month period referred to in the first subparagraph shall be extended by two further months.
In the absence of an opinion by the Commission within the periods referred to in the first and second subparagraphs, the Commission shall be deemed not to raise objections against the regulatory authority's decision.
2. Within two months of receiving an opinion of the Commission, the national regulatory authority shall adopt its final decision regarding the certification of the transmission system operator, taking the utmost account of that opinion. The regulatory authority's decision and the Commission's opinion shall be published together.
3. At any time during the procedure regulatory authorities and/or the Commission may request from a transmission system operator and/or an undertaking performing any of the functions of production or supply any information relevant to the fulfilment of their tasks under this Article.
4. Regulatory authorities and the Commission shall preserve the confidentiality of commercially sensitive information.
5. The Commission may adopt Guidelines setting out the details of the procedure to be followed for the application of paragraphs 1 and 2 of this Article. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 28(2).
6. Where the Commission has received notification of the certification of a transmission system operator under Article 9(10) of Directive 2009/73/EC, the Commission shall take a decision relating to certification. The regulatory authority shall comply with the Commission decision.
Article 3a
Certification of storage system operators
1. Member States shall ensure that each storage system operator, including any storage system operator controlled by a transmission system operator, is certified in accordance with the procedure laid down in this Article, either by the national regulatory authority or by another competent authority designated by the Member State concerned pursuant to Article 3(2) of Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council <*> (in either case, "certifying authority").
---
<*> Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2017 concerning measures to safeguard the security of gas supply and repealing Regulation (EU) No 994/2010 (OJ L 280, 28.10.2017, p. 1).
**This Article also applies to storage system operators controlled by transmission system operators which have already been certified under the unbundling rules laid down in Articles 9, 10 and 11 of Directive 2009/73/EC.**
2. The certifying authority shall issue a draft certification decision in respect of storage system operators that operate underground gas storage facilities with a capacity of over 3,5 TWh where, regardless of the number of storage system operators, total storage facilities were filled on 31 March 2021 and on 31 March 2022 at a level which, on average, was less than 30 % of their maximum capacity by 1 February 2023 or within 150 working days of the date of receipt of a notification pursuant to paragraph 9.
**In respect of storage system operators as referred to in the first subparagraph, the certifying authority shall make its best efforts to issue a draft certification decision by 1 November 2022.**
In respect of all other storage system operators, the certifying authority shall issue a draft certification decision by 2 January 2024 or within 18 months of the date of receipt of a notification pursuant to paragraph 8 or 9.
3. In considering the risk to the security of energy supply in the Union, the certifying authority shall take into account any security of gas supply risk at national, regional or Union-wide level as well as any mitigation of such risk, resulting, inter alia, from:
(a) ownership, supply or other commercial relationships that could negatively affect the incentives and the ability of the storage system operator to fill the underground gas storage facility;
(b) the rights and obligations of the Union with respect to a third country arising under international law, including any agreement concluded with one or more third countries to which the Union is a party and which addresses the issue of the security of energy supply;
**(c) the rights and obligations of the Member States concerned with respect to a third country arising under agreements concluded by the Member States concerned with one or more third countries, in so far as those agreements comply with Union law; or**
**(d) any other specific facts and circumstances of the case.**
4. If the certifying authority concludes that a person who directly or indirectly controls, or exercises any right over, the storage system operator within the meaning of Article 9 of Directive 2009/73/EC could endanger the security of energy supply or the essential security interests of the Union or of any Member State, the certifying authority shall refuse the certification. Alternatively, the certifying authority may issue a certification decision subject to conditions to ensure the sufficient mitigation of the risks which could negatively influence the filling of the underground gas storage facilities, provided that the practicability of the conditions can be fully ensured by effective implementation and monitoring. Such conditions may include, in particular, a requirement that the storage system owner or storage system operator transfer management of the storage system.
5. Where the certifying authority concludes that the gas supply risks cannot be mitigated by conditions pursuant to paragraph 4, including by requiring the storage system owner or storage system operator to transfer management of the storage system, and therefore refuses the certification, it shall:
(a) require the storage system owner or storage system operator or any person that it considers could endanger the security of energy supply or the essential security interests of the Union or of any Member State to dispose of the shareholding or rights they have over the storage system ownership or storage system operator ownership, and set a time limit for such disposal;
(b) order, where appropriate, interim measures, to ensure that such a person is not able to exercise any control or right over that storage system owner or storage system operator until the disposal of the shareholding or rights; and
(c) provide for appropriate compensatory measures in accordance with national law.
6. The certifying authority shall notify its draft certification decision to the Commission without delay, together with all relevant information.
The Commission shall deliver an opinion on the draft certification decision to the certifying authority within 25 working days of such notification. The certifying authority shall take the utmost account of the Commission's opinion.
7. The certifying authority shall issue the certification decision within 25 working days of receipt of the Commission's opinion.
8. Before a newly built underground gas storage facility is put into operation, the storage system operator shall be certified in accordance with paragraphs 1 to 7. The storage system operator shall notify the certifying authority of its intention to put the storage facility into operation.
9. Storage system operators shall notify the relevant certifying authority of any planned transaction which would require a reassessment of their compliance with the certification requirements set out in paragraphs 1 to 4.
10. Certifying authorities shall continuously monitor storage system operators as regards compliance with the certification requirements set out in paragraphs 1 to 4. They shall open a certification procedure to reassess compliance in any of the following circumstances:
(a) upon receipt of a notification by the storage system operator pursuant to paragraph 8 or 9;
(b) on their own initiative where they have knowledge that a planned change in rights or in influence over a storage system operator could lead to non-compliance with the requirements of paragraphs 1, 2 and 3;
**(c) upon a reasoned request from the Commission.**
**11. Member States shall take all necessary measures to ensure the continuous operation of the underground gas storage facilities on their respective territories. Those underground gas storage facilities may cease operations only where technical and safety requirements are not met or where the certifying authority concludes, after having conducted an assessment and having taken into account the opinion of ENTSO for Gas, that such a cessation would not weaken the security of gas supply at Union or national level.**
Appropriate compensatory measures shall be taken, where appropriate, if cessation of operations is not allowed.
12. The Commission may issue guidance on the application of this Article.
13. This Article shall not apply to parts of LNG facilities that are used for storage.
**Article 4**
**European network of transmission system operators for gas**
All transmission system operators shall cooperate at Community level through the ENTSO for Gas, in order to promote the completion and functioning of the internal market in natural gas and cross-border trade and to ensure the optimal management, coordinated operation and sound technical evolution of the natural gas transmission network.
Article 5
Establishment of the ENTSO for Gas
1. By 3 March 2011, the transmission system operators for gas shall submit to the Commission and to the Agency the draft statutes, a list of members and draft rules of procedure, including the rules of procedures on the consultation of other stakeholders, of the ENTSO for Gas to be established.
2. Within two months of the day of the receipt, the Agency, after formally consulting the organisations representing all stakeholders, in particular the system users including customers, shall provide an opinion to the Commission on the draft statutes, list of members and draft rules of procedure.
3. The Commission shall deliver an opinion on the draft statutes, list of members and draft rules of procedures taking into account the opinion of the Agency provided for in paragraph 2 and within three months of the day of the receipt of the opinion of the Agency.
4. Within three months of the day of receipt of the Commission's opinion, the transmission system operators shall establish the ENTSO for Gas, adopt and publish its statutes and rules of procedure.
