BERICHT über den Vorschlag für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff (Neufassung)

16.2.2023 - (COM(2021)0804 – C9‑0470/2021 – 2021/0424(COD)) - ***I

Ausschuss für Industrie, Forschung und Energie
Berichterstatter: Jerzy Buzek
(Neufassung – Artikel 110 der Geschäftsordnung)

ENTWURF EINER LEGISLATIVEN ENTSCHLIESSUNG DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS

zu dem Vorschlag für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff (Neufassung)

(COM(2021)0804 – C9‑0470/2021 – 2021/0424(COD))

(Ordentliches Gesetzgebungsverfahren – Neufassung)

Das Europäische Parlament,

– unter Hinweis auf den Vorschlag der Kommission an das Europäische Parlament und den Rat (COM(2021)0804),

– gestützt auf Artikel 294 Absatz 2 und Artikel 194 Absatz 2 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union, auf deren Grundlage ihm der Vorschlag der Kommission unterbreitet wurde (C9‑0470/2021),

– gestützt auf Artikel 294 Absatz 3 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union,

– unter Hinweis auf die vom tschechischen Abgeordnetenhaus und vom tschechischen Senat im Rahmen des Protokolls Nr. 2 über die Anwendung der Grundsätze der Subsidiarität und der Verhältnismäßigkeit vorgelegten begründeten Stellungnahmen, in denen geltend gemacht wird, dass der Entwurf eines Gesetzgebungsakts nicht mit dem Subsidiaritätsprinzip vereinbar ist,

– unter Hinweis auf die Stellungnahme des Europäischen Wirtschafts- und Sozialausschusses vom 19. Mai 2022[1],

– unter Hinweis auf die Stellungnahme des Ausschusses der Regionen vom 10. Oktober 2022[2],

– gestützt auf die Interinstitutionelle Vereinbarung vom 28. November 2001 über die systematischere Neufassung von Rechtsakten[3],

– unter Hinweis auf das Schreiben des Rechtsausschusses vom 2. Februar 2023 an den Ausschuss für Industrie, Forschung und Energie gemäß Artikel 110 Absatz 3 seiner Geschäftsordnung,

– gestützt auf die Artikel 110 und 59 seiner Geschäftsordnung,

– unter Hinweis auf die Stellungnahme des Ausschusses für Landwirtschaft und ländliche Entwicklung,

– unter Hinweis auf den Bericht des Ausschusses für Industrie, Forschung und Energie (A9-0032/2023),

A. in der Erwägung, dass der Vorschlag der Kommission nach Auffassung der beratenden Gruppe der Juristischen Dienste des Europäischen Parlaments, des Rates und der Kommission keine anderen inhaltlichen Änderungen enthält als diejenigen, die im Vorschlag als solche ausgewiesen sind, und dass sich der Vorschlag in Bezug auf die Kodifizierung der unveränderten Bestimmungen der bisherigen Rechtsakte mit jenen Änderungen auf eine reine Kodifizierung der bestehenden Rechtstexte ohne inhaltliche Änderungen beschränkt;

1. legt unter Berücksichtigung der Empfehlungen der beratenden Gruppe der Juristischen Dienste des Europäischen Parlaments, des Rates und der Kommission den folgenden Standpunkt in erster Lesung fest;

3. fordert die Kommission auf, es erneut zu befassen, falls sie ihren Vorschlag ersetzt, entscheidend ändert oder beabsichtigt, ihn entscheidend zu ändern;

4. beauftragt seine Präsidentin, den Standpunkt des Parlaments dem Rat und der Kommission sowie den nationalen Parlamenten zu übermitteln.

 

 

Änderungsantrag  1

ABÄNDERUNGEN DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS[*]

am Vorschlag der Kommission

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2021/0424 (COD)

Vorschlag für eine

VERORDNUNG DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES

über die Binnenmärkte für erneuerbares Gas und Erdgas sowie für Wasserstoff (Neufassung)

DAS EUROPÄISCHE PARLAMENT UND DER RAT DER EUROPÄISCHEN UNION —

gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union, insbesondere auf Artikel 194 Absatz 2,

auf Vorschlag der Europäischen Kommission,

nach Zuleitung des Entwurfs des Gesetzgebungsakts an die nationalen Parlamente,

nach Stellungnahme des Europäischen Wirtschafts- und Sozialausschusses[4],

nach Stellungnahme des Ausschusses der Regionen[5],

gemäß dem ordentlichen Gesetzgebungsverfahren,

in Erwägung nachstehender Gründe:

(1) Die Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates[6] wurde mehrfach und erheblich geändert. Aus Gründen der Klarheit empfiehlt es sich, im Rahmen der anstehenden Änderungen die genannte Verordnung neu zu fassen.

(2) Der Erdgasbinnenmarkt, der seit 1999 schrittweise geschaffen wird, soll allen privaten und gewerblichen Verbrauchern in der Union eine echte Wahl ermöglichen, neue Geschäftschancen für die Unternehmen eröffnen sowie den grenzüberschreitenden Handel fördern und auf diese Weise Effizienzgewinne, wettbewerbsfähige Preise und höhere Dienstleistungsstandards bewirken und zu mehr Versorgungssicherheit und Nachhaltigkeit beitragen.

(3) In der Mitteilung der Kommission vom 11. Dezember 2019 mit dem Titel „Der europäische Grüne Deal“ und der Verordnung (EU) 2021/1119 des Europäischen Parlaments und des Rates[7] wurde für die Union das Ziel gesetzt, ihre Emissionen bis 2030 um mindestens 55 % gegenüber 1990 zu senken und bis 2050 auf eine Weise klimaneutral zu werden, die zu Wettbewerbsfähigkeit, Wachstum und Beschäftigung in der Union beiträgt. Die vorliegende Verordnung sollte zur Erreichung dieser Ziele beitragen. Damit dekarbonisierte Gasmärkte aufgebaut werden und zur Energiewende beitragen können, ist es erforderlich, in einem integrierten Energiesystem, an dem die Verbraucher auf wettbewerbsorientierten Märkten aktiv beteiligt sind, die Anteile erneuerbarer Energiequellen erheblich zu steigern.

(3a) Angesichts der durch die übermäßige Abhängigkeit der Union von Erdgaseinfuhren, insbesondere von einem monopolistischen Lieferanten, hervorgerufenen Volatilitäten und ihrer umfassenderen geopolitischen, sicherheitspolitischen und wirtschaftlichen Auswirkungen müssen eine wirksame Politik und ein wirksamer Rechtsrahmen für die Verbreitung von erneuerbarem Gas und CO2-armem Gas, insbesondere Wasserstoff, auf dem Binnenmarkt sicherstellen, dass dem Risiko anhaltender oder neuer Volatilitäten und Abhängigkeiten von externen Lieferanten wirksam begegnet wird. Zu diesem Zweck muss bei der Modernisierung der bestehenden und der Inbetriebnahme neuer Einfuhrinfrastrukturen, die die Mitgliedstaaten und den Binnenmarkt mit Drittländern und externen Lieferanten verbinden, dem Erfordernis der Versorgungssicherheit im Hinblick auf die Diversifizierung der Routen und Lieferanten gebührend Rechnung getragen werden, auch indem eine übermäßige Abhängigkeit eines Mitgliedstaats von einem einzigen Ausfuhrland vermieden wird.

(3b) Angesichts der grundlosen und ungerechtfertigten militärischen Aggression der Russischen Föderation gegen die Ukraine und um die Energieversorgungssicherheit in der Union nicht zu gefährden, sollten Erdgas, erneuerbares Gas und CO2-armes Gas mit Ursprung in der Russischen Föderation oder anderen Einrichtungen, die von in der Russischen Föderation ansässigen bzw. niedergelassenen natürlichen oder juristischen Personen oder Unternehmen kontrolliert werden, von den Einfuhren der Mitgliedstaaten und der Union ausgeschlossen werden.

(4) Diese Verordnung zielt darauf ab, im Einklang mit den Mitteilungen der Kommission vom 8. Juli 2020 mit dem Titel „Förderung einer klimaneutralen Wirtschaft: Eine EU-Strategie zur Integration des Energiesystems“ und „Eine Wasserstoffstrategie für ein klimaneutrales Europa“ sowie der Empfehlung (EU) 2021/1749 der Kommission[8] dekarbonisierte, effiziente und integrierte Energiesysteme zu erleichtern. Mit diesen Initiativen wird ein Übergang zu einem stärker kreislauforientierten Energiesystem gefordert, in dessen Mittelpunkt die Energieeffizienz steht, eine stärkere direkte Elektrifizierung der Endverbrauchssektoren, die Bevorzugung nachfrageseitiger Lösungen, wann immer diese kosteneffizienter sind als Investitionen in die Energieinfrastruktur, und die Nutzung erneuerbarer Brennstoffe, einschließlich Wasserstoff, für Endverbrauchsanwendungen, bei denen eine Elektrifizierung nicht umsetzbar, nicht effizient oder mit höheren Kosten verbunden ist. Diese Verordnung sollte daher die Nutzung von erneuerbarem Gas und CO2-armem Gas im Energiesystem erleichtern, um die Abkehr von fossilem Gas zu ermöglichen ▌und die Voraussetzungen dafür zu schaffen, dass dieses Gas bei der Verwirklichung der EU-Klimaziele für 2030 und der Klimaneutralität bis 2050 einen wichtigen Beitrag leisten kann. Die Mitgliedstaaten sollten unangemessene Hindernisse in dieser Hinsicht beseitigen. Ein weiteres Ziel der vorliegenden Verordnung besteht darin, einen Regulierungsrahmen zu schaffen, der allen Marktteilnehmern die Möglichkeit sowie Anreize dafür bietet, bei der Planung ihrer Tätigkeiten der Übergangsfunktion fossiler Gase Rechnung zu tragen, um Lock-in-Effekte zu vermeiden und für eine schrittweise und rechtzeitige Abkehr von der Nutzung fossiler Gase zu sorgen, insbesondere in allen relevanten Industriesektoren und für die Heizung von Haushalten, während gleichzeitig die zunehmende Energiearmut eingedämmt wird.

(5) Da sich das Potenzial für die Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff in den einzelnen EU-Mitgliedstaaten unterscheidet, wird in der EU-Wasserstoffstrategie darauf hingewiesen, dass ein offener und wettbewerbsorientierter EU-Markt mit einem ungehinderten grenzübergreifenden Handel von großer Bedeutung für den Wettbewerb, bezahlbare Preise und die Versorgungssicherheit ist. Zudem wird hervorgehoben, dass der Aufbau eines liquiden Marktes mit einem warenbasierten Wasserstoffhandel neuen Erzeugern den Markteintritt erleichtern und eine verstärkte Integration mit anderen Energieträgern unterstützen würde. Er würde zu wirksamen Preissignalen für Investitionen und betriebliche Entscheidungen führen. Die Bestimmungen dieser Verordnung sollten daher den Aufbau von Wasserstoffmärkten, des warenbasierten Wasserstoffhandels und liquider Handelsplätze fördern, und die Mitgliedstaaten sollten in diesem Zusammenhang etwaige unangemessene Hindernisse beseitigen. Wenngleich die inhärenten Unterschiede zu berücksichtigen sind, sollten bestehende Vorschriften, die für die Strom- und Gasmärkte entwickelt wurden und einen effizienten kommerziellen Betrieb auf den Strom- und Gasmärkten sowie einen effizienten Strom- und Gashandel ermöglicht haben, auch für den Wasserstoffmarkt in Betracht gezogen werden.

(6) [Die neu gefasste Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] gestattet den gleichzeitigen Betrieb eines Fernleitungsnetzes und eines Verteilernetzes durch ein und denselben Betreiber. Die in dieser Verordnung festgelegten Regeln machen somit keine Neuorganisation der nationalen Fernleitungs- und Verteilernetze erforderlich, die den einschlägigen Bestimmungen jener Richtlinie entsprechen.

(7) Die Kriterien für die Festlegung der Tarife für den Netzzugang müssen angegeben werden, um sicherzustellen, dass sie dem Grundsatz der Nichtdiskriminierung und den Erfordernissen eines gut funktionierenden Binnenmarktes vollständig entsprechen, die erforderliche Netzintegrität in vollem Umfang berücksichtigen und die Ist-Kosten widerspiegeln, soweit diese Kosten denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen, transparent sind und gleichzeitig eine angemessene Kapitalrendite umfassen, und die Integration von erneuerbarem Gas und CO2-armem Gas ermöglichen. Die Bestimmungen dieser Verordnung zu Netzzugangstarifen werden durch weitere Regeln zu Netzzugangstarifen ergänzt, insbesondere in den gemäß dieser Verordnung erlassenen Netzkodizes und Leitlinien, [der vorgeschlagenen TEN-E-Verordnung gemäß COM(2020)0824], [der vorgeschlagenen Methanverordnung gemäß COM(2021) xxx], der Richtlinie (EU) 2018/2001 und [der vorgeschlagenen Energieeffizienzrichtlinie gemäß COM(2021)0558].

(8) Im Allgemeinen ist es am effizientesten, Infrastrukturen über Erlöse zu finanzieren, die bei den Nutzern der jeweiligen Infrastruktur erzielt werden, und Quersubventionen zu vermeiden. Solche Quersubventionen wären bei regulierten Vermögenswerten auch nicht mit dem allgemeinen Grundsatz kostenorientierter Tarife vereinbar. In Ausnahmesituationen könnten solche Quersubventionen jedoch zu gesellschaftlichen Vorteilen führen, insbesondere in den frühen Phasen der Netzentwicklung, in denen im Vergleich zur technischen Kapazität nur wenig Kapazität gebucht wird und bedeutende Unsicherheit hinsichtlich des Zeitpunkts herrscht, zu dem sich die Kapazitätsnachfrage einstellen wird. Quersubventionen könnten daher dazu beitragen, für angemessene und vorhersehbare Tarife für die ersten Netznutzer zu sorgen und die Investitionsrisiken für die Netzbetreiber zu verringern, wodurch sie zu einem Investitionsklima beitragen könnten, das die Dekarbonisierungsziele der Union unterstützt. Um unangemessene und übermäßige Quersubventionen zwischen den ersten und künftigen Nutzern von Wasserstoffnetzen zu vermeiden, sollte es Wasserstoffnetzbetreibern möglich sein, die Kosten für den Netzausbau über die Zeit zu verteilen, indem die Mitgliedstaaten die Möglichkeit vorsehen können, dass künftige Nutzer anhand eines intertemporalen Kostenverteilungsmechanismus einen Teil der Anfangskosten übernehmen. Die Methodik und die Merkmale dieses Mechanismus sollten von der Regulierungsbehörde genehmigt werden. Der Mechanismus sollte mit einer staatlichen Garantie einhergehen, um das finanzielle Risiko der Wasserstoffnetzbetreiber abzudecken. Als letztes Mittel, wenn keine kosteneffizienteren Optionen zur Verfügung stehen, sollte es der Regulierungsbehörde möglich sein, auf der Grundlage einer Folgenabschätzung Finanztransfers zwischen getrennten regulierten Dienstleistungen von Gas- und Wasserstoffnetzen zu gestatten. Quersubventionen sollten nicht von Netznutzern in anderen Mitgliedstaaten finanziert werden, und Finanzmittel für Quersubventionen sollten daher nur an Ausspeisepunkten für Endkunden innerhalb desselben Mitgliedstaats eingeholt werden. Da Quersubventionen nur im Ausnahmefall genutzt werden, sollte darüber hinaus sichergestellt werden, dass sie verhältnismäßig, transparent und zeitlich befristet sind, unter Regulierungsaufsicht festgesetzt und der Kommission mitgeteilt werden sowie einer Empfehlung durch die ACER unterliegen.

(9) Die Verwendung von marktorientierten Verfahren, wie etwa Versteigerungen, zur Festlegung von Tarifen muss mit den Bestimmungen der neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx und der Verordnung (EU) 2017/459 der Kommission vereinbar sein.

(10) Ein gemeinsamer Mindestbestand an Dienstleistungen für den Zugang Dritter ist nötig, damit in der Praxis in der gesamten Union ein gemeinsamer Mindeststandard für den Netzzugang gegeben und sichergestellt ist, dass die Dienstleistungen für den Zugang Dritter in ausreichendem Umfang kompatibel sind, und damit die aus einem gut funktionierenden Erdgasbinnenmarkt resultierenden Nutzeffekte ausgeschöpft werden können.

(11) Die Regelungen für den Zugang Dritter sollten auf den in dieser Verordnung festgelegten Grundsätzen beruhen. Die Organisation der Einspeise-/Ausspeisesysteme, die eine freie Gaszuweisung auf der Grundlage verbindlicher Kapazität ermöglichen, wurde auf dem XXIV. Madrider Forum bereits im Oktober 2013 begrüßt. Daher sollte eine Begriffsbestimmung für Einspeise-/Ausspeisesysteme eingeführt werden, und die Integration der Verteilernetzebene in die Bilanzierungszone sollte sichergestellt werden, da dies dazu beitragen würde, für erneuerbares Gas und CO2-armes Gas gleiche Ausgangsbedingungen herzustellen, unabhängig davon, ob sie auf Fernleitungs- oder Verteilernetzebene angeschlossen sind. Die Festsetzung der Tarife von Verteilernetzbetreibern und die Organisation der Kapazitätszuweisung zwischen dem Fernleitungs- und dem Verteilernetz sollten den Regulierungsbehörden überlassen bleiben, die dabei die Grundsätze der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] einhalten sollten.

(12) Der Zugang zum Einspeise-/Ausspeisesystem sollte grundsätzlich auf verbindlicher Kapazität basieren. Die Netzbetreiber sollten verpflichtet werden, auf eine Weise zusammenzuarbeiten, die das Angebot verbindlicher Kapazität maximiert, was es den Netznutzern ermöglicht, das ein- oder ausgespeiste Gas auf der Grundlage verbindlicher Kapazität jedem Einspeise- oder Ausspeisepunkt desselben Einspeise-/Ausspeisesystems zuzuweisen.

(13) Bedingte Kapazität sollte nur angeboten werden, wenn die Netzbetreiber keine verbindliche Kapazität anbieten können. Die Netzbetreiber sollten die Bedingungen für die bedingte Kapazität in Abhängigkeit von betrieblichen Beschränkungen auf transparente und klare Weise festlegen. Die Regulierungsbehörde sollte sicherstellen, dass die Anzahl und Art der bedingten Kapazitätsprodukte begrenzt wird, um eine Fragmentierung des Marktes zu vermeiden und die Einhaltung des Grundsatzes eines effizienten Zugangs Dritter sicherzustellen.

(14) Zur Vollendung des Erdgasbinnenmarkts sollte für ausreichende grenzüberschreitende Gasfernleitungskapazitäten gesorgt und die Marktintegration gefördert werden.

(14a) In der Mitteilung der Kommission vom 8. März 2022 mit dem Titel „REPowerEU: gemeinsames europäisches Vorgehen für erschwinglichere, sichere und nachhaltige Energie“ (REPowerEU) werden dringende Maßnahmen gefordert, um die Auswirkungen steigender Energiepreise abzumildern, die Gasversorgung in der Union zu diversifizieren und den Umstieg auf saubere Energie zu beschleunigen. Damit erneuerbares Gas, etwa Biomethan und Biogas, einen wichtigen Beitrag zur Verwirklichung dieser Ziele leisten kann, ist es von größter Bedeutung, bis 2030 das Ziel zu erreichen, in der Union jährlich 35 Mrd. Kubikmeter (Mrd. m³) Biomethan zu erzeugen. Dies dürfte es ermöglichen, 20 % der Erdgaseinfuhren aus Russland durch eine nachhaltige, günstigere und lokal erzeugte Alternative zu ersetzen, und der Union ein widerstandsfähigeres und nachhaltigeres Energiesystem zu bieten. Die für 2030 festgelegte Zielvorgabe für Biomethan beruht auf den ersten Prognosen zum Produktionspotenzial bei Biogas und Biomethan[9], wobei wichtige Veränderungen im Energiebereich wie die derzeit hohen Erdgaspreise und ein breites Spektrum zusätzlicher Maßnahmen berücksichtigt werden, die in der Arbeitsunterlage der Kommissionsdienststellen vom 15. Mai 2022 mit dem Titel „Implementing the REpowerEU action plan: investment needs, hydrogen accelerator and achieving the bio-methane targets“ (Umsetzung des REPowerEU-Aktionsplans: Investitionsbedarf, Wasserstoff-Accelerator und Erreichen der Zielvorgaben für Biomethan) dargelegt sind und darauf abzielen, die Herstellung von nachhaltigem Biomethan und dessen Verwendung auszuweiten. Für die Erreichung von 35 Mrd. m³ sollte nicht nur die Marktintegration von erneuerbarem Gas gefördert werden, sondern es sollte auch rechtzeitig die erforderliche Infrastruktur entwickelt werden. Konkret bedeutet dies, dass ein strategisches Konzept entwickelt werden sollte, das auf regionalen Karten beruht, in denen die Gebiete mit dem größten Potenzial für die Erzeugung von nachhaltigem Biogas und Biomethan aus Biomasse ausgewiesen werden, um bestehende technische Hindernisse zu überwinden, nachhaltiges Biomethan in der Union zu fördern und Biomethan vollständig in das derzeitige Gassystem zu integrieren.

(15) Es ist eine stärkere Zusammenarbeit und Koordinierung zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern und, soweit relevant, den Verteilernetzbetreibern erforderlich, um Netzkodizes für die Bereitstellung und die Handhabung des konkreten und transparenten Zugangs zu den Fernleitungsnetzen über die Grenzen hinweg zu schaffen und eine abgestimmte, ausreichend zukunftsorientierte Planung und solide technische Entwicklung des Erdgasnetzes in der Union, einschließlich der Schaffung von Verbindungskapazitäten, unter gebührender Berücksichtigung der Umwelt sicherzustellen. Die Netzkodizes sollten den von der gemäß der Verordnung (EU) 2019/942 des Europäischen Parlaments und des Rates[10] eingerichteten Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) entwickelten Rahmenleitlinien, die ihrem Wesen nach nicht bindend sind (Rahmenleitlinien), folgen. ACER sollte bei der auf tatsächliche Umstände gestützten Prüfung der Entwürfe von Netzkodizes – einschließlich der Frage, ob die Netzkodizes den Rahmenleitlinien entsprechen – mitwirken und sie der Kommission zur Annahme empfehlen können. ACER sollte auch Änderungsvorschläge für Netzkodizes prüfen und diese der Kommission zur Annahme empfehlen können. Die Fernleitungsnetzbetreiber sollten ihre Netze nach diesen Netzkodizes betreiben.

(16) Um die optimale Verwaltung des Erdgasfernleitungsnetzes in der Union zu gewährleisten, sollte eine gemeinsame EU-Organisation der Gasfernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber („ENTSO (Gas und Wasserstoff)“) vorgesehen werden. Die Aufgaben des ENTSO (Gas und Wasserstoff) sollten unter Einhaltung der Wettbewerbsvorschriften der Union durchgeführt werden, die für die Entscheidungen des ENTSO (Gas und Wasserstoff) gelten. Die Aufgaben des ENTSO (Gas und Wasserstoff) sollten genau definiert werden, und seine Arbeitsmethode sollte Effizienz, Transparenz und die Repräsentativität des ENTSO (Gas und Wasserstoff) gewährleisten. Die vom ENTSO (Gas und Wasserstoff) ausgearbeiteten Netzkodizes sollen die für rein inländische Angelegenheiten erforderlichen nationalen Netzkodizes nicht ersetzen. Da durch einen Ansatz, der auf die regionale Ebene abstellt, wirksamere Fortschritte erzielt werden können, sollten die Fernleitungsnetzbetreiber innerhalb der Gesamtstruktur, die der Zusammenarbeit dient, regionale Strukturen schaffen und gleichzeitig sicherstellen, dass die auf regionaler Ebene erzielten Ergebnisse mit den auf Unionsebene festgelegten Netzkodizes und nicht bindenden zehnjährigen Netzentwicklungsplänen für Gas und Wasserstoff vereinbar sind. Die Zusammenarbeit innerhalb solcher regionalen Strukturen setzt die effektive Trennung der Netztätigkeiten von den Erzeugungs- und Versorgungstätigkeiten voraus. Fehlt eine solche Trennung, so kann es bei der regionalen Zusammenarbeit zwischen den Übertragungsnetzbetreibern zu wettbewerbswidrigem Verhalten kommen. Die Mitgliedstaaten sollten auf regionaler Ebene die Zusammenarbeit fördern und die Effektivität des Netzes beobachten. Die Zusammenarbeit auf regionaler Ebene sollte mit den Fortschritten bei der Schaffung eines wettbewerbsbestimmten und effizienten Binnenmarkts für Gase vereinbar sein.

(17) Um größere Transparenz beim Aufbau des Erdgasfernleitungsnetzes in der Union zu gewährleisten, sollte das ENTSO (Gas und Wasserstoff) auf der Grundlage eines gemeinsamen Szenarios und des integrativen Modells einen nicht bindenden unionsweiten zehnjährigen Netzentwicklungsplan für Gas und Wasserstoff (im Folgenden „unionsweiter Netzentwicklungsplan“) erstellen, veröffentlichen und regelmäßig aktualisieren. Der unionsweite Netzentwicklungsplan sollte in einem transparenten Verfahren, das eine aussagekräftige öffentliche Konsultation umfasst, entwickelt werden und auf objektiven und wissenschaftlichen Kriterien beruhen. Zu diesem Zweck sollte das ENTSO (Gas und Wasserstoff) bei der Ausarbeitung des Plans unabhängige wissenschaftliche Gremien (wie den gemäß der Verordnung (EU) 2021/1119 eingerichteten Europäischen Wissenschaftlichen Beirat für Klimawandel) hinzuziehen. Praktikable Erdgasfernleitungsnetze und erforderliche regionale Netzverbindungen, die aus wirtschaftlicher Sicht oder im Hinblick auf die Versorgungssicherheit relevant sind, sollten in diesem Netzentwicklungsplan enthalten sein. Mit dem Netzentwicklungsplan sollten der Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“ und die Integration der Energiesysteme gefördert und zu einer umsichtigen und rationellen Verwendung der natürlichen Ressourcen sowie zur Erreichung der Klima- und Energieziele der Union beigetragen werden.

(18) Für die Verbesserung des Wettbewerbs durch liquide Großhandelsgasmärkte ist von entscheidender Bedeutung, dass Gas unabhängig davon, wo es sich im Netz befindet, gehandelt werden kann. Dies lässt sich nur dadurch erreichen, dass den Netznutzern die Möglichkeit eingeräumt wird, Ein- und Ausspeisekapazitäten unabhängig voneinander zu buchen, was zur Folge hat, dass der Gastransport durch Zonen erfolgt, statt Vertragswegen zu folgen. Damit Kapazitäten an Ein- und Ausspeisepunkten unabhängig voneinander gebucht werden können, sollten die für einen Einspeisepunkt festgelegten Tarife daher nicht mit dem für einen Ausspeisepunkt festgelegten Tarif verknüpft sein und umgekehrt, d. h. sie sollten für diese Punkte separat angeboten werden, und der Tarif sollte das Einspeise- und Ausspeiseentgelt nicht in einem einzigen Preis bündeln.

(19) Die Verordnung (EU) Nr. 312/2014 der Kommission zur Festlegung eines Netzkodex für die Gasbilanzierung in Fernleitungsnetzen enthält Vorschriften für die Festlegung technischer Vorschriften, aus denen ein Bilanzierungssystem besteht, ermöglicht aber unterschiedliche Entscheidungen über die Gestaltung des Bilanzierungssystems, das auf ein einzelnes Einspeise-/Ausspeisesystem angewandt wird. Die Kombination der getroffenen Entscheidungen führt zu einem bestimmten Bilanzierungssystem, das für ein Einspeise-/Ausspeisesystem gilt, wobei die Einspeise-/Ausspeisesysteme derzeit im Wesentlichen den Hoheitsgebieten der Mitgliedstaaten entsprechen.

(20) Die Netznutzer sollten die Verantwortung für die Ausgeglichenheit ihrer Ein- und Ausspeisungen tragen; dazu sollten Handelsplattformen eingerichtet werden, um den Gashandel zwischen den Netznutzern zu erleichtern. Im Interesse einer besseren Integration von erneuerbarem Gas und CO2-armem Gas innerhalb des Einspeise-/Ausspeisesystems sollte die Bilanzierungszone so weit wie möglich auch die Verteilernetzebene umfassen. Der virtuelle Handelspunkt sollte genutzt werden, um Gas zwischen den Ausgleichskonten der Netznutzer auszutauschen.

(21) Im Kontext des nichtdiskriminierenden Netzzugangs für Fernleitungsnetzbetreiber ist unter harmonisierten Transportverträgen nicht zu verstehen, dass die Bedingungen in den Transportverträgen eines bestimmten Fernleitungsnetzbetreibers eines Mitgliedstaats mit den Bedingungen in den Transportverträgen eines anderen Fernleitungsnetzbetreibers dieses oder eines anderen Mitgliedstaats identisch sein müssen, es sei denn, dass Mindestanforderungen festgelegt sind, denen alle Transportverträge genügen müssen.

(22) Damit alle Marktteilnehmer die gesamte Angebots- und Nachfragesituation bewerten und die Gründe für Änderungen des Großhandelspreises nachvollziehen können, ist ein gleicher Zugang zu Informationen über den physischen Zustand und die Effizienz des Netzes erforderlich. Dieser umfasst genauere Informationen über Angebot und Nachfrage, Netzkapazität, Lastflüsse und Wartungsarbeiten, Ausgleich von Mengenabweichungen und Verfügbarkeit und Zugang zu Speicheranlagen. Die Bedeutung dieser Informationen für das Funktionieren des Marktes setzt voraus, dass die aus Gründen der Vertraulichkeit für die Veröffentlichung bestehenden Einschränkungen abgeschwächt werden.

(23) Die Vertraulichkeitserfordernisse für wirtschaftlich sensible Informationen sind jedoch besonders wichtig, wenn geschäftsstrategische Daten des Unternehmens betroffen sind, wenn es nur einen Nutzer einer Speicheranlage gibt oder wenn Daten zu Ausspeisepunkten innerhalb eines Netzes oder Teilnetzes betroffen sind, die nicht mit einem anderen Fernleitungs- oder Verteilernetz, sondern mit einem einzigen Industriekunden verbunden sind, sodass durch die Veröffentlichung dieser Daten vertrauliche Informationen über den Produktionsprozess dieses Kunden offenbart würden.

(24) Zur Stärkung des Vertrauens in den Markt müssen die Marktteilnehmer sicher sein, dass missbräuchliches Verhalten mit wirksamen, verhältnismäßigen und abschreckenden Sanktionen belegt werden kann. Die zuständigen Behörden sollten die Befugnis erhalten, Fälle von behauptetem Marktmissbrauch wirksam zu untersuchen. Hierzu ist es erforderlich, dass die zuständigen Behörden Zugang zu Daten haben, die Aufschluss über betriebliche Entscheidungen der Versorgungsunternehmen geben. Auf dem Gasmarkt werden alle diese Entscheidungen den Netzbetreibern in Form von Kapazitätsreservierungen, Kapazitätsnominierungen und erfolgten Lastflüssen mitgeteilt. Die Netzbetreiber sollten solche Informationen den zuständigen Behörden in leicht zugänglicher Weise eine bestimmte Zeit lang zur Verfügung halten. Die zuständigen Behörden sollten zudem die Einhaltung der Regeln durch die Fernleitungsnetzbetreiber regelmäßig beobachten.

(25) Der Zugang zu Speicheranlagen für Erdgas, zu Anlagen für verflüssigtes Erdgas („LNG-Anlagen“) und zu Anlagen für Wasserstoff ist in einigen Mitgliedstaaten unzureichend oder nicht vorhanden, weshalb die Umsetzung der geltenden Regelungen in Bezug auf Transparenz und die Ziele der Mitteilung der Kommission vom 18. Mai 2022 über den REPowerEU-Plan (im Folgenden „REPowerEU-Plan“) verbessert werden muss, insbesondere durch die rasche Verringerung der Abhängigkeit der Union von russischen Energieressourcen. Bei dieser Verbesserung sollten das Potenzial und die verstärkte Nutzung von erneuerbarem Gas und CO2-armem Gas, insbesondere Wasserstoff und Biomethan, für diese Anlagen im Binnenmarkt sowie nachfrageseitige Lösungen berücksichtigt werden. Die Gruppe der europäischen Regulierungsbehörden für Elektrizität und Erdgas kam nach ihrer Marktbeobachtung zu dem Schluss, dass die freiwilligen Leitlinien für die gute Praxis in Bezug auf den Zugang Dritter für Betreiber von Speicheranlagen, die von allen Interessengruppen im Rahmen des Madrider Forums vereinbart wurden, unzureichend angewandt werden und daher verbindlich gemacht werden müssen.

(26) Von den Fernleitungsnetzbetreibern betriebene, nichtdiskriminierende und transparente Ausgleichssysteme für Erdgas sind wichtige Mechanismen, insbesondere für neue Marktteilnehmer, die möglicherweise größere Schwierigkeiten als bereits in einem relevanten Markt etablierte Unternehmen haben, ihr gesamtes Verkaufsportfolio auszugleichen. Daher müssen Regeln festgelegt werden, die gewährleisten, dass die Fernleitungsnetzbetreiber solche Mechanismen in einer Weise handhaben, die mit nichtdiskriminierenden, transparenten und effektiven Netzzugangsbedingungen vereinbar ist.

(27) Die Regulierungsbehörden sollten die Einhaltung dieser Verordnung und der gemäß dieser Verordnung erlassenen Netzkodizes und Leitlinien gewährleisten.

(28) In den Leitlinien im Anhang dieser Verordnung sind ausführlichere Vorschriften festgelegt. Diese Regeln sollten im Laufe der Zeit unter Berücksichtigung der Besonderheiten der nationalen Erdgasnetze und von deren Entwicklung gegebenenfalls weiterentwickelt werden.

(29) Wenn die Kommission Änderungen der Leitlinien im Anhang dieser Verordnung vorschlägt, sollte sie sicherstellen, dass alle von diesen Leitlinien betroffenen und durch Fachverbände vertretenen einschlägigen Kreise und die Mitgliedstaaten zuvor im Rahmen des Madrider Forums angehört werden.

(30) Die Mitgliedstaaten und die zuständigen nationalen Behörden sollten dazu verpflichtet sein, der Kommission auf Ersuchen einschlägige Informationen zur Verfügung zu stellen. Das Ersuchen um Informationen sollte die Gründe enthalten, aus denen die Informationen zum Zwecke der Durchführung dieser Verordnung benötigt werden. Informationen dieser Art sollten von der Kommission vertraulich behandelt werden.

(31) Diese Verordnung und die gemäß dieser Verordnung erlassenen Netzkodizes und Leitlinien berühren nicht die Anwendung der Wettbewerbsvorschriften der Union.

(32) Die Mitgliedstaaten und die Vertragsparteien der Energiegemeinschaft sollten in allen Angelegenheiten, die die Entwicklung einer integrierten Gashandelsregion betreffen, eng zusammenarbeiten und keine Maßnahmen ergreifen, die die weitere Integration der Erdgasmärkte oder die Versorgungssicherheit der Mitgliedstaaten und der Vertragsparteien gefährden.

(33) Fernleitungsnetzbetreiber könnten die Erlaubnis erhalten, Speicheranlagen für Erdgas ausschließlich für die Ausübung ihrer Funktionen und für Zwecke der Versorgungssicherheit zu reservieren. Diese strategischen Vorräte könnten unbeschadet der Wettbewerbsvorschriften der Union durch gemeinsame Beschaffung mithilfe der Handelsplattformen gemäß Artikel 10 der Verordnung (EU) Nr. 312/2014 der Kommission angelegt werden. Die Fernleitungsnetzbetreiber sollten Erdgas nur zur Ausübung ihrer Funktionen oder im Fall einer erklärten Notsituation gemäß Artikel 11 Absatz 1 der genannten Verordnung entnehmen können, damit Eingriffe in die reguläre Funktionsweise des Marktes vermieden werden.

(34) Bei der Marktintegration auf regionaler Ebene sollten die betreffenden Fernleitungsnetzbetreiber und die Regulierungsbehörden Fragen behandeln, die grenzüberschreitende Auswirkungen haben, darunter die Tarifstrukturen, das Bilanzierungssystem, die Kapazitäten an den verbleibenden Grenzübergangspunkten, Investitionspläne und die Ausübung der Aufgaben der Fernleitungsnetzbetreiber sowie der Regulierungsbehörden.

(35) Für die Energiewende und die weitere Integration des Gasmarktes ist es erforderlich, die Transparenz hinsichtlich der zulässigen Erlöse oder der Zielerlöse des Fernleitungsnetzbetreibers weiter zu verbessern. Diese Informationen bilden die Grundlage für eine Reihe von Entscheidungen zu den Erdgasnetzen. Beispielsweise ist für die Übertragung von Fernleitungsanlagen von einem Erdgasnetz in ein Wasserstoffnetz oder für die Umsetzung eines Ausgleichsmechanismus zwischen Fernleitungsnetzbetreibern (ITC-Mechanismus) eine höhere Transparenz erforderlich. Klarheit sowohl zur Erdgasnachfrage als auch zu den Kostenprojektionen ist zudem Voraussetzung für die Bewertung der langfristigen Tarifentwicklungen. Dies sollte durch Transparenz hinsichtlich der zulässigen Erlöse sichergestellt werden. Die Regulierungsbehörden sollten insbesondere Informationen zu der Methode bereitstellen, die bei der Berechnung der Erlöse von Fernleitungsnetzbetreibern, des Werts ihres regulierten Anlagevermögens und dessen zeitlicher Abschreibung, des Werts der Betriebsausgaben, der Kapitalkosten von Fernleitungsnetzbetreibern sowie bei der Berechnung der geltenden Anreize und Aufschläge angewandt wird.

(36) Die Ausgaben der Fernleitungsnetzbetreiber sind überwiegend Fixkosten. Ihrem Geschäftsmodell und den derzeitigen nationalen Regulierungsrahmen liegt die Annahme zugrunde, dass ihre Netze über lange Zeit genutzt werden und somit lange Abschreibungszeiträume (30 bis 60 Jahre) haben. Vor dem Hintergrund der Energiewende sollten die Regulierungsbehörden daher die Möglichkeit erhalten, die Abnahme der Gasnachfrage im Voraus abzuschätzen, um die Regulierungsvorschriften rechtzeitig anzupassen und Situationen zu vermeiden, in denen die Kostendeckung der Fernleitungsnetzbetreiber über Tarife die Bezahlbarkeit für die Verbraucher gefährdet, da die Fixkosten im Verhältnis zur Gasnachfrage steigen. Soweit erforderlich, könnte z. B. das Abschreibungsprofil oder die Einnahmen für Fernleitungsanlagen geändert werden.

(37) Hinsichtlich der zulässigen Erlöse oder der Zielerlöse von Fernleitungsnetzbetreibern sollte die Transparenz erhöht werden, um den Netznutzern Tarifvergleiche und eine Bewertung zu ermöglichen. Eine größere Transparenz sollte es den Betreibern auch erleichtern, grenzübergreifend zusammenzuarbeiten und ▌ITC-Mechanismen zwischen Betreibern für die regionale Integration ▌einzurichten.