Article 6
Establishment of network codes
1. The Commission shall, after consulting the Agency, the ENTSO for Gas and the other relevant stakeholders establish an annual priority list identifying the areas set out in Article 8(6) to be included in the development of network codes.
2. The Commission shall request the Agency to submit to it within a reasonable period of time not exceeding six months a non-binding framework guideline (framework guideline) setting out clear and objective principles, in accordance with Article 8(7), for the development of network codes relating to the areas identified in the priority list. Each framework guideline shall contribute to non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the market. Upon a reasoned request from the Agency, the Commission may extend that period.
3. The Agency shall formally consult the ENTSO for Gas and the other relevant stakeholders in regard to the framework guideline, during a period of no less than two months, in an open and transparent manner.
4. If the Commission considers that the framework guideline does not contribute to non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the market, it may request the Agency to review the framework guideline within a reasonable period of time and re-submit it to the Commission.
5. If the Agency fails to submit or re-submit a framework guideline within the period set by the Commission under paragraphs 2 or 4, the Commission shall elaborate the framework guideline in question.
6. The Commission shall request the ENTSO for Gas to submit a network code which is in line with the relevant framework guideline, to the Agency within a reasonable period of time not exceeding 12 months.
7. Within a period of three months after the day of receipt of a network code, during which the Agency may formally consult the relevant stakeholders, the Agency shall provide a reasoned opinion to the ENTSO for Gas on the network code.
8. The ENTSO for Gas may amend the network code in the light of the opinion of the Agency and re-submit it to the Agency.
9. Once the Agency is satisfied that the network code is in line with the relevant framework guideline, the Agency shall submit the network code to the Commission and may recommend that it be adopted within a reasonable time period. The Commission shall provide reasons in the event that it does not adopt that network code.
10. Where the ENTSO for Gas has failed to develop a network code within the period of time set by the Commission under paragraph 6, the Commission may request the Agency to prepare a draft network code on the basis of the relevant framework guideline. The Agency may launch a further consultation in the course of preparing a draft network code under this paragraph. The Agency shall submit a draft network code prepared under this paragraph to the Commission and may recommend that it be adopted.
11. The Commission may adopt, on its own initiative where the ENTSO for Gas has failed to develop a network code, or the Agency has failed to develop a draft network code as referred to in paragraph 10 of this Article, or upon recommendation of the Agency under paragraph 9 of this Article, one or more network codes in the areas listed in Article 8(6).
Where the Commission proposes to adopt a network code on its own initiative, the Commission shall consult the Agency, the ENTSO for Gas and all relevant stakeholders in regard to the draft network code during a period of no less than two months. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 28(2).
12. This Article shall be without prejudice to the Commission's right to adopt and amend the Guidelines as laid down in Article 23.
Article 7
Amendments of network codes
1. Draft amendments to any network code adopted under Article 6 may be proposed to the Agency by persons who are likely to have an interest in that network code, including the ENTSO for Gas, transmission system operators, network users and consumers. The Agency may also propose amendments of its own initiative.
2. The Agency shall consult all stakeholders in accordance with Article 10 of Regulation (EC) No 713/2009. Following this process, the Agency may make reasoned proposals for amendments to the Commission, explaining how such proposals are consistent with the objectives of the network codes set out in Article 6(2) of this Regulation.
3. The Commission may adopt, taking account of the Agency's proposals, amendments to any network code adopted under Article 6. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 28(2).
4. Consideration of proposed amendments under the procedure set out in Article 28(2) shall be limited to consideration of the aspects related to the proposed amendment. Those proposed amendments are without prejudice to other amendments which the Commission may propose.
**Article 8**
**Tasks of the ENTSO for Gas**
1. The ENTSO for Gas shall elaborate network codes in the areas referred to in paragraph 6 of this Article upon a request addressed to it by the Commission in accordance with Article 6(6).
2. The ENTSO for Gas may elaborate network codes in the areas set out in paragraph 6 with a view to achieving the objectives set out in Article 4 where those network codes do not relate to areas covered by a request addressed to it by the Commission. Those network codes shall be submitted to the Agency for an opinion. That opinion shall be duly taken into account by the ENTSO for Gas.
3. The ENTSO for Gas shall adopt:
(a) common network operation tools to ensure coordination of network operation in normal and emergency conditions, including a common incidents classification scale, and research plans;
(b) a non-binding Community-wide ten-year network development plan (Community-wide network development plan), including a European supply adequacy outlook, every two years;
**(c) recommendations relating to the coordination of technical cooperation between Community and third-country transmission system operators;**
**(d) an annual work programme;**
(e) an annual report;
(f) annual summer and winter supply outlooks.
4. The European supply adequacy outlook referred to in point (b) of paragraph 3 shall cover the overall adequacy of the gas system to supply current and projected demands for gas for the next five-year period as well as for the period between five and 10 years from the date of that outlook. The European supply adequacy outlook shall build on national supply outlooks prepared by each individual transmission system operator.
**5. The annual work programme referred to in point (d) of paragraph 3 shall contain a list and description of the network codes to be prepared, a plan on coordination of operation of the network, and research and development activities, to be realised in that year, and an indicative calendar.**
6. The network codes referred to in paragraphs 1 and 2 shall cover the following areas, taking into account, if appropriate, regional special characteristics:
**(a) network security and reliability rules;**
**(b) network connection rules;**
(c) third-party access rules;
(d) data exchange and settlement rules;
(e) interoperability rules;
(f) operational procedures in an emergency;
**(g) capacity-allocation and congestion-management rules;**
**(h) rules for trading related to technical and operational provision of network access services and system balancing;**
**(i) transparency rules;**
(j) balancing rules including network-related rules on nominations procedure, rules for imbalance charges and rules for operational balancing between transmission system operators' systems;
(k) rules regarding harmonised transmission tariff structures; and
(l) energy efficiency regarding gas networks.
7. The network codes shall be developed for cross-border network issues and market integration issues and shall be without prejudice to the Member States' right to establish national network codes which do not affect cross-border trade.
8. The ENTSO for Gas shall monitor and analyse the implementation of the network codes and the Guidelines adopted by the Commission in accordance with Article 6(11), and their effect on the harmonisation of applicable rules aimed at facilitating market integration. The ENTSO for Gas shall report its findings to the Agency and shall include the results of the analysis in the annual report referred to in point (e) of paragraph 3 of this Article.
9. The ENTSO for Gas shall make available all information required by the Agency to fulfil its tasks under Article 9(1).
10. The ENTSO for Gas shall adopt and publish a Community-wide network development plan referred to in paragraph 3, point (b), every two years. The Community-wide network development plan shall include the modelling of the integrated network, including hydrogen networks, scenario development, a European supply adequacy outlook and an assessment of the resilience of the system.
**The Community-wide network development plan shall, in particular:**
**(a) build on national investment plans, taking into account regional investment plans as referred to in Article 12(1), and, if appropriate, Union aspects of network planning as set out in Regulation (EU) No 347/2013 of the European Parliament and of the Council of 17 April 2013 on guidelines for trans-European energy infrastructure <*>; it shall be the subject to a cost-benefit analysis using the methodology established as set out in Article 11 of that Regulation;**
---
**<*> OJ L 115, 25.4.2013, p. 39.**
(b) regarding cross-border interconnections, also build on the reasonable needs of different network users and integrate long-term commitments from investors referred to in Articles 14 and 22 of Directive 2009/73/EC; and
(c) identify investment gaps, notably with respect to cross-border capacities.
In regard to point (c) of the second subparagraph, a review of barriers to the increase of cross-border capacity of the network arising from different approval procedures or practices may be annexed to the Community-wide network development plan.
11. The Agency shall review national ten-year network development plans to assess their consistency with the Community-wide network development plan. If the Agency identifies inconsistencies between a national ten-year network development plan and the Community-wide network development plan, it shall recommend amending the national ten-year network development plan or the Community-wide network development plan as appropriate. If such national ten-year network development plan is elaborated in accordance with Article 22 of Directive 2009/73/EC, the Agency shall recommend that the competent national regulatory authority amend the national ten-year network development plan in accordance with Article 22(7) of that Directive and inform the Commission thereof.
12. Upon request of the Commission, the ENTSO for Gas shall give its views to the Commission on the adoption of the Guidelines as laid down in Article 23.
**Article 9**
**Monitoring by the Agency**
1. The Agency shall monitor the execution of the tasks referred to in Article 8(1), (2) and (3) of the ENTSO for Gas and report to the Commission.
The Agency shall monitor the implementation by the ENTSO for Gas of network codes elaborated under Article 8(2) and network codes which have been developed in accordance with Article 6(1) to (10) but which have not been adopted by the Commission under Article 6(11). Where the ENTSO for Gas has failed to implement such network codes, the Agency shall request the ENTSO for Gas to provide a duly reasoned explanation as to why it has failed to do so. The Agency shall inform the Commission of that explanation and provide its opinion thereon.
The Agency shall monitor and analyse the implementation of the network codes and the Guidelines adopted by the Commission as laid down in Article 6(11), and their effect on the harmonisation of applicable rules aimed at facilitating market integration as well as on non-discrimination, effective competition and the efficient functioning of the market, and report to the Commission.
2. The ENTSO for Gas shall submit the draft Community-wide network development plan, the draft annual work programme, including the information regarding the consultation process and the other documents referred to in Article 8(3), to the Agency for its opinion.
Within two months from the day of receipt, the Agency shall provide a duly reasoned opinion as well as recommendations to the ENTSO for Gas and to the Commission where it considers that the draft annual work programme or the draft Community-wide network development plan submitted by the ENTSO for Gas do not contribute to non-discrimination, effective competition, the efficient functioning of the market or a sufficient level of cross-border interconnection open to third-party access.
Article 10
Consultations
1. While preparing the network codes, the draft Community-wide network development plan and the annual work programme referred to in Article 8(1), (2) and (3), the ENTSO for Gas shall conduct an extensive consultation process, at an early stage and in an open and transparent manner, involving all relevant market participants, and, in particular, the organisations representing all stakeholders, in accordance with the rules of procedure referred to in Article 5(1). That consultation shall also involve national regulatory authorities and other national authorities, supply and production undertakings, network users including customers, distribution system operators, including relevant industry associations, technical bodies and stakeholder platforms. It shall aim at identifying the views and proposals of all relevant parties during the decision-making process.
2. All documents and minutes of meetings related to the consultations referred to in paragraph 1 shall be made public.
3. Before adopting the annual work programme and the network codes referred to in Article 8(1), (2) and (3), the ENTSO for Gas shall indicate how the observations received during the consultation have been taken into consideration. It shall provide reasons where observations have not been taken into account.
The costs related to the activities of the ENTSO for Gas referred to in Articles 4 to 12 of this Regulation, and in Article 11 of Regulation (EU) No 347/2013 shall be borne by the transmission system operators and shall be taken into account in the calculation of tariffs. Regulatory authorities shall approve those costs only if they are reasonable and appropriate.
Article 12
Regional cooperation of transmission system operators
1. Transmission system operators shall establish regional cooperation within the ENTSO for Gas to contribute to the tasks referred to in Article 8(1), (2) and (3). In particular, they shall publish a regional investment plan every two years, and may take investment decisions based on that regional investment plan.
2. Transmission system operators shall promote operational arrangements in order to ensure the optimum management of the network and shall promote the development of energy exchanges, the coordinated allocation of cross-border capacity through non-discriminatory market-based solutions, paying due attention to the specific merits of implicit auctions for short-term allocations and the integration of balancing mechanisms.
3. For the purposes of achieving the goals set in paragraphs 1 and 2, the geographical area covered by each regional cooperation structure may be defined by the Commission, taking into account existing regional cooperation structures. Each Member State shall be allowed to promote cooperation in more than one geographical area. The measure referred to in the first sentence, designed to amend non-essential elements of this Regulation by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 28(2).
For that purpose, the Commission shall consult the Agency and the ENTSO for Gas.
**Article 13**
**Tariffs for access to networks**
1. Tariffs, or the methodologies used to calculate them, applied by the transmission system operators and approved by the regulatory authorities pursuant to Article 41(6) of Directive 2009/73/EC, as well as tariffs published pursuant to Article 32(1) of that Directive, shall be transparent, take into account the need for system integrity and its improvement and reflect the actual costs incurred, insofar as such costs correspond to those of an efficient and structurally comparable network operator and are transparent, whilst including an appropriate return on investments, and, where appropriate, taking account of the benchmarking of tariffs by the regulatory authorities. Tariffs, or the methodologies used to calculate them, shall be applied in a non-discriminatory manner.
Member States may decide that tariffs may also be determined through market-based arrangements, such as auctions, provided that such arrangements and the revenues arising therefrom are approved by the regulatory authority.
Tariffs, or the methodologies used to calculate them, shall facilitate efficient gas trade and competition, while at the same time avoiding cross-subsidies between network users and providing incentives for investment and maintaining or creating interoperability for transmission networks.
Tariffs for network users shall be non-discriminatory and set separately for every entry point into or exit point out of the transmission system. Cost-allocation mechanisms and rate setting methodology regarding entry points and exit points shall be approved by the national regulatory authorities. By 3 September 2011, the Member States shall ensure that, after a transitional period, network charges shall not be calculated on the basis of contract paths.
2. Tariffs for network access shall neither restrict market liquidity nor distort trade across borders of different transmission systems. Where differences in tariff structures or balancing mechanisms would hamper trade across transmission systems, and notwithstanding Article 41(6) of Directive 2009/73/EC, transmission system operators shall, in close cooperation with the relevant national authorities, actively pursue convergence of tariff structures and charging principles, including in relation to balancing.
3. The national regulatory authority may apply a discount of up to 100 % to capacity-based transmission and distribution tariffs at entry points from, and exit points to, underground gas storage facilities and LNG facilities, unless and to the extent that such a facility which is connected to more than one transmission or distribution network is used to compete with an interconnection point.
This paragraph shall apply until 31 December 2025.
**Article 14**
**Third-party access services concerning**
**transmission system operators**
1. Transmission system operators shall:
(a) ensure that they offer services on a non-discriminatory basis to all network users;
(b) provide both firm and interruptible third-party access services. The price of interruptible capacity shall reflect the probability of interruption;
(c) offer to network users both long and short-term services.
In regard to point (a) of the first subparagraph, where a transmission system operator offers the same service to different customers, it shall do so under equivalent contractual terms and conditions, either using harmonised transport contracts or a common network code approved by the competent authority in accordance with the procedure laid down in Article 41 of Directive 2009/73/EC.
2. Transport contracts signed with non-standard start dates or with a shorter duration than a standard annual transport contract shall not result in arbitrarily higher or lower tariffs that do not reflect the market value of the service, in accordance with the principles laid down in Article 13(1).
3. Where appropriate, third-party access services may be granted subject to appropriate guarantees from network users with respect to the creditworthiness of such users. Such guarantees shall not constitute undue market-entry barriers and shall be non-discriminatory, transparent and proportionate.