▌

(40) Um die Effizienz der Erdgasverteilernetze in der Union zu erhöhen und eine enge Zusammenarbeit mit den Fernleitungsnetzbetreibern und ENTSO (Gas und Wasserstoff) sicherzustellen, sollte eine Organisation der Verteilernetzbetreiber in der Union (EU-VNBO) vorgesehen werden, die auch die Betreiber von Erdgasverteilernetzen umfasst. Die Aufgaben der EU-VNBO sollten genau definiert werden, und ihre Arbeitsmethode sollte Effizienz, Transparenz und die Repräsentativität für die Verteilernetzbetreiber in der Union gewährleisten. Die EU-VNBO sollte bei der Ausarbeitung und Umsetzung der Netzkodizes gegebenenfalls eng mit ENTSO (Gas und Wasserstoff) zusammenarbeiten und Leitlinien unter anderem zur Integration der dezentralen Erzeugung und Energiespeicherung in die Verteilernetze oder zu anderen mit der Verwaltung der Verteilernetze zusammenhängenden Bereichen erarbeiten.

(41) Verteilernetzbetreiber können bei der Integration von erneuerbarem Gas und CO2-armem Gas in das System eine wichtige Rolle spielen, da beispielsweise etwa die Hälfte der Biomethanerzeugungskapazität an das Verteilernetz angeschlossen ist. Zur Förderung der Teilnahme dieses Gases am Großhandelsmarkt sollten an das Verteilernetz angeschlossene Erzeugungsanlagen in allen Mitgliedstaaten Zugang zum virtuellen Handelspunkt haben. Zudem sollten Verteilernetzbetreiber und Fernleitungsnetzbetreiber im Einklang mit dieser Verordnung zusammenarbeiten, um den Umkehrfluss vom Verteilernetz in das Fernleitungsnetz zu ermöglichen oder die Integration des Verteilernetzes auf andere Weise mit gleichwertiger Wirkung sicherzustellen und so die Marktintegration von erneuerbarem Gas und CO2-armem Gas zu fördern.

(42) Durch die Integration zunehmender Mengen an erneuerbarem Gas und CO2-armem Gas in das europäische Erdgassystem wird sich die Qualität des in Europa transportierten und verbrauchten Erdgases ändern. Um den ungehinderten grenzüberschreitenden Erdgasfluss sicherzustellen, die Interoperabilität der Märkte aufrechtzuerhalten und die Marktintegration zu ermöglichen, ist es erforderlich, die Transparenz hinsichtlich der Gasqualität und der Kosten für das Management der Gasqualität zu erhöhen, ein harmonisiertes Konzept für die Aufgaben und Zuständigkeiten der Regulierungsbehörden und Netzbetreiber sicherzustellen und die grenzübergreifende Koordination zu verstärken. Wenngleich ein harmonisiertes Konzept für die Gasqualität an Grenzübergangspunkten sichergestellt wird, sollte die Flexibilität der Mitgliedstaaten hinsichtlich der Anwendung von Gasqualitätsstandards in ihren nationalen Erdgasnetzen aufrechterhalten werden.

(43) Die Beimischung von Wasserstoff in das Erdgassystem sollte das letzte Mittel sein, da sie weniger effizient als die Nutzung von Wasserstoff in reiner Form ist und den Wert des Wasserstoffs mindert. Zudem hat sie Auswirkungen auf den Betrieb der Gasinfrastruktur, Endnutzeranwendungen und die Interoperabilität grenzübergreifender Netze. Die Mitgliedstaaten sollten daher der Erzeugung und Nutzung von erneuerbarem und CO2-armem Wasserstoff in reiner Form in schwer zu dekarbonisierenden Sektoren, z. B. in der Industrie und im Verkehr, Vorrang einräumen. Es sollten jedoch alle Anstrengungen unternommen werden, um die Verwendung von Wasserstoff für Anwendungen, für die es energieeffizientere Alternativen gibt, etwa die Beheizung von Gebäuden und die Warmwasserbereitung für den Sanitärbereich und die Erzeugung von Niedertemperaturwärme für industrielle Prozesse, zu vermeiden. Mit dieser Verordnung sollte die effizienteste Verwendung von Wasserstoff gefördert werden, die Mitgliedstaaten sollten jedoch weiterhin entscheiden können, ob sie eine Beimischung anwenden. Daher wird das Risiko einer Marktsegmentierung durch harmonisierte Vorschriften für die Koordinierung grenzüberschreitender Beschränkungen aufgrund unterschiedlicher Wasserstoff-Mischmengen begrenzt. ▌

(44) Ein robustes grenzübergreifendes Koordinations- und Streitbeilegungsverfahren zwischen Fernleitungsnetzbetreibern hinsichtlich der Gasqualität, einschließlich Biomethan und Wasserstoffbeimischungen, ist entscheidend, um einen effizienten Transport von Erdgas in den Erdgasnetzen innerhalb der Union zu unterstützen und somit die Integration des Binnenmarktes zu fördern. Strengere Transparenzbestimmungen in Bezug auf Gasqualitätsparameter, einschließlich des Bruttobrennwerts, des Wobbe-Index und des Sauerstoffgehalts, sowie in Bezug auf Wasserstoffbeimischungen und deren zeitliche Entwicklung sollten in Kombination mit Überwachungs- und Berichterstattungspflichten zu einem gut funktionierenden, offenen und effizienten Erdgasbinnenmarkt beitragen.

(45) Zur Änderung nicht wesentlicher Bestimmungen dieser Verordnung und zur Ergänzung dieser Verordnung in Bezug auf nicht wesentliche Bestimmungen in bestimmten Bereichen, die für die Marktintegration von grundlegender Bedeutung sind, sollte der Kommission die Befugnis übertragen werden, gemäß Artikel 290 des Vertrags über die Arbeitsweise der Europäischen Union Rechtsakte zu erlassen. Es ist von besonderer Bedeutung, dass die Kommission im Zuge ihrer Vorbereitungsarbeit angemessene Konsultationen, auch auf der Ebene von Sachverständigen, durchführt, die mit den Grundsätzen in Einklang stehen, die in der Interinstitutionellen Vereinbarung vom 13. April 2016 über bessere Rechtsetzung[11] niedergelegt wurden. Um insbesondere für eine gleichberechtigte Beteiligung an der Vorbereitung delegierter Rechtsakte zu sorgen, sollten das Europäische Parlament und der Rat alle Dokumente zur gleichen Zeit wie die Sachverständigen der Mitgliedstaaten erhalten, und ihre Sachverständigen sollten systematisch Zugang zu den Sitzungen der Sachverständigengruppen der Kommission haben, die mit der Vorbereitung der delegierten Rechtsakte befasst sind. Die Kommission sollte auch sicherstellen, dass die Öffentlichkeit Zugang zu allen Dokumenten hat, die der Kommission im Zusammenhang mit dem Erlass der delegierten Rechtsakte vorgelegt werden.

(46) Die Verordnung (EU) 2015/703 der Kommission[12] enthält Vorschriften für die Interoperabilität und den Datenaustausch für das Erdgasnetz, insbesondere in Bezug auf Netzkopplungsverträge, einschließlich Vorschriften für die Gasflusskontrolle, Messprinzipien für die Gasmenge und -qualität, Vorschriften für das Abgleichsverfahren und für die Zuweisung der Gasdifferenzmengen, Kommunikationsverfahren bei außergewöhnlichen Ereignissen, sowie in Bezug auf gemeinsame Einheiten, die Gasqualität, einschließlich Vorschriften für den Umgang mit Beschränkungen des grenzübergreifenden Handels aufgrund von Unterschieden in der Gasqualität und aufgrund unterschiedlicher Odorierungspraktiken, die kurz- und langfristige Überwachung der Gasqualität und die Bereitstellung von Informationen, den Datenaustausch und die Berichterstattung zur Gasqualität, Transparenz, Kommunikation, die Bereitstellung von Informationen und die Zusammenarbeit zwischen den einschlägigen Marktteilnehmern.

(47) Im Interesse einer optimalen Verwaltung des Wasserstoffnetzes in der Union und als Voraussetzung für den grenzüberschreitenden Handel und die grenzüberschreitende Versorgung mit Wasserstoff in der Union sollte ENTSO (Gas) in die gemeinsame EU-Organisation der Gasfernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber (ENTSO (Gas und Wasserstoff)) umbenannt werden und Wasserstoffnetzbetreiber als Mitglieder aufnehmen, und seine Aufgaben sollten auf Wasserstofftätigkeiten ausgeweitet werden. Diese Aufgaben sollten im Einklang mit den Wettbewerbsvorschriften der Union durchgeführt werden, genau definiert sein und auf für Gas und Wasserstoff repräsentative Weise wahrgenommen werden. Die Arbeitsmethode von ENTSO (Gas und Wasserstoff) sollte Effizienz und Transparenz ▌gewährleisten. Die von ENTSO (Gas und Wasserstoff) ausgearbeiteten Netzkodizes sollten die für rein inländische Angelegenheiten erforderlichen nationalen Netzkodizes nicht ersetzen.

▌

(49) Um die transparente und effiziente Entwicklung des Wasserstoffnetzes in der Union ▌zu gewährleisten, sollte ENTSO (Gas und Wasserstoff) einen einzigen nicht bindenden unionsweiten zehnjährigen Netzentwicklungsplan für Gas und Wasserstoff erstellen, veröffentlichen und regelmäßig aktualisieren, bei dem die Erfordernisse des Gasmarktes und der sich entwickelnden Wasserstoffmärkte – die zwei eigenständige Märkte darstellen – gebührend berücksichtigt werden. Dieser Netzentwicklungsplan sollte praktikable Wasserstofftransportnetze und erforderliche Netzverbindungen umfassen, die aus kommerzieller Sicht relevant sind. ENTSO (Gas und Wasserstoff) sollte sich weiterhin an der Entwicklung der energiesystemweiten Kosten-Nutzen-Analyse – einschließlich des integrativen Energiemarkt- und -netzmodells, das sowohl Strom- als auch Gas- und Wasserstofftransportinfrastruktur sowie Speicheranlagen, LNG-Anlagen und Elektrolyseure umfasst – beteiligen, ebenso an der Entwicklung der Szenarien für die zehnjährigen Netzentwicklungspläne und des Berichts über die Ermittlung von Infrastrukturlücken gemäß den Artikeln 11, 12 und 13 der Verordnung (EU) 2022/869 des Europäischen Parlaments und des Rates[13] für die Entwicklung der Listen von Vorhaben von gemeinsamem Interesse. Dabei sollte ENTSO (Gas und Wasserstoff) eng mit ENTSO (Strom) ▌zusammenarbeiten, um die Systemintegration zu fördern. ▌

(50) Alle Marktteilnehmer haben ein Interesse an der Arbeit, die von ENTSO (Gas und Wasserstoff) erwartet wird. Effektive Konsultationen sind daher unerlässlich. Insgesamt sollte ENTSO (Gas und Wasserstoff) Erfahrungen mit Infrastrukturplanung, -entwicklung und -betrieb in Zusammenarbeit mit anderen relevanten Marktteilnehmern und ihren Verbänden einholen, darauf aufbauen und in seine Arbeit einbeziehen.

(51) Da durch einen Ansatz, der auf die regionale Ebene abstellt, wirksamere Fortschritte erzielt werden können, sollten die Wasserstoffnetzbetreiber innerhalb der Gesamtstruktur, die der Zusammenarbeit dient, regionale Strukturen schaffen und gleichzeitig sicherstellen, dass die auf regionaler Ebene erzielten Ergebnisse mit den Netzkodizes und den nicht bindenden unionsweiten zehnjährigen Netzentwicklungsplänen vereinbar sind. Die Mitgliedstaaten sollten auf regionaler Ebene die Zusammenarbeit fördern und die Effektivität des Netzes beobachten.

(52) Transparenzanforderungen sind notwendig, um sicherzustellen, dass die Marktteilnehmer Vertrauen in die neu entstehenden Wasserstoffmärkte in der Union aufbauen können. Damit alle Marktteilnehmer die gesamte Angebots- und Nachfragesituation bewerten und die Gründe für Marktpreisentwicklungen nachvollziehen können, ist ein gleicher Zugang zu Informationen über den physischen Zustand und die Funktionsweise des Wasserstoffnetzes erforderlich. Informationen sollten stets auf aussagekräftige, leicht zugängliche und diskriminierungsfreie Weise bekannt gegeben werden.

(53) ENTSO (Gas und Wasserstoff) wird eine zentrale webbasierte Plattform einrichten, um alle Daten bereitzustellen, die für die Marktteilnehmer hinsichtlich eines wirksamen Zugangs zum Netz relevant sind.

(53a) Um die Integration des Energiesystems insgesamt, die Sektorkopplung und die Steigerung der Effizienz und der Synergien zwischen den Energiesektoren zu fördern, arbeiten ENTSO (Gas und Wasserstoff) und ENTSO (Strom) eng zusammen. Dies umfasst insbesondere die Zusammenarbeit bei der Entwicklung der energiesystemweiten Kosten-Nutzen-Analyse, beim Kapazitätsbedarf in allen Energiesystemen, bei den integrativen Energiemärkten und bei den Netzmodellen, die sowohl Strom- als auch Gas- und Wasserstofftransportinfrastruktur sowie Speicheranlagen umfassen, bei den Klima- und Energieeffizienzzielen der Union, bei LNG- und Wasserstoffterminals und Elektrolyseuren gemäß Artikel 11 der Verordnung (EU) 2022/869, bei den Szenarien für die zehnjährigen Netzentwicklungspläne gemäß Artikel 12 der Verordnung (EU) 2022/869 und bei der Ermittlung von Infrastrukturlücken gemäß Artikel 13 der Verordnung (EU) 2022/869.

(53b) Die Verwirklichung der Ziele für den Ausbau der Offshore-Windenergie im Rahmen von REPowerEU ist von größter Bedeutung für die notwendige Beschleunigung der Dekarbonisierung und die Weiterentwicklung des Marktes für erneuerbaren Wasserstoff. Daher sollten ENTSO (Gas und Wasserstoff) und ENTSO (Strom), soweit technisch möglich, ihre Tätigkeit im Rahmen des Europäischen Plans für vorrangige Korridore für Wasserstoff (der mit Anhang I der Verordnung (EU) 2022/869 im Einklang steht und durch REPowerEU gestützt wird) und der übergeordneten strategischen integrierten Offshore-Netzentwicklungspläne gemäß Artikel 14 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2022/869 harmonisieren, um sicherzustellen, dass Lage und Größe der Wasserstoffeinspeisepunkte in den beiden Systemen zweckmäßig sind.

(54) Die Bedingungen für den Zugang zu den Wasserstoffnetzen sollten in der Anfangsphase der Marktentwicklung einen effizienten Betrieb, Diskriminierungsfreiheit und Transparenz für die Netznutzer gewährleisten und gleichzeitig den Betreibern ausreichend Flexibilität bieten. Durch die Begrenzung der Höchstdauer von Kapazitätsverträgen sollte das Risiko vertraglich bedingter Engpässe und des Hortens von Kapazität verringert werden.

(55) Es sollten allgemeine Bedingungen für die Gewährung des Zugangs Dritter zu Wasserstoffspeicheranlagen und Wasserstoffterminals festgelegt werden, um für einen diskriminierungsfreien Zugang und Transparenz für die Netznutzer zu sorgen.

(56) Die Wasserstoffnetzbetreiber sollten zusammenarbeiten, um Netzkodizes für die Bereitstellung und das Management eines transparenten und diskriminierungsfreien grenzübergreifenden Zugangs zu den Netzen zu entwickeln und eine abgestimmte Planung des Netzes in der Union sicherzustellen, einschließlich der Schaffung von Verbindungskapazitäten. Diese Netzkodizes sollten mit den von ACER entwickelten, nicht bindenden Rahmenleitlinien im Einklang stehen. ACER sollte bei der auf tatsächliche Umstände gestützten Prüfung der Entwürfe von Netzkodizes – einschließlich der Frage, ob die Netzkodizes den Rahmenleitlinien entsprechen – mitwirken und sie der Kommission zur Annahme empfehlen können. ACER sollte auch Änderungsvorschläge für Netzkodizes prüfen und diese der Kommission zur Annahme empfehlen können. Die Wasserstoffnetzbetreiber sollten ihre Netze im Einklang mit diesen Netzkodizes betreiben.

(57) Die von ENTSO (Gas und Wasserstoff) ausgearbeiteten Netzkodizes sollen die für rein inländische Angelegenheiten erforderlichen nationalen Netzkodizes nicht ersetzen.

(58) Die Qualität des in Europa transportierten und verbrauchten Wasserstoffs kann sich je nach Erzeugungstechnik und Transportbedingungen unterscheiden. Ein auf Unionsebene harmonisiertes Konzept für das Management der Wasserstoffqualität bei grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen sollte den grenzüberschreitenden Wasserstofftransport und die Marktintegration daher unterstützen.

(59) Soweit die Regulierungsbehörde dies für erforderlich hält, könnte den Wasserstoffnetzbetreibern die Verantwortung für das Management der Wasserstoffqualität in ihren Netzen im Rahmen der geltenden Wasserstoffqualitätsstandards auferlegt werden, um für eine zuverlässige und stabile Wasserstoffqualität für die Endnutzer zu sorgen.

(60) Ein robustes grenzübergreifendes Koordinierungs- und Streitbeilegungsverfahren zwischen Wasserstoffnetzbetreibern ist von entscheidender Bedeutung, um den Wasserstofftransport in der Union netzübergreifend zu erleichtern und somit die weitere Integration des Binnenmarktes zu fördern. Strengere Transparenzbestimmungen zu Wasserstoffqualitätsparametern und zu ihrer zeitlichen Entwicklung sollten in Kombination mit Überwachungs- und Berichterstattungspflichten zu einem gut funktionierenden, offenen und effizienten Wasserstoffbinnenmarkt beitragen.

(61) Zur Gewährleistung einheitlicher Bedingungen für die Durchführung dieser Verordnung sollten der Kommission im Einklang mit Artikel 291 AEUV Durchführungsbefugnisse übertragen werden. Diese Befugnisse sollten im Einklang mit der Verordnung (EU) Nr. 182/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates[14] ausgeübt werden.

(62) Im Interesse eines effizienten Betriebs der europäischen Wasserstoffnetze sollten die Wasserstoffnetzbetreiber in enger Zusammenarbeit mit anderen Wasserstoffnetzbetreibern sowie mit anderen Netzbetreibern, mit denen Netzverbindungen bestehen, die Verantwortung für den Betrieb, die Wartung und den Ausbau des Wasserstofftransportnetzes übernehmen, um unter anderem die Integration des Energiesystems zu unterstützen.

(63) Auf Unionsebene harmonisierte Normen tragen zu einem funktionierenden Binnenmarkt bei. Sobald der Hinweis auf eine solche Norm im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht ist, sollte die Konformität mit den entsprechenden Anforderungen der im Rahmen dieser Verordnung erlassenen Durchführungsmaßnahme angenommen werden, wenn die Norm eingehalten wird, wenngleich auch andere Arten des Konformitätsnachweises zulässig sein sollten. Gemäß Artikel 10 der Verordnung (EU) Nr. 1025/2012 kann die Europäische Kommission europäische Normungsorganisationen damit beauftragen, technische Spezifikationen, europäische Normen und harmonisierte europäische Normen zu entwickeln. Eine der wichtigsten Funktionen harmonisierter Normen sollte darin bestehen, es den Betreibern zu erleichtern, die im Rahmen dieser Verordnung und der gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx neu gefassten Gasrichtlinie erlassenen Durchführungsmaßnahmen anzuwenden.

(64) Um den Qualitätsanforderungen der Wasserstoffendnutzer vollständig Rechnung zu tragen, müssen Spezifikationen und Normen für die Wasserstoffqualität im Wasserstoffnetz bereits bestehenden Normen, die solche Endnutzeranforderungen enthalten (z. B. die Norm EN 17124), Rechnung tragen.

(65) Wasserstoffnetzbetreiber sollten für den Wasserstofftransport ausreichend grenzüberschreitende Kapazität aufbauen, die der gesamten wirtschaftlich vernünftigerweise zu erwartenden und technisch möglichen Nachfrage nach dieser Kapazität gerecht wird, und so zur Marktintegration beitragen.

(66) ACER sollte einen Monitoring-Bericht über den Stand der Engpässe veröffentlichen.

(67) Angesichts des Potenzials von Wasserstoff als Energieträger und der Möglichkeit des Handels von Wasserstoff zwischen Mitgliedstaaten und Drittländern ist klarzustellen, dass zwischenstaatliche Abkommen im Energiebereich in Bezug auf Gas, die Notifizierungspflichten gemäß dem Beschluss (EU) 2017/684 unterliegen, auch zwischenstaatliche Abkommen in Bezug auf Wasserstoff, einschließlich Wasserstoffverbindungen wie Ammoniak und flüssiger organischer Wasserstoffträger, umfassen.

(67a) Die derzeitigen Befugnisse, die der ACER durch die Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates[15] und die Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1348/2014 der Kommission[16] (im Folgenden zusammen „REMIT“) übertragen wurden, reichen nicht aus, um einen vollständigen und umfassenden Datensatz für alle LNG-Lieferungen in die Union zu erstellen. Ein solcher umfassender und vollständiger Datensatz für die tägliche Bewertung des Preises von LNG ist jedoch erforderlich, damit die Union ihre Beschaffungspolitik für internationale LNG-Einfuhren im Geiste der Solidarität durchführen kann, insbesondere in der derzeitigen Krisensituation. Relevante Daten und Informationen zu LNG-Verträgen sind auch erforderlich, um die Überwachung der Preisentwicklungen zu gewährleisten und die Datenqualitätskontrolle und ‑qualitätssicherung durchzuführen. Zwar erforderte die Krisensituation infolge der unprovozierten und ungerechtfertigten militärischen Aggression der Russischen Föderation gegen die Ukraine dringende Maßnahmen, einschließlich der Übertragung zusätzlicher Befugnisse und Aufgaben an die ACER gemäß der Verordnung (EU) 2022/2576 des Rates[17], doch sollte die Einrichtung einer täglichen Bewertung des Preises von LNG und eines Preis-Referenzwertes für LNG auf dauerhafter Basis berücksichtigt werden.

(68) Als Reaktion auf die erheblichen unionsweiten Preisanstiege vom Herbst 2021 und deren negative Auswirkungen hat die Kommission in ihrer Mitteilung vom 13. Oktober 2021 „Steigende Energiepreise – eine ‚Toolbox‘ mit Gegenmaßnahmen und Hilfeleistungen“ die Bedeutung eines wirksamen und gut funktionierenden Energiebinnenmarktes sowie einer wirksamen Nutzung der Gasspeicher in Europa im gesamten Binnenmarkt hervorgehoben. Zudem betonte sie in dieser Mitteilung die entscheidende Bedeutung einer besseren grenzübergreifenden Koordination der Versorgungssicherheit für die Resilienz bei künftigen Schocks. Am 20./21. Oktober 2021 nahm der Europäische Rat Schlussfolgerungen an, in denen er die Kommission aufforderte, rasch Maßnahmen in Erwägung zu ziehen, die die Widerstandsfähigkeit des Energiesystems der Union und den Energiebinnenmarkt stärken, darunter auch Maßnahmen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit. Als Reaktion auf den Einmarsch Russlands in der Ukraine hat die Kommission am 8. März 2022 den REPowerEU-Plan vorgelegt, um die Abhängigkeit der Union von russischen fossilen Brennstoffen allmählich zu beenden und die Energiewende zu beschleunigen. Als Beitrag zu einer kohärenten und zeitnahen Reaktion auf diese Krise und mögliche neue Krisen auf Unionsebene sollten spezielle Vorschriften zur Verbesserung der Zusammenarbeit und Widerstandsfähigkeit in diese Verordnung und in die Verordnung (EU) 2017/1938 aufgenommen werden, insbesondere in Bezug auf eine besser koordinierte Speicherung und Solidarität, auf deren Grundlage der vorgeschriebene Mindestbestand an Gas in Speicheranlagen ergänzt wird.

(69) Die Analyse zur Funktion der Speicherkapazitäten in den regionalen gemeinsamen Risikobewertungen sollte auf objektiven Bewertungen der Erfordernisse für die Versorgungssicherheit beruhen, wobei die Verpflichtungen zur grenzübergreifenden Zusammenarbeit und Solidarität aus der vorliegenden Verordnung angemessen zu berücksichtigen sind. Zudem sollte sie dem vollen Potenzial der Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz und zur Energieeinsparung sowie der Notwendigkeit Rechnung tragen, verlorene Vermögenswerte im Rahmen der Energiewende zu vermeiden und die Abhängigkeit der Union von externen Lieferanten fossiler Brennstoffe zu verringern. Die Analyse sollte eine Bewertung der Risiken umfassen, die mit dem direkten oder indirekten Eigentum oder der Kontrolle von Speicherinfrastruktur durch Einrichtungen in Drittländern verbunden sind. Bei der Analyse sollte die Möglichkeit berücksichtigt werden, Speicheranlagen in anderen Mitgliedstaaten zu nutzen und eine gemeinsame Beschaffung von Gas durch Fernleitungsnetzbetreiber ▌vorzusehen, soweit die Bedingungen dieser Verordnung eingehalten werden. Die regionalen gemeinsamen Risikobewertungen und die nationalen Risikobewertungen sollten kohärent sein, damit gewährleistet ist, dass die Maßnahmen der nationalen Präventions- und Notfallpläne im Einklang mit dieser Verordnung festgelegt werden, und sichergestellt ist, dass getroffene Maßnahmen die Versorgungssicherheit anderer Mitgliedstaaten nicht beeinträchtigen und ein wirksames Funktionieren des Gasmarktes nicht unangemessen behindern. So sollten sie beispielsweise grenzübergreifende Transportkapazitäten nicht blockieren oder beschränken.

(70) Die Zusammenarbeit von Mitgliedstaaten mit den Vertragsparteien des Vertrags zur Gründung der Energiegemeinschaft[18], die über große verfügbare Speicherkapazitäten verfügen, könnte unterstützend wirken, wenn eine Speicherung in der Union nicht möglich oder nicht kosteneffizient ist. Dazu kann auch die Möglichkeit zählen, die Nutzung solcher Speicherkapazitäten außerhalb der Union in der relevanten gemeinsamen Risikobewertung in Betracht zu ziehen. Die Mitgliedstaaten können die relevanten regionalen Risikogruppen auffordern, Sachverständige aus dem Drittland zu Ad-hoc-Sitzungen der regionalen Risikogruppen einzuladen, ohne dadurch einen Präzedenzfall für eine regelmäßige und umfassende Teilnahme zu schaffen.

(71) Die gemeinsame Beschaffung von Gas durch mehrere Fernleitungsnetzbetreiber aus unterschiedlichen Mitgliedstaaten oder andere von den Mitgliedstaaten benannte Unternehmen sollte so konzipiert werden, dass sie bei einer ▌Notsituation auf Unions- oder regionaler Ebene im Rahmen der von der Kommission koordinierten Maßnahmen gemäß Artikel 12 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2017/1938 genutzt werden kann. Fernleitungsnetzbetreiber oder andere von den Mitgliedstaaten benannte Unternehmen, die sich an der gemeinsamen Beschaffung von Gas beteiligen, sollten sicherstellen, dass jede Vereinbarung zur gemeinsamen Beschaffung den Wettbewerbsvorschriften der Union entspricht, insbesondere den Anforderungen aus Artikel 101 AEUV. Die Notifizierung zur Bewertung der Übereinstimmung des vorgesehenen freiwilligen Mechanismus für die gemeinsame Beschaffung von Gas mit dieser Verordnung lässt eine etwaige Unterrichtung über staatliche Beihilfen gemäß Artikel 108 Absatz 3 AEUV unberührt.

(71a) Handelsplätze, die energiebezogene Warenderivate anbieten, lassen häufig Energieunternehmen unterschiedlicher Art aus allen Mitgliedstaaten zur Teilnahme zu. Diese Energieunternehmen sind in hohem Maße auf die an solchen Handelsplätzen gehandelten Derivate angewiesen, um die äußerst wichtigen Lieferungen von Gas und Strom in der gesamten Union sicherzustellen. Übermäßige Preisbewegungen an Handelsplätzen für energiebezogene Warenderivate wirken sich daher auf den Betrieb von Energieunternehmen in der gesamten Union und letztlich auch nachteilig auf die Endverbraucher aus. Daher sollte im Geiste der Solidarität zwischen den Mitgliedstaaten die Umsetzung und Anwendung des Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität koordiniert werden, um sicherzustellen, dass Betreiber, die für die Energieversorgungssicherheit in allen Mitgliedstaaten von wesentlicher Bedeutung sind, durch Maßnahmen gegen große Preisbewegungen, die der Fortführung ihrer Geschäftstätigkeit abträglich sowie von Nachteil für die Endverbraucher sind, geschützt werden.

(71b) Der Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität sollte sicherstellen, dass übermäßige Preisbewegungen innerhalb eines Handelstages verhindert werden. Der Mechanismus sollte sich auf den in regelmäßigen Abständen beobachteten Marktpreis stützen. Angesichts der großen Vielfalt der Instrumente auf den Märkten für Energiederivate und der Besonderheiten der Handelsplätze, an denen solche Instrumente gehandelt werden, sollten die Mechanismen zur Begrenzung der Tagesvolatilität an die Besonderheiten dieser Instrumente und Märkte angepasst werden. Daher sollten die Handelsplätze Preisgrenzen festlegen und dabei die Besonderheiten jedes relevanten energiebezogenen Warenderivats, das Liquiditätsprofil des Marktes für solche Derivate und sein Volatilitätsprofil berücksichtigen.

(72) Der Energiesektor in Europa befindet sich in einem grundlegenden Wandel auf dem Weg zu einer hocheffizienten dekarbonisierten Wirtschaft, die auf erneuerbaren Energiequellen basiert, und muss gleichzeitig Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit sicherstellen. Während die Cybersicherheit im Bereich Strom mit einem Netzkodex zu grenzübergreifenden Stromflüssen bereits verbessert wird, bedarf es noch sektorspezifischer verbindlicher Vorschriften für den Bereich Gas, um die Sicherheit des europäischen Energiesystems zu gewährleisten.

(73) Wie die unionsweite Simulation 2017 und 2021 gezeigt hat, sind regionale Kooperations- und Solidaritätsmaßnahmen von entscheidender Bedeutung, um die Widerstandsfähigkeit der Union bei einer ernsthaften Verschlechterung der Versorgungssituation zu gewährleisten. Die Versorgung von durch Solidarität geschützten Kunden wie Haushalten sollte in allen Situationen durch Solidaritätsmaßnahmen grenzübergreifend sichergestellt werden. Die Mitgliedstaaten sollten die erforderlichen Maßnahmen für die Umsetzung der Bestimmungen über den Solidaritätsmechanismus erlassen, und die betreffenden Mitgliedstaaten sollten zu diesem Zweck unter anderem technische, rechtliche und finanzielle Regelungen vereinbaren. Die Mitgliedstaaten sollten die Einzelheiten dieser Regelungen in ihren Notfallplänen beschreiben. Für Mitgliedstaaten, die nicht die erforderliche bilaterale Vereinbarung getroffen haben, sollte das Muster aus dieser Verordnung gelten, um für eine solche wirksame Solidarität zu sorgen.

(74) Solche Maßnahmen können daher die Verpflichtung eines Mitgliedstaates nach sich ziehen, Entschädigung an diejenigen zu leisten, die durch seine Maßnahmen betroffen sind. Um sicherzustellen, dass die von dem um Solidarität ersuchenden Mitgliedstaat an den Solidarität leistenden Mitgliedstaat gezahlte Entschädigung fair und angemessen ist, sollte die nationale Energieregulierungsbehörde oder die nationale Wettbewerbsbehörde als unabhängige Behörde die Befugnis haben, die Höhe der angeforderten und gezahlten Entschädigung zu prüfen und gegebenenfalls eine Korrektur zu verlangen.

(74a) Es ist wichtig, dass die Kommission und die Mitgliedstaaten ein klares Bild von geplanten und abgeschlossenen Gaslieferverträgen in der gesamten Union haben, um beurteilen zu können, ob die Ziele der Versorgungssicherheit und Energiesolidarität erreicht werden. Daher sollten die Unternehmen oder die Behörden der Mitgliedstaaten die Kommission und die Mitgliedstaaten, in denen diese Unternehmen niedergelassen sind, über große geplante Gaseinkäufe von mehr als 5 TWh pro Jahr unterrichten. Dies sollte insbesondere für grundlegende Angaben in Bezug auf neue oder erneuerte Verträge gelten. Die Kommission sollte Empfehlungen an die Erdgasunternehmen oder die Behörden der betreffenden Mitgliedstaaten richten können, insbesondere wenn eine weitere Koordinierung die Funktionsweise der gemeinsamen Beschaffung verbessern könnte oder wenn die Einleitung einer Ausschreibung für den Gaseinkauf oder geplante Gaseinkäufe negative Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit, den Binnenmarkt oder die Energiesolidarität haben könnte. Die Abgabe einer Empfehlung sollte Erdgasunternehmen oder Behörden der betreffenden Mitgliedstaaten nicht daran hindern, die Verhandlungen in der Zwischenzeit fortzusetzen.

(74b) Hat die Kommission hinreichende Gründe zu der Annahme, dass außergewöhnliche Umstände eingetreten sind, unter denen die Versorgungssicherheit der Union oder einer bestimmten Region oder eines Mitgliedstaats nicht in vollem Umfang gewährleistet werden kann, wenn Verbindungslücken nicht beseitigt werden, insbesondere im Hinblick auf das Ziel der Union, der Abhängigkeit von einem einzigen Anbieter ein Ende zu setzen, wird sie aufgefordert, ENTSO (Gas) zu beauftragen, eine transparente und eingehende Analyse der festgestellten Risiken für die Versorgungssicherheit sowie möglicher Lösungen durchzuführen. Unter Berücksichtigung der Notwendigkeit, die Energieversorgungssicherheit und -solidarität in der Union zu fördern, die Abhängigkeit von einem einzigen Anbieter rasch zu beenden und die damit verbundenen Engpässe im Energiebinnenmarkt zu beseitigen, kann die Kommission auf der Grundlage der Analyse von ENTSO (Gas) Verbindungslücken ermitteln, um die festgestellten Risiken für die Versorgungssicherheit zu beseitigen oder zu entschärfen. Die Kommission kann auch Möglichkeiten vorsehen, um die Entwicklung solcher Investitionsprojekte zu unterstützen, unter anderem durch ein beschleunigtes Genehmigungsverfahren und finanzielle Unterstützung. Es ist wichtig, dass ein solches Investitionsprojekt zukunftssicher und mit den in der Verordnung (EU) 2021/1119 festgelegten Zielen der Union zur Klimaneutralität vereinbar ist und nicht zu verlorenen Vermögenswerten führt.

(75) Da das Ziel dieser Verordnung, nämlich die Festlegung gerechter Regeln für die Bedingungen für den Zugang zu Erdgasfernleitungsnetzen, Speicheranlagen und LNG-Anlagen auf Ebene der Mitgliedstaaten nicht ausreichend verwirklicht werden kann, sondern vielmehr wegen des Umfangs oder wegen der Wirkungen der Maßnahme besser auf Unionsebene zu verwirklichen ist, kann die Union im Einklang mit dem in Artikel 5 des Vertrags über die Europäische Union niedergelegten Subsidiaritätsprinzip tätig werden. Entsprechend dem in demselben Artikel genannten Grundsatz der Verhältnismäßigkeit geht diese Verordnung nicht über das zur Erreichung dieses Ziels erforderliche Maß hinaus —

HABEN FOLGENDE VERORDNUNG ERLASSEN:

KAPITEL I

GEGENSTAND, ANWENDUNGSBEREICH UND BEGRIFFSBESTIMMUNGEN

Artikel 1
Gegenstand und Anwendungsbereich

Diese Verordnung

a) enthält nichtdiskriminierende Regeln für die Bedingungen für den Zugang zu Erdgas- und Wasserstoffnetzen unter Berücksichtigung der besonderen Merkmale nationaler und regionaler Märkte, um das reibungslose Funktionieren des Gasbinnenmarktes sicherzustellen und zur langfristigen Flexibilität des Elektrizitätssystems beizutragen; ▌

aa) fördert vorbeugende Maßnahmen zur Verringerung der Nachfrage nach fossilem Gas durch die Umsetzung des Grundsatzes „Energieeffizienz an erster Stelle“, was zu Energieeinsparungen, einer verstärkten direkten Elektrifizierung als Teil eines vollständig integrierten Energiesystems und einer verstärkten Nutzung erneuerbarer Energiequellen führt, und trägt zu einer umsichtigen und rationellen Nutzung der natürlichen Ressourcen und zur Erreichung der Klima- und Energieziele der Union bei und

b) fördert das Entstehen eines reibungslos funktionierenden und transparenten Großhandelsmarkts mit einem hohen Grad an Gasversorgungssicherheit und schafft Mechanismen zur Harmonisierung der Regeln über den Netzzugang für den grenzüberschreitenden Gashandel.

Das in Unterabsatz 1 genannte Ziel umfasst die Festlegung von harmonisierten Grundsätzen für die Tarife oder für die bei ihrer Berechnung zugrunde gelegten Methoden, für den Zugang zum Erdgasnetz, jedoch nicht zu Speicheranlagen, die Einrichtung von Dienstleistungen für den Zugang Dritter und harmonisierte Grundsätze für die Kapazitätszuweisung und das Engpassmanagement, die Festlegung der Transparenzanforderungen, Regeln für den Ausgleich von Mengenabweichungen und Ausgleichsentgelte sowie die Erleichterung des Kapazitätshandels.

Diese Verordnung gilt mit Ausnahme des Artikels 31 Absatz 5 nur für Erdgas- und Wasserstoffspeicheranlagen, die unter Artikel 29 Absatz 3 oder Absatz 4 der neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx fallen.

Die Mitgliedstaaten können in Einklang mit der neu gefassten Gasrichtlinie gemäß COM xxx eine Rechtspersönlichkeit oder Stelle einrichten, die eine oder mehrere der normalerweise dem Fernleitungsnetzbetreiber oder dem Wasserstoffnetzbetreiber zugewiesenen Funktionen übernimmt, der die Anforderungen dieser Verordnung zu erfüllen hat. Diese Rechtspersönlichkeit oder Stelle unterliegt der Zertifizierung gemäß Artikel 13 dieser Verordnung sowie der Benennung gemäß Artikel 65 der neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx.