**Article 15**
**Third-party access services concerning**
storage and LNG facilities
1. LNG and storage system operators shall:
(a) offer services on a non-discriminatory basis to all network users that accommodate market demand; in particular, where an LNG or storage system operator offers the same service to different customers, it shall do so under equivalent contractual terms and conditions;
(b) offer services that are compatible with the use of the interconnected gas transport systems and facilitate access through cooperation with the transmission system operator; and
(c) make relevant information public, in particular data on the use and availability of services, in a time-frame compatible with the LNG or storage facility users' reasonable commercial needs, subject to the monitoring of such publication by the national regulatory authority.
**2. Each storage system operator shall:**
**(a) provide both firm and interruptible third-party access services; the price of interruptible capacity shall reflect the probability of interruption;**
**(b) offer to storage facility users both long and short-term services; and**
(c) offer to storage facility users both bundled and unbundled services of storage space, injectability and deliverability.
**3. LNG and storage facility contracts shall not result in arbitrarily higher tariffs in cases in which they are signed:**
**(a) outside a natural gas year with non-standard start dates; or**
(b) with a shorter duration than a standard LNG and storage facility contract on an annual basis.
4. Where appropriate, third-party access services may be granted subject to appropriate guarantees from network users with respect to the creditworthiness of such users. Such guarantees shall not constitute undue market-entry barriers and shall be non-discriminatory, transparent and proportionate.
5. Contractual limits on the required minimum size of LNG facility capacity and storage capacity shall be justified on the basis of technical constrains and shall permit smaller storage users to gain access to storage services.
Article 16
Principles of capacity-allocation mechanisms
**and congestion-management procedures concerning**
**transmission system operators**
1. The maximum capacity at all relevant points referred to in Article 18(3) shall be made available to market participants, taking into account system integrity and efficient network operation.
2. The transmission system operator shall implement and publish non-discriminatory and transparent capacity-allocation mechanisms, which shall:
**(a) provide appropriate economic signals for the efficient and maximum use of technical capacity, facilitate investment in new infrastructure and facilitate cross-border exchanges in natural gas;**
(b) be compatible with the market mechanisms including spot markets and trading hubs, while being flexible and capable of adapting to evolving market circumstances; and
(c) be compatible with the network access systems of the Member States.
3. The transmission system operator shall implement and publish non-discriminatory and transparent congestion-management procedures which facilitate cross-border exchanges in natural gas on a non-discriminatory basis and which shall be based on the following principles:
(a) in the event of contractual congestion, the transmission system operator shall offer unused capacity on the primary market at least on a day-ahead and interruptible basis; and
(b) network users who wish to re-sell or sublet their unused contracted capacity on the secondary market shall be entitled to do so.
In regard to point (b) of the first subparagraph, a Member State may require notification or information of the transmission system operator by network users.
4. In the event that physical congestion exists, non-discriminatory, transparent capacity-allocation mechanisms shall be applied by the transmission system operator or, as appropriate, by the regulatory authorities.
5. Transmission system operators shall regularly assess market demand for new investment. When planning new investments, transmission system operators shall assess market demand and take into account security of supply.
Article 17
**Principles of capacity-allocation mechanisms**
**and congestion-management procedures concerning**
**storage and LNG facilities**
1. The maximum storage and LNG facility capacity shall be made available to market participants, taking into account system integrity and operation.
**2. LNG and storage system operators shall implement and publish non-discriminatory and transparent capacity-allocation mechanisms which shall:**
(a) provide appropriate economic signals for the efficient and maximum use of capacity and facilitate investment in new infrastructure;
(b) be compatible with the market mechanism including spot markets and trading hubs, while being flexible and capable of adapting to evolving market circumstances; and
**(c) be compatible with the connected network access systems.**
**3. LNG and storage facility contracts shall include measures to prevent capacity-hoarding, by taking into account the following principles, which shall apply in cases of contractual congestion:**
(a) the system operator must offer unused LNG facility and storage capacity on the primary market without delay; for storage facilities this must be at least on a day-ahead and interruptible basis;
**(b) LNG and storage facility users who wish to re-sell their contracted capacity on the secondary market must be entitled to do so.**
Article 18
**Transparency requirements concerning**
**transmission system operators**
1. The transmission system operator shall make public detailed information regarding the services it offers and the relevant conditions applied, together with the technical information necessary for network users to gain effective network access.
2. In order to ensure transparent, objective and non-discriminatory tariffs and facilitate efficient utilisation of the gas network, transmission system operators or relevant national authorities shall publish reasonably and sufficiently detailed information on tariff derivation, methodology and structure.
**3. For the services provided, each transmission system operator shall make public information on technical, contracted and available capacities on a numerical basis for all relevant points including entry and exit points on a regular and rolling basis and in a user-friendly and standardised manner.**
4. The relevant points of a transmission system on which the information is to be made public shall be approved by the competent authorities after consultation with network users.
5. The transmission system operator shall always disclose the information required by this Regulation in a meaningful, quantifiably clear and easily accessible manner and on a non-discriminatory basis.
6. The transmission system operator shall make public ex-ante and ex-post supply and demand information, based on nominations, forecasts and realised flows in and out of the system. The national regulatory authority shall ensure that all such information is made public. The level of detail of the information that is made public shall reflect the information available to the transmission system operator.
The transmission system operator shall make public measures taken as well as costs incurred and revenue generated to balance the system.
The market participants concerned shall provide the transmission system operator with the data referred to in this Article.
**Article 19**
**Transparency requirements concerning storage**
**facilities and LNG facilities**
1. LNG and storage system operators shall make public detailed information regarding the services it offers and the relevant conditions applied, together with the technical information necessary for LNG and storage facility users to gain effective access to the LNG and storage facilities.
2. For the services provided, LNG and storage system operators shall make public information on contracted and available storage and LNG facility capacities on a numerical basis on a regular and rolling basis and in a user-friendly standardised manner.
3. LNG and storage system operators shall always disclose the information required by this Regulation in a meaningful, quantifiably clear and easily accessible way and on a non-discriminatory basis.
4. LNG and storage system operators shall make public the amount of gas in each storage or LNG facility, or group of storage facilities if that corresponds to the way in which the access is offered to system users, inflows and outflows, and the available storage and LNG facility capacities, including for those facilities exempted from third-party access. That information shall also be communicated to the transmission system operator, which shall make it public on an aggregated level per system or subsystem defined by the relevant points. The information shall be updated at least daily.
In cases in which a storage system user is the only user of a storage facility, the storage system user may submit to the national regulatory authority a reasoned request for confidential treatment of the data referred to in the first subparagraph. Where the national regulatory authority comes to the conclusion that such a request is justified, taking into account, in particular, the need to balance the interest of legitimate protection of business secrets, the disclosure of which would negatively affect the overall commercial strategy of the storage user, with the objective of creating a competitive internal gas market, it may allow the storage system operator not to make public the data referred to in the first subparagraph, for a duration of up to one year.
The second subparagraph shall apply without prejudice to the obligations of communication to and publication by the transmission system operator referred to in the first subparagraph, unless the aggregated data are identical to the individual storage system data for which the national regulatory authority has approved non-publication.
5. In order to ensure transparent, objective and non-discriminatory tariffs and facilitate efficient utilisation of the infrastructures, the LNG and storage facility operators or relevant regulatory authorities shall make public sufficiently detailed information on tariff derivation, the methodologies and the structure of tariffs for infrastructure under regulated third-party access.
Article 20
Record keeping by system operators
Transmission system operators, storage system operators and LNG system operators shall keep at the disposal of the national authorities, including the national regulatory authority, the national competition authority and the Commission, all information referred to in Articles 18 and 19, and in Part 3 of Annex I for a period of five years.
**Article 21**
**Balancing rules and imbalance charges**
1. Balancing rules shall be designed in a fair, non-discriminatory and transparent manner and shall be based on objective criteria. Balancing rules shall reflect genuine system needs taking into account the resources available to the transmission system operator. Balancing rules shall be market-based.
2. In order to enable network users to take timely corrective action, the transmission system operator shall provide sufficient, well-timed and reliable on-line based information on the balancing status of network users.
The information provided shall reflect the level of information available to the transmission system operator and the settlement period for which imbalance charges are calculated.
No charge shall be made for the provision of information under this paragraph.
3. Imbalance charges shall be cost-reflective to the extent possible, whilst providing appropriate incentives on network users to balance their input and off-take of gas. They shall avoid cross-subsidisation between network users and shall not hamper the entry of new market entrants.
Any calculation methodology for imbalance charges as well as the final tariffs shall be made public by the competent authorities or the transmission system operator, as appropriate.
4. Member States shall ensure that transmission system operators endeavour to harmonise balancing regimes and streamline structures and levels of balancing charges in order to facilitate gas trade.
Article 22
Trading of capacity rights
Each transmission, storage and LNG system operator shall take reasonable steps to allow capacity rights to be freely tradable and to facilitate such trade in a transparent and non-discriminatory manner. Every such operator shall develop harmonised transport, LNG facility and storage contracts and procedures on the primary market to facilitate secondary trade of capacity and shall recognise the transfer of primary capacity rights where notified by system users.
The harmonised transport, LNG facility and storage contracts and procedures shall be notified to the regulatory authorities.
Article 23
Guidelines
1. Where appropriate, Guidelines providing the minimum degree of harmonisation required to achieve the aims of this Regulation shall specify:
(a) details of third-party access services, including the character, duration and other requirements of those services, in accordance with Articles 14 and 15;
(b) details of the principles underlying capacity-allocation mechanisms and on the application of congestion-management procedures in the event of contractual congestion, in accordance with Articles 16 and 17;
(c) details of the provision of information, definition of the technical information necessary for network users to gain effective access to the system and the definition of all relevant points for transparency requirements, including the information to be published at all relevant points and the time schedule for the publication of that information, in accordance with Articles 18 and 19;
(d) details of tariff methodology related to cross-border trade of natural gas, in accordance with Article 13;
(e) details relating to the areas listed in Article 8(6).
For that purpose, the Commission shall consult the Agency and the ENTSO for Gas.
2. Guidelines on the issues listed in points (a), (b) and (c) of paragraph 1 are laid down in Annex I with respect to transmission system operators.
The Commission may adopt Guidelines on the issues listed in paragraph 1 of this Article and amend the Guidelines referred to in points (a), (b) and (c) thereof. Those measures, designed to amend non-essential elements of this Regulation, inter alia by supplementing it, shall be adopted in accordance with the regulatory procedure with scrutiny referred to in Article 28(2).
3. The application and amendment of Guidelines adopted pursuant to this Regulation shall reflect differences between national gas systems, and shall, therefore, not require uniform detailed terms and conditions of third-party access at Community level. They may, however, set minimum requirements to be met to achieve non-discriminatory and transparent network access conditions necessary for an internal market in natural gas, which may then be applied in the light of differences between national gas systems.
Article 24
Regulatory authorities
When carrying out their responsibilities under this Regulation, the regulatory authorities shall ensure compliance with this Regulation and the Guidelines adopted pursuant to Article 23.
Where appropriate, they shall cooperate with each other, with the Commission and the Agency in compliance with Chapter VIII of Directive 2009/73/EC.
Article 25
Provision of information
Member States and the regulatory authorities shall, on request, provide to the Commission all information necessary for the purposes of Article 23.
The Commission shall set a reasonable time limit within which the information is to be provided, taking into account the complexity of the information required and the urgency with which the information is needed.
**Article 26**
**Right of Member States to provide for more detailed measures**
**This Regulation shall be without prejudice to the rights of Member States to maintain or introduce measures that contain more detailed provisions than those set out herein or in the Guidelines referred to in Article 23.**
Article 27
Penalties
1. The Member States shall lay down rules on penalties applicable to infringements of the provisions of this Regulation and shall take all measures necessary to ensure that those provisions are implemented. The penalties provided for must be effective, proportionate and dissuasive. The Member States shall notify the Commission by 1 July 2006 of those rules corresponding to the provisions laid down in Regulation (EC) No 1775/2005 and shall notify the Commission without delay of any subsequent amendment affecting them. They shall notify the Commission of those rules not corresponding to the provisions laid down in Regulation (EC) No 1775/2005 by 3 March 2011 and shall notify the Commission without delay of any subsequent amendment affecting them.
2. Penalties provided for pursuant to paragraph 1 shall not be of a criminal law nature.
Article 28
Committee procedure
1. The Commission shall be assisted by the committee set up by Article 51 of Directive 2009/73/EC.
2. Where reference is made to this paragraph, Article 5a(1) to (4) and Article 7 of Decision 1999/468/EC shall apply, having regard to the provisions of Article 8 thereof.
Article 30
Derogations and exemptions
This Regulation shall not apply to:
(a) natural gas transmission systems situated in Member States for the duration of derogations granted under Article 49 of Directive 2009/73/EC;
(b) major new infrastructure, i.e. interconnectors, LNG and storage facilities, and significant increases of capacity in existing infrastructure and modifications of such infrastructure which enable the development of new sources of gas supply referred to in Article 36(1) and (2) of Directive 2009/73/EC which are exempt from the provisions of Articles 9, 14, 32, 33, 34 or Article 41(6), (8) and (10) of that Directive as long as they are exempt from the provisions referred to in this subparagraph, with the exception of Article 19(4) of this Regulation; or
(c) natural gas transmission systems which have been granted derogations under Article 48 of Directive 2009/73/EC.
As regards point (a) of the first subparagraph, Member States that have been granted derogations under Article 49 of Directive 2009/73/EC may apply to the Commission for a temporary derogation from the application of this Regulation, for a period of up to two years from the date on which the derogation referred to in that point expires.
Article 31
Repeal
Regulation (EC) No 1775/2005 shall be repealed from 3 March 2011. References made to the repealed Regulation shall be construed as references to this Regulation and shall be read in accordance with the correlation table in Annex II.
Article 32
Entry into force
This Regulation shall enter into force on the 20th day following its publication in the Official Journal of the European Union.
It shall apply from 3 March 2011.
This Regulation shall be binding in its entirety and directly applicable in all Member States.
Annex I
GUIDELINES ON
1. Transmission system operators shall offer firm and interruptible services down to a minimum period of one day.
2. Harmonised transport contracts and common network codes shall be designed in a manner that facilitates trading and re-utilisation of capacity contracted by network users without hampering capacity release.
3. Transmission system operators shall develop network codes and harmonised contracts following proper consultation with network users.
4. Transmission system operators shall implement standardised nomination and re-nomination procedures. They shall develop information systems and electronic communication means to provide adequate data to network users and to simplify transactions, such as nominations, capacity contracting and transfer of capacity rights between network users.
5. Transmission system operators shall harmonise formalised request procedures and response times according to best industry practice with the aim of minimising response times. They shall provide for online screen-based capacity booking and confirmation systems and nomination and re-nomination procedures no later than 1 July 2006 after consultation with the relevant network users.