Artikel 2
Begriffsbestimmungen

(1) Im Sinne dieser Verordnung bezeichnet der Ausdruck

1. „reguliertes Anlagevermögen“ das gesamte Netzanlagevermögen eines Netzbetreibers, das für die Erbringung regulierter Netzdienstleistungen genutzt wird, die bei der Berechnung der netzbezogenen Dienstleistungserlöse berücksichtigt werden;

2. „Fernleitung“ Fernleitung im Sinne von Artikel 2 Nummer 16 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

3. „Transportvertrag“ einen Vertrag, den der Fernleitungsnetzbetreiber oder der Wasserstoffnetzbetreiber mit einem Netznutzer im Hinblick auf die Durchführung von Transportdienstleistungen für Gas geschlossen hat;

4. „Kapazität“ den maximalen Lastfluss, der in Norm-Kubikmetern pro Zeiteinheit oder in Energieeinheiten pro Zeiteinheit ausgedrückt wird, auf den der Netznutzer gemäß den Bestimmungen des Transportvertrags Anspruch hat;

5. „nicht genutzte Kapazität“ eine verbindliche Kapazität, die ein Netznutzer im Rahmen eines Transportvertrags zwar erworben, aber zum Zeitpunkt des vertraglich festgelegten Fristablaufs nicht nominiert hat;

6. „Engpassmanagement“ das Management des Kapazitätsportfolios des Fernleitungsnetzbetreibers zur optimalen und maximalen Nutzung der technischen Kapazität und zur rechtzeitigen Feststellung künftiger Engpass- und Sättigungsstellen;

7. „Sekundärmarkt“ den Markt für die auf andere Weise als auf dem Primärmarkt gehandelte Kapazität;

8. „Nominierung“ die vorherige Meldung des tatsächlichen Lastflusses, den der Netznutzer in das Netz ein- oder aus diesem ausspeisen will, an den Fernleitungsnetzbetreiber;

▌

10. „Netzintegrität“ jedwede Situation, in der der Druck und die Qualität des Erdgases oder Wasserstoffs innerhalb der Mindest- und Höchstgrenzen bleiben, sodass der Transport von Erdgas oder Wasserstoff technisch gewährleistet ist;

11. „Ausgleichsperiode“ den Zeitraum, innerhalb dessen jeder Netznutzer die Entnahme einer in Energieeinheiten ausgedrückten Gasmenge durch die Einspeisung der gleichen Gasmenge gemäß dem Netzkodex ausgleichen muss;

12. „Netznutzer“ einen Kunden oder einen potenziellen Kunden eines Fernleitungsnetzbetreibers oder Wasserstoffnetzbetreibers und den Fernleitungsnetzbetreiber oder Wasserstoffnetzbetreiber selbst, sofern diese ihre Funktionen im Zusammenhang mit dem Transport von Erdgas und Wasserstoff wahrnehmen müssen;

13. „unterbrechbare Dienstleistungen“ Dienstleistungen, die der Fernleitungsnetzbetreiber oder der Wasserstoffnetzbetreiber in Bezug auf unterbrechbare Kapazität anbietet;

14. „unterbrechbare Kapazität“ die Gasfernleitungskapazität, die von dem Fernleitungsnetzbetreiber oder dem Wasserstoffnetzbetreiber gemäß den im Transportvertrag festgelegten Bedingungen unterbrochen werden kann;

15. „langfristige Dienstleistungen“ Dienstleistungen, die der Fernleitungsnetzbetreiber oder der Wasserstoffnetzbetreiber für eine Dauer von einem Jahr oder mehr anbietet;

16. „kurzfristige Dienstleistungen“ Dienstleistungen, die der Fernleitungsnetzbetreiber oder der Wasserstoffnetzbetreiber für eine Dauer von weniger als einem Jahr anbietet;

17. „verbindliche Kapazität“ die Gasfernleitungskapazität, die von dem Fernleitungsnetzbetreiber oder dem Wasserstoffnetzbetreiber vertraglich als nicht unterbrechbare Kapazität zugesichert wurde;

18. „verbindliche Dienstleistungen“ Dienstleistungen, die der Fernleitungsnetzbetreiber oder der Wasserstoffnetzbetreiber in Bezug auf verbindliche Kapazität anbietet;

19. „technische Kapazität“ die verbindliche Höchstkapazität, die den Netznutzern unter Berücksichtigung der Netzintegrität und der betrieblichen Anforderungen des Fernleitungsnetzes oder des Wasserstoffnetzes angeboten werden kann;

20. „kontrahierte Kapazität“ die Kapazität, die einem Netznutzer durch einen Transportvertrag zugewiesen wurde;

21. „verfügbare Kapazität“ den Teil der technischen Kapazität, die nicht zugewiesen wurde und dem Netz aktuell noch zur Verfügung steht;

22. „vertraglich bedingter Engpass“ eine Situation, in der das Ausmaß der Nachfrage nach verbindlicher Kapazität die technische Kapazität übersteigt;

23. „Primärmarkt“ den Markt für die vom Fernleitungsnetzbetreiber oder vom Wasserstoffnetzbetreiber direkt gehandelte Kapazität;

▌

25. „Kapazität einer LNG-Anlage“ die Kapazität einer LNG-Kopfstation zur Verflüssigung von Erdgas oder zur Einfuhr, Entladung, vorübergehenden Speicherung und Wiederverdampfung von verflüssigtem Erdgas und entsprechende Hilfsdienste;

26. „Volumen“ die Gasmenge, zu deren Speicherung der Nutzer einer Speicheranlage berechtigt ist;

27. „Ausspeicherleistung“ die Rate, mit der der Speichernutzer zur Ausspeisung von Gas aus der Speicheranlage berechtigt ist;

28. „Einspeicherleistung“ die Rate, mit der der Speichernutzer zur Einspeisung von Gas in die Speicheranlage berechtigt ist;

29. „Speicherkapazität“ eine beliebige Kombination von Volumen, Einspeicherleistung und Ausspeicherleistung;

30. „Einspeise‑/Ausspeisesystem“ ein Zugangsmodell für Fernleitungs- oder Verteilernetze für Erdgas, bei dem die Netznutzer an Einspeise- und Ausspeisepunkten voneinander unabhängig Kapazitätsrechte buchen;

31. „Bilanzierungszone“ ein Einspeise-/Ausspeisesystem, für das ein spezifisches Bilanzierungssystem gilt;

32. „virtueller Handelspunkt" einen nicht-physischen Handelspunkt innerhalb eines Einspeise-/Ausspeisesystems, an dem Gas zwischen einem Verkäufer und einem Käufer ausgetauscht wird, ohne dass Fernleitungs- oder Verteilungskapazität gebucht werden muss;

33. „Einspeisepunkt“ einen Punkt, für den Buchungsverfahren für Netznutzer ▌gelten und der Zugang zu einem Einspeise-/Ausspeisesystem gewährt sowie Gasflüsse in das Einspeise-/Ausspeisesystem ermöglicht;

34. „Ausspeisepunkt“ einen Punkt, für den Buchungsverfahren für Netznutzer ▌gelten und der Zugang zu einem Einspeise-/Ausspeisesystem gewährt sowie Gasflüsse aus dem Einspeise-/Ausspeisesystem ermöglicht;

35. „bedingte Kapazität“ verbindliche Kapazität, die mit transparenten und vorab festgelegten Bedingungen für den Zugang zu und vom virtuellen Handelspunkt oder für eine beschränkte Zuordenbarkeit verbunden ist;

36. „Zuordenbarkeit“ die freie Kombination jedweder Einspeisekapazität mit jedweder Ausspeisekapazität oder umgekehrt;

37. „zulässige Erlöse“ die Summe der Erlöse aus Fernleitungsdienstleistungen und Systemdienstleistungen des Fernleitungsnetzbetreibers für einen bestimmten Zeitraum innerhalb einer bestimmten Regulierungsperiode, auf die dieser Fernleitungsnetzbetreiber in einem Regulierungssystem ohne Preisobergrenze Anspruch hat und die im Einklang mit Artikel 72 Absatz 7 Buchstabe a der gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx neu gefassten Gasrichtlinie festgelegt werden;

38. „neue Infrastruktur“ eine Infrastruktur, die ▌vor dem … [Zeitpunkt des Inkrafttretens dieser Verordnung] noch nicht fertiggestellt ist;

38a. „Erdgas“ Erdgas im Sinne von Artikel 2 Nummer 1 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38b. „erneuerbares Gas“ erneuerbares Gas im Sinne von Artikel 2 Nummer 2 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38c. „Gas“ Gas im Sinne von Artikel 2 Nummer 3 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38d. „Erdgassystem“ ein Erdgassystem im Sinne von Artikel 2 Nummer 4 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38e. „Wasserstoffsystem“ ein Wasserstoffsystem im Sinne von Artikel 2 Nummer 5 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38f. „Wasserstoffspeicheranlage“ eine Wasserstoffanlage im Sinne von Artikel 2 Nummer 6 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38g. „Betreiber einer Wasserstoffspeicheranlage“ einen Betreiber einer Wasserstoffspeicheranlage im Sinne von Artikel 2 Nummer 6a [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38h. „Wasserstoffterminal“ ein Wasserstoffterminal im Sinne von Artikel 2 Nummer 8 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38i. „Betreiber eines Wasserstoffterminals“ einen Betreiber eines Wasserstoffterminals im Sinne von Artikel 2 Nummer 8a [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38j. „Wasserstoffqualität“ Wasserstoffqualität im Sinne von Artikel 2 Nummer 9 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38k. „CO2-armes Gas“ CO2-armes Gas im Sinne von Artikel 2 Nummer 11 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38l. „Fernleitungsnetzbetreiber“ einen Fernleitungsnetzbetreiber im Sinne von Artikel 2 Nummer 17 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38m. „Verteilung“ die Verteilung im Sinne von Artikel 2 Nummer 18 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38n. „Verteilernetzbetreiber“ einen Verteilernetzbetreiber im Sinne von Artikel 2 Nummer 19 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38o. „Wasserstoffnetz“ ein Wasserstoffnetz im Sinne von Artikel 2 Nummer 20 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38p. „Wasserstofftransport“ den Wasserstofftransport im Sinne von Artikel 2 Nummer 21 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38q. „Wasserstoffnetzbetreiber“ einen Wasserstoffnetzbetreiber im Sinne von Artikel 2 Nummer 22 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38r. „Versorgung“ die Versorgung im Sinne von Artikel 2 Nummer 23 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38s. „Speicheranlage“ eine Speicheranlage im Sinne von Artikel 2 Nummer 25 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38t. „Betreiber einer Speicheranlage“ einen Betreiber einer Speicheranlage im Sinne von Artikel 2 Nummer 26 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38u. „LNG-Anlage“ eine LNG-Anlage im Sinne von Artikel 2 Nummer 27 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38v. „Betreiber einer LNG-Anlage“ einen Betreiber einer LNG-Anlage im Sinne von Artikel 2 Nummer 28 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38w. „Netz“ ein Netz im Sinne von Artikel 2 Nummer 29 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38x. „Hilfsdienste“ Hilfsdienste im Sinne von Artikel 2 Nummer 30 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38y. „Verbindungsleitung“ eine Verbindungsleitung im Sinne von Artikel 2 Nummer 33 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38z. „Wasserstoffverbindungsleitung“ eine Wasserstoffverbindungsleitung im Sinne von Artikel 2 Nummer 34 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38aa. „Netzbenutzer“ einen Netzbenutzer im Sinne von Artikel 2 Nummer 40 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38ab. „Kunde“ einen Kunden im Sinne von Artikel 2 Nummer 41 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38ac. „Endkunde“ einen Endkunden im Sinne von Artikel 2 Nummer 44 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38ad. „Sicherheit“ die Sicherheit im Sinne von Artikel 2 Nummer 48 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38ae. „Kontrolle“ Kontrolle im Sinne von Artikel 2 Nummer 51 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38af. „Kopplungspunkt“ einen Kopplungspunkt im Sinne von Artikel 2 Nummer 58 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38ag. „virtueller Kopplungspunkt“ einen virtuellen Kopplungspunkt im Sinne von Artikel 2 Nummer 59 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38ah. „Marktteilnehmer“ einen Marktteilnehmer im Sinne von Artikel 2 Nummer 60 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38ai. „Interoperabilität“ Interoperabilität im Sinne von Artikel 2 Nummer 66 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38aj. „Energiearmut“ Energiearmut im Sinne von Artikel 2 Nummer 69 [der neu gefassten Gasrichtlinie, 2021/0425(COD)];

38ak. „Grundsatz, Energieeffizienz an erster Stelle‘“ den Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“ im Sinne von Artikel 2 Nummer 18 der Verordnung (EU) 2018/1999;

38al. „Umwidmung“ Umwidmung im Sinne von Artikel 2 Nummer 18 der Verordnung (EU) 2022/869.

2. ▌

Die die Fernleitung betreffenden Begriffsbestimmungen in Absatz 1 Nummern 4 bis 23 gelten analog für Speicheranlagen und LNG-Anlagen.

KAPITEL II

ALLGEMEINE VORSCHRIFTEN FÜR ERDGAS- UND WASSERSTOFFNETZE

Abschnitt 1

Allgemeine Vorschriften für die Organisation der Märkte und den Infrastrukturzugang

Artikel 3
Allgemeine Grundsätze

Mitgliedstaaten, Regulierungsbehörden, Fernleitungsnetzbetreiber, Verteilernetzbetreiber, Speicheranlagenbetreiber, LNG-Anlagenbetreiber, Wasserstoffnetzbetreiber und delegierte Betreiber wie Marktbereichsbetreiber oder Betreiber von Buchungsplattformen stellen sicher, dass die Gasmärkte im Einklang mit den folgenden Grundsätzen betrieben werden:

a) Gaspreise werden auf der Grundlage von Angebot und Nachfrage gebildet;

b) Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber arbeiten zusammen, um den Netznutzern die Möglichkeit zu bieten, Einspeise- und Ausspeisekapazität unabhängig voneinander zu buchen. Der Gastransport erfolgt durch das Einspeise-/Ausspeisesystem, statt Vertragswegen zu folgen;

c) die an den Ein- und Ausspeisepunkten erhobenen Tarife werden auf eine Weise strukturiert, die zur Marktintegration beiträgt, die Versorgungssicherheit verbessert und die Verbindung der Gasnetze fördert;

d) Unternehmen, die im selben Einspeise-/Ausspeisesystem tätig sind, tauschen Gas am virtuellen Handelspunkt aus;

e) für die Ausgeglichenheit ihrer Bilanzierungsportfolios sind die Netznutzer verantwortlich, damit die Fernleitungsnetzbetreiber in möglichst geringem Umfang physikalische Bilanzierungsmaßnahmen durchführen müssen;

f) Bilanzierungsmaßnahmen erfolgen auf der Grundlage von Standardprodukten auf einer Handelsplattform;

g) mit den Marktvorschriften werden Maßnahmen vermieden, mit denen die Preisbildung auf der Grundlage von Angebot und Nachfrage verhindert wird;

ga) mit den Marktvorschriften wird eine verbraucherorientierte und energieeffiziente Herangehensweise an den Erdgas- und Wasserstoffmarkt sichergestellt;

h) die Marktvorschriften unterstützen Entstehung und Funktionieren eines liquiden Gashandels sowie die Preisbildung und die Preistransparenz;

i) die Marktvorschriften ermöglichen die Dekarbonisierung der Erdgas- und Wasserstoffsysteme, unter anderem durch die Schaffung der Voraussetzungen für die Marktintegration ▌von Gas aus erneuerbaren Quellen durch Anreize für Energieeinsparungen und Energieeffizienz, die Förderung der Integration der Energiesysteme, einen Beitrag zur umsichtigen und rationellen Verwendung der natürlichen Ressourcen und die Erleichterung der Verwirklichung der Klima- und Energieziele der EU;

j) die Marktvorschriften bieten geeignete Investitionsanreize und Anreize für Maßnahmen, die keine Infrastrukturinvestitionen erfordern, wenn diese effizienter sind, insbesondere für langfristige Investitionen in ein dekarbonisiertes und nachhaltiges Gassystem, für Energiespeicherung, Energieeffizienz und Nachfragesteuerung, um den Erfordernissen des Marktes Rechnung zu tragen, ermöglichen einen lauteren Wettbewerb und gewährleisten damit Versorgungssicherheit, wobei Investitionsanreize zu vermeiden sind, die zu gestrandeten Vermögenswerten führen;

ja) die Marktvorschriften priorisieren die Verwendung von Wasserstoff durch Industriekunden in schwer zu dekarbonisierenden Branchen, einschließlich des Schwerlastverkehrs, mit dem größten Potenzial zur Verringerung der Treibhausgasemissionen, für die es keine energie- und kosteneffizienteren Optionen gibt;

k) etwaige Hindernisse für grenzüberschreitende Gasflüsse zwischen Einspeise-/Ausspeisesystemen werden beseitigt;

l) die Marktvorschriften unterstützen die regionale Zusammenarbeit und Integration.

Artikel 3a
Verpflichtung zur Diversifizierung der Gasversorgung

Um für Energieversorgungssicherheit zu sorgen und die wesentlichen Sicherheitsinteressen der EU gemäß den Zielen des REPowerEU-Plans zu wahren, diversifizieren die Mitgliedstaaten ihre Gasversorgung und stellen sicher, dass die Einfuhren von Erdgas sowie von erneuerbarem und CO2-armem Gas über Rohrleitungen und LNG-Terminals nicht aus der Russischen Föderation stammen.

Artikel 3b
Ausweitung des Einsatzes von erneuerbarem und CO2-armem Gas in kohle- und CO2-intensiven Regionen

(1) Die Kommission unterstützt und bietet Anreize für die Förderung der Verbreitung von erneuerbarem und CO2-armem Gas, insbesondere Wasserstoff und Biomethan, im Energiesystem der EU, insbesondere in kohle- und CO2-intensiven Regionen gemäß der Verordnung (EU) 2021/1056, durch einen begünstigenden Rahmen. Dieser Rahmen umfasst

a) Investitionen zur Erleichterung eines gerechten Übergangs dieser Regionen mit dem Ziel, den Anteil von erneuerbarem und CO2-armem Gas zu steigern, insbesondere in industriellen Prozessen, Fernwärme und Energiespeicherung, um die Flexibilität des Energiesystems zu erhöhen;

b) wirksame Unterstützungsmaßnahmen zur Beschleunigung des Ausstiegs aus festen fossilen Brennstoffen in der Industrie und im Fernwärmesektor durch Investitionen in ihre Modernisierung, Innovation und Entwicklung sowie in die Dekarbonisierung bestehender Anlagen zur Erzeugung von fossilem Wasserstoff;

c) Weiterbildungs- und Umschulungsprogramme und ‑projekte zur Schaffung und Stärkung von für Wasserstoff qualifizierten Arbeitskräften;

d) die Umsetzung von Wasserstofftälern oder gegebenenfalls von wichtigen Vorhaben von gemeinsamem europäischem Interesse (IPCEI), insbesondere von Innovationsprojekten, die die Umwandlung von fossilen Brennstoffen in erneuerbaren Wasserstoff und Biomethan ermöglichen.

Artikel 3c
Einbeziehung von Biomethan in das Gassystem

Um die nachhaltige Erzeugung von Biomethan zu unterstützen, um die Gasversorgungssicherheit in der EU sicherzustellen und die Abhängigkeit von fossilen Erdgaseinfuhren zu verringern, stellen die Mitgliedstaaten bis zum 31. Dezember 2030 gemeinsam sicher, dass auf der Ebene der Fernleitungs- oder Verteilernetzbetreiber mindestens 35 Mrd. m³ nachhaltiges Biomethan gemäß den Anforderungen der Richtlinie (EU) 2018/2001 erzeugt und in das Erdgasnetz eingespeist werden.

Artikel 4
Trennung des regulierten Anlagevermögens

(1) Erbringt ein Übertragungs- oder Fernleitungsnetzbetreiber oder ein Wasserstoffnetzbetreiber regulierte Dienstleistungen für Gas, Wasserstoff oder Strom, hält er die Vorschriften für die Entflechtung der Rechnungslegung gemäß Artikel 69 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] und Artikel 56 der Richtlinie (EU) 2019/944 ein und trennt sein reguliertes Anlagevermögen nach Gas, Strom oder Wasserstoff. Durch ein getrenntes reguliertes Anlagevermögen wird Folgendes sichergestellt:

a) Erlöse, die durch die Erbringung bestimmter regulierter Dienstleistungen erzielt wurden, können nur genutzt werden, um die Kapital- und Betriebsausgaben zu decken, die mit Vermögenswerten verbunden sind, die Teil des regulierten Anlagevermögens sind, mit dem die regulierten Dienstleistungen erbracht wurden;

b) wenn Vermögenswerte auf ein anderes reguliertes Anlagevermögen übertragen werden, wird ihr Wert ermittelt. Der für die übertragenen Vermögenswerte festgesetzte Wert wird von der zuständigen Regulierungsbehörde geprüft und bedarf ihrer Genehmigung. Der Wert wird so ermittelt, dass keine Quersubventionen erfolgen.

(2) Ein Mitgliedstaat gestattet keine Finanztransfers zwischen den gemäß Absatz 1 getrennten regulierten Dienstleistungen.

(2a) um unangemessene und übermäßige Quersubventionen zwischen ersten und künftigen Nutzern von Wasserstoffnetzen zu vermeiden, können die Mitgliedstaaten den Wasserstoffnetzbetreibern gestatten, die Kosten für den Netzausbau über die Zeit zu verteilen, indem sie sicherstellen, dass künftige Nutzer einen Teil der Anfangskosten übernehmen. Ein solcher intertemporaler Kostenverteilungsmechanismus und die ihm zugrunde liegende Methodik müssen von der in Artikel 70 der neu gefassten Gasrichtlinie genannten zuständigen Regulierungsbehörde genehmigt werden. Wenden die Mitgliedstaaten einen solchen Mechanismus an, so stellen sie eine staatliche Garantie zur Deckung des finanziellen Risikos der Wasserstoffnetzbetreiber bereit.

(2b) Abweichend von Absatz 2 dieses Artikels kann die in Artikel 70 der neu gefassten Gasrichtlinie genannte Regulierungsbehörde als letztes Mittel Finanztransfers zwischen regulierten zwischen den gemäß Absatz 1 getrennten regulierten Dienstleistungen genehmigen, wenn es keine kosteneffizientere Option gibt. Die Regulierungsbehörde trifft eine solche Entscheidung nur auf der Grundlage einer Folgenabschätzung, mit der man die Auswirkungen dieser Finanztransfers zwischen den Nutzern von Gasnetzen und den Nutzern von Wasserstoffnetzen auf die Quersubventionierung nachweist und die Kosteneffizienz dieser Finanztransfers sowie die Tatsache bestätigt, dass gleiche Wettbewerbsbedingungen in den Mitgliedstaaten gewahrt bleiben und dass der grenzüberschreitende Handel durch die sich daraus ergebenden Gasnetztarife nicht unangemessen verzerrt wird.

(2c) Falls dies durch die Folgenabschätzung gemäß Absatz 2b unterstützt wird, kann ein Mitgliedstaat Finanztransfers zwischen den gemäß Absatz 1 getrennten regulierten Dienstleistungen genehmigen, sofern

a) alle für den Finanztransfer erforderlichen Erlöse als besonderes Entgelt eingeholt werden,

b) das besondere Entgelt nur an Ausspeisepunkten für Endkunden in demselben Mitgliedstaat erhoben wird, in dem sich auch der Empfänger des Finanztransfers befindet,

c) das besondere Entgelt und der Finanztransfer oder die ihrer Berechnung zugrunde liegenden Methoden vor ihrem Inkrafttreten von der Regulierungsbehörde gemäß Artikel 70 der neu gefassten Gasrichtlinie genehmigt werden und deren Anwendung erst zu Beginn eines bestimmten Gasjahres beginnt,

d) das genehmigte besondere Entgelt und der Finanztransfer sowie, wenn Methoden genehmigt werden, die Methoden vor ihrer Umsetzung veröffentlicht werden

e) und die Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) eine Empfehlung gemäß Absatz 4 abgegeben und die Kommission über die besonderen Entgelte unterrichtet hat.

(3) Die Regulierungsbehörde kann den Finanztransfer und das besondere Entgelt gemäß Absatz 2b nur genehmigen, wenn

a) die Netzzugangstarife bei den Nutzern des regulierten Anlagevermögens erhoben werden, das von dem Finanztransfer profitiert,

b) die Summe der Finanztransfers und der durch Netzzugangstarife erzielten Erlöse nicht höher ist als die zulässigen Erlöse

c) und ein Finanztransfer für einen befristeten Zeitraum genehmigt wird, der in keinem Fall länger sein darf als ein Drittel des Abschreibungszeitraums der betreffenden Infrastruktur.

(3a) Kosten in Zusammenhang mit Durchführbarkeitsstudien hinsichtlich der Umstellung der Netze auf Wasserstoff sind nicht als Finanztransfers zwischen regulierten Vermögenswerten zu betrachten.

(4) Bis zum ... [ein Jahr nach Inkrafttreten dieser Verordnung] richtet ACER Empfehlungen an Übertragungs- oder Wasserstoffnetzbetreiber und Regulierungsbehörden zu den Kriterien, anhand deren die intertemporale Zuweisung der Netzentwicklungskosten unter den Nutzern des Wasserstoffnetzes ermöglicht und bestimmt werden kann. Erforderlichenfalls stellt ACER Methoden für Folgendes bereit:

a) die Bestimmung des Werts der Vermögenswerte, die in ein anderes reguliertes Anlagevermögen übertragen werden, sowie die Zuordnung der daraus gegebenenfalls resultierenden Gewinne und Verluste;

b) die Berechnung der Höhe und der maximalen Dauer des Finanztransfers und des besonderen Entgelts;

c) die Kriterien für die Zuweisung von Beiträgen zu dem besonderen Entgelt bei den Endkunden, die Anschluss an das regulierte Anlagevermögen haben.

ACER aktualisiert die in Unterabsatz 1 genannten Empfehlungen mindestens alle zwei Jahre.

Artikel 5
Fernleitungsnetzbetreiber betreffende Dienstleistungen für den Zugang Dritter

(1) Die Fernleitungsnetzbetreiber

a) stellen sicher, dass sie allen Netznutzern Kapazität und Dienstleistungen ohne Diskriminierung anbieten;

b) stellen sowohl verbindliche als auch unterbrechbare Kapazität bereit. Der Preis der unterbrechbaren Kapazität spiegelt die Wahrscheinlichkeit einer Unterbrechung wider;

c) bieten den Netznutzern sowohl lang- als auch kurzfristige Kapazität an.

Hinsichtlich Unterabsatz 1 Buchstabe a legt ein Fernleitungsnetzbetreiber, der verschiedenen Kunden dieselbe Dienstleistung anbietet, dabei gleichwertige vertragliche Bedingungen zugrunde, indem er entweder harmonisierte Transportverträge oder einen gemeinsamen Netzkodex benutzt, die von der zuständigen Behörde nach dem in Artikel 72 oder 73 der neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx genannten Verfahren genehmigt worden sind.

(1a) Für den Zugang zu Fernleitungsnetzen an Kopplungspunkten zwischen Mitgliedstaaten werden keine Tarife gemäß Artikel 15 erhoben, es sei denn, die betreffenden Regulierungsbehörden vereinbaren gemeinsam eine Tarifregelung für diesen Zugang. In Ermangelung einer Vereinbarung zwischen den betreffenden Regulierungsbehörden entscheidet ACER über die Tarifregelung, einschließlich der Möglichkeit, von Tarifen gemäß Artikel 6 Absatz 10 der Verordnung (EU) 2019/942 abzusehen. Bei der Entscheidung über diese Tarifregelung sorgen die betreffenden Regulierungsbehörden oder ACER für eine angemessene Rendite und die Deckung der operativen Ausgaben der Gasfernleitungsnetzbetreiber in Bezug auf den entsprechenden Kopplungspunkt.

(2) Transportverträge, die mit unüblichen Anfangsterminen oder mit einer kürzeren Laufzeit als der eines Jahresstandardtransportvertrags unterzeichnet werden, dürfen nicht zu willkürlich höheren oder niedrigeren Tarifen führen, die nicht gemäß den Grundsätzen des Artikels 15 Absatz 1 den Marktwert der Dienstleistung widerspiegeln.

(3) Wenn zwei oder mehr Kopplungspunkte dieselben zwei benachbarten Einspeise-/Ausspeisesysteme verbinden, bieten die betreffenden benachbarten Fernleitungsnetzbetreiber die an den Kopplungspunkten verfügbaren Kapazitäten an einem virtuellen Kopplungspunkt an. Jede kontrahierte Kapazität an den Kopplungspunkten wird unabhängig vom Zeitpunkt des Vertragsabschlusses auf den virtuellen Kopplungspunkt übertragen.

Ein virtueller Kopplungspunkt wird nur dann eingerichtet, wenn die folgenden Bedingungen erfüllt sind:

a) Die gesamte technische Kapazität an den virtuellen Kopplungspunkten ist gleich der oder größer als die Summe der technischen Kapazität an den einzelnen Kopplungspunkten, die zu dem virtuellen Kopplungspunkt beitragen;

b) der virtuelle Kopplungspunkt erleichtert die wirtschaftliche und effiziente Netznutzung, einschließlich – ohne darauf beschränkt zu sein – der Vorschriften der Artikel 9 und 10 der vorliegenden Verordnung.

(4) Gegebenenfalls können Dienstleistungen für den Zugang Dritter unter dem Vorbehalt angemessener Garantien der Netznutzer bezüglich ihrer Kreditwürdigkeit erbracht werden. Diese Garantien dürfen keine ungerechtfertigten Marktzugangshemmnisse darstellen und müssen nichtdiskriminierend, transparent und verhältnismäßig sein.

(5) Die Betreiber der Fernleitungsnetze erhalten zur Wahrnehmung ihrer Aufgaben, auch im Zusammenhang mit der grenzüberschreitenden Fernleitung, gegebenenfalls Zugang zu den Fernleitungsnetzen anderer Betreiber.

Artikel 6
Wasserstoffnetzbetreiber betreffende Dienstleistungen für den Zugang Dritter

(1) Wasserstoffnetzbetreiber bieten ihre Dienstleistungen allen Netznutzern diskriminierungsfrei an. Wird dieselbe Dienstleistung unterschiedlichen Kunden angeboten, werden gleichwertige vertragliche Bedingungen zugrunde gelegt. Die Wasserstoffnetzbetreiber veröffentlichen die Vertragsbedingungen und die für den Netzzugang erhobenen Tarife sowie gegebenenfalls die Ausgleichsentgelte auf ihrer Website.

(2) Den Marktteilnehmern wird die größtmögliche Kapazität eines Wasserstoffnetzes zur Verfügung gestellt, wobei auf die Netzintegrität und einen effizienten Netzbetrieb zu achten ist.

(3) Die Höchstlaufzeit von Kapazitätsverträgen beträgt 20 Jahre bei bis [Tag des Inkrafttretens] fertiggestellter Infrastruktur und 15 Jahre bei danach fertiggestellter Infrastruktur. Die Regulierungsbehörden können kürzere Höchstlaufzeiten vorschreiben, soweit dies erforderlich ist, um für einen funktionierenden Markt zu sorgen, den Wettbewerb aufrechtzuerhalten und die künftige grenzübergreifende Integration sicherzustellen. Bei der Entscheidung über die Festlegung einer kürzeren Höchstdauer berücksichtigen die Regulierungsbehörden unter anderem die Verpflichtung der Nutzer, die Finanzierung des Netzes sicherzustellen, sowie die negativen Auswirkungen auf Planungs- und Refinanzierungsmöglichkeiten.

(4) Die Wasserstoffnetzbetreiber wenden diskriminierungsfreie, transparente Verfahren für das Engpassmanagement an, die den grenzüberschreitenden diskriminierungsfreien Wasserstoffhandel erleichtern, und veröffentlichen diese Verfahren.

(5) Die Wasserstoffnetzbetreiber prüfen die Marktnachfrage regelmäßig im Hinblick auf neue Investitionen, wobei sie die Versorgungssicherheit und die Effizienz der Endanwendungen des Wasserstoffs berücksichtigen.

(5a) Gibt es weniger Kapazitäten als potenzielle Nutzer, so gewähren die Wasserstoffnetzbetreiber in Zusammenarbeit mit den zuständigen Regulierungsbehörden und potenziellen Nutzern vorrangig Nutzern Zugang, die das größte Potenzial zur Verringerung der Treibhausgasemissionen je Tonne verbrauchten Wasserstoffs nachweisen können und wenn es keine energie- und kosteneffizienteren Optionen gibt. Dieser Absatz gilt nicht für den Zugang zum Wasserstoffnetz, der bereits gewährt wurde.

(6) Ab dem 1. Januar 2031 werden Wasserstoffnetze als Einspeise-/Ausspeisesysteme organisiert.

(7) Ab dem 1. Januar 2031 gilt Artikel 15 auch für Zugangstarife für Wasserstoffnetze. Die Artikel 16 und 17 finden keine Anwendung. Ab dem 1. Januar 2031 werden für den Zugang zu Wasserstoffnetzen an Kopplungspunkten zwischen Mitgliedstaaten keine Tarife gemäß Artikel 15 erhoben, es sei denn, die betreffenden Regulierungsbehörden vereinbaren gemeinsam eine Tarifregelung für diesen Zugang. In Ermangelung einer Vereinbarung zwischen den betreffenden Regulierungsbehörden entscheidet ACER über die Tarifregelung, einschließlich der Möglichkeit, von Tarifen gemäß Artikel 6 Absatz 10 der Verordnung (EU) 2019/942 abzusehen. Bei der Entscheidung über diese Tarifregelung sorgen die betreffenden Regulierungsbehörden oder ACER für eine angemessene Rendite und die Deckung der operativen Ausgaben der Wasserstofffernleitungsnetzbetreiber in Bezug auf den entsprechenden Kopplungspunkt. Entscheidet ein Mitgliedstaat, vor dem 1. Januar 2031 die Bestimmungen in Bezug auf den regulierten Zugang Dritter zu Wasserstoffnetzen gemäß Artikel 31 der [neu gefassten Gasrichtlinie] anzuwenden, findet auf die Zugangstarife für Wasserstoffnetze in diesem Mitgliedstaat Artikel 15 Absatz 1 der vorliegenden Verordnung Anwendung.

(8) Ab dem 1. Januar 2031 müssen Wasserstoffnetzbetreiber die Anforderungen an Fernleitungsnetzbetreiber gemäß den Artikeln 5, 9 und 12 einhalten, wenn sie ihre Dienstleistungen anbieten, und die Tarife für jeden Netzpunkt auf einer von ENNOH (Gas und Wasserstoff) betriebenen Online-Plattform veröffentlichen. Bis ein Netzkodex zur Kapazitätszuweisung für Wasserstoffnetze gemäß Artikel 54 Absatz 2 Buchstabe d verabschiedet und in Kraft getreten ist, können für die Veröffentlichung Links zu den auf den Websites der Wasserstoffnetzbetreiber veröffentlichten Tarifen genutzt werden.

Artikel 7
Erdgasspeicheranlagen, Wasserstoffterminals und LNG-Anlagen sowie Wasserstoffspeicheranlagen betreffende Dienstleistungen für den Zugang Dritter

(1) Die Betreiber von LNG-Anlagen und die Betreiber von Wasserstoffterminals, Wasserstoffspeicheranlagen sowie von Erdgasspeicheranlagen

a) stellen sicher, dass sie allen Netznutzern Dienstleistungen, die die Marktnachfrage befriedigen, diskriminierungsfrei anbieten; bieten Betreiber von LNG-Anlagen oder von Wasserstoffterminals, Wasserstoffspeicheranlagen oder Erdgas- Speicheranlagen verschiedenen Kunden dieselbe Dienstleistung an, so legen sie dabei gleichwertige vertragliche Bedingungen zugrunde;

b) bieten Dienstleistungen an, die mit der Nutzung der verbundenen Erdgastransportnetze und Wasserstofftransportnetze kompatibel sind, und erleichtern den Zugang durch die Zusammenarbeit mit dem Fernleitungsnetzbetreiber oder dem Wasserstoffnetzbetreiber; und

c) veröffentlichen innerhalb eines zeitlichen Rahmens, der mit den vertretbaren kommerziellen Erfordernissen der Nutzer der Speicheranlagen und der LNG-Anlagen oder der Nutzer von Wasserstoffterminals oder Wasserstoffspeicheranlagen vereinbar ist, relevante Informationen, insbesondere Daten über die Nutzung und die Verfügbarkeit der Dienstleistungen, wobei diese Veröffentlichung von der Regulierungsbehörde beobachtet wird.

(2) Die Betreiber von Speicheranlagen

a) stellen sowohl verbindliche als auch unterbrechbare Dienstleistungen für den Zugang Dritter bereit; der Preis der unterbrechbaren Kapazität spiegelt die Wahrscheinlichkeit einer Unterbrechung wider;

b) bieten den Speicheranlagennutzern sowohl lang- als auch kurzfristige Dienstleistungen an;

c) bieten den Speicheranlagennutzern hinsichtlich Speichervolumen, Einspeicherleistung und Ausspeicherleistung sowohl kombinierte als auch einzelne Dienstleistungen an.

(3) Jeder Betreiber einer LNG-Anlage bietet den Nutzern der LNG-Anlage sowohl kombinierte als auch einzelne Dienstleistungen innerhalb der LNG-Anlage an, je nach den von den Nutzern der LNG-Anlage geäußerten Bedürfnissen.

(4) Verträge für LNG-Anlagen und für Erdgas- Speicheranlagen dürfen nicht zu willkürlich höheren Tarifen führen, wenn sie

a) mit unüblichen Anfangsterminen außerhalb eines Erdgasjahres unterzeichnet werden oder

b) mit einer kürzeren Laufzeit als der eines Standardvertrags für LNG-Anlagen und Speicheranlagen auf Jahresbasis unterzeichnet werden.

Verträge für Wasserstoffspeicheranlagen und Wasserstoffterminals mit einer kürzeren Laufzeit als der eines Standardvertrags für LNG-Anlagen und Speicheranlagen auf Jahresbasis dürfen nicht zu willkürlich höheren Tarifen führen.

(5) Gegebenenfalls können Dienstleistungen für den Zugang Dritter unter dem Vorbehalt angemessener Garantien der Netznutzer bezüglich ihrer Kreditwürdigkeit erbracht werden. Diese Garantien dürfen keine ungerechtfertigten Marktzugangshemmnisse darstellen und müssen nichtdiskriminierend, transparent und verhältnismäßig sein.

(6) Vertragliche Begrenzungen der erforderlichen Mindestkapazität von LNG-Anlagen oder von Wasserstoffterminals und vertragliche Begrenzungen der erforderlichen Mindestkapazität von Erdgas- oder Wasserstoff- Speicheranlagen müssen durch technische Sachzwänge begründet sein und kleineren Speichernutzern den Zugang zu Speicherdienstleistungen ermöglichen.

Artikel 8
Marktbewertung in Bezug auf erneuerbares und CO2-armes Gas durch Betreiber von LNG- und Speicheranlagen

Die Betreiber von LNG-Anlagen und von Speicheranlagen bewerten in Zusammenarbeit mit den zuständigen Regulierungsbehörden mindestens alle zwei Jahre die Marktnachfrage im Hinblick auf neue Investitionen, die es ermöglichen, erneuerbares und CO2-armes Gas in den Anlagen zu nutzen, einschließlich der Umwidmung für Wasserstoffderivate und Wasserstoffterminals. Bei der Planung neuer Investitionen bewerten die Betreiber von LNG-Anlagen und von Speicheranlagen die Marktnachfrage und berücksichtigen dabei die Versorgungssicherheit sowie die Marktnachfrage nach flüssigem Wasserstoff und neue damit verbundene Investitionen. Die Betreiber von LNG-Anlagen und von Speicheranlagen veröffentlichen alle Pläne hinsichtlich neuer Investitionen, die die vorrangige Nutzung von erneuerbarem und CO2-armem Gas in ihren Anlagen ermöglichen.