6. Transmission system operators shall not separately charge network users for information requests and transactions associated with their transport contracts and which are carried out according to standard rules and procedures.
7. Information requests that require extraordinary or excessive expenses such as feasibility studies may be charged separately, provided the charges can be duly substantiated.
8. Transmission system operators shall cooperate with other transmission system operators in coordinating the maintenance of their respective networks in order to minimise any disruption of transmission services to network users and transmission system operators in other areas and in order to ensure equal benefits with respect to security of supply including in relation to transit.
9. Transmission system operators shall publish at least annually, by a predetermined deadline, all planned maintenance periods that might affect network users' rights from transport contracts and corresponding operational information with adequate advance notice. This shall include publishing on a prompt and non-discriminatory basis any changes to planned maintenance periods and notification of unplanned maintenance, as soon as that information becomes available to the transmission system operator. During maintenance periods, transmission system operators shall publish regularly updated information on the details of and expected duration and effect of the maintenance.
10. Transmission system operators shall maintain and make available to the competent authority upon request a daily log of the actual maintenance and flow disruptions that have occurred. Information shall also be made available on request to those affected by any disruption.
1. Capacity-allocation mechanisms and congestion-management procedures shall facilitate the development of competition and liquid trading of capacity and shall be compatible with market mechanisms including spot markets and trading hubs. They shall be flexible and capable of adapting to evolving market circumstances.
2. Those mechanisms and procedures shall take into account the integrity of the system concerned as well as security of supply.
3. Those mechanisms and procedures shall neither hamper the entry of new market participants nor create undue barriers to market entry. They shall not prevent market participants, including new market entrants and companies with a small market share, from competing effectively.
4. Those mechanisms and procedures shall provide appropriate economic signals for efficient and maximum use of technical capacity and facilitate investment in new infrastructure.
5. Network users shall be advised about the type of circumstance that could affect the availability of contracted capacity. Information on interruption should reflect the level of information available to the transmission system operator.
6. Should difficulties in meeting contractual delivery obligations arise due to system integrity reasons, transmission system operators should notify network users and seek a non-discriminatory solution without delay.
Transmission system operators shall consult network users regarding procedures prior to their implementation and agree them with the regulatory authority.
##### 2.2.1 General Provisions
1. The provisions of point 2.2 shall apply to interconnection points between adjacent entry-exit systems, irrespective of whether they are physical or virtual, between two or more Member States or within the same Member State in so far as the points are subject to booking procedures by users. They may also apply to entry points from and exit points to third countries, subject to the decision of the relevant national regulatory authority. Exit points to end-consumers and distribution networks, entry points from LNG terminals and production facilities, and entry-exit points from and to storage facilities are not subject to the provisions of point 2.2.
2. On the basis of the information published by the transmission system operators pursuant to Section 3 of this Annex and, where appropriate, validated by national regulatory authorities, the Agency shall publish by 1 June of every year, commencing with the year 2015, a monitoring report on congestion at interconnection points with respect to firm capacity products sold in the preceding year, taking into consideration to the extent possible capacity trading on the secondary market and the use of interruptible capacity.
3. Any additional capacity made available through the application of one of the congestion-management procedures as provided for in points 2.2.2, 2.2.3, 2.2.4 and 2.2.5 shall be offered by the respective transmission system operator(s) in the regular allocation process.
4. The measures provided for in points 2.2.2, 2.2.4 and 2.2.5 shall be implemented as of 1 October 2013. Points 2.2.3(1) to 2.2.3(5) shall apply as of 1 July 2016.
##### 2.2.2 Capacity increase through oversubscription and buy-back scheme
1. Transmission system operators shall propose and, after approval by the national regulatory authority, implement an incentive-based oversubscription and buy-back scheme in order to offer additional capacity on a firm basis. Before implementation, the national regulatory authority shall consult with the national regulatory authorities of adjacent Member States and take account of the adjacent national regulatory authorities' opinions. Additional capacity is defined as the firm capacity offered in addition to the technical capacity of an interconnection point calculated on the basis of Article 16(1) of this Regulation.
2. The oversubscription and buy-back scheme shall provide transmission system operators with an incentive to make available additional capacity, taking account of the technical conditions, such as the calorific value, temperature and expected consumption, of the relevant entry-exit system and the capacities in adjacent networks. Transmission system operators shall apply a dynamic approach with regard to the recalculation of the technical or additional capacity of the entry-exit system.
3. The oversubscription and buy-back scheme shall be based on an incentive regime reflecting the risks of transmission system operators in offering additional capacity. The scheme shall be structured in such a way that revenues from selling additional capacity and costs arising from the buy-back scheme or measures pursuant to paragraph 6 are shared between the transmission system operators and the network users. National regulatory authorities shall decide on the distribution of revenues and costs between the transmission system operator and the network user.
4. For the purpose of determining transmission system operators' revenues, technical capacity, in particular surrendered capacity as well as, where relevant, capacity arising from the application of firm day-ahead use-it-or-lose-it and long term use-it-or-lose-it mechanisms, shall be considered to be allocated prior to any additional capacity.
5. In determining the additional capacity, the transmission system operator shall take into account statistical scenarios for the likely amount of physically unused capacity at any given time at interconnection points. It shall also take into account a risk profile for offering additional capacity which does not lead to excessive buy-back obligation. The oversubscription and buy-back scheme shall also estimate the likelihood and the costs of buying back capacity on the market and reflect this in the amount of additional capacity to be made available.
6. Where necessary to maintain system integrity, transmission system operators shall apply a market-based buy-back procedure in which network users can offer capacity. Network users shall be informed about the applicable buy-back procedure. The application of a buy-back procedure is without prejudice to the applicable emergency measures.
7. Transmission system operators shall, before applying a buy-back procedure, verify whether alternative technical and commercial measures can maintain system integrity in a more cost-efficient manner.
8. When proposing the oversubscription and buy-back scheme the transmission system operator shall provide all relevant data, estimates, and models to the national regulatory authority in order for the latter to assess the scheme. The transmission system operator shall regularly report to the national regulatory authority on the functioning of the scheme and, upon request of the national regulatory authority, provide all relevant data. The national regulatory authority may request the transmission system operator to revise the scheme.
##### 2.2.3 Firm day-ahead use-it-or-lose-it mechanism
1. National regulatory authorities shall require transmission system operators to apply at least the rules laid down in paragraph 3 per network user at interconnection points with respect to altering the initial nomination if, on the basis of the yearly monitoring report of the Agency in accordance with point 2.2.1(2), it is shown that at interconnection points demand exceeded offer, at the reserve price when auctions are used, in the course of capacity allocation procedures in the year covered by the monitoring report for products for use in either that year or in one of the subsequent two years,
(a) for at least three firm capacity products with a duration of one month or
(b) for at least two firm capacity products with a duration of one quarter or
(c) for at least one firm capacity product with a duration of one year or more or
(d) where no firm capacity product with a duration of one month or more has been offered.
2. If, on the basis of the yearly monitoring report, it is shown that a situation as defined in paragraph 1 is unlikely to reoccur in the following three years, for example as a result of capacity becoming available from physical expansion of the network or termination of long-term contracts, the relevant national regulatory authorities may decide to terminate the firm day-ahead use-it-or-lose-it mechanism.