Artikel 9
Fernleitungsnetzbetreiber betreffende Grundsätze der Kapazitätszuweisungsmechanismen und der Verfahren für das Engpassmanagement

(1) Den Marktteilnehmern wird in allen in Artikel 30 Absatz 3 genannten maßgeblichen Punkten die größtmögliche Kapazität zur Verfügung gestellt, wobei auf die Netzintegrität und einen effizienten Netzbetrieb geachtet wird.

(2) Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen nichtdiskriminierende und transparente Kapazitätszuweisungsmechanismen und setzen diese um; diese müssen

a) angemessene ökonomische Signale für die effiziente und maximale Nutzung der technischen Kapazität liefern, Investitionen in neue Infrastruktur erleichtern und den grenzüberschreitenden Erdgashandel erleichtern und den grenzüberschreitenden Handel mit Erdgas erleichtern, wobei Investitionen in die Stilllegung, die Kosteneinsparungen durch die Umwidmung auf Wasserstoff und Investitionen in alternative nachfrageseitige Lösungen, die keine neuen Infrastrukturinvestitionen erfordern, berücksichtigt werden;

b) kompatibel mit den Marktmechanismen einschließlich Spotmärkten und "Trading Hubs" sein und gleichzeitig flexibel und in der Lage sein, sich einem geänderten Marktumfeld anzupassen; und

c) mit den Netzzugangsregelungen der Mitgliedstaaten kompatibel sein.

(3) Die Fernleitungsnetzbetreiber wenden nichtdiskriminierende, transparente Verfahren für das Engpassmanagement an, die den grenzüberschreitenden Erdgashandel ohne Diskriminierung erleichtern, und veröffentlichen diese; die Verfahren beruhen auf folgenden Grundsätzen:

a) Im Falle vertraglich bedingter Engpässe bietet der Fernleitungsnetzbetreiber ungenutzte Kapazität auf dem Primärmarkt zumindest auf „Day-ahead“-Basis (für den folgenden Gastag) und als unterbrechbare Kapazität an; und

b) Netznutzer, die ihre ungenutzte, kontrahierte Kapazität auf dem Sekundärmarkt weiterverkaufen oder verpachten wollen, sind hierzu berechtigt.

Hinsichtlich Unterabsatz 1 Buchstabe a können die Mitgliedstaaten eine Benachrichtigung oder Unterrichtung des Fernleitungsnetzbetreibers durch die Netznutzer verlangen.

(4) Die Fernleitungsnetzbetreiber bewerten regelmäßig die Marktnachfrage im Hinblick auf neue Investitionen, wobei sie dem für den integrierten Netzentwicklungsplan gemäß Artikel 51 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] entwickelten gemeinsamen Szenario und der Versorgungssicherheit Rechnung tragen.

Artikel 10
Erdgas- Speicheranlagen , Wasserstoffterminals, Wasserstoffspeicheranlagen und LNG-Anlagen betreffende Grundsätze der Kapazitätszuweisungsmechanismen und Verfahren für das Engpassmanagement

(1) Den Marktteilnehmern wird die größtmögliche Erdgas- Speicheranlagen- und LNG-Anlagenkapazität oder Wasserstoffspeicheranlagenkapazität sowie die größtmögliche Kapazität von Wasserstoffterminals zur Verfügung gestellt, wobei auf die Netzintegrität und einen effizienten Netzbetrieb geachtet wird.

(2) Die Betreiber von LNG-Anlagen und von Wasserstoffspeicheranlagen sowie von Wasserstoffterminals und Erdgasspeicheranlagen veröffentlichen nichtdiskriminierende, transparente Kapazitätszuweisungsmechanismen und setzen diese um; diese müssen

a) angemessene ökonomische Signale für die effiziente und maximale Nutzung der Kapazität geben und Investitionen in neue Infrastruktur erleichtern;

b) die Kompatibilität mit den Marktmechanismen einschließlich Spotmärkten und „Trading Hubs“ sicherstellen und gleichzeitig flexibel und in der Lage sein, sich einem geänderten Marktumfeld anzupassen;

c) mit den angeschlossenen Netzzugangssystemen kompatibel sein.

(3) Verträge über LNG- Terminals, Wasserstoffterminals sowie Wasserstoff- und Erdgasspeicheranlagen enthalten Maßnahmen zur Vermeidung des Hortens von Kapazität, wobei in Fällen vertraglich bedingter Engpässe folgende Grundsätze zu beachten sind:

a) Der Anlagenbetreiber bietet ungenutzte LNG-Anlagenkapazität, ungenutzte Wasserstoffterminalkapazität und ungenutzte Speicherkapazität unverzüglich auf dem Primärmarkt an; im Falle von Speicheranlagen erfolgt dies zumindest auf „Day-ahead“-Basis (für den folgenden Gastag) und als unterbrechbare Kapazität;

b) LNG-Anlagen- , Wasserstoffterminal- und Speicheranlagennutzer, die ihre ungenutzte kontrahierte Kapazität auf dem Sekundärmarkt weiterverkaufen wollen, sind hierzu berechtigt; die Betreiber von LNG-Anlagen, Wasserstoffterminals und Speicheranlagen sorgen einzeln oder auf regionaler Ebene dafür, dass spätestens 18 Monate nach dem [Tag des Inkrafttretens dieser Verordnung] eine transparente, diskriminierungsfreie Buchungsplattform zur Verfügung steht, über die die Nutzer der LNG-Anlagen, Wasserstoffterminals und Speicheranlagen ihre kontrahierte Kapazität auf dem Sekundärmarkt weiterverkaufen können.

Artikel 11
Handel mit Kapazitätsrechten

Jeder Fernleitungsnetz-, Speicheranlagen- und LNG-Anlagenbetreiber und jeder Wasserstoffnetzbetreiber ergreift angemessene Maßnahmen, damit Kapazitätsrechte frei gehandelt werden können und dieser Handel auf transparente und nichtdiskriminierende Weise erleichtert wird. Jeder dieser Betreiber entwickelt auf dem Primärmarkt harmonisierte Transport-, LNG-Anlagen-, Wasserstoffterminal- und Erdgas- und Wasserstoffspeicheranlagenverträge und entsprechende Verfahren, um den sekundären Kapazitätshandel zu erleichtern, und anerkennt den Transfer primärer Kapazitätsrechte, sofern dieser durch die Netznutzer mitgeteilt wurde.

Die harmonisierten Verträge und Verfahren werden den Regulierungsbehörden mitgeteilt.

Artikel 12
Ausgleichsregeln und Ausgleichsentgelte

(1) Die Ausgleichsregeln werden auf gerechte, nichtdiskriminierende und transparente Weise konzipiert und beruhen auf objektiven Kriterien. Die Ausgleichsregeln spiegeln die tatsächlichen Netzerfordernisse unter Berücksichtigung der dem Fernleitungsnetzbetreiber zur Verfügung stehenden Ressourcen wider. Die Ausgleichsregeln sind marktorientiert.

(2) Damit die Netznutzer rechtzeitig Abhilfemaßnahmen ergreifen können, stellen die Fernleitungsnetzbetreiber ausreichende, rechtzeitige und zuverlässige Online-Informationen über den Ausgleichsstatus der Netznutzer bereit.

Die bereitgestellten Informationen spiegeln den Informationsstand, über den die Fernleitungsnetzbetreiber verfügen, und den Abrechnungszeitraum, für den Ausgleichsentgelte berechnet werden, wider.

Die Bereitstellung von Informationen gemäß diesem Absatz erfolgt unentgeltlich.

(3) Die Ausgleichsentgelte sind nach Möglichkeit kostenorientiert und bieten angemessene Anreize für die Netznutzer, ihre Ein- und Ausspeisung von Erdgas auszugleichen. Sie vermeiden Quersubventionen zwischen den Netznutzern und behindern nicht den Markteintritt neuer Marktteilnehmer.

Die Methoden zur Berechnung der Ausgleichsentgelte sowie die endgültigen Werte werden von den zuständigen Behörden oder gegebenenfalls vom Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlicht.

(4) Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass sich die Fernleitungsnetzbetreiber bemühen, die Ausgleichssysteme zu harmonisieren und die Struktur und Staffelung der Ausgleichsentgelte zu vereinfachen, um den Gashandel am virtuellen Handelspunkt zu erleichtern.

Artikel 13
Zertifizierung von Fernleitungsnetzbetreibern und von Wasserstoffnetzbetreibern

(1) Wenn die Kommission die Mitteilung über die Zertifizierung eines Fernleitungsnetzbetreibers oder eines Wasserstoffnetzbetreibers nach Artikel 65 Absatz 6 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] erhalten hat, prüft sie diese Mitteilung unmittelbar nach ihrem Eingang. Die Kommission übermittelt der zuständigen Regulierungsbehörde innerhalb von zwei Monaten nach dem Tag das Eingangs der Mitteilung ihre Stellungnahme bezüglich der Vereinbarkeit mit Artikel 65 Absatz 2 oder Artikel 66 sowie mit Artikel 54 der neu gefassten Gasrichtlinie bei Fernleitungsnetzbetreibern und mit Artikel 65 der genannten Richtlinie bei Wasserstoffnetzbetreibern.

Für die Ausarbeitung der in Unterabsatz 1 genannten Stellungnahme kann die Kommission eine Stellungnahme von ACER zur Entscheidung der Regulierungsbehörde beantragen. In diesem Fall wird die in Unterabsatz 1 genannte Zweimonatsfrist um weitere zwei Monate verlängert.

Legt die Kommission innerhalb der in den Unterabsätzen 1 und 2 genannten Fristen keine Stellungnahme vor, so wird davon ausgegangen, dass sie keine Einwände gegen die Entscheidung der Regulierungsbehörde erhebt.

(2) Innerhalb von zwei Monaten nach Eingang der Stellungnahme der Kommission trifft die Regulierungsbehörde ihre endgültige Entscheidung bezüglich der Zertifizierung des Fernleitungsnetzbetreibers oder des Wasserstoffnetzbetreibers, wobei sie die Stellungnahme der Kommission so weit wie möglich berücksichtigt. Die Entscheidung wird zusammen mit der Stellungnahme der Kommission veröffentlicht.

(3) Die Regulierungsbehörden oder die Kommission können zu jedem Zeitpunkt des Verfahrens von Fernleitungsnetzbetreibern, Wasserstoffnetzbetreibern und/oder Unternehmen, die eine der Funktionen Gewinnung oder Versorgung wahrnehmen, die Vorlage sämtlicher für die Erfüllung ihrer Aufgaben gemäß diesem Artikel relevanten Informationen verlangen.

(4) Die Regulierungsbehörden und die Kommission behandeln wirtschaftlich sensible Informationen vertraulich.

(5) Die Kommission ist befugt, delegierte Rechtsakte gemäß Artikel 63 zu erlassen, um Leitlinien bereitzustellen, in denen die Einzelheiten des Verfahrens für die Anwendung der Absätze 1 bis 2 des vorliegenden Artikels festgelegt werden.

(6) Wenn die Kommission eine Meldung über die Zertifizierung eines Fernleitungsnetzbetreibers gemäß Artikel 54 Absatz 10 der neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx erhalten hat, trifft sie eine Entscheidung nach diesem Absatz. Die Regulierungsbehörde kommt der Entscheidung der Kommission nach.

Artikel 14
Zusammenarbeit von Fernleitungsnetzbetreibern

(1) Die Fernleitungsnetzbetreiber arbeiten mit anderen Fernleitungsnetz- und Infrastrukturbetreibern bei der Koordinierung der Wartung ihrer jeweiligen Netze zusammen, um Unterbrechungen der Fernleitungsdienstleistungen für die Netznutzer und die Fernleitungsnetzbetreiber in anderen Gebieten möglichst gering zu halten.

(2) Die Fernleitungsnetzbetreiber arbeiten untereinander sowie mit anderen Infrastrukturbetreibern mit dem Ziel zusammen, die technische Kapazität innerhalb des Einspeise-/Ausspeisesystems zu maximieren und die Nutzung von Verbrauchsgas so weit wie möglich zu minimieren.

Abschnitt 2

Netzzugang

Artikel 15
Tarife für den Netzzugang

(1) Die von den Regulierungsbehörden gemäß Artikel 72 Absatz 7 der neu gefassten Gasrichtlinie genehmigten Tarife oder Methoden zu ihrer Berechnung, die die Fernleitungsnetzbetreiber anwenden, sowie die gemäß Artikel 27 Absatz 1 der genannten Richtlinie veröffentlichten Tarife müssen transparent sein, der Notwendigkeit der Netzintegrität und deren Verbesserung Rechnung tragen, die Ist-Kosten widerspiegeln, soweit diese Kosten denen eines effizienten und strukturell vergleichbaren Netzbetreibers entsprechen, transparent sind und gleichzeitig eine angemessene Kapitalrendite umfassen. Die Tarife oder die Methoden zu ihrer Berechnung müssen auf nichtdiskriminierende Weise angewandt werden.

Tarife können auch mittels marktorientierter Verfahren wie Versteigerungen festgelegt werden, vorausgesetzt, dass diese Verfahren und die damit verbundenen Einkünfte von der Regulierungsbehörde genehmigt werden.

Die Tarife oder die Methoden zu ihrer Berechnung müssen den effizienten Gashandel und Wettbewerb erleichtern, während sie gleichzeitig Quersubventionen zwischen den Netznutzern vermeiden und Anreize für Investitionen und zur Aufrechterhaltung oder Herstellung der Interoperabilität der Fernleitungsnetze bieten. Dadurch soll verhindert werden, dass Anreize für die Beimischung von Wasserstoff in das Erdgassystem geschaffen werden, um das Volumen des transportierten oder gespeicherten Erdgases zu erhöhen oder die Lebensdauer der Erdgasinfrastruktur hinaus zu verlängern.

Die Tarife für die Netznutzer müssen nichtdiskriminierend sein und werden pro Einspeisepunkt in das Fernleitungsnetz oder pro Ausspeisepunkt aus dem Fernleitungsnetz getrennt voneinander festgelegt. Kostenaufteilungsmechanismen und Ratenfestlegungsmethoden bezüglich der Ein- und Ausspeisepunkte werden von den Regulierungsbehörden gebilligt. Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass keine Netzentgelte auf der Grundlage von Vertragspfaden erhoben werden.

(2) Durch die Tarife für den Netzzugang darf weder die Marktliquidität eingeschränkt noch der Handel über die Grenzen verschiedener Fernleitungsnetze hinweg verzerrt werden. Hemmen Unterschiede der Tarifstrukturen den Handel zwischen Fernleitungsnetzen, so arbeiten die Fernleitungsnetzbetreiber unbeschadet des Artikels 72 Absatz 7 der neu gefassten Gasrichtlinie in enger Zusammenarbeit mit den einschlägigen nationalen Behörden aktiv auf die Konvergenz der Tarifstrukturen und der Entgelterhebungsgrundsätze hin.

(2a) Die Regulierungsbehörde kann einen Nachlass von bis zu 100 % auf kapazitätsbasierte Übertragungs- und Verteilungstarife an Einspeisepunkten von und Ausspeisepunkten zu unterirdischen Gasspeicheranlagen und LNG-Anlagen gewähren, es sei denn, eine solche Anlage ist an mehr als an ein Übertragungs- oder Verteilernetz angeschlossen und sie wird nicht als Alternative zu einem Kopplungspunkt genutzt. Die Kommission überprüft die Tarifnachlässe bis zum ... [fünf Jahre nach dem Inkrafttreten der Verordnung]. Die Kommission bewertet, ob der in diesem Absatz festgelegte Nachlass weiterhin angemessen ist, um die Versorgungssicherheit zu erhöhen und der Speicherpflicht gemäß Artikel 6a der Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates[19] Rechnung zu tragen.

Artikel 16
Tarifnachlässe für erneuerbares und CO2-armes Gas

Die Regulierungsbehörden prüfen, ob eine Unterstützung zwecks niedrigerer Netzanschlusskosten und ‑gebühren für Anlagen zur Erzeugung erneuerbaren und CO2-armen Gases gewährt werden soll.

Artikel 17
Erlöse von Gasfernleitungsnetzbetreibern

(1) Ab [ein Jahr nach der Umsetzung] muss die zuständige Regulierungsbehörde sicherstellen, dass die bei der Bestimmung der zulässigen Erlöse oder der Zielerlöse von Fernleitungsnetzbetreibern genutzten Methoden, Parameter und Werte transparent sind. Die Regulierungsbehörde veröffentlicht die in Anhang I genannten Informationen oder verpflichtet den relevanten Fernleitungsnetzbetreiber zu deren Veröffentlichung. Die Informationen werden in einem nutzerfreundlichen Format und, soweit möglich, in einer oder mehreren allgemein verständlichen Sprachen bereitgestellt.

(2) In Bezug auf die Kosten des Fernleitungsnetzbetreibers wird ein Vergleich der Kosteneffizienz der Fernleitungsnetzbetreiber in der EU durchgeführt, der von ACER angemessen festgelegt wird. ACER veröffentlicht am [drei Jahre nach Umsetzung] und danach alle vier Jahre eine Studie über den Vergleich der Kosteneffizienz der Fernleitungsnetzbetreiber in der EU. Die zuständigen Regulierungsbehörden und die Fernleitungsnetzbetreiber stellen ACER alle erforderlichen Daten für diesen Vergleich bereit. Die zuständigen Regulierungsbehörden berücksichtigen die Ergebnisse dieses Vergleichs zusammen mit den nationalen Umständen bei der regelmäßigen Festsetzung der zulässigen Erlöse oder der Zielerlöse von Fernleitungsnetzbetreibern.

(3) Die zuständigen Regulierungsbehörden bewerten die langfristige Entwicklung der Fernleitungstarife auf der Grundlage der erwarteten Änderungen der zulässigen Erlöse oder der Zielerlöse sowie der Änderungen der Gasnachfrage bis 2050. Bei dieser Bewertung bezieht die Regulierungsbehörde die Informationen aus der in den nationalen Energie- und Klimaplänen des jeweiligen Mitgliedstaates beschriebenen Strategie und die dem integrierten Netzentwicklungsplan zugrunde liegenden Szenarien gemäß Artikel 51 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] ein.

Artikel 17a
Erleichterung von Biomethanverbindungen und Potenzialanalysen

(1) Bis zum ... [ein Jahr nach Ablauf der Umsetzungsfrist gemäß Artikel 5 Absatz 1 Unterabsatz 1 der RED III-Richtlinie [COD 2021/0218]] erstellen die Mitgliedstaaten regionale Karten, in denen die Gebiete ausgewiesen werden, in denen aufgrund der Verfügbarkeit von Rohstoffen wie Abfällen oder Reststoffen oder aufgrund bestehender Biogas- oder Biomethananlagen das größte Potenzial für die Erzeugung von nachhaltigem Biogas und Biomethan aus Biomassekraftstoffen besteht. Solche Biomassekraftstoffe müssen die Nachhaltigkeitskriterien gemäß Artikel 29 der Richtlinie (EU) 2018/2001 erfüllen. Vor der Erstellung dieser regionalen Karten konsultieren die Mitgliedstaaten die zuständige Regulierungsbehörde, die regionalen und lokalen Behörden, die Fernleitungsnetzbetreiber und die Verteilernetzbetreiber sowie andere relevante Akteure. Regionale Karten können aktualisiert werden, um neue Quellen nachhaltiger Rohstoffe für die Biogas- und Biomethanproduktion zu berücksichtigen.

(2) Die Verteilernetzbetreiber und Fernleitungsnetzbetreiber erfassen das Anschlusspotenzial auf der Grundlage bestehender und erwarteter Kapazität zu kartieren, um Anschlussanträge zu erleichtern, wobei das Potenzial für eine Steigerung der Erzeugung von nachhaltigem Biogas und Biomethan aus Biomassekraftstoffen gemäß Absatz 1 zu berücksichtigen ist.

(3) Bis zum ... [zwei Jahre nach Inkrafttreten dieser Verordnung] legt jeder Mitgliedstaat unter Berücksichtigung der in Absatz 1 genannten regionalen Karten nationale Strategien für die Erzeugung von nachhaltigem Biogas und Biomethan und deren Verwendung fest, um das Potenzial für die Erzeugung von nachhaltigem Biogas und Biomethan zu bewerten, etwaige Hindernisse für die Erzeugung von Biomethan oder dessen Einspeisung in das Netz zu bewerten und einen Zielpfad zur Erreichung der ermittelten nationalen Potenziale bis 2030 und 2050 festzulegen. Die nationalen Strategien der Mitgliedstaaten sind eng mit ihren integrierten nationalen Energie- und Klimaplänen gemäß der Verordnung (EU) 2018/1999 verknüpft. Die Mitgliedstaaten erstatten im Rahmen ihrer zweijährlichen Berichterstattung gemäß der Verordnung (EU) 2018/1999 über die Fortschritte bei der Erreichung ihres Ziels, 35 Mrd. m³ zum EU-Ziel beizutragen.

(4) In Zusammenarbeit mit den einschlägigen Akteuren veröffentlichen die Regulierungsbehörden bis 2024 und danach regelmäßig einen Fortschrittsbericht über die Erzeugung, den Transport und die Nutzung von Biomethan.

(5) Die nationalen Normungsgremien führen geeignete Gasqualitätsnormen auf der Grundlage der vom Europäischen Komitee für Normung (CEN) eingeführten europäischen Normen ein, mit denen die Einspeisung von Biomethan in die bestehenden Gasnetze ermöglichet und gleichzeitig die Integrität des Systems sichergestellt wird.

Abschnitt 3

Betrieb von Fernleitungsnetzen, Speicheranlagen, LNG-Anlagen und Wasserstoffterminals

Artikel 18
Verbindliche Kapazität für erneuerbares Gas und CO2-armes Gas im Fernleitungsnetz

(1) Die Fernleitungsnetzbetreiber gewährleisten verbindliche Kapazität für den Zugang von Erzeugungsanlagen für erneuerbares Gas und CO2-armes Gas, die an ihr Netz angeschlossen sind. Zu diesem Zweck entwickeln die Fernleitungsnetzbetreiber in Zusammenarbeit mit den Verteilernetzbetreibern Verfahren und Regelungen, einschließlich Investitionen, um den Umkehrfluss vom Verteilernetz in das Fernleitungsnetz sicherzustellen, sowie Netzausbaupläne, um gegebenenfalls den Ausbau des Netzes sicherzustellen.

(2) Absatz 1 lässt die Möglichkeit von Fernleitungsnetzbetreibern unberührt, Alternativen zu Investitionen in den Umkehrfluss zu entwickeln, z. B. Lösungen mithilfe intelligenter Netze oder den Anschluss an die Netze anderer Netzbetreiber. Der verbindliche Zugang darf nur beschränkt werden, um Kapazitäten anzubieten, die betrieblichen Beschränkungen unterliegen, und so für die Sicherheit der Infrastrukturen und wirtschaftliche Effizienz zu sorgen. Die Regulierungsbehörde ist dafür verantwortlich, die Bedingungen des Fernleitungsnetzbetreibers für die bedingte Kapazität zu überprüfen und zu genehmigen und stellt sicher, dass etwaige Beschränkungen der verbindlichen Kapazität oder betriebliche Beschränkungen auf der Grundlage transparenter, diskriminierungsfreier Verfahren eingeführt werden und keine unangemessenen Hindernisse für den Markteintritt nach sich ziehen. Wenn die Erzeugungsanlage die Kosten im Zusammenhang mit der Gewährleistung verbindlicher Kapazität trägt, wird keine Beschränkung angewandt.

(2a) Für den Zweck der zügigen Umsetzung des Netzanschlusses der Erzeugung erneuerbarer Gase stellen die Mitgliedstaaten Folgendes sicher:

a) Der Fernleitungsnetzbetreiber hält angemessene Fristen ein, um die Anträge auf Einspeisung von erneuerbarem Gas zu prüfen, ein Angebot zu unterbreiten und den Anschluss herzustellen, wobei er von der nationalen Regulierungsbehörde gemäß Artikel 37 und Artikel 72 Absatz 1 Buchstabe t der [neugefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] überwacht wird.

b) Die Genehmigungsverfahren für die Umsetzung des Anschlusses werden nicht durch fehlende administrative Kapazitäten beeinträchtigt und stellen kein Hindernis für das Erreichen der nationalen Zielvorgabe im Bereich der Energie aus erneuerbaren Quellen dar.

Artikel 19
Grenzüberschreitende Koordinierung in Bezug auf die Gasqualität im Erdgassystem

(1) Die Fernleitungsnetzbetreiber arbeiten zusammen, um Beschränkungen der grenzüberschreitenden Flüsse aufgrund von Unterschieden in der Gasqualität an Kopplungspunkten zwischen Mitgliedstaaten ▌ zu vermeiden. Bei ihrer Zusammenarbeit berücksichtigen die Fernleitungsnetzbetreiber die Merkmale der Anlagen von Gasendkunden.

(1a) Die Fernleitungsnetzbetreiber akzeptieren an Kopplungspunkten zwischen Mitgliedstaaten nur Gasflüsse mit einem Wasserstoffvolumenanteil von bis zu 3 %, vorbehaltlich des Abschlusses des Verfahrens nach dem vorliegenden Artikel.

(1b) Die Mitgliedstaaten stellen sicher, dass unterschiedliche technische Spezifikationen, einschließlich Gasqualitätsparametern wie Sauerstoffgehalt und Wasserstoffbeimischung im Erdgassystem, nicht dazu verwendet werden, grenzüberschreitende Gasflüsse zu beschränken.

(2) Kann eine Beschränkung des grenzüberschreitenden Flusses aufgrund von Unterschieden in der Gasqualität von den betreffenden Fernleitungsnetzbetreibern im normalen Betrieb nicht vermieden werden, informieren sie unverzüglich die betreffenden Regulierungsbehörden. Die Informationen müssen eine Beschreibung sowie eine angemessene Begründung für etwaige von den Fernleitungsnetzbetreibern bereits unternommene Schritte enthalten.

(3) Die betreffenden Regulierungsbehörden einigen sich innerhalb von sechs Monaten gemeinsam darauf, ob sie die Beschränkung feststellen.

(4) Wenn die betreffenden Regulierungsbehörden die Beschränkung feststellen, fordern sie die betreffenden Fernleitungsnetzbetreiber auf, binnen 12 Monaten nach der Feststellung folgende Maßnahmen in folgender Reihenfolge zu treffen:

a) Zusammenarbeit und Entwicklung technisch durchführbarer Optionen ohne Änderung der Spezifikationen für die Gasqualität, z. B. Gasflusszusagen und Gasbehandlung, um die festgestellte Beschränkung zu beseitigen, unter Berücksichtigung der Informationen, die von den Endkunden bereitgestellt werden, die direkt an das Fernleitungsnetz, den Verteilernetzbetreiber oder an einen anderen Akteur angeschlossen sind und von diesem Prozess betroffen sein könnten;

b) gemeinsame Durchführung einer Kosten-Nutzen-Analyse zu den technisch durchführbaren Optionen, um wirtschaftlich effiziente Lösungen festzulegen, wobei Kosten und Nutzen nach den Kategorien der betroffenen Parteien aufzuschlüsseln sind;

c) Schätzung des für jede potenzielle Option benötigten Umsetzungszeitraums;

d) Durchführung einer öffentlichen Konsultation zu den ermittelten durchführbaren Lösungen, insbesondere der betroffenen Endkunden, die an das Übertragungsnetz angeschlossen sind, und Berücksichtigung der Ergebnisse dieser Konsultation;

e) Vorlage eines gemeinsamen Vorschlags für eine Lösung zur Beseitigung der festgestellten Beschränkung bei den jeweiligen Regulierungsbehörden zur Genehmigung und bei den anderen zuständigen nationalen Behörden jedes beteiligten Mitgliedstaats zur Information; der Vorschlag muss auf der Kosten-Nutzen-Analyse und den Ergebnissen der öffentlichen Konsultation beruhen und einen Zeitplan für die Umsetzung enthalten.

(5) Erzielen die betreffenden Fernleitungsnetzbetreiber keine Einigung über eine Lösung, informiert jeder Fernleitungsnetzbetreiber unverzüglich seine Regulierungsbehörde.

(6) Die betreffenden Regulierungsbehörden treffen binnen sechs Monaten gemäß Artikel 6 Absatz 10 der Verordnung (EU) 2019/942 eine gemeinsame koordinierte Entscheidung zur Beseitigung oder Beibehaltung der festgestellten Beschränkung ▌, wobei sie die von den betreffenden Fernleitungsnetzbetreibern durchgeführte Kosten-Nutzen-Analyse und die Ergebnisse der öffentlichen Konsultation berücksichtigen. Jede Entscheidung, die festgestellte Beschränkung beizubehalten, wird alle vier Jahre überprüft.

(7) Die gemeinsame koordinierte Entscheidung der betreffenden Regulierungsbehörden muss eine Entscheidung über die Aufteilung der für die Umsetzung der vereinbarten Lösung zu tragenden Investitionskosten auf die einzelnen Fernleitungsnetzbetreiber sowie über deren Einbeziehung in Tarife umfassen, wobei Kosten und Nutzen der Lösung in den betreffenden Mitgliedstaaten in wirtschaftlicher, sozialer und ökologischer Hinsicht zu berücksichtigen sind.

(8) ACER kann Empfehlungen an die Regulierungsbehörden zu den Einzelheiten von Entscheidungen über die Kostenzuweisung gemäß Absatz 7 abgeben.

(9) Können sich die betreffenden Regulierungsbehörden nicht gemäß Absatz 3 einigen, entscheidet ACER über die Beschränkung nach dem Verfahren gemäß Artikel 6 Absatz 10 der Verordnung (EU) 2019/942. Stellt ACER die Beschränkung fest, fordert sie die betreffenden Fernleitungsnetzbetreiber auf, binnen 12 Monaten die in Absatz 4 Buchstaben a bis e aufgeführten Maßnahmen in der dort festgelegten Reihenfolge zu treffen.

(10) Können die betreffenden Regulierungsbehörden keine gemeinsame koordinierte Entscheidung gemäß den Absätzen 6 und 7 treffen, entscheidet ACER über die Lösung zur Beseitigung oder Beibehaltung der festgestellten Beschränkung sowie über die Aufteilung der für die Umsetzung der vereinbarten Lösung zu tragenden Kosten auf die einzelnen Fernleitungsnetzbetreiber nach dem Verfahren gemäß Artikel 6 Absatz 10 der Verordnung (EU) 2019/942. Jede Entscheidung, die festgestellte Beschränkung beizubehalten, wird alle vier Jahre überprüft.

(11) Weitere für die Umsetzung ▌ dieses Artikels erforderliche Einzelheiten, einschließlich Einzelheiten zur Kosten-Nutzen-Analyse und zu einer gemeinsamen verbindlichen Spezifikation für die Erdgasqualität für grenzüberschreitende Erdgasverbindungsleitungen, werden in einem auf der Grundlage des Artikels 53 ▌ erlassenen Netzkodex festgelegt.

▌

Artikel 21
Gemeinsame EU-Organisation der Gasfernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber

Alle Gasfernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber arbeiten auf Unionsebene im Rahmen der gemeinsamen EU-Organisation der Gasfernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber (ENTSO (Gas und Wasserstoff)) zusammen, um die Vollendung und das Funktionieren des Erdgas- und Wasserstoffbinnenmarkts sowie den grenzüberschreitenden Handel zu fördern und die optimale Verwaltung, den koordinierten Betrieb und die sachgerechte technische Weiterentwicklung des Erdgasfernleitungsnetzes und des Wasserstoffnetzes zu gewährleisten.

Artikel 22
Organisation des ENTSO (Gas und Wasserstoff)

(1) Spätestens bis zum 1. September 2024 veröffentlicht ENTSO (Gas und Wasserstoff) den Entwurf der Satzung, eine Liste der Mitglieder und der Kandidaten, die eine Zertifizierung als Wasserstoffnetzbetreiber erwarten, und den Entwurf der Geschäftsordnung – einschließlich der Verfahrensregeln für die Konsultation anderer Akteure – des ENTSO (Gas und Wasserstoff) bei Änderungen dieser Dokumente oder auf begründete Anforderungen durch die Kommission oder durch ACER und legt diese Unterlagen der Kommission und ACER vor.

(1a) Bevor ENTSO (Gas und Wasserstoff) die Unterlagen gemäß Absatz 1 des vorliegenden Artikels der Kommission und ACER vorlegt, führt es eine öffentliche Konsultation der Akteure gemäß Artikel 26 durch. Die Konsultation muss wirksam und umfassend sein und rechtzeitig in angemessener, offener, inklusiver und transparenter Weise stattfinden. Die Beteiligung der Akteure an der Konsultation ist freiwillig, und alle relevanten Akteure müssen eingeladen werden. Das ENTSO (Gas und Wasserstoff) trägt den Ergebnissen der Konsultation Rechnung.

(2) Binnen vier Monaten ab dem Tag des Eingangs der Unterlagen übermittelt ACER nach einer förmlichen Konsultation der alle Akteure, insbesondere die Netznutzer und Kunden, vertretenden Organisationen der Kommission eine Stellungnahme zum Entwurf der Satzung, zur Mitgliederliste und zum Entwurf der Geschäftsordnung.

(3) Binnen drei Monaten nach dem Tag des Eingangs der Stellungnahme der ACER gibt die Kommission eine Stellungnahme zum Entwurf der Satzung, zur Mitgliederliste und zum Entwurf der Geschäftsordnung ab, wobei sie die Stellungnahme der ACER gemäß Absatz 2 berücksichtigt.

(4) Binnen drei Monaten ab dem Tag des Eingangs der Stellungnahme der Kommission verabschiedet und veröffentlicht ENTSO (Gas und Wasserstoff) die überarbeitete Satzung und Geschäftsordnung des ENTSO (Gas und Wasserstoff).

(4a) Durch die in Absatz 1 genannte Satzung des ENTSO (Gas und Wasserstoff) wird Folgendes sichergestellt:

a) Die Beteiligung an der Arbeit des ENTSO (Gas und Wasserstoff) ist auf registrierte Wasserstoffnetzbetreiber und Fernleitungsnetzbetreiber oder andere relevante Akteure zum Zwecke der Erfüllung der Regulierungsaufgaben des ENTSO (Gas und Wasserstoff) beschränkt.

b) Strategische Entscheidungen über die Tätigkeiten des ENTSO (Gas und Wasserstoff) sowie politische Leitlinien für den Verwaltungsrat des ENTSO (Gas und Wasserstoff) werden vom Verwaltungsrat des ENTSO (Gas und Wasserstoff) angenommen.

c) Die Beschlüsse der Generalversammlung ermöglichen die Erfüllung des Zwecks des ENTSO (Gas und Wasserstoff).

d) Damit Mitglieder des Verwaltungsrats des ENTSO (Gas und Wasserstoff) werden von der Generalversammlung für eine Amtszeit von höchstens vier Jahren gewählt.

e) Der Verwaltungsrat des ENTSO (Gas und Wasserstoff) benennt aus dem Kreise seiner Mitglieder den Präsidenten und die Vizepräsidenten.

f) Die Zusammenarbeit zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern für Gas- und Wasserstoffnetze gemäß Artikel 21 wird vom Verwaltungsrat des ENTSO (Gas und Wasserstoff) geleitet.

g) Auf Vorschlag des Verwaltungsrats des ENTSO (Gas und Wasserstoff) ernennt die Generalversammlung den Generaldirektor für eine Amtszeit von vier Jahren, die einmal verlängert werden kann.

h) Das ENTSO (Gas und Wasserstoff) veröffentlicht die Protokolle seiner Generalversammlung sowie der Sitzungen seines Verwaltungsrats und informiert die Öffentlichkeit regelmäßig über seine Beschlussfassung und Tätigkeiten.

(4b) Mit der in Absatz 1 genannten Verfahrensordnung wird sichergestellt, dass die Mitglieder fair und angemessen behandelt werden, und sie spiegelt die vielfältige geografische, demografische, wirtschaftliche und sektorale Struktur seiner Mitglieder wider. Sie sieht insbesondere vor, dass der Vorstand aus Folgendem besteht:

a) einem Präsidenten und einem Vizepräsidenten, die jeweils für einen Zeitraum von drei Jahren abwechselnd von den Gruppen der Wasserstoffnetzbetreiber und der Fernleitungsnetzbetreiber bzw. umgekehrt benannt werden, wobei die Rollen zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern und den Wasserstoffnetzbetreibern wechseln, und

b) einer gleichen Anzahl von Mitgliedern des Verwaltungsrats, die aus dem Kreis sowohl der Vertreter der Übertragungsnetzbetreiber als auch der Vertreter der Wasserstoffnetzbetreiber benannt werden, um ein ausgewogenes Verhältnis zwischen Wasserstoffnetzbetreibern und Fernleitungsnetzbetreibern sicherzustellen. Die Satzung des ENTSO (Gas und Wasserstoff) umfasst eine gleiche Anzahl von Mitgliedern des Verwaltungsrats je Kategorie. Diese gleiche Anzahl von Mitgliedern des Verwaltungsrats wird erreicht, wenn eine ausreichende Anzahl zertifizierter Wasserstoffnetzbetreiber aus verschiedenen Mitgliedstaaten vorhanden ist.

(4c) Die Satzung des ENTSO (Gas und Wasserstoff) sieht klare organisatorische Regeln vor, auch in Bezug auf die Haushaltsmittel, die für die Tätigkeiten der Fernleitungsnetzbetreiber und der Wasserstoffnetzbetreiber innerhalb des ENTSO (Gas und Wasserstoff) bereitgestellt werden, und gewährleistet gleichzeitig die Effizienz und die gemeinsame Erbringung von Dienstleistungen durch das Personal des ENTSO (Gas und Wasserstoff) sowohl für die Gasfernleitungsnetzbetreiber als auch für die Wasserstoffnetzbetreiber.

(4d) Die Satzung wird auch klare organisatorische Regeln für die Einsetzung von Arbeitsgruppen und die Festlegung ihres Aufgabenbereichs und ihrer Tätigkeit enthalten, um eine faire und ausgewogene Behandlung der Mitglieder der Organisation zu gewährleisten. Es werden spezielle Arbeitsgruppen eingesetzt, die sich speziell mit der Entwicklung der Wasserstoffinfrastruktur befassen und dabei die Qualität, die Angebots- und Nachfrageperspektiven sowie den Infrastrukturbedarf berücksichtigen.

Artikel 23
Aufgaben des ENTSO (Gas und Wasserstoff)

(1) ENTSO (Gas und Wasserstoff) entwickelt auf Aufforderung durch die Kommission gemäß Artikel 53 Absatz 9 oder Artikel 54 Absatz 9 Netzkodizes für die in den Artikeln 53 und 54 genannten Bereiche.

(2) ENTSO (Gas und Wasserstoff) kann für die in den Artikeln 53 und 54 genannten Bereiche Netzkodizes entwickeln, um die in Artikel 21 genannten Ziele zu erreichen, soweit diese Netzkodizes nicht die Bereiche betreffen, für die die Kommission eine Aufforderung an das Netz gerichtet hat. Diese Netzkodizes werden der ACER zur Stellungnahme zugeleitet. Die Stellungnahme wird von ENTSO (Gas und Wasserstoff) gebührend berücksichtigt.