3. Firm renomination is permitted up to 90% and down to 10% of the contracted capacity by the network user at the interconnection point. However, if the nomination exceeds 80% of the contracted capacity, half of the non-nominated volume may be renominated upwards. If the nomination does not exceed 20% of the contracted capacity, half of the nominated volume may be renominated downwards. The application of this paragraph is without prejudice to the applicable emergency measures.
4. The original holder of the contracted capacity may renominate the restricted part of its contracted firm capacity on an interruptible basis.
5. Paragraph 3 shall not apply to network users - persons or undertakings and the undertakings they control pursuant to Article 3 of Regulation (EC) No 139/2004 - holding less than 10% of the average technical capacity in the preceding year at the interconnection point.
6. On interconnection points where a firm day-ahead use-it-or-lose-it mechanism in accordance with paragraph 3 is applied, an evaluation of the relationship with the oversubscription and buy-back scheme pursuant to point 2.2.2 shall be carried out by the national regulatory authority, which may result in a decision by the national regulatory authority not to apply the provisions of point 2.2.2 at those interconnection points. Such a decision shall be notified, without delay, to the Agency and the Commission.
7. A national regulatory authority may decide to implement a firm day-ahead use-it-or-lose-it mechanism pursuant to paragraph 3 on an interconnection point. Before adopting its decision, the national regulatory authority shall consult with the national regulatory authorities of adjacent Member States. In adopting its decision the national regulatory authority shall take account of the adjacent national regulatory authorities' opinions.
##### 2.2.4 Surrender of contracted capacity
Transmission system operators shall accept any surrender of firm capacity which is contracted by the network user at an interconnection point, with the exception of capacity products with a duration of a day and shorter. The network user shall retain its rights and obligations under the capacity contract until the capacity is reallocated by the transmission system operator and to the extent the capacity is not reallocated by the transmission system operator. Surrendered capacity shall be considered to be reallocated only after all the available capacity has been allocated. The transmission system operator shall notify the network user without delay of any reallocation of its surrendered capacity. Specific terms and conditions for surrendering capacity, in particular for cases where several network users surrender their capacity, shall be approved by the national regulatory authority.
##### 2.2.5 Long-term use-it-or-lose-it mechanism
1. National regulatory authorities shall require transmission system operators to partially or fully withdraw systematically underutilised contracted capacity on an interconnection point by a network user where that user has not sold or offered under reasonable conditions its unused capacity and where other network users request firm capacity. Contracted capacity is considered to be systematically underutilised in particular if:
(a) the network user uses less than on average 80% of its contracted capacity both from 1 April until 30 September and from 1 October until 31 March with an effective contract duration of more than one year for which no proper justification could be provided; or
(b) the network user systematically nominates close to 100% of its contracted capacity and renominates downwards with a view to circumventing the rules laid down in point 2.2.3(3).
2. The application of a firm day-ahead use-it-or-lose-it mechanism shall not be regarded as justification to prevent the application of paragraph 1.
3. Withdrawal shall result in the network user losing its contracted capacity partially or completely for a given period or for the remaining effective contractual term. The network user shall retain its rights and obligations under the capacity contract until the capacity is reallocated by the trans mission system operator and to the extent the capacity is not reallocated by the transmission system operator.
4. Transmission system operators shall regularly provide national regulatory authorities with all the data necessary to monitor the extent to which contracted capacities with effective contract duration of more than one year or recurring quarters covering at least two years are used.
##### 3.1.1 Form of publication
(1) Transmission system operators (TSOs) shall provide all information referred to under paragraph 3.1.2 and paragraph 3.3(1) to 3.3(5) in the following manner:
(a) on a website accessible to the public, free of charge and without any need to register or otherwise sign on with the transmission system operator;
(b) on a regular/rolling basis; the frequency shall be according to the changes that take place and the duration of the service;
(c) in a user-friendly manner;
(d) in a clear, quantifiable, easily accessible way and on a non-discriminatory basis;
(e) in a downloadable format that has been agreed between transmission system operators and the national regulatory authorities - on the basis of an opinion on a harmonised format that shall be provided by the Agency - and that allows for quantitative analyses;
(f) in consistent units, in particular kWh (with a combustion reference temperature of 298,15 K) shall be the unit for energy content and m3 (at 273,15 K and 1,01325 bar) shall be the unit for volume. The constant conversion factor to energy content shall be provided. In addition to the format above, publication in other units is also possible;
(g) in the official language(s) of the Member State and in English;
(h) all data shall be made available as of 1 October 2013 on one Union-wide central platform, established by ENTSOG on a cost-efficient basis.
(2) Transmission system operators shall provide details on actual changes to all information referred to under paragraph 3.1.2 and paragraph 3.3(1) to 3.3(5) in a timely manner as soon as available to them.
##### 3.1.2 Content of publication
Transmission system operators shall publish at least the following information about their systems and services:
(a) a detailed and comprehensive description of the different services offered and their charges;
(b) the different types of transportation contracts available for these services;
(c) the network code and/or the standard conditions outlining the rights and responsibilities of all network users including:
1. harmonised transportation contracts and other relevant documents;
2. if relevant for access to the system, for all relevant points as defined in paragraph 3.2 of this Annex, a specification of relevant gas quality parameters, including at least the gross calorific value and the Wobbe index, and the liability or costs of conversion for network users in case gas is outside these specifications;
3. if relevant for access to the system, for all relevant points information on pressure requirements;
4. the procedure in the event of an interruption of interruptible capacity, including, where applicable, the timing, extent, and ranking of individual interruptions (for example pro-rata or first-come-last-interrupted);
(d) the harmonised procedures applied when using the transmission system, including the definition of key terms;
(e) provisions on capacity allocation, congestion management and anti-hoarding and reutilisation procedures;
(f) the rules applicable for capacity trade on the secondary market vis - à - vis the transmission system operator;
(g) rules on balancing and methodology for the calculation of imbalance charges;
(h) if applicable, the flexibility and tolerance levels included in transportation and other services without separate charge, as well as any flexibility offered in addition to this and the corresponding charges;
(i) a detailed description of the gas system of the transmission system operator and its relevant points of interconnection as defined in paragraph 3.2 of this Annex as well as the names of the operators of the interconnected systems or facilities;
(j) the rules applicable for connection to the system operated by the transmission system operator;
(k) information on emergency mechanisms, as far as it is the responsibility of the transmission system operator, such as measures that can lead to the disconnection of customers groups and other general liability rules that apply to the transmission system operator;
(l) procedures agreed upon by transmission system operators at interconnection points, of relevance for access of network users to the transmission systems concerned, relating to interoperability of the network, agreed procedures on nomination and matching procedures and other agreed procedures that set out provisions in relation to gas flow allocations and balancing, including the methods used;
(m) transmission system operators shall publish a detailed and comprehensive description of the methodology and process, including information on the parameters employed and the key assumptions, used to calculate the technical capacity.
(1) Relevant points shall include at least:
(a) all entry and exit points to and from a transmission network operated by a transmission system operator, with the exception of exit points connected to a single final customer, and with the exception of entry points linked directly to a production facility of a single producer that is located within the EU;
(b) all entry and exit points connecting balancing zones of transmission system operators;
(c) all points connecting the network of a transmission system operator with an LNG terminal, physical gas hubs, storage and production facilities, unless these production facilities are exempted under (a);
(d) all points connecting the network of a given transmission system operator to infrastructure necessary for providing ancillary services as defined by Article 2(14) of Directive 2009/73/EC.
(2) Information for single final customers and for production facilities, that is excluded from the definition of relevant points as described under 3.2(1)(a), shall be published in aggregate format, at least per balancing zone. The aggregation of single final customers and of production facilities, excluded from the definition of relevant points as described under 3.2(1)(a), shall for the application of this Annex be considered as one relevant point.