(3) ENTSO (Gas und Wasserstoff) verabschiedet und veröffentlicht Folgendes:

a) gemeinsame netztechnische Instrumente zur Sicherstellung der Koordinierung des Netzbetriebs unter normalen Bedingungen und im Notfall, einschließlich eines gemeinsamen Systems zur Einstufung von Störfällen, und Forschungspläne;

b) alle zwei Jahre einen nicht bindenden unionsweiten zehnjährigen Netzentwicklungsplan für (im Folgenden „unionsweiter Netzentwicklungsplan“) für Gas- und Wasserstoffnetze; dieser enthält einen europäische Plan für vorrangige Korridore für Wasserstoff im Einklang mit Anhang I der Verordnung (EU) 2022/869, der durch den REPowerEU-Plan verstärkt wird, und eine europäische Prognose zur Angemessenheit des Angebots. Der unionsweite Netzentwicklungsplan für Gas und Wasserstoff wird in Zusammenarbeit mit den Regulierungsbehörden erstellt und, soweit technisch möglich, mit dem unionsweiten Netzentwicklungsplan für Strom harmonisiert;

c) Empfehlungen zur Koordinierung der technischen Zusammenarbeit zwischen Fernleitungsnetzbetreibern in der Union und in Drittstaaten und Wasserstoffnetzbetreibern in Drittstaaten;

ca) Empfehlungen zur Koordinierung der technischen Zusammenarbeit in der Union zwischen Gasfernleitungs- und ‑verteilernetzbetreibern einerseits und Wasserstoffnetzbetreibern andererseits;

d) ein Jahresarbeitsprogramm;

e) einen Jahresbericht;

f) jährliche Sommer- und Winterversorgungsprognosen;

fa) eine jährliche Prognose zur Wasserstoffversorgung, die Mitgliedstaaten umfasst, in denen Wasserstoff für die Stromerzeugung oder die Versorgung genutzt wird;

g) spätestens bis zum 15. Mai 2024 und danach alle zwei Jahre einen Monitoring-Bericht zur Gasqualität und zur Dekarbonisierung und spätestens bis zum 15. Mai 2026 und danach alle zwei Jahre einen Monitoring-Bericht zur Gas- und Wasserstoffqualität und zur Dekarbonisierung, einschließlich der Entwicklungen der Gasqualitätsparameter, der Entwicklungen der Menge und des Volumenanteils der in das Gasnetz eingespeisten erneuerbaren und CO2-armen Gase sowie des im Erdgassystem beigemischten Wasserstoffs, Prognosen zur erwarteten Entwicklung von Gasqualitätsparametern und des Volumens des im Erdgasnetz beigemischten Wasserstoffs und der Auswirkungen der Beimischung von Wasserstoff auf die grenzüberschreitenden Flüsse, sowie Informationen über Streitfälle im Zusammenhang mit Unterschieden in den Gasqualitätsspezifikationen oder in den Spezifikationen zur Menge der Beimischungen und zur Beilegung dieser Fälle im Hinblick auf die Erfüllung der Qualitätsanforderungen verschiedener Endverwendungszwecke;

h) der Monitoring-Bericht zur Gas- und Wasserstoffqualität und zur Dekarbonisierung, der für die unter Buchstabe g genannten Bereiche auf der Grundlage der von der Organisation der Verteilernetzbetreiber in der Union (EU-VNBO) bereitgestellten Informationen auch die Entwicklung für das Verteilernetz umfassen muss, soweit dies relevant ist.

(4) Die Europäische Prognose zur Angemessenheit des Angebots gemäß Absatz 3 Buchstabe b erstreckt sich auf die Gesamtangemessenheit des Gas- und des Wasserstoffnetzes zur Deckung des bestehenden und des für den nächsten Fünfjahreszeitraum sowie des für den Zeitraum zwischen 5 und 10 Jahren nach dem Berichtsdatum zu erwartenden Bedarfs. Diese Europäische Prognose zur Angemessenheit des Angebots beruht auf den von den einzelnen Gasfernleitungsnetzbetreibern und Wasserstoffnetzbetreibern aufgestellten Prognosen für die Angemessenheit der jeweiligen nationalen Versorgung.

Der in Absatz 3 Buchstabe b genannte unionsweite Netzentwicklungsplan umfasst die Modellierung des integrierten Netzes, einschließlich der Wasserstoffnetze, die Entwicklung von Szenarien, eine Europäische Prognose zur Angemessenheit des Angebots, eine klimabezogene Folgenabschätzung und eine Bewertung der Belastbarkeit des Netzes. Mit dem Plan werden der Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“ und die Integration der Energiesysteme gefördert und es wird einer umsichtigen und rationellen Verwendung der natürlichen Ressourcen sowie zur Erreichung der Klima- und Energieziele der Union beigetragen.

(5) Das in Absatz 3 Buchstabe d genannte Jahresarbeitsprogramm enthält eine Auflistung und eine Beschreibung der auszuarbeitenden Netzkodizes, einen Plan für die Koordinierung des Netzbetriebs und für Forschungs- und Entwicklungstätigkeiten, die in dem jeweiligen Jahr zu erfolgen haben, und einen vorläufigen Zeitplan. Im Jahresarbeitsprogramm ist eindeutig anzugeben, welche Tätigkeiten Wasserstoff, Gas oder beides betreffen.

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(7) Die Netzkodizes gelten für grenzüberschreitende Netzangelegenheiten und Angelegenheiten der Marktintegration und berühren nicht das Recht der Mitgliedstaaten, nationale Netzkodizes aufzustellen, die den grenzüberschreitenden Handel nicht betreffen.

(8) ENTSO (Gas und Wasserstoff) beobachtet und analysiert die Umsetzung der Kodizes und der von der Kommission nach Artikel 53 Absatz 13, Artikel 54 oder Artikel 56 angenommenen Leitlinien und deren Wirkung auf die Harmonisierung der geltenden Regeln zur Förderung der Marktintegration. ENTSO (Gas und Wasserstoff) meldet seine Erkenntnisse der ACER und nimmt die Ergebnisse der Analyse in den in Absatz 3 Buchstabe e des vorliegenden Artikels genannten Jahresbericht auf.

(9) ENTSO (Gas und Wasserstoff) stellt alle Informationen zur Verfügung, die ACER benötigt, um ihre Aufgaben gemäß Artikel 24 zu erfüllen. Damit ENTSO (Gas und Wasserstoff) diese Anforderung erfüllen kann, stellen die Fernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber des ENTSO (Gas und Wasserstoff) die erforderlichen Informationen bereit.

(10) ACER überprüft die nationalen zehnjährigen Netzentwicklungspläne unter dem Gesichtspunkt ihrer Kohärenz mit dem unionsweiten Netzentwicklungsplan. Stellt ACER Widersprüche zwischen einem nationalen zehnjährigen Netzentwicklungsplan und dem unionsweiten zehnjährigen Netzentwicklungsplan fest, empfiehlt sie je nach Sachlage eine Änderung des nationalen zehnjährigen Netzentwicklungsplans oder des unionsweiten Netzentwicklungsplans. Wird ein solcher nationaler zehnjähriger Netzentwicklungsplan gemäß Artikel 51 der [neu gefassten Richtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] entwickelt, empfiehlt ACER der zuständigen Regulierungsbehörde, den nationalen zehnjährigen Netzentwicklungsplan gemäß Artikel 51 Absatz 5 der genannten Richtlinie zu ändern und setzt die Kommission hiervon in Kenntnis. ENTSO (Gas und Wasserstoff) ändert den unionsweiten Netzentwicklungsplan unter Berücksichtigung der Empfehlungen der ACER. Um eine frühzeitige und wirksame Beteiligung zu gewährleisten, veröffentlicht ENTSO (Gas und Wasserstoff) seinen Entwurf des unionsweiten Netzentwicklungsplans rechtzeitig vor der Vorlage bei der Regulierungsbehörde, damit die entsprechenden Akteure dazu Stellung nehmen können.

(11) Auf Antrag der Kommission übermittelt ENTSO (Gas und Wasserstoff) der Kommission seine Stellungnahme zu dem Erlass von Leitlinien nach Artikel 56.

(11a) ENTSO (Gas und Wasserstoff) fördert die Cybersicherheit und den Datenschutz im Hinblick auf Gas- und Wasserstoffnetze in Zusammenarbeit mit den zuständigen Behörden und regulierten Unternehmen.

Artikel 24
Beobachtung durch ACER

(1) Die ACER beobachtet die Durchführung der in Artikel 23 Absätze 1, 2 und 3 genannten Aufgaben der ENTSO (Gas und Wasserstoff) und erstattet der Kommission Bericht.

ACER beobachtet die Umsetzung folgender Netzkodizes durch ENTSO (Gas und Wasserstoff): der Netzkodizes, die gemäß Artikel 23 Absatz 2 entwickelt wurden, und der Netzkodizes, die gemäß Artikel 53 Absätze 1 bis 12 oder Artikel 54 Absätze 1 bis 12 festgelegt, aber von der Kommission nicht gemäß Artikel 53 Absatz 13 oder Artikel 54 Absatz 13 angenommen wurden. Falls ENTSO (Gas und Wasserstoff) keinen solchen Netzkodex umgesetzt hat, fordert ACER ENTSO (Gas und Wasserstoff) auf, eine ordnungsgemäß begründete Erklärung vorzulegen, warum es dies nicht getan hat. ACER setzt die Kommission von dieser Erklärung in Kenntnis und gibt eine Stellungnahme dazu ab.

ACER beobachtet und analysiert die Umsetzung der Netzkodizes und der von der Kommission nach den Artikeln 52, 53, 54, 55 und 56 erlassenen Leitlinien und ihre Auswirkungen auf die Harmonisierung der geltenden Regeln zur Förderung der Marktintegration und der Integration der Energiesysteme sowie auf Nichtdiskriminierung, echten Wettbewerb, die Klima- und Energieziele der Union, den Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“ und effizientes Funktionieren des Marktes und erstattet der Kommission Bericht.

(2) ENTSO (Gas und Wasserstoff) unterbreitet ACER den Entwurf des unionsweiten Netzentwicklungsplans, den Entwurf des Jahresarbeitsprogramms einschließlich der Informationen zum Konsultationsverfahren und der anderen in Artikel 23 Absatz 3 genannten Dokumente zur Stellungnahme. Nach Erhalt dieser Unterlagen übermittelt ACER dem europäischen wissenschaftlichen Beirat für Klimawandel den Entwurf des unionsweiten Netzentwicklungsplans und den Entwurf des Jahresarbeitsprogramms. Der europäische wissenschaftliche Beirat für Klimawandel veröffentlicht eine unabhängige Analyse und Stellungnahme zu deren Vereinbarkeit mit den Klima- und Energiezielen der Union.

Innerhalb von zwei Monaten ab dem Tag des Eingangs der Unterlagen veröffentlicht ACER ihre ordnungsgemäß begründete Stellungnahme und richtet Empfehlungen an ENTSO (Gas und Wasserstoff) und an die Kommission, falls ihres Erachtens der Entwurf des Jahresarbeitsprogramms oder der Entwurf des unionsweiten Netzentwicklungsplans, die von ENTSO (Gas und Wasserstoff) vorgelegt wurden, nicht zur Nichtdiskriminierung, zum echten Wettbewerb, zum effizienten Funktionieren des Marktes oder zu einem ausreichenden Maß an grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen, die Dritten offen stehen, beiträgt. In dem Programm und dem Plan werden die Stellungnahme und die Empfehlungen der ACER gebührend berücksichtigt.

Artikel 25
Regulierungsbehörden

Bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben aufgrund dieser Verordnung gewährleisten die Regulierungsbehörden die Einhaltung dieser Verordnung und der gemäß den Artikeln 52 bis 56 angenommenen Netzkodizes und Leitlinien.

Gegebenenfalls arbeiten sie untereinander, mit der Kommission und mit ACER gemäß Kapitel V der neu gefassten Gasrichtlinie zusammen.

Artikel 26
Konsultationen

(1) ENTSO (Gas und Wasserstoff) konsultiert im Rahmen der Ausarbeitung der Netzkodizes, des Entwurfs des unionsweiten Netzentwicklungsplans und des Jahresarbeitsprogramms nach Artikel 23 Absätze 1, 2 und 3 umfassend und öffentlich, frühzeitig und auf offene und transparente Weise alle einschlägigen Marktteilnehmer, insbesondere die Organisationen, die alle Akteure vertreten gemäß der in Artikel 22 Absatz 1 genannten Geschäftsordnung. Bei den Konsultationen werden die Regulierungsbehörden und andere nationale, regionale und lokale Behörden, Versorgungs- und Gewinnungsunternehmen, Netznutzer einschließlich der Kunden, Verteilernetzbetreiber sowie die relevanten (Branchen-)Verbände, technischen Gremien und Foren der Zivilgesellschaft und der Interessengruppen einbezogen. ENTSO (Gas und Wasserstoff) veröffentlicht diese Dokumente, damit die entsprechenden Akteure dazu Stellung nehmen können, und räumt diesen ausreichend Zeit für eine wirksame Beteiligung ein. Dabei verfolgt ENTSO (Gas und Wasserstoff) das Ziel, die Standpunkte und Vorschläge aller für den Entscheidungsprozess relevanten Kreise einzuholen.

(2) Alle Unterlagen und Sitzungsprotokolle zu den in Absatz 1 genannten Aspekten werden veröffentlicht.

(3) Vor der Verabschiedung des Jahresarbeitsprogramms sowie der in Artikel 23 Absätze 1, 2 und 3 genannten Netzkodizes teilt ENTSO (Gas und Wasserstoff) mit, welche Stellungnahmen im Rahmen der Konsultation eingegangen sind und berücksichtigt wurden. Wurden Stellungnahmen nicht berücksichtigt, ist dies zu begründen.

Artikel 27
Kosten

Die Kosten im Zusammenhang mit den in den Artikeln 21, 22, 23, 52, 53 und 54 dieser Verordnung und in Artikel 11 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates[20] genannten Tätigkeiten des ENTSO (Gas und Wasserstoff) werden von den Gasfernleitungsnetzbetreibern und den Wasserstoffnetzbetreibern getragen und bei der Tarifberechnung berücksichtigt. Die Regulierungsbehörden genehmigen diese Kosten nur dann, wenn sie angemessen und sachbezogen sind.

Artikel 28
Regionale Zusammenarbeit der Fernleitungsnetzbetreiber und der Wasserstoffnetzbetreiber

(1) Die Fernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber etablieren innerhalb des ENTSO (Gas und Wasserstoff) eine regionale Zusammenarbeit, um zu den in Artikel 23 Absätze 1, 2 und 3 genannten Aufgaben beizutragen.

(2) Die Fernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber fördern netztechnische Vereinbarungen, um ein optimales Netzmanagement zu gewährleisten, und fördern die Entwicklung von Energiebörsen, die koordinierte grenzüberschreitende Kapazitätszuweisung durch nichtdiskriminierende marktorientierte Lösungen, wobei sie die spezifischen Vorteile von impliziten Auktionen für kurzfristige Zuweisungen gebührend berücksichtigen, und die Einbeziehung von Mechanismen für den Ausgleich von Mengenabweichungen.

(3) Um die in den Absätzen 1 und 2 genannten Ziele zu erreichen, wird der Kommission die Befugnis übertragen, delegierte Rechtsakte gemäß Artikel 63 zu erlassen, in denen das geografische Gebiet, auf das sich die einzelnen Strukturen der regionalen Zusammenarbeit erstrecken, festgelegt ist, wobei bestehenden Strukturen der regionalen Zusammenarbeit Rechnung getragen wird. Jeder Mitgliedstaat kann die Zusammenarbeit in mehr als einem geografischen Gebiet fördern.

Hierzu konsultiert die Kommission ACER und ENTSO (Gas).

Artikel 29
Unionsweiter Netzentwicklungsplan für Gas und Wasserstoff

ENTSO (Gas und Wasserstoff) verabschiedet alle zwei Jahre den unionsweiten Netzentwicklungsplan nach Artikel 23 Absatz 3 Buchstabe b und veröffentlicht diesen. Der unionsweite Netzentwicklungsplan beinhaltet die Modellierung des integrierten Netzes, die Entwicklung von Szenarien, eine Europäische Prognose zur Angemessenheit des Angebots, eine Klimafolgenabschätzung und eine Bewertung der Belastbarkeit des Netzes.

Der unionsweite Netzentwicklungsplan muss insbesondere

a) auf den nationalen Investitionsplänen und auf Kapitel IV der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 aufbauen;

b) hinsichtlich der grenzüberschreitenden Verbindungsleitungen auch auf den angemessenen Bedürfnissen verschiedener Netznutzer beruhen und langfristige Verpflichtungen von Investoren gemäß den Artikeln 56 und 52 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] einschließen und

c) Investitionslücken, insbesondere in Bezug auf grenzüberschreitende Kapazitäten, aufzeigen, soweit vorhanden unter Berücksichtigung des Europäischen Plans für vorrangige Wasserstoffkorridore im Einklang mit Anhang I der Verordnung (EU) 2022/869 und verstärkt durch den REPowerEU-Plan, sowie Investitionen in Bezug auf die Stilllegung von Infrastruktur oder die Umfunktionierung von Erdgasinfrastruktur für den Wasserstofftransport sowie Investitionen in nachfrageseitige Lösungen, die keine neuen Infrastrukturinvestitionen erfordern, gestützt auf eine Kosten-Nutzen-Analyse gemäß den in Artikel 11 der Verordnung (EU) 2022/869 genannten Methoden;

ca) die Integration der Energiesysteme voranbringen, den Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“ fördern und umsetzen sowie zur Erreichung der Klima- und Energieziele der Union beitragen;

cb) die Notwendigkeit berücksichtigen, der Nutzung von Wasserstoff in schwer zu dekarbonisierenden Sektoren Vorrang einzuräumen.

Hinsichtlich Unterabsatz 2 Buchstabe c kann dem unionsweiten Netzentwicklungsplan als Anlage eine Übersicht über die Hemmnisse, die den Ausbau der grenzüberschreitenden Kapazitäten des Netzes aufgrund unterschiedlicher Genehmigungsverfahren oder einer unterschiedlichen Genehmigungspraxis erschweren, einschließlich nachfrageseitiger Alternativen, die keine neuen Infrastrukturen erfordern, beigefügt werden.

Bei der Entwicklung des unionsweiten Netzentwicklungsplans arbeitet ENTSO (Gas und Wasserstoff) mit ENTSO (Strom) zusammen, insbesondere bei der Entwicklung der energiesystemweiten Kosten-Nutzen-Analyse, beim Kapazitätsbedarf im gesamten Energiesystem, beim integrativen Energiemarkt und beim Netzmodel, die sowohl Strom- als auch Gas- und Wasserstofftransportinfrastruktur sowie Speicheranlagen umfassen, bei den Klima- und Energieeffizienzzielen der Union, bei LNG- und Wasserstoffterminals und Elektrolyseuren gemäß Artikel 11 der Verordnung (EU) 2022/869, bei den Szenarien für die zehnjährigen Netzentwicklungspläne gemäß Artikel 12 der Verordnung (EU) 2022/869 und bei der Ermittlung von Infrastrukturlücken gemäß Artikel 13 der Verordnung (EU) 2022/869.

Legt die Kommission einen Legislativvorschlag vor, der eine Reform der Gestaltung des Strommarkts betrifft, so stellt sie gegebenenfalls sicher, dass die in Unterabsatz 4 genannten Bereiche der Zusammenarbeit zwischen ENTSO (Gas und Wasserstoff) und ENTSO (Strom) beibehalten oder in die Aufgaben des ENTSO (Strom) aufgenommen werden.

Die Kommission legt dem Europäischen Parlament und dem Rat bis zum 31. Dezember 2035 einen Bericht vor, in dem sie die Notwendigkeit einer weiteren Integration der Planungsaufgaben und der Governance zwischen ENTSO (Gas und Wasserstoff) und ENTSO (Strom) bewertet, und fügt ihm gegebenenfalls einen Legislativvorschlag bei.

Artikel 30
Fernleitungsnetzbetreiber betreffende Transparenzanforderungen

(1) Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen ausführliche Informationen über die von ihnen angebotene Kapazität und die von ihnen angebotenen Dienstleistungen und die einschlägigen Bedingungen sowie die technischen Informationen, die die Netznutzer für den tatsächlichen Netzzugang benötigen.

(2) Zur Sicherstellung transparenter, objektiver, nichtdiskriminierender Tarife und zur Erleichterung einer effizienten Nutzung des Erdgasnetzes veröffentlichen die Fernleitungsnetzbetreiber oder die zuständigen nationalen Behörden angemessen und ausreichend detaillierte Informationen über die Tarifbildung, die entsprechenden Methoden und die Tarifstruktur.

(3) Hinsichtlich der angebotenen Dienstleistungen veröffentlicht jeder Fernleitungsnetzbetreiber für alle maßgeblichen Punkte, einschließlich Ein- und Ausspeisepunkte, regelmäßig und kontinuierlich und in einer nutzerfreundlichen, standardisierten Weise gemäß Anhang I numerische Informationen über die technischen, kontrahierten und verfügbaren Kapazitäten.

(4) Die maßgeblichen Punkte eines Fernleitungsnetzes, zu denen Informationen zu veröffentlichen sind, sind von den zuständigen Behörden nach Konsultation der Netznutzer zu genehmigen.

(5) Die Fernleitungsnetzbetreiber machen die durch diese Verordnung vorgeschriebenen Informationen in sinnvoller, quantifizierbar deutlicher und leicht zugänglicher Weise ohne Diskriminierung bekannt.

(6) Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen ex ante und ex post Informationen über Angebot und Nachfrage auf der Grundlage von Nominierungen und Zuweisungen, Prognosen und tatsächlichen Lastflüssen in das und aus dem Netz. Die Regulierungsbehörde stellt sicher, dass alle diese Informationen veröffentlicht werden. Der Detaillierungsgrad der veröffentlichten Informationen spiegelt die dem Fernleitungsnetzbetreiber vorliegenden Informationen wider.

Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen die für den Netzausgleich getroffenen Maßnahmen, die dadurch entstandenen Kosten und erzielten Erlöse.

Die betroffenen Marktteilnehmer stellen den Fernleitungsnetzbetreibern die in diesem Artikel genannten Daten zur Verfügung.

(7) Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen auf der Grundlage der Artikel 16 und 17 der Verordnung (EU) 2015/703 der Kommission detaillierte Informationen zur Qualität des in ihrem Netz transportierten Gases, die Auswirkungen auf Netznutzer haben könnte.

Artikel 31
Erdgas- und Wasserstoff- Speicheranlagen, LNG-Anlagen und Wasserstoffterminals betreffende Transparenzanforderungen

(1) Die Betreiber von LNG-Anlagen und von Wasserstoffspeicheranlagen sowie die Betreiber von (Erdgas-) Speicheranlagen und von Wasserstoffterminals veröffentlichen ausführliche Informationen über alle von ihnen angebotenen Dienstleistungen und die einschlägigen Bedingungen sowie die technischen Informationen, die die Nutzer von LNG-Anlagen und von Wasserstoff- Speicheranlagen sowie die Nutzer von Wasserstoffterminals für den tatsächlichen Zugang zu den LNG-Anlagen und Wasserstoff- Speicheranlagen sowie zu Wasserstoffterminals benötigen. Die Regulierungsbehörden können diese Betreiber dazu auffordern, etwaige zusätzliche relevante Informationen für die Netznutzer zu veröffentlichen.

(2) Die LNG-Anlagenbetreiber stellen nutzerfreundliche Instrumente zur Berechnung der Tarife für die verfügbaren Dienstleistungen bereit.

(3) Hinsichtlich der angebotenen Dienstleistungen veröffentlichen die LNG-Anlagen-, Wasserstoffspeicheranlagen- und Erdgas- Speicheranlagenbetreiber regelmäßig und kontinuierlich und in einer nutzerfreundlichen, standardisierten Weise numerische Informationen über die kontrahierten und verfügbaren Kapazitäten von LNG-Anlagen- und Speicheranlagenkapazitäten sowie zu den Kapazitäten von Wasserstoffspeicheranlagen und Wasserstoffterminals.

(4) Die Betreiber von LNG-Anlagen und Wasserstoff- sowie Erdgasspeicheranlagen machen die durch diese Verordnung vorgeschriebenen Informationen in sinnvoller, quantifizierbar deutlicher und leicht zugänglicher Weise ohne Diskriminierung bekannt.

(5) Die LNG-Anlagen- und Speicheranlagenbetreiber sowie die Betreiber von Wasserstoffspeicheranlagen und von Wasserstoffterminals veröffentlichen Folgendes: die Gasmengen in den einzelnen LNG-Anlagen oder Speicheranlagen und Wasserstoffterminals oder Gruppen von Speicheranlagen, falls dies der Art entspricht, in der Anlagennutzern der Zugang angeboten wird, die ein- und ausgespeisten Mengen und die verfügbare Kapazität der Erdgas- und Wasserstoffspeicheranlagen, LNG-Anlagen und Wasserstoffterminals, und zwar auch für die Anlagen, die vom Zugang Dritter ausgenommen sind. Die Informationen werden auch dem Fernleitungsnetzbetreiber oder – bei Wasserstoffspeicheranlagen und -terminals – dem Wasserstoffnetzbetreiber mitgeteilt, der sie pro Netz oder Teilnetz, die durch die maßgeblichen Punkte bestimmt werden, in zusammengefasster Form veröffentlicht. Die Informationen werden mindestens einmal täglich aktualisiert.

In Fällen, in denen ein Erdgas- oder Wasserstoff- Speicheranlagennutzer der einzige Nutzer einer Erdgas- oder Wasserstoff- Speicheranlage ist, kann der Speicheranlagennutzer bei der Regulierungsbehörde einen begründeten Antrag auf vertrauliche Behandlung der in Unterabsatz 1 genannten Daten stellen. Gelangt die Regulierungsbehörde unter Berücksichtigung insbesondere der Notwendigkeit, die legitimen Interessen des Schutzes von Geschäftsgeheimnissen, deren Offenlegung der wirtschaftlichen Gesamtstrategie des Speicheranlagennutzers schaden würde, und das Ziel der Schaffung eines wettbewerbsbestimmten Erdgasbinnenmarktes gegeneinander abzuwägen, zu dem Schluss, dass der Antrag gerechtfertigt ist, kann sie dem Speicheranlagenbetreiber gestatten, die in Unterabsatz 1 genannten Daten für die Dauer von bis zu einem Jahr nicht zu veröffentlichen.

Unterabsatz 2 gilt unbeschadet der in Unterabsatz 1 genannten Pflicht des Fernleitungsnetzbetreibers zur Mitteilung und Veröffentlichung, außer wenn die aggregierten Daten mit den individuellen Erdgas- oder Wasserstoff- Speicheranlagendaten, deren Nichtveröffentlichung die Regulierungsbehörde gestattet hat, identisch sind.

(6) Um für transparente, objektive und nichtdiskriminierende Tarife zu sorgen und die effiziente Nutzung der Infrastrukturen zu erleichtern, veröffentlichen die LNG-Anlagenbetreiber und die Erdgas- oder Wasserstoff- Speicheranlagenbetreiber oder die zuständigen Regulierungsbehörden ausreichend detaillierte Informationen über die Tarifbildung, die Methoden der Tariffestlegung und die Tarifstruktur für Infrastrukturen, für die der regulierte Zugang Dritter vorgesehen ist; LNG-Anlagen, die einer Ausnahme gemäß Artikel 22 der Richtlinie 2003/55/EG und Artikel 36 der Richtlinie 2009/73/EG sowie Artikel 60 der vorliegenden Verordnung unterliegen, und Betreiber von Erdgasspeicheranlagen im Rahmen des Systems für den ausgehandelten Zugang Dritter veröffentlichen Tarife für Infrastrukturen, um ein ausreichendes Maß an Transparenz sicherzustellen.

Die Betreiber von LNG-Anlagen und die Betreiber von Speicheranlagen richten jeweils binnen 18 Monaten ab [Tag des Inkrafttretens der Verordnung] eine zentrale europäische Plattform ein, auf der die nach diesem Artikel erforderlichen Informationen auf transparente und nutzerfreundliche Weise veröffentlicht werden.

Artikel 32
Aufbewahrungspflichten für Netz- und Anlagenbetreiber

Fernleitungsnetz-, Speicheranlagen- und LNG-Anlagenbetreiber bewahren alle Informationen, auf die in den Artikeln 30 und 31 und in Teil 3 des Anhangs I Bezug genommen wird, für die Dauer von fünf Jahren auf und stellen sie den Behörden, einschließlich der nationalen Regulierungsbehörde, der nationalen Wettbewerbsbehörde und der Kommission bei Bedarf zur Verfügung.

Abschnitt 4

Verteilernetzbetrieb

Artikel 33
Verbindliche Kapazität für erneuerbares Gas und CO2-armes Gas im Fernleitungsnetz

(1) Die Verteilernetzbetreiber gewährleisten verbindliche Kapazität und kontinuierliche Einspeisung für den Zugang der an ihr Netz angeschlossenen Erzeugungsanlagen für erneuerbares Gas und CO2-armes Gas. Zu diesem Zweck entwickeln die Verteilernetzbetreiber in Zusammenarbeit untereinander und mit den Fernleitungsnetzbetreibern Verfahren und Regelungen, einschließlich Investitionen, um den Umkehrfluss vom Verteilernetz in das Fernleitungsnetz sicherzustellen, sowie Netzausbaupläne, um gegebenenfalls den Ausbau des Netzes sicherzustellen.

(2) Absatz 1 lässt die Möglichkeit von Verteilernetzbetreibern unberührt, Alternativen zu Investitionen in den Umkehrfluss zu entwickeln, wie z. B. Lösungen mithilfe intelligenter Netze oder den Anschluss an die Netze anderer Netzbetreiber. Der verbindliche Zugang darf nur beschränkt werden, um Kapazitäten anzubieten, die betrieblichen Beschränkungen unterliegen, und so für wirtschaftliche Infrastruktursicherheit und Effizienz zu sorgen. Die Regulierungsbehörde stellt sicher, dass etwaige Beschränkungen der verbindlichen Kapazität oder betriebliche Beschränkungen auf der Grundlage transparenter, diskriminierungsfreier Verfahren eingeführt werden und keine unangemessenen Hindernisse für den Markteintritt nach sich ziehen. Wenn die Erzeugungsanlage die Kosten im Zusammenhang mit der Gewährleistung verbindlicher Kapazität trägt, wird keine Beschränkung angewandt.

(2a) Für den Zweck der zügigen Umsetzung des Netzanschlusses der Erzeugung erneuerbarer Gase stellen die Mitgliedstaaten Folgendes sicher:

a) Der Verteilernetzbetreiber hält angemessene Fristen ein, um die Anträge auf Einspeisung von erneuerbarem Gas zu prüfen, ein Angebot zu unterbreiten und den Anschluss herzustellen, wobei er von der Regulierungsbehörde gemäß Artikel 41 und Artikel 72 Absatz 1 Buchstabe t der [neugefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] überwacht wird.

b) Die Genehmigungsverfahren für die Umsetzung des Anschlusses werden nicht durch fehlende administrative Kapazitäten beeinträchtigt und stellen kein Hindernis für das Erreichen der nationalen Zielvorgabe im Bereich der Energie aus erneuerbaren Quellen dar.

Artikel 34
Zusammenarbeit zwischen Verteilernetzbetreibern, Fernleitungsnetzbetreibern und Wasserstoffnetzbetreibern

Verteilernetzbetreiber arbeiten mit anderen Verteilernetzbetreibern, Fernleitungsnetzbetreibern und Wasserstoffnetzbetreibern zusammen, um Wartung, Netzentwicklung, Neuanschlüsse, Stilllegung und den Betrieb des Netzes zu koordinieren und so die Netzintegrität zu gewährleisten, die Kapazität zu maximieren und die Nutzung von Verbrauchsgas zu minimieren.

Artikel 35
Verteilernetzbetreiber betreffende Transparenzanforderungen

Sind Verteilernetzbetreiber für das Management der Gasqualität in ihren Netzen verantwortlich, so veröffentlichen sie auf der Grundlage der Artikel 16 und 17 der Verordnung (EU) 2015/703 der Kommission detaillierte Informationen zur Qualität des in ihren Netzen transportierten Gases, die Auswirkungen auf Netznutzer haben könnte.

Der Ausbau eines Verteilernetzes beruht auf einem transparenten Netzentwicklungsplan, den der Verteilernetzbetreiber mindestens alle zwei Jahre veröffentlicht und der Regulierungsbehörde vorlegt. Der Netzentwicklungsplan gewährleistet Transparenz in Bezug auf die erforderlichen mittel- und langfristigen Gasdienstleistungen.

Der Verteilernetzbetreiber konsultiert Verbraucher, lokale Behörden, relevante Fernleitungsnetzbetreiber und andere Akteure, einschließlich Gewerkschaften, zu dem in Unterabsatz 2 genannten Netzentwicklungsplan. Der Verteilernetzbetreiber veröffentlicht die Ergebnisse des Konsultationsverfahrens zusammen mit dem Netzentwicklungsplan und legen die Ergebnisse des Konsultationsverfahrens und den Netzentwicklungsplan der Regulierungsbehörde vor. Die Regulierungsbehörde kann Änderungen des Plans verlangen.

Die Mitgliedstaaten können beschließen, die in Unterabsatz 2 genannte Verpflichtung nicht auf Verteilernetzbetreiber anzuwenden, die weniger als 100 000 angeschlossene Kunden beliefern.

Artikel 36
Europäische Organisation der Verteilernetzbetreiber

Verteilernetzbetreiber, die ein Erdgasnetz oder ein Wasserstoffnetz betreiben, arbeiten über die gemäß den Artikeln 52 bis 57 der Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates[21] eingerichtete Europäische Organisation der Verteilernetzbetreiber (EU-VNBO) auf Unionsebene zusammen, um die Vollendung und das Funktionieren des Erdgasbinnenmarktes zu fördern, bei der Entwicklung des Wasserstoffmarktes zusammenzuarbeiten sowie eine optimale Verwaltung und einen koordinierten Betrieb der Verteiler- und Fernleitungsnetze zu fördern.

Eingetragene Mitglieder können selbst in der EU-VNBO mitarbeiten oder sich von dem vom Mitgliedstaat benannten nationalen Verband oder einem unionsweit tätigen Verband vertreten lassen.

Die Kosten im Zusammenhang mit den Tätigkeiten der EU-VNBO werden von den als Mitglieder eingetragenen Verteilernetzbetreibern getragen und bei der Tarifberechnung berücksichtigt. Die Regulierungsbehörden genehmigen Kosten nur dann, wenn sie angemessen und verhältnismäßig sind; verweigern sie die Genehmigung, geben sie die Gründe dafür an.

Artikel 37
Änderung der wesentlichen Vorschriften und Verfahren für die EU-VNBO

(1) Die in Artikel 54 der Verordnung (EU) 2019/942 festgelegten Vorschriften und Verfahren für die Teilnahme von Verteilernetzbetreibern an der EU-VNBO gelten auch für Verteilernetzbetreiber, die ein Erdgas- oder Wasserstoffnetz betreiben.

(1a) Die Governance-Regeln und die Struktur der EU-VNBO müssen eine gerechte und ausgewogene Vertretung der Gas- und Wasserstoff-Verteilernetzbetreiber gewährleisten.

(2) Die Strategieberatungsgruppe gemäß Artikel 54 Absatz 2 Buchstabe f der Verordnung (EU) 2019/942 umfasst auch Vertreter der Verbände europäischer Verteilernetzbetreiber, die ausschließlich Erdgas- oder Wasserstoffnetze betreiben.

(3) Bis zum … [ein Jahr nach dem Inkrafttreten der vorliegenden Verordnung] legt die EU-VNBO der Kommission und der ACER einen Entwurf der aktualisierten Satzung, einschließlich eines Verhaltenskodex, die Liste der eingetragenen Mitglieder und einen Entwurf der aktualisierten Geschäftsordnung – einschließlich der Verfahrensregeln für die Konsultation von ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff) und anderer Interessenträger – sowie den Entwurf der aktualisierten Finanzierungsvorschriften vor.

Im Entwurf der aktualisierten Geschäftsordnung der EU-VNBO muss eine ausgewogene Vertretung aller teilnehmenden Verteilernetzbetreiber sichergestellt sein, einschließlich derer, die ausschließlich Eigentümer oder Betreiber von Erdgas- oder Wasserstoffnetzen sind.

(4) Binnen vier Monaten nach Eingang der in Absatz 3 genannten Dokumente übermittelt ACER der Kommission nach der Anhörung der Organisationen, die alle Interessenträger – insbesondere die Verteilernetzbenutzer, einschließlich Kunden – vertreten, ihre Stellungnahme.

(5) Binnen drei Monaten nach Eingang der Stellungnahme der ACER gibt die Kommission unter Berücksichtigung der in Absatz 4 vorgesehenen Stellungnahme der ACER eine Stellungnahme zu den gemäß Absatz 3 vorgelegten Dokumenten ab.

(6) Binnen drei Monaten nach dem Eingang der befürwortenden Stellungnahme der Kommission verabschieden und veröffentlichen die Verteilernetzbetreiber die jeweils aktualisierte Fassung ihrer Satzung, Geschäftsordnung und Finanzierungsvorschriften.

(7) Bei Änderungen oder auf begründetes Ersuchen der Kommission oder der ACER sind die in Absatz 3 genannten Dokumente der Kommission und der ACER vorzulegen. Die Kommission und ACER können nach dem in den Absätzen 3, 4 und 5 festgelegten Verfahren Stellung nehmen.

Artikel 38
Zusätzliche Aufgaben der EU-VNBO

(1) Die EU-VNBO übt die in Artikel 55 Absatz 1 Buchstaben a bis e der Verordnung (EU) 2019/943 genannten Aufgaben und die in Artikel 55 Absatz 2 Buchstaben c bis e der genannten Verordnung aufgeführten Tätigkeiten auch in Bezug auf die zum Erdgas- oder Wasserstoffnetz gehörenden Verteilernetze aus.

(2) Neben den Aufgaben aus Artikel 55 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2019/943 beteiligt sich die EU-VNBO auch an der Entwicklung von Netzkodizes, die gemäß der vorliegenden Verordnung für den Betrieb und die Planung von Verteilernetzen sowie für den koordinierten Betrieb der Fernleitungs- und Verteilernetze relevant sind und dazu beitragen, flüchtige Methanemissionen aus dem Erdgasnetz zu verringern.

Bei der Teilnahme an der Entwicklung neuer Netzkodizes gemäß Artikel 53 hält die EU-VNBO die Vorschriften für Konsultationen nach Artikel 56 der Verordnung (EU) 2019/943 ein.

(3) Neben den in Artikel 55 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2019/943 genannten Tätigkeiten muss die EU-VNBO

a) in Zusammenarbeit mit ENTSO (Gas und Wasserstoff) die Durchführung der gemäß der vorliegenden Verordnung erlassenen Netzkodizes und Leitlinien beobachten, die für den Betrieb und die Planung der Verteilernetze sowie für den koordinierten Betrieb der Fernleitungs- und Verteilernetze relevant sind;

b) mit ENTSO (Gas und Wasserstoff) zusammenarbeiten und bewährte Verfahren für den koordinierten Betrieb und die koordinierte Planung von Fernleitungs- und Verteilernetzen übernehmen, zu denen beispielsweise der Datenaustausch zwischen den Betreibern und die Koordinierung von dezentralen Energieressourcen gehören;

c) an der Ermittlung bewährter Verfahren für die Umsetzung der Ergebnisse der Bewertungen gemäß Artikel 23 Absatz 1a des [Vorschlags für die REDIII] und Artikel 23 des [Vorschlags für die überarbeitete EED] sowie für die Zusammenarbeit zwischen den Betreibern von Stromverteilernetzen, Erdgasverteilernetzen, Wasserstoffverteilernetzen und Fernwärme- und Kältenetzen mitwirken, auch im Hinblick auf die Bewertung gemäß Artikel 24 Absatz 8 des [Vorschlags für REDIII], einschließlich Empfehlungen für die geeignete Platzierung von Elektrolyseuren zur Sicherstellung der Nutzung von Abwärme in Fernwärmenetzen.

(4) Die EU-VNBO leistet hinsichtlich der Verteilernetze Beiträge zur Berichterstattung des ENTSO (Gas und Wasserstoff) über die Gas- und Wasserstoffqualität, wenn die Verteilernetzbetreiber gemäß Artikel 23 Absatz 3 für das Management der Gasqualität verantwortlich sind.

KAPITEL III

VORSCHRIFTEN FÜR DIE SPEZIELLEN WASSERSTOFFNETZE

Artikel 39
Grenzüberschreitende Koordinierung in Bezug auf die Wasserstoffqualität

(1) Die Wasserstoffnetzbetreiber arbeiten mit Blick auf die Erfüllung der Qualitätsanforderungen der verschiedenen Endanwendungen im Einklang mit den geltenden Wasserstoffqualitätsstandards zusammen, um Beschränkungen der grenzüberschreitenden Wasserstoffströme aufgrund von Unterschieden in der Wasserstoffqualität zu vermeiden.

(2) Kann eine Beschränkung der grenzüberschreitenden Ströme aufgrund von Unterschieden in der Wasserstoffqualität von den betreffenden Wasserstoffnetzbetreibern im normalen Betrieb nicht verhindert werden, informieren sie unverzüglich die betreffenden Regulierungsbehörden. Die Informationen müssen eine Beschreibung sowie eine angemessene Begründung für etwaige von den Wasserstoffnetzbetreibern bereits unternommene Schritte enthalten.

(3) Die betreffenden Regulierungsbehörden einigen sich innerhalb von sechs Monaten gemeinsam darauf, ob sie die Beschränkung feststellen.

(4) Wenn die betreffenden Regulierungsbehörden die Beschränkung feststellen, fordern sie die betreffenden Wasserstoffnetzbetreiber auf, binnen 12 Monaten folgende Maßnahmen in folgender Reihenfolge zu treffen:

a) Zusammenarbeit und Entwicklung technisch durchführbarer Optionen, um die festgestellte Beschränkung zu beseitigen;

b) gemeinsame Durchführung einer Kosten-Nutzen-Analyse zu den technisch durchführbaren Optionen, um wirtschaftlich effiziente Lösungen festzulegen, wobei Kosten und Nutzen nach den Kategorien der betroffenen Parteien aufzuschlüsseln sind;

c) Schätzung des für jede potenzielle Option benötigten Umsetzungszeitraums;

d) Durchführung einer öffentlichen Konsultation zu den ermittelten durchführbaren Lösungen und Berücksichtigung der Ergebnisse dieser Konsultation;

e) Vorlage eines gemeinsamen Vorschlags für eine Lösung zur Beseitigung der festgestellten Beschränkung bei den jeweiligen Regulierungsbehörden zur Genehmigung und bei den anderen zuständigen nationalen Behörden jedes beteiligten Mitgliedstaats zur Information; der Vorschlag muss auf der Kosten-Nutzen-Analyse und den Ergebnissen der öffentlichen Konsultation beruhen und einen Zeitplan für die Umsetzung enthalten.

(5) Erzielen die betreffenden Wasserstoffnetzbetreiber nicht binnen 12 Monaten eine Einigung über eine Lösung, informiert jeder Wasserstoffnetzbetreiber unverzüglich seine Regulierungsbehörde.

(6) Die betreffenden Regulierungsbehörden treffen binnen sechs Monaten gemäß Artikel 6 Absatz 10 der Verordnung (EU) 2019/942 eine gemeinsame koordinierte Entscheidung zur Beseitigung oder Beibehaltung der festgestellten Beschränkung, wobei sie die von den betreffenden Fernleitungsnetzbetreibern durchgeführte Kosten-Nutzen-Analyse und die Ergebnisse der öffentlichen Konsultation berücksichtigen. Jede Entscheidung, die festgestellte Beschränkung beizubehalten, wird alle vier Jahre überprüft.

(7) Die gemeinsame koordinierte Entscheidung der betreffenden Regulierungsbehörden muss eine Entscheidung über die Aufteilung der für die Umsetzung der vereinbarten Lösung zu tragenden Investitionskosten auf die einzelnen Wasserstoffnetzbetreiber sowie über deren Einbeziehung in Tarife nach dem 1. Januar 2031 umfassen, wobei Kosten und Nutzen der Lösung in den betreffenden Mitgliedstaaten in wirtschaftlicher, sozialer und ökologischer Hinsicht zu berücksichtigen sind.

(8) ACER kann Empfehlungen an die Regulierungsbehörden zu den Einzelheiten von Entscheidungen über die Kostenzuweisung gemäß Absatz 7 abgeben.

(9) Können sich die betreffenden Regulierungsbehörden nicht gemäß Absatz 3 einigen, entscheidet ACER über die Beschränkung nach dem Verfahren gemäß Artikel 6 Absatz 10 der Verordnung (EU) 2019/942. Stellt ACER die Beschränkung fest, fordert sie die betreffenden Wasserstoffnetzbetreiber auf, binnen zwölf Monaten die in Absatz 4 Buchstaben a bis e aufgeführten Maßnahmen in der dort festgelegten Reihenfolge zu treffen.

(10) Können die zuständigen Regulierungsbehörden keine gemeinsame koordinierte Entscheidung gemäß den Absätzen 6 und 7 treffen, entscheidet ACER über die Lösung zur Beseitigung oder Beibehaltung der festgestellten Beschränkung sowie über die Aufteilung der für die Umsetzung der vereinbarten Lösung zu tragenden Kosten auf die einzelnen Netzbetreiber nach dem Verfahren gemäß Artikel 6 Absatz 10 der Verordnung (EU) 2019/942. Jede Entscheidung, die festgestellte Beschränkung beizubehalten, wird alle vier Jahre überprüft.

(11) Weitere Einzelheiten, die für die Umsetzung dieses Artikels erforderlich sind, einschließlich Einzelheiten in Bezug auf eine gemeinsame verbindliche Spezifikation für die Wasserstoffqualität in grenzüberschreitenden Wasserstoffverbindungsleitungen, Kosten-Nutzen-Analysen zur Beseitigung von Beschränkungen der grenzüberschreitenden Wasserstoffströme aufgrund von Unterschieden in der Wasserstoffqualität, Interoperabilitätsvorschriften für grenzüberschreitende Wasserstoffinfrastruktur, einschließlich Netzkopplungsverträgen, Einheiten, Datenaustausch sowie Kommunikation und Bereitstellung von Informationen zwischen den relevanten Marktteilnehmern, werden in einem gemäß Artikel 54 Absatz 2 Buchstabe b erlassenen Netzkodex festgelegt.

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Artikel 48
Wasserstoffnetzbetreiber betreffende Transparenzanforderungen

(1) Die Wasserstoffnetzbetreiber veröffentlichen detaillierte Informationen über die von ihnen angebotenen Dienstleistungen und die einschlägigen angewandten Bedingungen zusammen mit den technischen Informationen, die die Wasserstoffnetznutzer für einen wirksamen Netzzugang benötigen.

(2) Zur Sicherstellung transparenter, objektiver und nichtdiskriminierender Tarife und zur Erleichterung einer effizienten Nutzung des Wasserstoffnetzes veröffentlichen die Wasserstoffnetzbetreiber oder die zuständigen Behörden ab dem 1. Januar 2031 vollständige Informationen über die Tarifbildung, die entsprechenden Methoden und die Tarifstruktur.

(3) Die Wasserstoffnetzbetreiber veröffentlichen detaillierte Informationen zur Qualität des in ihren Netzen transportierten Wasserstoffs, die Auswirkungen auf die Netznutzer haben könnte.

(4) Die maßgeblichen Punkte eines Wasserstoffnetzes, zu denen Informationen zu veröffentlichen sind, müssen von den zuständigen Behörden nach Konsultation der Wasserstoffnetznutzer genehmigt werden.

(5) Die Wasserstoffnetzbetreiber geben die durch diese Verordnung vorgeschriebenen Informationen stets in aussagekräftiger, quantifizierbar deutlicher und leicht zugänglicher Weise diskriminierungsfrei bekannt.

(6) Die Wasserstoffnetzbetreiber veröffentlichen ex ante und ex post Informationen über Angebot und Nachfrage, einschließlich einer regelmäßigen Prognose und der aufgezeichneten Informationen. Die Regulierungsbehörde stellt sicher, dass alle diese Informationen veröffentlicht werden. Der Detaillierungsgrad der veröffentlichten Informationen muss die den Wasserstoffnetzbetreibern vorliegenden Informationen widerspiegeln.

(7) Die betreffenden Marktteilnehmer stellen den Wasserstoffnetzbetreibern die in diesem Artikel genannten Daten zur Verfügung.

(8) Weitere Einzelheiten, die für die Umsetzung der Transparenzanforderungen an Wasserstoffnetzbetreiber erforderlich sind, einschließlich weiterer Einzelheiten zu Inhalt, Häufigkeit und Form der Bereitstellung von Informationen durch die Wasserstoffnetzbetreiber, werden in einem gemäß Artikel 54 Absatz 1 erlassenen Netzkodex festgelegt.

Artikel 49
Aufbewahrungspflichten im Wasserstoffsystem

Wasserstoffnetz-, Wasserstoffspeicheranlagen- und Wasserstoffterminalbetreiber bewahren alle Informationen, auf die in den Artikeln 31 und 48 und in Anhang I Teil 4 Bezug genommen wird, für die Dauer von fünf Jahren auf und stellen sie den nationalen Behörden, einschließlich der Regulierungsbehörde und der nationalen Wettbewerbsbehörde, sowie der Kommission bei Bedarf zur Verfügung.

Artikel 50
Vermutung der Konformität mit harmonisierten Normen

(1) Bei harmonisierten Normen, deren Fundstellen im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht wurden, oder Teilen dieser Normen wird die Konformität mit den Anforderungen aus gemäß Artikel 54 Absatz 2 Buchstabe b erlassenen delegierten Rechtsakten oder aus gemäß Artikel 51 erlassenen Durchführungsrechtsakten angenommen.

(2) Die Kommission unterrichtet das zuständige Europäische Normungsgremium hiervon und erteilt gegebenenfalls einen Auftrag zur Überarbeitung der betreffenden harmonisierten Norm.

Artikel 51
Gemeinsame Spezifikationen

Die Kommission ist befugt, Durchführungsrechtsakte zu erlassen, in denen gemeinsame Spezifikationen für die Anforderungen aus Artikel 46 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] festgelegt werden, oder kann diese Spezifikationen in einem Netzkodex gemäß Artikel 54 Absatz 2 Buchstabe b dieser Verordnung festlegen, wenn

a) diese Anforderungen nicht durch harmonisierte Normen, deren Fundstellen im Amtsblatt der Europäischen Union veröffentlicht worden sind, oder durch Teile dieser Normen erfasst sind oder

b) die Kommission unangemessene Verzögerungen bei der Annahme in Auftrag gegebener harmonisierter Normen feststellt oder der Auffassung ist, dass entsprechende harmonisierte Normen nicht ausreichen, oder

c) die Kommission im Einklang mit dem Verfahren gemäß Artikel 11 Absatz 5 der Verordnung (EU) Nr. 1025/2012 beschlossen hat, die Fundstellen der harmonisierten Normen, die für diese Anforderungen gelten, oder von Teilen dieser Normen mit Einschränkung zu belassen oder zu streichen.

Diese Durchführungsrechtsakte werden nach dem Prüfverfahren gemäß Artikel 61 Absatz 3 erlassen.

Kapitel IV

NETZKODIZES UND LEITLINIEN

Artikel 52
Verabschiedung von Netzkodizes und Leitlinien

(1) Die Kommission kann im Rahmen ihrer Befugnisse gemäß den Artikeln 53 bis 56 Durchführungsrechtsakte oder delegierte Rechtsakte erlassen. Solche Rechtsakte können entweder gemäß dem in den Artikeln 53 bis 55 festgelegten Verfahren als Netzkodizes auf der Grundlage von Textvorschlägen, die von ENTSO (Gas und Wasserstoff) oder – sofern dies in der Prioritätenliste nach Artikel 53 Absatz 3 entsprechend festgelegt wurde – der EU-VNBO erforderlichenfalls in Zusammenarbeit mit ENTSO (Gas und Wasserstoff) und ACER ausgearbeitet wurden, oder als Leitlinien gemäß dem Verfahren nach Artikel 56 erlassen werden.

(2) Die Netzkodizes und Leitlinien

a) müssen sicherstellen, dass das für die Erreichung der Ziele dieser Verordnung erforderliche Mindestmaß an Harmonisierung erreicht wird;

b) müssen gegebenenfalls regionalen Besonderheiten Rechnung tragen;

c) dürfen nicht über das für die Erreichung der Ziele von Buchstabe a erforderliche Maß hinausgehen und

d) gelten für alle Kopplungspunkte innerhalb der Union sowie für alle Einspeise- und Ausspeisepunkte von und zu Drittländern.

Artikel 53
Festlegung der Netzkodizes

(1) Die Kommission ist befugt, Durchführungsrechtsakte zu erlassen, um Netzkodizes in den folgenden Bereichen festzulegen:

a) Vorschriften für den Datenaustausch und die Abrechnung zur Umsetzung der Artikel 21 und 22 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] in Bezug auf die Interoperabilität und den Datenaustausch sowie harmonisierte Vorschriften für den Betrieb der Gasfernleitungsnetze, die Kapazitätsbuchungsplattformen und die IT-Verfahren, die für das Funktionieren des Binnenmarktes relevant sind;

b) Interoperabilitätsvorschriften für das Erdgasnetz zur Umsetzung von Artikel 19 der vorliegenden Verordnung und der Artikel 9, 35 und 40 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx], unter anderem in Bezug auf Netzkopplungsverträge, Vorschriften für die Gasflusskontrolle und Messprinzipien für die Gasmenge und -qualität, Zuweisungs- und Abgleichsregeln, gemeinsame Einheiten, den Datenaustausch, die Gasqualität, einschließlich Vorschriften für den Umgang mit grenzübergreifenden Beschränkungen aufgrund von Unterschieden in der Gasqualität, einer unterschiedlichen Odorierung oder unterschiedlichen Mengen des im Erdgassystem beigemischten Wasserstoffs, Kosten-Nutzen-Analysen zur Beseitigung von Beschränkungen für grenzüberschreitende Gasflüsse, einer gemeinsamen verbindlichen Spezifikation für die Erdgasqualität für grenzüberschreitende Erdgasverbindungsleitungen, die Wobbe-Index-Klassifizierung, Folgenminderungsmaßnahmen, die für einen ungehinderten grenzüberschreitenden Biomethan-Fluss erforderliche Mindesthöhe von Gasqualitätsparametern für die Akzeptanz des Gases (z. B. hinsichtlich des Sauerstoffgehalts), die kurz- und langfristige Überwachung der Gasqualität, die Bereitstellung von Informationen und die Zusammenarbeit zwischen den relevanten Marktteilnehmern, die Berichterstattung zur Gasqualität sowie Transparenz und Kommunikationsverfahren, auch für außergewöhnliche Ereignisse;

c) Vorschriften für Kapazitätszuweisung und Engpassmanagement zur Umsetzung des Artikels 27 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] und der Artikel 7 bis 10 dieser Verordnung, einschließlich Vorschriften in Bezug auf die Zusammenarbeit bei Wartungsverfahren und die Kapazitätsberechnung, die Auswirkungen auf die Kapazitätszuweisung hat, die Standardisierung von Kapazitätsprodukten und -einheiten einschließlich der Bündelung, die Zuweisungsmethode einschließlich Auktionsalgorithmen, die Reihenfolge und das Verfahren für vorhandene und neu zu schaffende, verbindliche und unterbrechbare Kapazität, Kapazitätsbuchungsplattformen, Überbuchungs- und Rückkaufsysteme, kurz- und langfristige „Use-it-or-lose-it“-Regelungen oder sonstige Engpassmanagementsysteme, die das Horten von Kapazität verhindern;

d) Ausgleichsregeln, einschließlich netzbezogener Vorschriften für Nominierungsverfahren, Regeln für Ausgleichsentgelte und Vorschriften für den netztechnischen Ausgleich Vorschriften Mengenabweichungen zwischen den Netzen der Fernleitungsnetzbetreiber zur Umsetzung des Artikels 35 Absatz 5 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] sowie der Artikel 7 bis 10 dieser Verordnung, einschließlich netzbezogener Regeln für Nominierungsverfahren, für Ausgleichsentgelte, für Abrechnungsverfahren für das tägliche Ausgleichsentgelt und für den netztechnischen Ausgleich zwischen den Netzen der Fernleitungsnetzbetreiber;

e) Vorschriften für harmonisierte Fernleitungstarifstrukturen zur Umsetzung des Artikels 72 Absatz 7 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] und der Artikel 15 und 16 dieser Verordnung, einschließlich Vorschriften für die Anwendung einer Referenzpreismethode, der damit verbundenen Konsultations- und Veröffentlichungspflichten und Vorschriften für die Berechnung von Reservepreisen für Standardkapazitätsprodukte, Nachlässen für LNG- und Speicheranlagen, der zulässigen Erlöse, Verfahren für die Gewährung eines Nachlasses für erneuerbares Gas und CO2-armes Gas, einschließlich gemeinsamer Grundsätze für Ausgleichsmechanismen zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern.

Diese Durchführungsrechtsakte werden nach dem Prüfverfahren gemäß Artikel 61 Absatz 3 erlassen.

(2) Die Kommission ist befugt, gemäß Artikel 63 delegierte Rechtsakte zur Festlegung von Netzkodizes in den folgenden Bereichen zu erlassen:

a) Vorschriften für die Netzsicherheit und -zuverlässigkeit, einschließlich Vorschriften für die Netzbetriebssicherheit sowie Vorschriften für die Netzzuverlässigkeit, die die Qualität der Netzdienstleistungen sicherstellen;

b) Vorschriften für den Netzanschluss, einschließlich Vorschriften für den Anschluss von Erzeugungsanlagen für erneuerbares Gas und CO2-armes Gas und Verfahren für Anschlussanträge;

c) betriebliche Verfahren bei Notfällen, einschließlich Systemschutzplänen, Wiederaufbauplänen, Marktinteraktionen, Informationsaustausch und Kommunikation sowie Instrumenten und Anlagen;

d) Vorschriften für den Handel in Bezug auf die technische und operative Bereitstellung der Netzzugangsdienste und den Ausgleich zwischen den Netzen;

e) Energieeffizienz von Gasnetzen und -komponenten sowie Energieeffizienz im Rahmen der Netzplanung und der Netzinvestitionen mit dem Ziel, die aus Systemperspektive energieeffizienteste Lösung umzusetzen;

f) Cybersicherheitsaspekte grenzüberschreitender Erdgasflüsse, einschließlich Vorschriften für gemeinsame Mindestanforderungen, Planung, Beobachtung, Berichterstattung und Krisenbewältigung.

fa) Regeln für den Zugang Dritter;

fb) Transparenzvorschriften.

(3) Die Kommission stellt nach Konsultation der ACER, des ENTSO (Gas und Wasserstoff), der EU-VNBO und der anderen relevanten Interessenträger alle drei Jahre eine Prioritätenliste auf, in der die in den Absätzen 1 und 2 genannten Bereiche aufgeführt werden, die in die Entwicklung von Netzkodizes einzubeziehen sind. Wenn der Gegenstand des Netzkodex unmittelbar mit dem Betrieb des Verteilernetzes zusammenhängt und für das Fernleitungsnetz nicht unbedingt relevant ist, kann die Kommission verlangen, dass die EU-VNBO in Zusammenarbeit mit ENTSO (Gas und Wasserstoff) einen Redaktionsausschuss einberuft und der ACER einen Vorschlag für einen Netzkodex vorlegt.

(4) Die Kommission ersucht ACER, ihr innerhalb einer angemessenen Frist von höchstens sechs Monaten nach Eingang der Aufforderung durch die Kommission nicht bindende Rahmenleitlinien vorzulegen, die klare und objektive Grundsätze für die Entwicklung von Netzkodizes für die in der Prioritätenliste aufgeführten Bereiche enthält. Die Aufforderung der Kommission kann Bedingungen enthalten, die in der Rahmenleitlinie zu berücksichtigen sind. Jede Rahmenleitlinie muss zur Marktintegration, zur Diskriminierungsfreiheit, zu einem echten Wettbewerb und zum effizienten Funktionieren des Marktes beitragen. Auf einen mit Gründen versehenen Antrag der ACER hin kann die Kommission die Frist für die Vorlage der Leitlinien verlängern.

(5) ACER führt über einen Zeitraum von mindestens zwei Monaten eine offene und transparente Konsultation des ENTSO (Gas und Wasserstoff), der EU-VNBO und der anderen relevanten Interessenträger zu den Rahmenleitlinien durch.

(6) ACER legt der Kommission eine nicht bindende Rahmenleitlinie vor, wenn sie gemäß Absatz 4 dazu aufgefordert wird.

(7) Trägt die Rahmenleitlinie nach Auffassung der Kommission nicht zur Marktintegration, zur Diskriminierungsfreiheit, zu einem echten Wettbewerb und zum effizienten Funktionieren des Marktes bei, so kann sie ACER auffordern, die Rahmenleitlinie innerhalb einer angemessenen Frist zu überarbeiten und der Kommission erneut vorzulegen.

(8) Legt ACER nicht innerhalb der von der Kommission nach Absatz 4 bzw. Absatz 7 gesetzten Frist eine Rahmenleitlinie erstmalig oder erneut vor, so arbeitet die Kommission die betreffende Rahmenleitlinie aus.

(9) Die Kommission fordert ENTSO (Gas und Wasserstoff) oder – sofern dies in der Prioritätenliste nach Absatz 3 entsprechend festgelegt wurde – die EU-VNBO in Zusammenarbeit mit ENTSO (Gas und Wasserstoff) auf, der ACER innerhalb einer angemessenen Frist von höchstens zwölf Monaten nach Eingang der Aufforderung durch die Kommission einen Vorschlag für einen Netzkodex vorzulegen, der der einschlägigen Rahmenleitlinie entspricht.

(10) ENTSO (Gas und Wasserstoff) oder – sofern dies in der Prioritätenliste nach Absatz 3 entsprechend festgelegt wurde – die EU-VNBO in Zusammenarbeit mit ENTSO (Gas und Wasserstoff) beruft einen Redaktionsausschuss ein, der bei der Ausarbeitung des Netzkodex Unterstützung leistet. Der Redaktionsausschuss besteht aus Vertretern der ACER, des ENTSO (Gas und Wasserstoff), der EU-VNBO (soweit angezeigt) sowie einer begrenzten Zahl der wichtigsten betroffenen Interessenträger. ENTSO (Gas und Wasserstoff) oder – sofern dies in der Prioritätenliste nach Absatz 3 entsprechend festgelegt wurde – die EU-VNBO in Zusammenarbeit mit ENTSO (Gas und Wasserstoff) arbeitet auf Aufforderung durch die Kommission gemäß Absatz 9 Vorschläge für Netzkodizes für die in den Absätzen 1 und 2 des vorliegenden Artikels genannten Bereiche aus.

(10a) Innerhalb von drei Monaten nach Erhalt des Entwurfs des Netzkodex übermittelt die ACER dem ENTSO (Gas und Wasserstoff) oder gegebenenfalls der EU-VNBO eine mit Gründen versehene Stellungnahme.

(10b) Der Netzkodex wird vor dem Hintergrund der Stellungnahme der ACER vom ENTSO (Gas und Wasserstoff) oder gegebenenfalls von der EU-VNBO in Zusammenarbeit mit dem ENTSO (Gas und Wasserstoff) geändert und erneut der ACER vorgelegt.

(11) ACER überarbeitet den erneut vorgelegten Netzkodex, um sicherzustellen, dass er mit den einschlägigen Rahmenleitlinien im Einklang steht und zur Marktintegration, zur Diskriminierungsfreiheit, zu einem echten Wettbewerb und dem effizienten Funktionieren des Marktes beiträgt, und legt den überarbeiteten Netzkodex der Kommission binnen sechs Monaten nach Eingang des Vorschlags vor. ACER trägt in dem der Kommission vorgelegten Vorschlag den Ansichten aller Akteure Rechnung, die an der von ENTSO (Gas und Wasserstoff) oder der EU-VNBO geleiteten Ausarbeitung des Vorschlags beteiligt waren, und führt zu der bei der Kommission einzureichenden Fassung des Netzkodex eine Konsultation der relevanten Interessenträger durch.

(12) Wenn ENTSO (Gas und Wasserstoff) oder die EU-VNBO nicht innerhalb der von der Kommission nach Absatz 9 gesetzten Frist einen Netzkodex ausgearbeitet hat, kann die Kommission die ACER auffordern, auf der Grundlage der einschlägigen Rahmenleitlinie den Entwurf eines Netzkodex auszuarbeiten. ACER kann eine weitere Konsultation einleiten. ACER legt den nach diesem Absatz ausgearbeiteten Entwurf eines Netzkodex der Kommission vor und kann ihr dessen Erlass empfehlen.

(13) Wenn ENTSO (Gas und Wasserstoff) oder die EU-VNBO keinen Netzkodex ausgearbeitet hat oder ACER keinen Entwurf eines Netzkodex gemäß Absatz 12 ausgearbeitet hat, oder auf Vorschlag der ACER gemäß Absatz 11 kann die Kommission von sich aus einen oder mehrere Netzkodizes für die in den Absätzen 1 und 2 aufgeführten Bereiche erlassen.

(14) Plant die Kommission, von sich aus einen Netzkodex zu erlassen, so konsultiert sie ACER, ENTSO (Gas und Wasserstoff) und alle einschlägigen Akteure innerhalb eines Zeitraums von mindestens zwei Monaten zu dem Entwurf des Netzkodex.

(15) Dieser Artikel berührt nicht das Recht der Kommission, Leitlinien gemäß Artikel 56 zu erlassen und zu ändern. Davon unberührt bleibt auch die Möglichkeit des ENTSO (Gas und Wasserstoff), in den in den Absätzen 1 und 2 genannten Bereichen nicht bindende Leitlinien auszuarbeiten, sofern diese Leitlinien nicht die Bereiche betreffen, für die die Kommission eine Aufforderung an ENTSO (Gas und Wasserstoff) gerichtet hat. ENTSO (Gas und Wasserstoff) übermittelt diese Leitlinien der ACER zur Stellungnahme und trägt dieser Stellungnahme gebührend Rechnung.

Artikel 54
Festlegung von Netzkodizes für Wasserstoff

(1) Die Kommission ist befugt, Durchführungsrechtsakte zu erlassen, um für einheitliche Bedingungen bei der Durchführung dieser Verordnung zu sorgen; dies erfolgt durch Festlegung von Netzkodizes im Bereich der Transparenzvorschriften zur Durchführung von Artikel 48 dieser Verordnung, die weitere Einzelheiten zu Inhalt, Häufigkeit und Form der Bereitstellung von Informationen durch die Wasserstoffnetzbetreiber umfassen, sowie zur Durchführung von Anhang I Nummer 4 mit Einzelheiten zu Format und Inhalt der Informationen, die die Netznutzer für einen wirksamen Zugang zum Netz benötigen, Einzelheiten zu Format und Inhalt der an den maßgeblichen Punkten zu veröffentlichenden Informationen und Einzelheiten zu den Zeitplänen.

Diese Durchführungsrechtsakte werden nach dem Beratungsverfahren gemäß Artikel 61 Absatz 2 erlassen.

(2) Die Kommission ist befugt, gemäß Artikel 63 delegierte Rechtsakte zur Ergänzung dieser Verordnung in Bezug auf die Festlegung von Netzkodizes in den folgenden Bereichen zu erlassen:

a) Energieeffizienz von Wasserstoffnetzen- und -komponenten sowie Energieeffizienz im Rahmen der Netzplanung und der Netzinvestitionen mit dem Ziel, die aus Systemperspektive energieeffizienteste Lösung umzusetzen;

b) Interoperabilitätsvorschriften für das Wasserstoffnetz, unter anderem in Bezug auf Netzkopplungsverträge, Einheiten, Datenaustausch, Transparenz, Kommunikation, die Bereitstellung von Informationen und die Zusammenarbeit zwischen den relevanten Marktteilnehmern sowie die Wasserstoffqualität, einschließlich gemeinsamer Spezifikationen und Normierung, Odorierung, Kosten-Nutzen-Analysen zur Beseitigung von Beschränkungen grenzüberschreitender Ströme aufgrund von Unterschieden in der Wasserstoffqualität und Berichterstattung über die Wasserstoffqualität;

c) Vorschriften für das System für den finanziellen Ausgleich bei grenzüberschreitender Wasserstoffinfrastruktur;

d) Vorschriften für Kapazitätszuweisung und Engpassmanagement, einschließlich Vorschriften in Bezug auf die Zusammenarbeit bei Wartungsverfahren und die Kapazitätsberechnung, die Auswirkungen auf die Kapazitätszuweisung hat, die Standardisierung von Kapazitätsprodukten und -einheiten einschließlich der Bündelung, die Zuweisungsmethode einschließlich Auktionsalgorithmen, die Reihenfolge und das Verfahren für vorhandene und neu zu schaffende, verbindliche und unterbrechbare Kapazität, Kapazitätsbuchungsplattformen, Überbuchungs- und Rückkaufsysteme, kurz- und langfristige „Use-it-or-lose-it“-Regelungen oder sonstige Engpassmanagementsysteme, die das Horten von Kapazität verhindern;

e) Vorschriften für harmonisierte Tarifstrukturen für den Zugang zum Wasserstoffnetz, einschließlich Vorschriften für die Anwendung einer Referenzpreismethode, der damit verbundenen Konsultations- und Veröffentlichungspflichten und Vorschriften für die Berechnung von Reservepreisen für Standardkapazitätsprodukte und der zulässigen Erlöse;

f) Vorschriften für die Ermittlung des Wertes übertragener Vermögenswerte und des besonderen Entgelts;

g) Ausgleichsregeln, einschließlich netzbezogener Vorschriften für Nominierungsverfahren, Vorschriften für Ausgleichsentgelte und Vorschriften für den netztechnischen Ausgleich von Mengenabweichungen zwischen den Netzen der Wasserstoffnetzbetreiber, einschließlich netzbezogener Regeln für Nominierungsverfahren, für Ausgleichsentgelte, für Abrechnungsverfahren für das tägliche Ausgleichsentgelt und für den netztechnischen Ausgleich zwischen den Netzen der Fernleitungsnetzbetreiber;

h) Cybersicherheitsaspekte grenzüberschreitender Wasserstoffströme, einschließlich Vorschriften für gemeinsame Mindestanforderungen, Planung, Beobachtung, Berichterstattung und Krisenbewältigung.

(3) Die Kommission stellt nach Konsultation der ACER, des ENTSO (Gas und Wasserstoff), der EU-VNBO und der anderen relevanten Interessenträger alle drei Jahre eine Prioritätenliste auf, in der die in den Absätzen 1 und 2 genannten Bereiche aufgeführt werden, die in die Entwicklung von Netzkodizes einzubeziehen sind.

(4) Die Kommission ersucht ACER, ihr innerhalb einer angemessenen Frist von höchstens sechs Monaten nach Eingang der Aufforderung durch die Kommission nicht bindende Rahmenleitlinien vorzulegen, die klare und objektive Grundsätze für die Entwicklung von Netzkodizes für die in der Prioritätenliste aufgeführten Bereiche enthält. Die Aufforderung der Kommission kann Bedingungen enthalten, die in der Rahmenleitlinie zu berücksichtigen sind. Jede Rahmenleitlinie muss zur Marktintegration, zur Diskriminierungsfreiheit, zu einem echten Wettbewerb und zum effizienten Funktionieren des Marktes beitragen. Auf einen mit Gründen versehenen Antrag der ACER hin kann die Kommission die Frist für die Vorlage der Leitlinien verlängern.

(5) ACER führt über einen Zeitraum von mindestens zwei Monaten eine offene und transparente Konsultation des ENTSO (Gas und Wasserstoff) und der anderen betroffenen Interessenträger zu der Rahmenleitlinie durch.

(6) ACER legt der Kommission eine nicht bindende Rahmenleitlinie vor, wenn sie gemäß Absatz 4 dazu aufgefordert wird.

(7) Trägt die Rahmenleitlinie nach Auffassung der Kommission nicht zur Marktintegration, zur Diskriminierungsfreiheit, zu einem echten Wettbewerb und zum effizienten Funktionieren des Marktes bei, so kann sie ACER auffordern, die Rahmenleitlinie innerhalb einer angemessenen Frist zu überarbeiten und der Kommission erneut vorzulegen.

(8) Legt die ACER eine Rahmenleitlinie nicht innerhalb der von der Kommission nach Absatz 4 bzw. Absatz 6 gesetzten Frist erstmalig oder erneut vor, so entwickelt die Kommission die betreffende Rahmenleitlinie.

(9) Die Kommission fordert ENTSO (Gas und Wasserstoff) auf, der ACER innerhalb einer angemessenen Frist von höchstens zwölf Monaten nach Eingang der Aufforderung durch die Kommission einen Vorschlag für einen Netzkodex vorzulegen, der der einschlägigen Rahmenleitlinie entspricht.

(10) Das ENTSO (Gas und Wasserstoff) beruft einen Redaktionsausschuss ein, der es bei der Entwicklung des Netzkodex unterstützt. Der Redaktionsausschuss besteht aus Vertretern der ACER, ▌des ENTSO (Strom) und der EU-VNBO (soweit angezeigt) sowie einer begrenzten Zahl der wichtigsten betroffenen Interessenträger. Das ENTSO (Gas und Wasserstoff) entwickelt Vorschläge für Netzkodizes in den in den Absätzen 1 und 2 genannten Bereichen.

(10a) Innerhalb von drei Monaten nach Erhalt eines Netzkodex übermittelt ACER dem ENTSO (Gas und Wasserstoff) oder gegebenenfalls der EU-VNBO eine mit Gründen versehene Stellungnahme.

(10b) Der Netzkodex wird vor dem Hintergrund der Stellungnahme der ACER vom ENTSO (Gas und Wasserstoff) geändert und erneut der ACER vorgelegt.

(11) ACER überarbeitet den erneut vorgelegten Netzkodex, um sicherzustellen, dass er mit den einschlägigen Rahmenleitlinien im Einklang steht und zur Marktintegration, zur Diskriminierungsfreiheit, zu einem echten Wettbewerb und dem effizienten Funktionieren des Marktes beiträgt, und legt den überarbeiteten Netzkodex der Kommission binnen sechs Monaten nach Eingang des Vorschlags vor. ACER trägt in dem überarbeiteten Netzkodex den Ansichten aller Akteure Rechnung, die an der vom ENTSO (Gas und Wasserstoff) geleiteten Ausarbeitung des Vorschlags beteiligt waren, und führt zu der bei der Kommission einzureichenden überarbeiteten Fassung eine Konsultation der relevanten Interessenträger durch.

(12) Wenn ENTSO (Gas und Wasserstoff) nicht innerhalb der von der Kommission nach Absatz 9 gesetzten Frist einen Netzkodex ausgearbeitet hat, kann die Kommission die ACER auffordern, auf der Grundlage der einschlägigen Rahmenleitlinie den Entwurf eines Netzkodex auszuarbeiten. ACER kann eine weitere Konsultation einleiten, während sie diesen Entwurf ausarbeitet. ACER legt den nach diesem Absatz ausgearbeiteten Entwurf eines Netzkodex der Kommission vor und kann ihr dessen Erlass empfehlen.

(13) Wenn ENTSO (Gas und Wasserstoff) keinen Netzkodex oder ACER keinen Entwurf eines Netzkodex gemäß Absatz 12 ausgearbeitet hat, kann die Kommission von sich aus oder auf Vorschlag der ACER gemäß Absatz 11 einen oder mehrere Netzkodizes für die in den Absätzen 1 und 2 aufgeführten Bereiche erlassen.

(14) Plant die Kommission, von sich aus einen Netzkodex zu erlassen, so konsultiert sie ACER, ENTSO (Gas und Wasserstoff) und alle relevanten Interessenträger innerhalb eines Zeitraums von mindestens zwei Monaten zu dem Entwurf des Netzkodex.

(15) Dieser Artikel berührt nicht das Recht der Kommission, Leitlinien gemäß Artikel 56 zu erlassen und zu ändern. Davon unberührt bleibt auch die Möglichkeit des ENTSO (Gas und Wasserstoff), in den in den Absätzen 1 und 2 genannten Bereichen nicht bindende Leitlinien auszuarbeiten, sofern diese Leitlinien nicht die Bereiche betreffen, für die die Kommission eine Aufforderung an ENTSO (Gas und Wasserstoff) gerichtet hat. ENTSO (Gas und Wasserstoff) übermittelt diese Leitlinien der ACER zur Stellungnahme und trägt dieser Stellungnahme gebührend Rechnung.

Artikel 55
Änderung von Netzkodizes

(1) Die Kommission ist befugt, die Netzkodizes in den in Artikel 53 Absätze 1 und 2 sowie in Artikel 54 Absätze 1 und 2 genannten Bereichen nach dem jeweils einschlägigen Verfahren dieser Artikel zu ändern.

(2) Personen, bei denen davon auszugehen ist, dass sie ein Interesse an einem gemäß den Artikeln 52 bis 55 erlassenen Netzkodex haben, einschließlich des ENTSO (Gas und Wasserstoff), der EU-VNBO, der Regulierungsbehörden, der Fernleitungsnetzbetreiber, der Verteilernetzbetreiber, der Netznutzer und der Verbraucher, können der ACER Vorschläge für Änderungen dieses Netzkodex vorlegen. Auch ACER kann von sich aus Änderungen vorschlagen.

(3) ACER kann der Kommission mit Gründen versehene Änderungsvorschläge unterbreiten, wobei zu erläutern ist, inwieweit die Vorschläge mit den Zielen der Netzkodizes nach Artikel 52 der vorliegenden Verordnung übereinstimmen. Wenn sie einen Änderungsvorschlag für zulässig hält und wenn sie von sich aus Änderungen vorschlägt, konsultiert ACER alle Interessenträger gemäß Artikel 14 der Verordnung (EU) 2019/942.

Artikel 56
Leitlinien

(1) Die Kommission ist befugt, in den in diesem Artikel aufgeführten Bereichen verbindliche Leitlinien zu erlassen.