(3) Where points between two or more transmission operators are managed solely by the transmission operators concerned, with no contractual or operational involvement of system users whatsoever, or where points connect a transmission system to a distribution system and there is no contractual congestion at these points, transmission system operators shall be exempted for these points from the obligation to publish the requirements under paragraph 3.3 of this Annex. The national regulatory authority may require the transmission system operators to publish the requirements under paragraph 3.3 of this Annex for groups or all of the exempted points. In such case, the information, if available to the TSO, shall be published in an aggregated form at a meaningful level, at least per balancing zone. This aggregation of these points shall for the application of this annex be considered as one relevant point.
(1) At all relevant points, transmission system operators shall publish the information as listed in paragraphs (a) to (g), for all services and ancillary services provided (in particular information on blending, ballasting and conversion). This information shall be published on a numerical basis, in hourly or daily periods, equal to the smallest reference period for capacity booking and (re-)nomination and the smallest settlement period for which imbalance charges are calculated. If the smallest reference period is different from a daily period, information as listed in paragraphs (a) to (g) shall be made available also for the daily period. This information and updates shall be published as soon as available to the system operator ("near real time").
(a) the technical capacity for flows in both directions;
(b) the total contracted firm and interruptible capacity in both directions;
(c) the nominations and re-nominations in both directions;
(d) the available firm and interruptible capacity in both directions;
(e) actual physical flows;
(f) planned and actual interruption of interruptible capacity;
**(g) planned and unplanned interruptions to firm services as well as the information on restoration of the firm services (in particular, maintenance of the system and the likely duration of any interruption due to maintenance). Planned interruptions shall be published at least 42 days in advance;**
(h) occurrence of unsuccessful, legally valid requests for firm capacity products with a duration of one month or longer including the number and volume of the unsuccessful requests; and
(i) in the case of auctions, where and when firm capacity products with a duration of one month or longer have cleared at prices higher than the reserve price;
(j) where and when no firm capacity product with a duration of one month or longer has been offered in the regular allocation process;
(k) total capacity made available through the application of the congestion-management procedures laid down in points 2.2.2, 2.2.3, 2.2.4 and 2.2.5 per applied congestion-management procedure;
(l) points (h) to (k) shall apply from 1 October 2013.
(2) At all relevant points, the information under paragraph 3.3(1)(a), (b) and (d) shall be published for a period at least 24 months ahead.
(3) At all relevant points, transmission system operators shall publish historical information on the requirements of paragraph 3.3(1)(a) to (g) for the past 5 years on a rolling basis.
(4) Transmission system operators shall publish measured values of the gross calorific value or the Wobbe index at all relevant points, on a daily basis. Preliminary figures shall be published at the latest 3 days following the respective gas day. Final figures shall be published within 3 months after the end of the respective month.
(5) For all relevant points, transmission system operators shall publish available capacities, booked and technical capacities, on an annual basis over all years where capacity is contracted plus 1 year, and at least for the next 10 years. This information shall be updated at least every month or more frequently, if new information becomes available. The publication shall reflect the period for which capacity is offered to the market.
(1) Transmission system operators shall ensure the publication on a daily basis and updated every day the aggregated amounts of capacities offered, and contracted on the secondary market (i.e. sold from one network user to another network user), where the information is available to the TSO. This information shall include the following specifications:
(a) interconnection point where the capacity is sold;
(b) type of capacity, i.e. entry, exit, firm, interruptible;
(c) quantity and duration of the capacity usage rights;
(d) type of sale, e.g. transfer or assignment;
(e) the total number of trades/transfers;
**(f) any other conditions known to the transmission system operator as mentioned in 3.3.**
In so far such information is provided by a third party, transmission system operators shall be exempted from this provision.
(2) Transmission system operators shall publish harmonised conditions under which capacity transactions (e.g. transfers and assignments) will be accepted by them. These conditions must at least include:
(a) a description of standardised products which can be sold on the secondary market;
(b) lead time for the implementation/acceptation/registration of secondary trades. In case of delays the reasons have to be published;
(c) the notification to the transmission system operator by the seller or the third party as referred to under 3.4(1) about name of seller and buyer and capacity specifications as outlined in 3.4(1).
In so far such information is provided by a third party, transmission system operators shall be exempted from this provision.
(3) Regarding the balancing service of its system, each transmission system operator shall provide to each network user, for each balancing period, its specific preliminary imbalance volumes and cost data per individual network user, at the latest 1 month after the end of the balancing period. Final data of customers supplied according to standardised load profiles may be provided up to 14 months later. In so far such information is provided by a third party, transmission system operators shall be exempted from this provision. The provision of this information shall respect confidentiality of commercially sensitive information.
(4) Where flexibility services, other than tolerances, are offered for third party access, transmission system operators shall publish daily forecasts on a day-ahead basis of the maximum amount of flexibility, the booked level of flexibility and the availability of flexibility for the market for the next gas day. The transmission system operator shall also publish ex-post information on the aggregate utilisation of every flexibility service at the end of each gas day. If the national regulatory authority is satisfied that such information could give room to potential abuse by network users, it may decide to exempt the transmission system operator from this obligation.
(5) Transmission system operators shall publish, per balancing zone, the amount of gas in the transmission system at the start of each gas day and the forecast of the amount of gas in the transmission system at the end of each gas day. The forecast amount of gas for the end of the gas day shall be updated on an hourly basis throughout the gas day. If imbalance charges are calculated on an hourly basis, the transmission system operator shall publish the amount of gas in the transmission system on an hourly basis. Alternatively, transmission system operators shall publish, per balancing zone, the aggregate imbalance position of all users at the start of each balancing period and the forecast of the aggregated imbalance position of all users at the end of each gas day. If the national regulatory authority is satisfied that such information could give room to potential abuse by network users, it may decide to exempt the transmission system operator from this obligation.
(6) Transmission system operators shall provide user-friendly instruments for calculating tariffs.
(7) Transmission system operators shall keep at the disposal of the relevant national authorities, for at least 5 years, effective records of all capacity contracts and all other relevant information in relation to calculating and providing access to available capacities, in particular individual nominations and interruptions. Transmission system operators must keep documentation of all relevant information under point 3.3(4) and (5) for at least 5 years and make them available to the regulatory authority upon request. Both parties shall respect commercial confidentiality.
Annex II
| Regulation (EC) No 1775/2005 | This Regulation |
| --- | --- |
| Article 1 | Article 1 |
| Article 2 | Article 2 |
| - | Article 3 |
| - | Article 4 |
| - | Article 5 |
| - | Article 6 |
| - | Article 7 |
| - | Article 8 |
| - | Article 9 |
| - | Article 10 |
| - | Article 11 |
| - | Article 12 |
| Article 3 | Article 13 |
| Article 4 | Article 14 |
| - | Article 15 |
| Article 5 | Article 16 |
| - | Article 17 |
| Article 6 | Article 18 |
| - | Article 19 |
| - | Article 20 |
| Article 7 | Article 21 |
| Article 8 | Article 22 |
| Article 9 | Article 23 |
| Article 10 | Article 24 |
| Article 11 | Article 25 |
| Article 12 | Article 26 |
| Article 13 | Article 27 |
| Article 14 | Article 28 |
| Article 15 | Article 29 |
| Article 16 | Article 30 |
| - | Article 31 |
| Article 17 | Article 32 |
| Annex | Annex I |
---