(2) Die Kommission ist befugt, Leitlinien in den Bereichen zu erlassen, in denen solche Rechtsakte auch nach dem Verfahren zur Festlegung von Netzkodizes gemäß den Artikeln 53 und 54 entwickelt werden könnten. Diese Leitlinien werden, je nach der maßgeblichen Befugnisübertragung gemäß dieser Verordnung, in Form von delegierten Rechtsakten oder Durchführungsrechtsakten erlassen.

(3) Die Kommission ist befugt, gemäß Artikel 63 delegierte Rechtsakte zur Ergänzung dieser Verordnung in Bezug auf die Festlegung von Leitlinien in den folgenden Bereichen zu erlassen:

a) Einzelheiten zu den Dienstleistungen für den Zugang Dritter gemäß den Artikeln 5 bis 7, einschließlich der Art und Dauer der Dienstleistungen und anderer Anforderungen an diese;

b) Einzelheiten zu den Grundsätzen der Kapazitätszuweisungsmechanismen und der Anwendung von Engpassmanagementverfahren bei vertraglich bedingten Engpässen gemäß den Artikeln 9 und 10;

c) Einzelheiten zur Übermittlung von Informationen, zur Festlegung der technischen Informationen, die die Netznutzer für den tatsächlichen Netzzugang benötigen, und zur Bestimmung aller für die Transparenzanforderungen maßgeblichen Punkte gemäß den Artikeln 30 und 31, einschließlich der für alle maßgeblichen Punkte zu veröffentlichenden Informationen und des Zeitplans für die Veröffentlichung dieser Informationen;

d) Einzelheiten zu den Tarifberechnungsmethoden im Zusammenhang mit dem grenzüberschreitenden Erdgashandel gemäß den Artikeln 15 und 16 dieser Verordnung;

e) Einzelheiten zu den in Artikel 23 Absatz 6 aufgeführten Bereichen.

(4) Die Kommission ist befugt, gemäß Artikel 63 delegierte Rechtsakte zur Änderung der in Anhang I festgelegten Leitlinien zu erlassen.

(5) Bei der Annahme oder Änderung von Leitlinien konsultiert die Kommission ACER, ENTSO (Gas und Wasserstoff), die EU-VNBO und erforderlichenfalls weitere Interessenträger.

Artikel 57
Recht der Mitgliedstaaten, detailliertere Maßnahmen vorzusehen

Diese Verordnung berührt nicht die Rechte der Mitgliedstaaten, Maßnahmen beizubehalten oder einzuführen, die detailliertere Bestimmungen enthalten als diese Verordnung, die in Artikel 56 genannten Leitlinien oder die in den Artikeln 52 bis 55 genannten Netzkodizes, sofern diese Maßnahmen mit dem Unionsrecht vereinbar sind.

Artikel 58
Übermittlung von Informationen und Vertraulichkeit

(1) Die Mitgliedstaaten und die Regulierungsbehörden übermitteln der Kommission auf Anforderung die Informationen, die für die Durchsetzung dieser Verordnung, einschließlich der gemäß dieser Verordnung erlassenen Leitlinien und Netzkodizes, erforderlich sind.

(2) Unter Berücksichtigung der Komplexität und Dringlichkeit der angeforderten Informationen setzt die Kommission eine angemessene Frist für die Übermittlung der Informationen.

(3) Legt der Mitgliedstaat oder die betreffende Regulierungsbehörde die Informationen nicht innerhalb der von der Kommission gesetzten Frist vor, kann die Kommission alle für die Durchsetzung dieser Verordnung erforderlichen Informationen direkt bei den betreffenden Unternehmen einholen.

Wenn die Kommission ein Unternehmen um Informationen ersucht, sendet sie gleichzeitig eine Kopie des Ersuchens an die Regulierungsbehörden des Mitgliedstaats, in dessen Gebiet das Unternehmen seinen Sitz hat.

(4) In ihrem Informationsersuchen nennt die Kommission die Rechtsgrundlage des Ersuchens, die Frist für die Vorlage der Informationen, den Zweck des Ersuchens und die in Artikel 59 Absatz 2 vorgesehenen Sanktionen bei Übermittlung unrichtiger, unvollständiger oder irreführender Informationen.

(5) Die Eigentümer der Unternehmen oder ihre Vertreter und bei juristischen Personen die nach Gesetz oder Satzung zu ihrer Vertretung bevollmächtigten natürlichen Personen legen die verlangten Informationen vor. Wenn ordnungsgemäß bevollmächtigte Anwälte die Informationen im Auftrag ihres Mandanten vorlegen, haftet der Mandant in vollem Umfang, falls die bereitgestellten Informationen unvollständig, unrichtig oder irreführend sind.

(6) Wird eine von einem Unternehmen verlangte Information innerhalb einer von der Kommission gesetzten Frist nicht oder nicht vollständig erteilt, so kann die Kommission die Information durch einen Beschluss anfordern. In diesem Beschluss werden die angeforderten Informationen bezeichnet und eine angemessene Frist für ihre Übermittlung bestimmt. In dem Beschluss sind die in Artikel 59 Absatz 2 vorgesehenen Sanktionen zu nennen. Er muss ferner einen Hinweis auf das Recht enthalten, vor dem Gerichtshof der Europäischen Union gegen den Beschluss Klage zu erheben.

Gleichzeitig sendet die Kommission eine Kopie ihres Beschlusses an die Regulierungsbehörden des Mitgliedstaats, in dessen Gebiet die Person ansässig ist oder das Unternehmen seinen Sitz hat.

(7) Die in den Absätzen 1 und 2 genannten Informationen werden nur für die Zwecke der Durchsetzung dieser Verordnung verwendet.

Die Kommission darf Informationen, die unter das Geschäftsgeheimnis fallen und die sie im Rahmen dieser Verordnung erhalten hat, nicht offenlegen.

Artikel 59
Sanktionen

(1) Die Mitgliedstaaten legen die Vorschriften für Sanktionen bei Verstößen gegen diese Verordnung, die gemäß den Artikeln 52 bis 56 erlassenen Netzkodizes und die in Anhang I dieser Verordnung festgelegten Leitlinien fest und treffen alle erforderlichen Maßnahmen, um ihre Anwendung sicherzustellen. Die vorgesehenen Sanktionen müssen wirksam, verhältnismäßig und abschreckend sein. Die Mitgliedstaaten teilen der Kommission diese Vorschriften und Maßnahmen unverzüglich mit und melden ihr unverzüglich alle Änderungen, die sie betreffen.

(2) Die Kommission kann Unternehmen durch einen Beschluss Geldbußen bis zu einem Höchstbetrag von 1 % des im vorausgegangenen Geschäftsjahr erzielten Gesamtumsatzes auferlegen, wenn sie auf ein Informationsersuchen nach Artikel 58 Absatz 4 vorsätzlich oder fahrlässig unrichtige, unvollständige oder irreführende Informationen bereitstellen oder die Informationen nicht innerhalb der in einem Beschluss nach Artikel 58 Absatz 6 Unterabsatz 1 gesetzten Frist vorlegen. Bei der Festsetzung der Höhe der Geldbuße berücksichtigt die Kommission die Schwere der Nichteinhaltung der Anforderungen aus Absatz 1 dieses Artikels.

(3) Sanktionen nach Absatz 1 und Beschlüsse nach Absatz 2 sind nicht strafrechtlicher Art.

KAPITEL V

SCHLUSSBESTIMMUNGEN

Artikel 60
Neue Erdgas- und Wasserstoffinfrastrukturen

(1) Große neue Erdgasinfrastrukturen, d. h. Verbindungsleitungen, LNG- und Speicheranlagen, können auf Antrag für einen bestimmten Zeitraum von den Bestimmungen dieser Verordnung sowie von den Bestimmungen der Artikel 28, 27 Absatz 1, 29, 54, des Artikels 72 Absätze 7 und 9 und des Artikels 73 Absatz 1 der [neu gefassten Gasrichtlinie] ausgenommen werden. Große neue Wasserstoffinfrastrukturen, d. h. Verbindungsleitungen, Wasserstoffterminals und unterirdische Wasserstoffspeicher, können auf Antrag für einen bestimmten Zeitraum von den Bestimmungen der Artikel 62, 31, 32 und 33 der [neu gefassten Gasrichtlinie] sowie von den Bestimmungen des Artikels 15 dieser Verordnung ausgenommen werden. Für Ausnahmen müssen alle ▌folgenden Bedingungen erfüllt sein:

a) Die Investition verstärkt den Wettbewerb bei der Gas- oder Wasserstoffversorgung und verbessert die Versorgungssicherheit;

b) die Investition trägt zur Verwirklichung der Klima- und Energieziele der Union bei;

c) das mit der Investition verbundene Risiko ist so hoch, dass die Investition ohne eine Ausnahmegenehmigung nicht getätigt würde;

ca) nachfrageseitige Lösungen, die keine Investitionen in neue Infrastrukturen erfordern, wurden als mögliche Alternative zur neuen Infrastruktur in Erwägung gezogen;

d) die Infrastruktur steht im Eigentum einer natürlichen oder juristischen Person, die zumindest der Rechtsform nach von den Netzbetreibern getrennt ist, in deren Netzen die Infrastruktur gebaut wird;

e) bei den Nutzern dieser Infrastruktur werden Entgelte erhoben; ▌

f) die Ausnahme beeinträchtigt nicht den Wettbewerb in den relevanten Märkten, auf die sich die Investition voraussichtlich auswirkt, das wirksame Funktionieren des integrierten Binnenmarktes für Energie, einschließlich Gas, Strom, Wasserstoff und nachfrageseitige Lösungen, das effiziente Funktionieren der betreffenden regulierten Systeme und die Dekarbonisierung oder die Versorgungssicherheit in der Union;

fa) für die Infrastruktur wurde keine finanzielle Unterstützung der Union für Arbeiten im Einklang mit der Verordnung (EU) Nr. 2021/1153 des Europäischen Parlaments und des Rates[22] gewährt;

fb) die Ausnahme fördert den Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“ und die Integration des Energiesystems und führt nicht dazu, dass Vermögenswerte verloren gehen.

Diese Bedingungen sollten unter Berücksichtigung des Grundsatzes der Solidarität im Energiebereich geprüft werden. Die nationalen Behörden sollten die Lage in anderen betroffenen Mitgliedstaaten berücksichtigen und mögliche negative Auswirkungen mit den vorteilhaften Auswirkungen auf ihr Gebiet ausgleichen.

(2) Die Ausnahme nach Absatz 1 gilt auch für erhebliche Kapazitätserhöhungen bei vorhandenen Infrastrukturen und für Änderungen dieser Infrastrukturen, die die Erschließung neuer Versorgungsquellen für erneuerbare und CO2-arme Gase ermöglichen.

(3) Die Regulierungsbehörde kann fallweise über Ausnahmen gemäß den Absätzen 1 und 2 entscheiden.

Vor dem Erlass der Entscheidung über die Ausnahme konsultiert die Regulierungsbehörde oder, soweit angezeigt, eine andere zuständige Behörde dieses Mitgliedstaates

a) die Regulierungsbehörden der Mitgliedstaaten, auf deren Märkte sich die neue Infrastruktur voraussichtlich auswirkt, und

b) die zuständigen Behörden von Drittländern, wenn die betreffende Infrastruktur unter der Hoheitsgewalt eines Mitgliedstaats mit dem Netz der Union gekoppelt ist und in einem Drittland oder mehreren Drittländern beginnt oder endet.

Antworten die konsultierten Behörden von Drittländern auf die Konsultation nicht innerhalb eines angemessenen Zeitraums oder innerhalb einer festgelegten Frist von höchstens drei Monaten oder nennen sie in ihrer Antwort keine Gründe für die Ausnahme, kann die Regulierungsbehörde die erforderliche Entscheidung erlassen.

(4) Befindet sich die betreffende Infrastruktur im Gebiet von mehr als einem Mitgliedstaat, kann ACER binnen zwei Monaten ab dem Tag, an dem der Ausnahmeantrag bei der letzten dieser Regulierungsbehörden eingegangen ist, den Regulierungsbehörden der betreffenden Mitgliedstaaten eine beratende Stellungnahme übermitteln. Diese Stellungnahme kann als Grundlage für ihre Entscheidung dienen.

Einigen sich alle betreffenden Regulierungsbehörden über den Ausnahmeantrag binnen sechs Monaten nach dem Tag, an dem er bei der letzten Regulierungsbehörde einging, teilen sie der ACER ihre Entscheidung mit. Ist die betreffende Infrastruktur eine Fernleitung zwischen einem Mitgliedstaat und einem Drittland, so kann die Regulierungsbehörde oder gegebenenfalls eine andere zuständige Behörde des Mitgliedstaats, in dem der erste Kopplungspunkt mit dem Netz der Mitgliedstaaten gelegen ist, vor der Entscheidung über die Ausnahme die zuständige Behörde des betroffenen Drittlandes konsultieren, um hinsichtlich der betreffenden Infrastruktur dafür zu sorgen, dass diese Verordnung im Hoheitsgebiet und gegebenenfalls im Küstenmeer dieses Mitgliedstaats einheitlich angewandt wird. Antwortet die konsultierte Behörde des Drittlands auf die Konsultation nicht innerhalb eines angemessenen Zeitraums oder innerhalb einer festgelegten Frist von höchstens drei Monaten, kann die betreffende Regulierungsbehörde die erforderliche Entscheidung treffen.

Die den Regulierungsbehörden der Mitgliedstaaten mit diesem Artikel übertragenen Aufgaben werden von der ACER wahrgenommen,

a) wenn nicht alle betreffenden Regulierungsbehörden innerhalb von sechs Monaten nach dem Tag, an dem der Ausnahmeantrag bei der letzten Regulierungsbehörde einging, eine Einigung erzielen konnten oder

b) wenn die betreffenden Regulierungsbehörden gemeinsam darum ersuchen.

Alle betreffenden Regulierungsbehörden können gemeinsam um eine Verlängerung des in Unterabsatz 3 Buchstabe a genannten Zeitraums um bis zu drei Monate ersuchen.

(5) Vor einer Entscheidung konsultiert ACER die zuständigen Regulierungsbehörden und die Antragsteller.

(6) Eine Ausnahme kann sich auf die gesamte Kapazität der neuen Infrastruktur oder der vorhandenen Infrastruktur, deren Kapazität erheblich vergrößert wurde, oder einen Teil der Infrastruktur erstrecken.

Bei der Entscheidung über die Gewährung einer Ausnahme wird in jedem Einzelfall der Notwendigkeit Rechnung getragen, Bedingungen für die Dauer der Ausnahme und den diskriminierungsfreien Zugang zu der Infrastruktur aufzuerlegen. Bei der Entscheidung über Bedingungen werden insbesondere die neu zu schaffende Kapazität oder die Änderung der vorhandenen Kapazität, der Zeithorizont des Projekts und die nationalen Gegebenheiten berücksichtigt.

Vor der Gewährung einer Ausnahme entscheidet die Regulierungsbehörde über die Vorschriften und Mechanismen für das Kapazitätsmanagement und die Kapazitätszuweisung. Nach diesen Vorschriften werden alle potenziellen Nutzer der Infrastruktur dazu aufgefordert, ihr Interesse an der Kontrahierung von Kapazität zu bekunden, bevor Kapazität für die neue Infrastruktur, auch für den Eigenbedarf, vergeben wird. Die Regulierungsbehörde muss vorschreiben, dass die Vorschriften für das Engpassmanagement die Verpflichtung umfassen, ungenutzte Kapazitäten auf dem Markt anzubieten, und die Nutzer der Infrastruktur das Recht erhalten, ihre kontrahierten Kapazitäten auf dem Sekundärmarkt zu handeln. Bei ihrer Bewertung der in Absatz 1 Buchstaben a, b und e genannten Kriterien berücksichtigt die Regulierungsbehörde die Ergebnisse dieses Verfahrens für die Kapazitätszuweisung.

Die Entscheidung zur Gewährung einer Ausnahme – einschließlich der in Unterabsatz 2 genannten Bedingungen – ist ordnungsgemäß zu begründen und zu veröffentlichen.

(7) Bei der Analyse, ob eine große neue Infrastruktur die Versorgungssicherheit gemäß Absatz 1 Buchstabe a voraussichtlich verbessert, berücksichtigt die zuständige Behörde, in welchem Umfang die neue Infrastruktur die Einhaltung der Verpflichtungen der Mitgliedstaaten aus der Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates[23] sowohl auf regionaler als auch auf nationaler Ebene voraussichtlich verbessert.

(8) Die Mitgliedstaaten sehen vor, dass ihre Regulierungsbehörde bzw. ACER ihre Stellungnahme zu dem Antrag auf Gewährung einer Ausnahme der zuständigen Stelle des Mitgliedstaats zur förmlichen Entscheidung vorlegt. Diese Stellungnahme wird zusammen mit der Entscheidung veröffentlicht.

(9) Die Regulierungsbehörde übermittelt der Kommission eine Kopie aller Anträge auf Gewährung einer Ausnahme unverzüglich nach deren Eingang. Die zuständige Behörde übermittelt der Kommission die Ausnahmeentscheidung unverzüglich zusammen mit allen einschlägigen Informationen. Diese Informationen können der Kommission in Form einer Zusammenfassung übermittelt werden, die der Kommission die Bewertung der Ausnahmeentscheidung ermöglicht. Sie müssen insbesondere Folgendes enthalten:

a) eine ausführliche Begründung für die Gewährung oder Ablehnung der Ausnahme durch die Regulierungsbehörde oder den Mitgliedstaat unter genauem Verweis auf Absatz 1 und den oder die Buchstaben jenes Absatzes, der der Entscheidung zugrunde liegt, einschließlich finanzieller Informationen, die die Notwendigkeit der Ausnahme rechtfertigen;

b) eine Untersuchung bezüglich der Auswirkungen der Gewährung der Ausnahme auf den Wettbewerb und das wirksame Funktionieren des Binnenmarkts;

c) eine Begründung der Geltungsdauer der Ausnahme sowie des Anteils an der Gesamtkapazität der Gasinfrastruktur, für die die Ausnahme gewährt wird;

d) wenn sich die Ausnahme auf eine Verbindungsleitung bezieht, das Ergebnis der Konsultation der betreffenden Regulierungsbehörden;

e) Angaben dazu, welchen Beitrag die Infrastruktur zur Diversifizierung der Versorgung leistet.

(10) Die Kommission kann innerhalb von 50 Arbeitstagen ab dem Tag nach dem Eingang einer Meldung gemäß Absatz 7 beschließen, von den meldenden Stellen die Änderung oder den Widerruf der Entscheidung über die Gewährung der Ausnahme zu verlangen. Vor der Annahme der Entscheidung über die Gewährung einer Ausnahme kann die Kommission eine Stellungnahme des gemäß Artikel 10a der Verordnung (EG) Nr. 401/2009[24] eingesetzten europäischen wissenschaftlichen Beirats für Klimawandel zu der Frage einholen, ob die Ausnahme zur Verwirklichung der Klima- und Energieziele der Union beiträgt. Diese Frist kann um weitere 50 Arbeitstage verlängert werden, wenn die Kommission zusätzliche Informationen anfordert. Die zusätzliche Frist beginnt am Tag nach dem Eingang der vollständigen Informationen. Die ursprüngliche Frist kann ferner mit Zustimmung sowohl der Kommission als auch der meldenden Stellen verlängert werden.

Wenn die angeforderten Informationen nicht innerhalb der in der Aufforderung festgesetzten Frist vorgelegt werden, gilt die Meldung als widerrufen, es sei denn, diese Frist wird mit Zustimmung sowohl der Kommission als auch der Regulierungsbehörde vor ihrem Ablauf verlängert oder die Regulierungsbehörde unterrichtet die Kommission in einer ordnungsgemäß mit Gründen versehenen Erklärung davon, dass sie die Meldung als vollständig betrachten.

Die Regulierungsbehörde kommt dem Beschluss der Kommission zur Änderung oder zum Widerruf der Entscheidung über die Gewährung einer Ausnahme innerhalb von einem Monat nach und setzt die Kommission davon in Kenntnis.

Die Kommission behandelt wirtschaftlich sensible Informationen vertraulich.

Die Genehmigung der Kommission in Bezug auf eine Entscheidung zur Gewährung einer Ausnahme wird

a) zwei Jahre nach ihrer Erteilung unwirksam, wenn der Bau der Infrastruktur noch nicht begonnen hat,

b) fünf Jahre nach ihrer Erteilung unwirksam, wenn die Infrastruktur zu diesem Zeitpunkt noch nicht einsatzfähig ist, es sei denn, die Kommission beschließt, dass die Verzögerung auf Umstände zurückzuführen ist, auf die die natürliche oder juristische Person, der die Ausnahme gewährt wurde, keinen Einfluss hat.

(11) Die Kommission ist befugt, gemäß Artikel 63 delegierte Rechtsakte zu erlassen, um Leitlinien für die Anwendung der Bedingungen gemäß Absatz 1 des vorliegenden Artikels sowie für das Verfahren zur Anwendung der Absätze 3, 6, 8 und 9 des vorliegenden Artikels festzulegen.

(11a) Die bis [Datum des Inkrafttretens dieser Verordnung] gewährten Ausnahmen behalten ihre Gültigkeit.

Artikel 61
Ausschussverfahren

(1) Die Kommission wird von dem durch Artikel 84 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] eingesetzten [Name des Ausschusses] unterstützt. Dieser Ausschuss ist ein Ausschuss im Sinne der Verordnung (EU) Nr. 182/2011.

(2) Wird auf diesen Absatz Bezug genommen, so gilt Artikel 4 der Verordnung (EU) Nr. 182/2011.

(3) Wird auf diesen Absatz Bezug genommen, so gilt Artikel 5 der Verordnung (EU) Nr. 182/2011.

Artikel 62
Ausnahmeregelungen

Diese Verordnung gilt nicht für in den Mitgliedstaaten liegende Erdgasfernleitungsnetze für die Dauer der gemäß Artikel 80 der [neuen Gasrichtlinie] gewährten Ausnahmen.

In Bezug auf die gemäß Artikel 81 (Neufassung der Gasrichtlinie XXXX) gewährten Ausnahmen legt die Kommission dem Europäischen Parlament und dem Rat bis ... [drei Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung] einen Bericht über die gemäß diesem Artikel der [neu gefassten Gasrichtlinie] gewährten Ausnahmen vor. Anschließend legt die Kommission einen derartigen Bericht auf Ersuchen mindestens eines Mitgliedstaats vor. In dem Bericht werden insbesondere die Auswirkungen von Ausnahmen auf das wirksame Funktionieren des Binnenmarkts für Erdgas und den Wettbewerb auf diesem Markt sowie auf die Energieversorgungssicherheit und die wesentlichen Sicherheitsinteressen der Union und der Mitgliedstaaten unter Berücksichtigung des Grundsatzes der Energiesolidarität und der Ziele des REPowerEU-Plans bewertet. Wird in dem Bericht festgestellt, dass eine gewährte Ausnahme das wirksame Funktionieren des Binnenmarkts für Erdgas oder den Wettbewerb auf diesem Markt, die Energieversorgungssicherheit oder die wesentlichen Sicherheitsinteressen der Union oder der Mitgliedstaaten gefährdet, so erlässt die Kommission innerhalb eines Monats nach Vorlage des Berichts einen Beschluss, mit dem die zuständige Behörde aufgefordert wird, die Ausnahme aufzuheben. Nach einer derartigen Aufhebung stellt der betreffende Mitgliedstaat sicher, dass bei der Durchsetzung der Vorschriften dieser Verordnung und der [neu gefassten Gasrichtlinie] deren wirksame Anwendung im Gebiet der Union und der integrierte Charakter der Fernleitung berücksichtigt werden.

Artikel 63
Ausübung der Befugnisübertragung

(1) Die Befugnis zum Erlass delegierter Rechtsakte wird der Kommission unter den in diesem Artikel festgelegten Bedingungen übertragen.

(2) Die Befugnis zum Erlass delegierter Rechtsakte gemäß den Artikeln ▌28, 53, 54, 56 und 60 wird der Kommission für einen ▌Zeitraum von fünf Jahren ab dem [Datum des Inkrafttretens] übertragen. Die Kommission erstellt spätestens neun Monate vor Ablauf des Zeitraums von fünf Jahren einen Bericht über die Befugnisübertragung. Die Befugnisübertragung verlängert sich stillschweigend um Zeiträume gleicher Länge, es sei denn, das Europäische Parlament oder der Rat widersprechen einer solchen Verlängerung spätestens drei Monate vor Ablauf des jeweiligen Zeitraums.

(3) Die Befugnisübertragung gemäß den Artikeln ▌28, 53, 54, 56 und 60 kann vom Europäischen Parlament oder vom Rat jederzeit widerrufen werden. Der Beschluss über den Widerruf beendet die Übertragung der in diesem Beschluss angegebenen Befugnis. Er wird am Tag nach seiner Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union oder zu einem im Beschluss über den Widerruf angegebenen späteren Zeitpunkt wirksam. Die Gültigkeit von delegierten Rechtsakten, die bereits in Kraft sind, wird von dem Beschluss über den Widerruf nicht berührt.

(4) Vor dem Erlass eines delegierten Rechtsakts konsultiert die Kommission die von den einzelnen Mitgliedstaaten benannten Sachverständigen im Einklang mit den in der Interinstitutionellen Vereinbarung vom 13. April 2016 über bessere Rechtsetzung enthaltenen Grundsätzen.

(5) Sobald die Kommission einen delegierten Rechtsakt erlässt, übermittelt sie ihn gleichzeitig dem Europäischen Parlament und dem Rat.

(6) Ein delegierter Rechtsakt, der gemäß den Artikeln ▌28, 53, 54, 56 oder 60 erlassen wurde, tritt nur in Kraft, wenn weder das Europäische Parlament noch der Rat innerhalb einer Frist von zwei Monaten nach Übermittlung dieses Rechtsakts an das Europäische Parlament und den Rat Einwände erhoben haben oder wenn vor Ablauf dieser Frist das Europäische Parlament und der Rat beide der Kommission mitgeteilt haben, dass sie keine Einwände erheben werden. Auf Initiative des Europäischen Parlaments oder des Rates wird diese Frist um zwei Monate verlängert.

Artikel 64
Änderung des Beschlusses (EU) 2017/684

Die im Beschluss (EU) 2017/684 in Bezug auf Gas festgelegten Notifizierungspflichten hinsichtlich zwischenstaatlicher Abkommen im Energiebereich sind so auszulegen, dass sie auch für zwischenstaatliche Abkommen in Bezug auf Wasserstoff, einschließlich Wasserstoffverbindungen wie Ammoniak und flüssiger organischer Wasserstoffträger, gelten.

Artikel 65
Änderung der Verordnung (EU) 2019/942

Die Verordnung (EU) 2019/942 wird wie folgt geändert:

1. Artikel 2 Buchstabe a erhält folgende Fassung:

„a) gibt Stellungnahmen und Empfehlungen ab, die an die Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreiber, ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff), ▌die EU-VNBO, die regionalen Koordinierungszentren, die nominierten Strommarktbetreiber und von Betreibern von Gasfernleitungsnetzen, LNG-Anlagen, Gas- oder Wasserstoffspeicheranlagen oder Wasserstoffnetzen eingerichtete Stellen gerichtet sind;“;

2. Artikel 3 Absatz 2 Unterabsatz 1 erhält folgende Fassung:

„Auf Antrag von ACER stellen die Regulierungsbehörden, ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff),▌ die regionalen Koordinierungszentren, die EU-VNBO, die Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreiber, die Wasserstoffnetzbetreiber, die nominierten Strommarktbetreiber und die von Betreibern von Gasfernleitungsnetzen, LNG-Anlagen, Gas- oder Wasserstoffspeicheranlagen oder Wasserstoffnetzen, Gas- oder Wasserstoffmarktbetreibern und Gas- und Wasserstofflieferanten eingerichteten Stellen ACER die Informationen bereit, die zum Zweck der Wahrnehmung der Aufgaben von ACER gemäß dieser Verordnung notwendig sind, es sei denn, ACER hat diese Informationen bereits beantragt und erhalten.“;

3. Artikel 4 Absätze 1 und 2 und Artikel 4 Absatz 3 Buchstaben a und b erhalten folgende Fassung:

„(1) ACER unterbreitet der Kommission eine Stellungnahme zum Entwurf der Satzung, zur Liste der Mitglieder und zum Entwurf der Geschäftsordnung von ENTSO (Strom) gemäß Artikel 29 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2019/943 und zum Entwurf der Satzung, zur Liste der Mitglieder und zum Entwurf der Geschäftsordnung von ENTSO (Gas und Wasserstoff) gemäß Artikel 22 Absatz 2 der [Gasverordnung] ▌sowie zum Entwurf der Satzung, zur Liste der Mitglieder und zum Entwurf der Geschäftsordnung der EU-VNBO gemäß Artikel 53 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2019/943 und Artikel 37 Absatz 4 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804].

(2) ACER beobachtet die Ausführung der Aufgaben von ENTSO (Strom) gemäß Artikel 32 der Verordnung (EU) 2019/943 und von ENTSO (Gas und Wasserstoff) gemäß Artikel 24 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] ▌sowie der EU-VNBO gemäß Artikel 55 der Verordnung (EU) 2019/943 und Artikel 38 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804].

(3) ACER kann folgende Stellungnahmen unterbreiten:

a) gemäß Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 ENTSO (Strom) und gemäß Artikel 23 Absatz 2 der [Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] ENTSO (Gas und Wasserstoff) ▌ zum Entwurf der Netzkodizes;

b) gemäß Artikel 32 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2019/943 ENTSO (Strom) und gemäß Artikel 24 Absatz 2 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] ENTSO (Gas und Wasserstoff) ▌zum Entwurf des unionsweiten Netzentwicklungsplans und zu anderen einschlägigen Dokumenten gemäß Artikel 30 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2019/943, Artikel 23 Absatz 3 und Artikel 42 Absatz 1 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] unter Berücksichtigung der Ziele der Nichtdiskriminierung, des wirksamen Wettbewerbs und des effizienten und sicheren Funktionierens des Elektrizitäts- und des Erdgasbinnenmarkts;“;

4. Artikel 4 Absätze 6, 7 und 8 erhält folgende Fassung:

„(6) Die maßgeblichen Regulierungsbehörden stimmen sich ab, um gemeinsam festzustellen, ob ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff), ▌ die EU-VNBO oder die regionalen Koordinierungszentren ihre Verpflichtungen im Rahmen des Unionsrechts nicht eingehalten haben, und ergreifen gemäß Artikel 59 Absatz 1 Buchstabe c und Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe f der Richtlinie (EU) 2019/944 oder gemäß Artikel 72 Absatz 1 Buchstabe e der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) 803] geeignete Maßnahmen.

ACER gibt auf Verlangen einer oder mehrerer Regulierungsbehörden oder von sich aus eine begründete Stellungnahme sowie eine Empfehlung an ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff), ▌die EU-VNBO oder die regionalen Koordinierungszentren bezüglich der Einhaltung ihrer Verpflichtungen ab.

(7) Wenn eine begründete Stellungnahme von ACER einen Fall feststellt, in dem ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff), ▌die EU-VNBO oder ein regionales Koordinierungszentrum ihre jeweiligen Verpflichtungen möglicherweise nicht einhält, einigen sich die betroffenen Regulierungsbehörden einstimmig auf koordinierte Entscheidungen zur Festlegung, ob die maßgeblichen Verpflichtungen eingehalten wurden, und bestimmen gegebenenfalls die von ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff), ▌der EU-VNBO oder dem regionalen Koordinierungszentrum zu ergreifenden Maßnahmen, um diese Nichteinhaltung zu beheben. Wenn die Regulierungsbehörden sich nicht innerhalb von vier Monaten nach Erhalt der begründeten Stellungnahme von ACER einstimmig auf solche koordinierten Entscheidungen einigen, wird die Angelegenheit gemäß Artikel 6 Absatz 10 an ACER zur Entscheidung weitergeleitet.

(8) Wenn eine nach Maßgabe von Absatz 6 oder 7 dieses Artikels festgestellte Nichteinhaltung durch ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff), ▌die EU-VNBO oder ein regionales Koordinierungszentrum nicht innerhalb von drei Monaten behoben wurde, oder wenn die Regulierungsbehörde in dem Mitgliedstaat, in dem die Organisation ihren Sitz hat, keine Maßnahmen zur Sicherstellung der Einhaltung ergriffen hat, gibt ACER eine Empfehlung an die Regulierungsbehörde ab, Maßnahmen gemäß Artikel 59 Absatz 1 Buchstabe c und Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe f der Richtlinie (EU) 2019/944 oder gemäß Artikel 74 Absatz 1 Buchstabe d der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] zu ergreifen, um zu gewährleisten, dass ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff), ▌die EU-VNBO oder das regionale Koordinierungszentrum ihre Verpflichtungen einhalten, und unterrichtet die Kommission.“;

5. Artikel 5 Absatz 1 erhält folgende Fassung:

„(1) Gemäß Artikel 59 der Verordnung (EU) 2019/943 und den Artikeln 53 und 54 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] wirkt ACER bei der Entwicklung von Netzkodizes und nach Maßgabe von Artikel 61 Absatz 6 der Verordnung (EU) 2019/943 und Artikel 56 Absatz 5 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] bei der Entwicklung von Leitlinien mit. ACER

a) legt der Kommission nicht bindende Rahmenleitlinien vor, wenn sie gemäß Artikel 59 Absatz 4 der Verordnung (EU) 2019/943 oder Artikel 53 Absatz 4 oder Artikel 54 Absatz 4 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] dazu aufgefordert wird. ACER überarbeitet die Rahmenleitlinien und legt sie erneut der Kommission vor, wenn sie gemäß Artikel 59 Absatz 7 der Verordnung (EU) 2019/943 oder Artikel 53 Absatz 7 oder Artikel 54 Absatz 7 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] dazu aufgefordert wird;

b) überarbeitet den Netzkodex gemäß Artikel 59 Absatz 11 der Verordnung (EU) 2019/943 oder Artikel 53 Absatz 11 oder Artikel 54 Absatz 11 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804]. ACER trägt in ihrer Überarbeitung den Auffassungen der Akteure Rechnung, die an der von ENTSO (Strom), von ENTSO (Gas und Wasserstoff) ▌oder von der EU-VNBO geleiteten Ausarbeitung dieses überarbeiteten Netzkodex beteiligt waren, und führt zu der bei der Kommission einzureichenden Fassung eine förmliche Konsultation der maßgeblichen Interessenträger durch. Zu diesem Zweck kann ACER gegebenenfalls den nach den Netzkodizes eingesetzten Ausschuss heranziehen. ACER berichtet der Kommission über das Ergebnis der Konsultationen. Anschließend legt ACER gemäß Artikel 59 Absatz 11 der Verordnung (EU) 2019/943 oder Artikel 53 Absatz 11 oder Artikel 54 Absatz 11 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] der Kommission den überarbeiteten Netzkodex vor. Waren ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff) ▌oder die EU-VNBO nicht in der Lage, einen Netzkodex auszuarbeiten, so arbeitet ACER den Entwurf eines Netzkodex aus und legt ihn der Kommission vor, wenn sie gemäß Artikel 59 Absatz 12 der Verordnung (EU) 2019/943 oder Artikel 53 Absatz 12 oder Artikel 54 Absatz 12 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] dazu aufgefordert wird;

c) richtet gemäß Artikel 32 Absatz 1 der Verordnung (EU) 2019/943 oder Artikel 24 Absatz 1 oder Artikel 46 Absatz 2 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] eine ordnungsgemäß begründete Stellungnahme an die Kommission, wenn ENTSO (Strom), ENTSO (Gas und Wasserstoff)▌ oder die EU-VNBO einen gemäß Artikel 30 Absatz 1 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2019/943 oder Artikel 23 Absatz 1 oder Artikel 42 Absatz 1 Buchstabe a der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] ausgearbeiteten Netzkodex oder einen Netzkodex, der nach Artikel 59 Absätze 3 bis 12 der Verordnung (EU) 2019/943 oder Artikel 53 Absätze 3 bis 12 oder Artikel 54 Absätze 3 bis 12 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] erstellt wurde, aber nicht von der Kommission nach Artikel 59 Absatz 13 der Verordnung (EU) 2019/943 und nach Artikel 53 Absatz 13 oder Artikel 54 Absatz 13 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] angenommen wurde, nicht umgesetzt hat;

d) beobachtet und analysiert die Umsetzung der von der Kommission gemäß Artikel 59 der Verordnung (EU) 2019/943 und den Artikeln 53 und 54 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] erlassenen Netzkodizes und der gemäß Artikel 61 der Verordnung (EU) 2019/943 und Artikel 56 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] erlassenen Leitlinien, und ihre Auswirkungen auf die Harmonisierung der geltenden Regeln zur Förderung der Marktintegration sowie auf Nichtdiskriminierung, wirksamen Wettbewerb und das effiziente Funktionieren des Marktes und erstattet der Kommission Bericht.“;

6. Artikel 6 Absatz 3 Unterabsatz 1 erhält folgende Fassung:

„(3) Bis zum 5. Juli 2022 und danach alle vier Jahre legt die Kommission dem Europäischen Parlament und dem Rat gemäß Artikel 57 Absatz 7 der Richtlinie (EU) 2019/944 und Artikel 70 Absatz 6 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) 803] einen Bericht über die Unabhängigkeit der Regulierungsbehörden vor.“;

7. In Artikel 6 werden die folgenden Absätze 9a, 9b, 9c und 9d eingefügt:

„(9a) ACER gibt Empfehlungen in Bezug auf das regulierte Anlagevermögen gemäß Artikel 4 Absatz 4 der [Gasverordnung] an die Regulierungsbehörden und Netzbetreiber ab.

(9b) ACER kann gemäß Artikel 19 Absatz 8 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] Empfehlungen zur Aufteilung der Kosten von Lösungen für Beschränkungen der grenzüberschreitenden Flüsse aufgrund von Unterschieden in der Gasqualität und aufgrund der Störung der Gasversorgung an die Regulierungsbehörden abgeben.

(9c) ACER kann gemäß Artikel 39 Absatz 8 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] Empfehlungen zur Aufteilung der Kosten von Lösungen für Beschränkungen der grenzüberschreitenden Ströme aufgrund von Unterschieden in der Wasserstoffqualität an die Regulierungsbehörden abgeben.

(9d) ACER veröffentlicht Monitoring-Berichte zu Engpässen an Kopplungspunkten gemäß Anhang I Abschnitt 2.2.1 Nummer 2 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804].“;

8. Artikel 6 Absatz 10 Unterabsatz 1 Buchstaben b und c erhält folgende Fassung:

„b)  den Netzkodizes und Leitlinien gemäß den Artikeln 59 bis 61 der Verordnung (EU) 2019/943, die vor dem 4. Juli 2019 erlassen wurden, und späteren Überarbeitungen dieser Netzkodizes und Leitlinien;

c) den Netzkodizes und Leitlinien gemäß den Artikeln 59 bis 61 der Verordnung (EU) 2019/943, die als Durchführungsrechtsakte gemäß Artikel 5 der Verordnung (EU) Nr. 182/2011 erlassen wurden, oder“;

9. In Artikel 6 Absatz 10 Unterabsatz 1 werden folgende Buchstaben angefügt:

„d) Leitlinien gemäß Anhang I der [Gasverordnung] oder

e) Netzkodizes und Leitlinien gemäß den Artikeln 53 bis 56 der [Gasverordnung].“;

10. Artikel 6 Absatz 10 Unterabsatz 2 Buchstabe a erhält folgende Fassung:

„a) wenn die zuständigen Regulierungsbehörden innerhalb von sechs Monaten ab dem Tag, an dem die letzte dieser Regulierungsbehörden mit der Angelegenheit befasst wurde, oder innerhalb von vier Monaten in Fällen nach Artikel 4 Absatz 7 dieser Verordnung oder nach Artikel 59 Absatz 1 Buchstabe c oder Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe f der Richtlinie (EU) 2019/944 oder Artikel 72 Absatz 1 Buchstabe e der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) 803] keine Einigung erzielen konnten, oder“;

11. Artikel 6 Absatz 10 Unterabsatz 3 erhält folgende Fassung:

„Die zuständigen Regulierungsbehörden können gemeinsam beantragen, dass die unter Unterabsatz 2 Buchstabe a dieses Absatzes genannte Frist um bis zu sechs Monate verlängert wird, es sei denn, es handelt sich um Fälle nach Artikel 4 Absatz 7 dieser Verordnung oder nach Artikel 59 Absatz 1 Buchstabe c oder Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe f der Richtlinie (EU) 2019/944 oder Artikel 72 Absatz 1 Buchstabe e der neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) 803.“;

12. Artikel 6 Absatz 10 Unterabsatz 4 erhält folgende Fassung:

„Wenn die Befugnis zur Entscheidung bei grenzüberschreitenden Fragen gemäß Unterabsatz 1 im Rahmen neuer Netzkodizes oder Leitlinien gemäß den Artikeln 59 bis 61 der Verordnung (EU) 2019/943, die nach dem 4. Juli 2019 als delegierte Rechtsakte angenommen wurden, an die Regulierungsbehörden übertragen wurde, ist ACER nur auf freiwilliger Basis nach Maßgabe von Unterabsatz 2 Buchstabe b dieses Absatzes zuständig, wenn mindestens 60 % der zuständigen Regulierungsbehörden dies beantragen. Falls nur zwei Regulierungsbehörden beteiligt sind, kann eine der beiden Regulierungsbehörden den Fall an ACER verweisen.“

13. Artikel 6 Absatz 12 Buchstabe a erhält folgende Fassung:

„a) trifft ACER eine Entscheidung innerhalb von sechs Monaten ab dem Datum der Befassung oder innerhalb von vier Monaten danach in Fällen nach Maßgabe von Artikel 4 Absatz 7 dieser Verordnung oder nach Maßgabe von Artikel 59 Absatz 1 Buchstabe c oder Artikel 62 Absatz 1 Buchstabe f der Richtlinie (EU) 2019/944 oder Artikel 72 Absatz 1 Buchstabe e der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) 803]“;

14. Artikel 14 Absatz 1 erhält folgende Fassung:

„Bei der Wahrnehmung ihrer Aufgaben, insbesondere bei der Ausarbeitung der Rahmenleitlinien gemäß Artikel 59 der Verordnung (EU) 2019/943 oder der Artikel 53 und 54 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] sowie bei der Vorlage von Vorschlägen von Änderungen der Netzkodizes gemäß Artikel 60 der Verordnung (EU) 2019/943 oder Artikel 55 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] konsultiert ACER ausführlich und frühzeitig sowie auf offene und transparente Art und Weise die Marktteilnehmer, die Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreiber, die Wasserstoffnetzbetreiber, die Verbraucher, die Endnutzer und gegebenenfalls die Wettbewerbsbehörden, und zwar unbeschadet ihrer jeweiligen Zuständigkeit, insbesondere wenn ihre Aufgaben die Übertragungs-/Fernleitungsnetzbetreiber und Wasserstoffnetzbetreiber betreffen.“;

15. In Artikel 15 werden die folgenden Absätze 6 und 7 angefügt:

„(6) ACER gibt Studien zum Vergleich der Effizienz der Kosten von Fernleitungsnetzbetreibern in der EU gemäß Artikel 17 Absatz 2 der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 804] heraus.

(7) ACER legt Stellungnahmen hervor, die ein harmonisiertes Format für die Veröffentlichung technischer Informationen für den Zugang zu Wasserstoffnetzen gemäß Anhang I dieser Verordnung enthalten.“;

16. Artikel 15 Absatz 1 erhält folgende Fassung:

„ACER beobachtet in enger Zusammenarbeit mit der Kommission, den Mitgliedstaaten und den maßgeblichen nationalen Behörden einschließlich der Regulierungsbehörden und unbeschadet der Zuständigkeiten der Wettbewerbsbehörden die Großhandelsmärkte und Endkundenmärkte für Strom und Erdgas einschließlich des Funktionierens dieser Märkte, ▌die Großhandels- und Endkundenpreise von Strom und Erdgas sowie den Mechanismus für die Festlegung dieser Preise, einschließlich derjenigen, die in Geschäftsverträgen festgelegt sind, im Hinblick auf ein mögliches wettbewerbswidriges, unfaires und intransparentes Verhalten von Marktbetreibern, die Einhaltung der in der Richtlinie (EU) 2019/944 und der [neu gefassten Gasverordnung gemäß dem Vorschlag COM(2021) 803] festgelegten Verbraucherrechte, die Auswirkungen der Marktentwicklungen auf Haushaltskunden, den Zugang zu den Netzen, einschließlich des Zugangs für den Strom aus erneuerbaren Energiequellen, den Fortschritt bei den Verbindungsleitungen, mögliche Hemmnisse für den grenzüberschreitenden Handel, einschließlich der Auswirkungen von Wasserstoffbeimischungen im Erdgasnetz und der Hemmnisse für den grenzüberschreitenden Fluss von Biomethan, regulatorische Hindernisse für neue und kleinere Marktteilnehmer, darunter Bürgerenergiegemeinschaften und Erneuerbare-Energie-Gemeinschaften, staatliche Eingriffe, wie die in Artikel 10 Absatz 4 der Verordnung (EU) 2019/943 vorgesehenen, die Preise daran hindern, die tatsächliche Knappheit widerzuspiegeln, die Maßnahmen der Mitgliedstaaten im Bereich der Stromversorgungssicherheit basierend auf den Ergebnissen der in Artikel 23 derselben Verordnung genannten Abschätzung der Angemessenheit der Ressourcen auf europäischer Ebene, insbesondere der in Artikel 17 der Verordnung (EU) 2019/941 genannten nachträglichen Analyse.“;

17. In Artikel 15 Absatz 1 wird folgender Unterabsatz 2 angefügt:

„ACER beobachtet in enger Zusammenarbeit mit der Kommission, den Mitgliedstaaten und den maßgeblichen nationalen Behörden einschließlich der Regulierungsbehörden und unbeschadet der Zuständigkeiten der Wettbewerbsbehörden die Wasserstoffmärkte, insbesondere die Auswirkungen der Marktentwicklungen auf Wasserstoffkunden, den Zugang zum Wasserstoffnetz, einschließlich des Netzzugangs für aus erneuerbaren Energiequellen erzeugten Wasserstoff, den Fortschritt bei den Verbindungsleitungen und mögliche Hemmnisse für den grenzüberschreitenden Handel.“;

18. Artikel 15 Absatz 2 erhält folgende Fassung:

„ACER veröffentlicht jährlich einen Bericht über die Ergebnisse ihrer Beobachtung gemäß Absatz 1. In diesem Bericht legt sie auch die Hemmnisse für die Vollendung des Elektrizitäts-, Erdgas- und Wasserstoffbinnenmarktes dar, einschließlich eines etwaigen wettbewerbswidrigen, unfairen und intransparenten Verhaltens von Marktbetreibern.“.

Artikel 66
Änderung der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011

Die Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 wird wie folgt geändert:

a) In Artikel 2, Artikel 3 Absätze 3 und 4, Artikel 4 Absatz 1 und Artikel 8 Absatz 5 wird der Ausdruck „Strom oder Erdgas“ durch den Ausdruck „Strom, Wasserstoff oder Erdgas“ ersetzt;

aa) In Artikel 2 werden folgende Nummern angefügt:

„16. „LNG-Handel“ bezeichnet Gebote, Angebote oder Transaktionen zum Kauf oder Verkauf von LNG,

a) die die Lieferung in der Union betreffen,

b) zur Lieferung in der Union führen oder

c) in deren Rahmen eine Gegenpartei das LNG an einem Terminal in der Union wieder in den gasförmigen Zustand überführt;

17. „LNG-Marktdaten“ bezeichnet Aufzeichnungen von Geboten, Angeboten oder Transaktionen für den LNG-Handel mit den entsprechenden Informationen gemäß Artikel 8d;

18. „LNG-Marktteilnehmer“ bezeichnet jede natürliche oder juristische Person, die LNG-Handel betreibt, unabhängig von ihrem Sitz oder Wohnsitz;

19. „LNG-Preisbewertung“ bezeichnet die Bestimmung eines täglichen Referenzpreises für den LNG-Handel nach einer von der Agentur festzulegenden Methode;

20. „LNG-Referenzwert“ bezeichnet die Bestimmung eines Spreads zwischen der LNG-Preisbewertung und dem von ICE Endex Markets B.V. täglich bestimmten Abrechnungspreis für den nächstfälligen Gas-Terminkontrakt (Front Month Contract) der Title Transfer Facility (TTF);

b) In Artikel 6 Absatz 2 wird der Ausdruck „Elektrizitäts- und der Gasmärkte“ bzw. „Strom- und Gasmärkte“ durch den Ausdruck „Strom-, Wasserstoff- und Erdgasmärkte“ in der jeweiligen grammatikalischen Form ersetzt;

ba) Folgende Artikel werden eingefügt:

„Artikel 8a
Aufgaben und Befugnisse der Agentur zur Durchführung einer täglichen Bewertung der Preise von LNG und von LNG-Preis-Referenzwerten

(1) Die Agentur erstellt und veröffentlicht eine Bewertung der LNG-Preise. Für die Zwecke der LNG-Preisbewertung erhebt und verarbeitet die Agentur systematisch LNG-Marktdaten über Transaktionen.

(2) Die Agentur erstellt und veröffentlicht den LNG-Preis-Referenzwert, für den sie systematisch alle LNG-Marktdaten erhebt und verarbeitet.

(3) Abweichend von Artikel 3 Absatz 4 Buchstabe b der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 gelten für LNG-Marktteilnehmer die Verpflichtungen und Verbote für Marktteilnehmer gemäß dieser Verordnung. Die Befugnisse, über die die Agentur gemäß dieser Verordnung und der Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1348/2014 verfügt, gelten ebenfalls in Bezug auf LNG-Marktteilnehmer, einschließlich der Bestimmungen zur Vertraulichkeit.

Artikel 8b
Veröffentlichung von LNG-Preisbewertung und -Referenzwert

(1) Die in Artikel 8a Absatz 1 genannte LNG-Preisbewertung wird täglich, spätestens jedoch bis 18.00 Uhr MEZ für die Bewertung der endgültigen Transaktionspreise veröffentlicht. Die Agentur veröffentlicht außerdem täglich den in Artikel 8a Absatz 2 genannten LNG-Preis-Referenzwert bis spätestens 19.00 Uhr MEZ oder so bald wie technisch möglich.

(2) Für die Zwecke dieses Artikels kann die Agentur die Dienste eines Dritten in Anspruch nehmen.

Artikel 8c
Übermittlung von LNG-Marktdaten an die Agentur

(1) Die LNG-Marktteilnehmer übermitteln der Agentur täglich die LNG-Marktdaten gemäß Artikel 8d in einem standardisierten Format, mithilfe eines hochwertigen Übertragungsprotokolls und so echtzeitnah wie technisch möglich vor der Veröffentlichung der LNG-Preisbewertung (18.00 Uhr MEZ).

(2) Die Kommission kann Durchführungsrechtsakte zur Festlegung des Zeitpunkts erlassen, bis zu dem LNG-Marktdaten vor der täglichen Veröffentlichung der LNG-Preisbewertung gemäß Absatz 1 vorzulegen sind. Diese Durchführungsrechtsakte werden gemäß dem in Artikel 21 Absatz 2 genannten Prüfverfahren erlassen.

(3) Bei Bedarf gibt die Agentur nach Konsultation der Kommission Leitlinien für Folgendes heraus:

a) die Einzelheiten der zu meldenden Informationen zusätzlich zu den derzeit geltenden Einzelheiten der zu meldenden Transaktionen und den Fundamentaldaten gemäß der Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1348/2014, auch für Gebote und Angebote, und

b) das Verfahren, den Standard und das elektronische Format sowie die technischen und organisatorischen Anforderungen für die Übermittlung der Daten, die bei der Übermittlung der LNG-Marktdaten einzuhalten sind.

(4) Die LNG-Marktteilnehmer übermitteln der Agentur die erforderlichen LNG-Marktdaten kostenlos über die von der Agentur eingerichteten Meldekanäle, möglichst mittels bestehender und verfügbarer Verfahren.

Artikel 8d
Qualität der LNG-Marktdaten

(1) Die LNG-Marktdaten enthalten folgende Angaben:

a) die Vertragsparteien, einschließlich des Kauf-/Verkauf-Indikators;

b) die meldende Partei;

c) den Transaktionspreis;

d) die vertraglichen Mengen;

e) den Wert des Vertrags;

f) das Ankunftsfenster für die LNG-Ladung;

g) die Lieferbedingungen;

h) die Lieferorte;

i) die Angaben des Zeitstempels zu allen folgenden Angaben:

i) Zeitpunkt, zu dem das Gebot oder Angebot abgegeben wurde;

ii) Transaktionszeit;

iii) Zeitpunkt der Meldung des Gebots, des Angebots oder der Transaktion;

iv) Eingang der LNG-Marktdaten bei der Agentur.

(2) Die LNG-Marktteilnehmer übermitteln der Agentur LNG-Marktdaten in den folgenden Einheiten und Währungen:

a) Transaktions-, Gebots- und Angebotseinheitspreise in der im Vertrag angegebenen Währung und in EUR/MWh sowie mit gegebenenfalls angewandten Umrechnungs- und Wechselkursen;

b) die vertraglichen Mengen in den in den Verträgen festgelegten Einheiten und in MWh;

c) Ankunftsfenster als Lieferdaten im UTC-Format;

d) als Lieferort eine gültige Kennung aus der Liste der Agentur, wie in der Liste der meldepflichtigen LNG-Anlagen sowie dieser Verordnung und Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1348/2014 angegeben; die Informationen des Zeitstempels sind im UTC-Format anzugeben;

e) gegebenenfalls ist die Preisformel des langfristigen Vertrags, aus der der Preis abgeleitet wird, insgesamt anzugeben.

(3) Die Agentur gibt Leitlinien zu den Kriterien heraus, nach denen auf einen einzigen Übermittler ein erheblicher Teil der innerhalb eines bestimmten Bezugszeitraums übermittelten LNG-Marktdaten entfällt, und wie dies bei ihrer LNG-Preisbewertung und bei den LNG-Referenzwerten zu berücksichtigen ist.

Artikel 8e
Betriebskontinuität

Die Agentur überprüft, aktualisiert und veröffentlicht regelmäßig ihre Methode für die LNG-Preisbewertung und den LNG-Referenzwert sowie die Methode für die Meldung von LNG-Marktdaten und die Veröffentlichung ihrer LNG-Preisbewertungen und LNG-Referenzwerte und berücksichtigt dabei die Ansichten der Stellen, die die Marktdaten übermittelt haben.“.

Artikel 67
Änderung der Verordnung (EU) 2017/1938

Die Verordnung (EU) 2017/1938 wird wie folgt geändert:

1. Artikel 1 Satz 1 erhält folgende Fassung:

„Mit dieser Verordnung werden Bestimmungen zur Gewährleistung einer sicheren Erdgasversorgung in der Union erlassen, indem sichergestellt wird, dass der Binnenmarkt für Erdgas sowie für erneuerbares Gas und CO2-armes Gas (im Folgenden „Gas“) reibungslos und ununterbrochen funktioniert, indem außerordentliche Maßnahmen für den Fall ermöglicht werden, dass der Markt die nachgefragten Erdgaslieferungen nicht mehr bereitstellen kann, wozu auch als letztes Mittel anzuwendende Solidaritätsmaßnahmen gehören, und indem eine klare Festlegung und Zuweisung der Zuständigkeiten der Erdgasunternehmen, der Mitgliedstaaten und der Union sowohl bei der Prävention als auch bei der Reaktion auf konkrete Störungen der Gasversorgung vorgesehen werden.

Mit dieser Verordnung werden auch Präventionsmaßnahmen zur Senkung der Gasnachfrage unterstützt, einschließlich Maßnahmen zur Steigerung der Energieeffizienz und zur Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energiequellen, um die Abhängigkeit der Union von Gaseinfuhren zu reduzieren.“

2. In Artikel 2 werden folgende Begriffsbestimmungen angefügt:

„27. ‚Gas‘ bezeichnet Erdgas im Sinne von Artikel 2 Nummer 1 der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx];

▌

29a. ‚Handelsplatz‘ hat folgende Bedeutungen:

a) ‚geregelter Markt‘ im Sinne von Artikel 4 Absatz 1 Nummer 21 der Richtlinie 2014/65/EU;

b) ‚multilaterales Handelssystem‘ im Sinne von Artikel 4 Absatz 1 Nummer 22 der Richtlinie 2014/65/EU;

c) ‚organisiertes Handelssystem‘ im Sinne von Artikel 4 Absatz 1 Nummer 23 der Richtlinie 2014/65/EU;

29b. ‚energiebezogenes Warenderivat‘ bezeichnet ein an einem Handelsplatz gehandeltes Warenderivat im Sinne von Artikel 2 Absatz 1 Nummer 30 der Verordnung (EU) Nr. 600/2014 des Europäischen Parlaments und des Rates[25], dessen Basiswert Strom oder Gas ist und dessen Laufzeit 12 Monate nicht überschreitet;“

3. In Artikel 2 wird folgender Unterabsatz angefügt:

„Bezugnahmen auf Erdgas sind als Bezugnahmen auf Gas im Sinne der Nummer 27 auszulegen.“

3a. Artikel 6b Absatz 1 Unterabsatz 3 Buchstabe e erhält folgende Fassung:

„e) Nutzung eines freiwilligen Mechanismus für die gemeinsame Beschaffung von Erdgas;“

4. Artikel 7 wird wie folgt geändert:

a) Absatz 1 erhält folgende Fassung:

„(1) Bis zum 1. November 2017 führt das ENTSO (Gas) eine unionsweite Simulation von Szenarien zum Ausfall von Gaslieferungen und Infrastrukturen durch. Die Simulation schließt die Festlegung von Notgasversorgungskorridoren und deren Bewertung ein und ermittelt auch, welche Mitgliedstaaten die festgestellten Risiken, auch bei Speicherung und LNG, bewältigen können; darüber hinaus schließt sie Szenarien ein, in denen Möglichkeiten zur Senkung der Gasnachfrage durch Energieeinsparungen und Energieeffizienzmaßnahmen untersucht werden. Die Szenarien zum Ausfall von Gaslieferungen und Infrastrukturen und die Methodik für die Simulation werden vom ENTSO (Gas) in Zusammenarbeit mit der Koordinierungsgruppe ‚Gas‘ festgelegt. Das ENTSO (Gas) stellt ein angemessenes Maß an Transparenz von und Zugang zu den in den Szenarien verwendeten Modellannahmen sicher. Die unionsweite Simulation von Szenarien zum Ausfall von Gaslieferungen und Infrastrukturen wird so lange alle vier Jahre wiederholt, bis die Umstände häufigere Aktualisierungen erforderlich machen.“

5. Absatz 4 Buchstabe e erhält folgende Fassung:

„e) die Risiken berücksichtigt, die mit der Steuerung der Infrastruktur, die für eine sichere Gasversorgung relevant ist, einhergehen, soweit sie unter anderem Risiken wie unzureichende Investitionen, die Aushöhlung der Diversifizierung, den Missbrauch vorhandener Infrastruktur, einschließlich des Hortens von Speicherkapazitäten, oder Verstöße gegen das Unionsrecht einschließen können;“

6. Folgender Artikel ▌wird eingefügt:

„Artikel 7a
Präventions- und Notfallmaßnahmen

Die Mitgliedstaaten müssen angemessene Präventions- und Notfallmaßnahmen treffen, einschließlich Energieeinsparungen und Energieeffizienzmaßnahmen. Diese Maßnahmen müssen den Ergebnissen der letzten unionsweiten Simulation von Ausfallszenarien gemäß Artikel 7 Rechnung tragen und geeignet sein, den in der gemeinsamen und der nationalen Risikobewertung ermittelten Risiken zu begegnen.“

7. Artikel 8 Absatz 1 und Artikel 9 Absätze 3 bis 10 werden verschoben und werden zu Artikel 7a Absätze 2 bis 12.

8. Folgende Artikel ▌werden eingefügt:

„Artikel 7b
Effiziente und gemeinsame Nutzung von Infrastrukturen und Gasspeicheranlagen

(1) Die Mitgliedstaaten stellen im Interesse der Versorgungssicherheit die Nutzung bestehender Infrastruktur auf nationaler und regionaler Ebene auf effiziente Weise sicher. Insbesondere ermöglichen die Mitgliedstaaten den grenzüberschreitenden Gasaustausch sowie den grenzüberschreitenden Zugang zu Speicheranlagen und LNG.

(2) Die gemeinsamen Risikobewertungen und etwaige spätere Aktualisierungen müssen eine Analyse zur Angemessenheit der in der Region verfügbaren Kapazität von Speicheranlagen sowie zur Funktionsweise der Speicherkapazitäten und ihrem Beitrag zur Versorgungssicherheit in der Union umfassen, einschließlich Risiken, die aus dem direkten oder indirekten Eigentum oder der Kontrolle der Speicherinfrastruktur durch Einrichtungen von Drittländern resultieren und für die Versorgungssicherheit relevant sind. In den gemeinsamen Risikobewertungen und etwaigen späteren Aktualisierungen sind Energieeinsparungen und Energieeffizienzmaßnahmen im Einklang mit dem Grundsatz „Energieeffizienz an erster Stelle“ gemäß [Artikel X der Neufassung der Energieeffizienzrichtlinie] und dem Grundsatz der Systemeffizienz gemäß [Artikel X der Neufassung der Energieeffizienzrichtlinie] zu ermitteln. Bei der Analyse ist die Rolle der Gasspeicheranlagen mit alternativen Maßnahmen, wie Investitionen in Energieeffizienz und erneuerbare Energieträger, zu vergleichen. Bei der Analyse ist auch die Kosteneffizienz der Gasspeicheranlagen zu berücksichtigen und dem Risiko verlorener Investitionen Rechnung zu tragen.

(3) Deuten die Ergebnisse dieser Analyse in der gemeinsamen Risikobewertung oder in Aktualisierungen dieser Bewertung darauf hin, dass auf regionaler Ebene ein Risiko besteht, das ein Risiko für einen oder mehrere Mitgliedstaaten derselben Risikogruppe darstellen könnte, dem auf andere Weise nicht begegnet werden kann, ziehen die Mitgliedstaaten ▌in Betracht ▌, die Möglichkeit zu schaffen, Speicheranlagen vollständig in das Netz des Fernleitungsnetzbetreibers zu integrieren, falls die jeweilige Speicheranlage ansonsten seinen Betrieb einstellen würde, wenn diese Einstellung des Betriebs ein Risiko für eine sichere und zuverlässige Funktionsweise des Fernleitungsnetzes nach sich ziehen würde. Bevor die Mitgliedstaaten diese Möglichkeit schaffen, konsultieren sie die betreffende Risikogruppe, insbesondere zu der Frage, wie den in der gemeinsamen Risikobewertung ermittelten Risiken mit den Maßnahmen begegnet wird. Eine solche Maßnahme gilt für alle Speicheranlagen, einschließlich der Speicherstätten, die von Einrichtungen von Drittländern kontrolliert werden.

(3a) Die Mitgliedstaaten in der betreffenden Risikogruppe müssen sich auf ein gemeinsames koordiniertes Verfahren für die Entnahme von Gas aus den in Absatz 3 genannten Speicheranlagen im Krisenfall im Sinne des Artikels 11 Absatz 1 einigen. Das gemeinsame koordinierte Verfahren muss die Regelungen für die Entnahme von Gas im Rahmen der Maßnahmen umfassen, die die Kommission gemäß Artikel 12 Absatz 3 bei einem regionalen oder unionsweiten Notfall koordiniert.

(4) Die gemäß Artikel 7a und Absatz 3 des vorliegenden Artikels erlassenen Maßnahmen ▌dürfen den Wettbewerb nicht unangemessen verfälschen, das effektive Funktionieren des Gasbinnenmarktes nicht unangemessen beeinträchtigen und die Sicherheit der Gasversorgung anderer Mitgliedstaaten oder der Union nicht gefährden und lassen die nationalen Vorschriften zur Versorgungssicherheit, auch betreffend die Gasvorräte, unberührt. ▌

(7) Nach der internen Konsultation in der betreffenden Risikogruppe gemäß Absatz 3 konsultieren die Mitgliedstaaten die Koordinierungsgruppe ‚Gas‘. ▌

Artikel 7c
EU-weite Risikobewertung

Alle Mitgliedstaaten nehmen innerhalb von sechs Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung den für die Einhaltung von Artikel 7b Absätze 2 bis 6 erforderlichen Zusatz als Übergangsbestimmung in die bestehenden gemeinsamen und nationalen Risikobewertungen sowie, soweit angezeigt, in den Präventionsplan und den Notfallplan auf. Diese aktualisierten Pläne werden veröffentlicht und der Kommission nach dem Verfahren gemäß Artikel 8 Absatz 7 notifiziert, und die Kommission gibt unter den Bedingungen gemäß Artikel 8 Absatz 8 eine Empfehlung ab, der die betreffende zuständige Behörde nach dem Verfahren gemäß Artikel 8 Absatz 9 Rechnung trägt.

Artikel 7d
Freiwilliger Mechanismus für die gemeinsame Beschaffung von Gas

(1) Die Mitgliedstaaten können im Rahmen der Präventionsmaßnahmen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit einen freiwilligen Mechanismus für die gemeinsame Beschaffung von Gas durch Fernleitungsnetzbetreiber oder andere von den Mitgliedstaaten benannte Unternehmen einrichten.

Dieser Mechanismus muss mit dem Unionsrecht, insbesondere mit dem Wettbewerbsrecht der Union und der Mitgliedstaaten, im Einklang stehen und wird so konzipiert, dass das Gas auch im Rahmen der Maßnahmen, die die Kommission gemäß Artikel 12 Absatz 3 bei einem regionalen oder unionsweiten Notfall koordiniert, genutzt werden können.

Der Mechanismus muss der Teilnahme aller Fernleitungsnetzbetreiber bzw. anderer von dem Mitgliedstaat benannter Unternehmen, Gaslieferanten und anderer relevanter Marktteilnehmer in der Union offenstehen, die sich nach seiner Einrichtung anschließen wollen.

(2) Die teilnehmenden Mitgliedstaaten teilen der Kommission ihre Absicht zur Einrichtung eines solchen Mechanismus mit. Die Mitteilung muss die zur Prüfung der Übereinstimmung mit dieser Verordnung erforderlichen Informationen umfassen, z. B. die Menge des zu erwerbenden Gases, die Dauer der Maßnahme, die teilnehmenden Fernleitungsnetzbetreiber bzw. andere von den Mitgliedstaaten benannte Unternehmen sowie Gaslieferanten und andere relevante Marktteilnehmer, die Verwaltungsvereinbarungen, die operativen Verfahren und die Bedingungen für die Aktivierung in einem Notfall. Zudem sind die erwarteten Kosten und der erwartete Nutzen anzugeben. Die Kommission informiert die Koordinierungsgruppe ‚Gas‘ sowie, soweit angezeigt, die ACER über die eingegangene Mitteilung.

(3) Innerhalb von drei Monaten nach einer Mitteilung nach Absatz 2 kann die Kommission ▌eine Stellungnahme zur Übereinstimmung des vorgesehenen Mechanismus mit dieser Verordnung abgeben. ▌Die teilnehmenden Mitgliedstaaten tragen der Stellungnahme der Kommission umfassend Rechnung.

Artikel 7da
Leitlinien der Kommission zur Nutzung des freiwilligen Mechanismus für die gemeinsame Beschaffung von Gas

Bis zum … [drei Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung] nimmt die Kommission die in Artikel 7d dieser Verordnung genannten Leitlinien zur Nutzung des freiwilligen Mechanismus für die gemeinsame Beschaffung von Gas an. Bei der Annahme dieser Leitlinien berücksichtigt die Kommission die Erkenntnisse, die aus der Nachfragebündelung und der gemeinsamen Beschaffung nach der Verordnung (EU) 2022/2576 gewonnen wurden.

Artikel 7e
Bericht über die Speicherung und den freiwilligen Mechanismus für die gemeinsame Beschaffung von Gas

Bis zum … [ein Jahr nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung] legt die Kommission dem Europäischen Parlament und dem Rat einen Bericht zur Anwendung der Artikel 7b, 7c und 7d sowie zu den Erfahrungen, dem Nutzen, den Kosten und etwaigen aufgetretenen Hindernissen bei der Inanspruchnahme der Möglichkeit, Gas gemeinsam zu beschaffen, vor. Diesem Bericht wird gegebenenfalls ein Legislativvorschlag beigefügt.

 

Artikel 7ea
Transparenz und Informationsaustausch

(1) In der Union niedergelassene Erdgasunternehmen oder gasverbrauchende Unternehmen oder Behörden oder regulierte Einrichtungen von Mitgliedstaaten, die beabsichtigen, Verhandlungen mit Erdgaserzeugern oder -lieferanten über den Kauf, den Handel oder die Lieferung von bzw. mit Gas in einer Menge von mehr als 5 TWh/Jahr aufzunehmen, müssen die Kommission über ihre Absicht, einen Gasliefervertrag zu schließen oder eine Vereinbarung (Memorandum of Understanding) einzugehen, gemäß diesem Artikel vor Abschluss eines solchen Vertrags bzw. einer solchen Vereinbarung unterrichten.

(2) In der Union niedergelassene Erdgasunternehmen oder gasverbrauchende Unternehmen oder Behörden oder regulierte Einrichtungen von Mitgliedstaaten müssen die Kommission mindestens sechs Wochen vor Abschluss eines rechtsverbindlichen Vertrags oder einer rechtsverbindlichen Vereinbarung gemäß Absatz 1 über die Identität des oder der Vertragspartner(s), die relevanten Mengen, die relevanten Daten, die Herkunft des Gases und gegebenenfalls den Dienstleister, der diese Beschaffung im Namen eines Mitgliedstaats organisiert, unterrichten.

(3) Ist die Kommission der Ansicht, dass die geplante Gasbeschaffung durch in der Union niedergelassene Erdgasunternehmen oder gasverbrauchende Unternehmen oder durch Behörden oder regulierte Einrichtungen von Mitgliedstaaten negative Auswirkungen auf die Funktionsweise der gemeinsamen Beschaffung, den Binnenmarkt, wesentliche Sicherheitsinteressen der Union, die Versorgungssicherheit oder die Energiesolidarität haben könnte, empfiehlt die Kommission den betreffenden Mitgliedstaaten, geeignete Maßnahmen zu treffen, um solche negativen Auswirkungen zu verhindern. Der betroffene Mitgliedstaat trägt der Empfehlung der Kommission so weit wie möglich Rechnung.

(4) Bei der Unterrichtung der Kommission gemäß den Absätzen 1 und 2 können die unterrichtenden Stellen angeben, ob ein Teil der Informationen, seien es geschäftliche oder andere Informationen, deren Offenlegung der Tätigkeit der Beteiligten schaden könnte, vertraulich zu behandeln ist und ob die übermittelten Informationen an andere Mitgliedstaaten weitergegeben werden dürfen.

(5) Der Zugang der Kommission zu vertraulichen Informationen wird durch ein Ersuchen um Wahrung der Vertraulichkeit gemäß dem vorliegenden Artikel nicht eingeschränkt. Die Kommission stellt sicher, dass der Zugang zu den vertraulichen Informationen strikt auf die Kommissionsdienststellen beschränkt ist, die unbedingt auf diese Informationen zugreifen müssen. Die Vertreter der Kommission behandeln sensible Informationen mit der gebotenen Vertraulichkeit.

(6) Unbeschadet des Artikels 346 AEUV werden vertrauliche Informationen nur dann mit der Kommission und anderen zuständigen Behörden ausgetauscht, wenn ein solcher Austausch für die Anwendung dieser Verordnung erforderlich ist. Der Umfang der ausgetauschten Informationen ist auf das zu beschränken, was für den Zweck des Informationsaustauschs relevant und angemessen ist. Bei einem solchen Informationsaustausch werden die Informationen vertraulich behandelt und die Sicherheits- und Geschäftsinteressen der dieser Verordnung unterliegenden Einrichtungen geschützt. Die Anlage verwendet die erhobenen Informationen nicht für andere Zwecke als für die Ausführung des Vertrags.

(7) Alle Server und Informationen befinden sich physisch im Gebiet der Union bzw. werden dort gespeichert.“

9. Artikel 8 wird wie folgt geändert:

a) Absatz 1 wird gestrichen;

b) Absatz 3 erhält folgende Fassung:

„(3) Der Präventionsplan und der Notfallplan enthalten auch eines oder mehrere regionale Kapitel, wenn ein Mitgliedstaat unterschiedlichen in Anhang I definierten Risikogruppen angehört.

Die regionalen Kapitel werden gemeinsam von allen Mitgliedstaaten in der Risikogruppe ausgearbeitet, bevor sie in die jeweiligen nationalen Pläne aufgenommen werden. Die Kommission ist als Moderator tätig, um dafür zu sorgen, dass durch die Gesamtheit der regionalen Kapitel die Sicherheit der Erdgasversorgung in der Union insgesamt verbessert wird und keine Widersprüche auftreten und dass alle Hindernisse für die Zusammenarbeit ausgeräumt werden.

Die regionalen Kapitel eines Präventionsplans und eines Notfallplans enthalten geeignete und wirksame grenzübergreifende Maßnahmen, auch in Bezug auf Speicher und LNG, vorbehaltlich der Zustimmung der die Maßnahmen durchführenden Mitgliedstaaten aus derselben oder unterschiedlichen Risikogruppen, die auf der Grundlage der Simulation gemäß Artikel 7 Absatz 1 und der gemeinsamen Risikobewertung von der Maßnahme betroffen sind.“

10. In Absatz 6 wird folgender Satz angefügt:

„Der Vorschlag für die Zusammenarbeit kann eine freiwillige Teilnahme an der gemeinsamen Beschaffung strategischer Vorräte gemäß Artikel 7c umfassen.“

11. Folgender Artikel 8a wird eingefügt:

„Artikel 8a
Cybersicherheitsmaßnahmen

(1) Bei der Festlegung der Präventionspläne und der Notfallpläne ziehen die Mitgliedstaaten auch angemessene Maßnahmen im Bereich der Cybersicherheit in Betracht. 

(2) Die Kommission kann gemäß Artikel 19 einen delegierten Rechtsakt erlassen, um sektorspezifische Regeln für die Cybersicherheitsaspekte grenzüberschreitender Gasflüsse festzulegen, einschließlich Regeln über gemeinsame Mindestanforderungen, Planung, Beobachtung, Berichterstattung und Krisenbewältigung.

(3) Bei der Erarbeitung dieses delegierten Rechtsakts arbeitet die Kommission eng mit der Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER), der Agentur für Cybersicherheit (ENISA), dem Europäischen Netz der Fernleitungsnetzbetreiber (Gas) (ENTSO (Gas)), einer begrenzten Zahl der wichtigsten betroffenen Interessenträger sowie mit Stellen zusammen, die im Rahmen ihres Auftrags Zuständigkeiten im Bereich der Cybersicherheit wahrnehmen, z. B. für regulierte Unternehmen relevante Zentren für operative Cybersicherheitsaufgaben (SOC) und Reaktionsteams für IT-Sicherheitsvorfälle (CSIRT) gemäß Artikel 9 der RICHTLINIE (EU) 2022/xxx über Maßnahmen für ein hohes gemeinsames Cybersicherheitsniveau in der Union.“

12. Artikel 9 wird wie folgt geändert:

a) Absatz 1 wird wie folgt geändert:

i) Buchstabe e erhält folgende Fassung:

„e) andere Präventivmaßnahmen zur Bewältigung der in der Risikobewertung gemäß Artikel 7a Absatz 1 festgestellten Risiken, zum Beispiel, soweit angezeigt, Maßnahmen im Zusammenhang mit der Notwendigkeit, die Verbindungsleitungen zwischen benachbarten Mitgliedstaaten zu verbessern, die Energieeffizienz weiter zu erhöhen, das Horten von Kapazität zu verhindern und die Gasnachfrage zu senken, die Möglichkeit, Gasversorgungswege und -bezugsquellen zu diversifizieren, und die regionale Nutzung bestehender Speicher- und LNG-Kapazitäten, um die Gasversorgung für alle Kunden so weit wie möglich aufrechtzuerhalten;“

ii) Buchstabe k erhält folgende Fassung:

„k) Angaben zu allen gemeinwirtschaftlichen Verpflichtungen, die mit der Sicherheit der Gasversorgung in Zusammenhang stehen, einschließlich Verpflichtungen hinsichtlich Speicherkapazitäten und strategischer Vorräte;“

iii) folgender Buchstabe l wird angefügt:

„l) Angaben zu Maßnahmen im Bereich der Cybersicherheit gemäß Artikel 8a.“

13. In Artikel 12 Absatz 3 wird folgender Buchstabe d angefügt:

„d) koordiniert sie die Maßnahmen im Zusammenhang mit der gemeinsamen Beschaffung strategischer Vorräte gemäß Artikel 7c.“

▌

14a. Folgende Artikel werden eingefügt:

„Artikel 13a
Ausweitung des solidarischen Schutzes auf für die Stromversorgungssicherheit kritische Gasmengen

(1) Abweichend von Artikel 13 Absatz 3 findet eine Solidaritätsmaßnahme gemäß Artikel 13 Absätze 1 und 2 nur dann Anwendung, wenn der um Solidarität ersuchende Mitgliedstaat nicht in der Lage war,

a) den Engpass bei der Gasversorgung seiner durch Solidarität geschützten Kunden auszugleichen oder – wenn ein Mitgliedstaat befristete Maßnahmen zur Senkung des nicht wesentlichen Verbrauchs durch geschützte Kunden gemäß Artikel 13b getroffen hat – seinen durch Solidarität geschützten Kunden die wesentlichen Gasverbrauchsmengen bereitzustellen;

b) die für die Stromversorgungssicherheit kritischen Gasmengen bereitzustellen, und zwar trotz Anwendung der in Artikel 11 Absatz 3 genannten Maßnahme. Es gelten die Bedingungen nach Artikel 13 Absatz 3 Buchstaben b, c und d.

(2) Die Mitgliedstaaten, die gemäß Absatz 1 zur Solidarität verpflichtet sind, können Folgendes vom Solidaritätsangebot abziehen:

a) Lieferungen an eigene durch Solidarität geschützte Kunden in dem Umfang, in dem wesentliche Mengen betroffen sind, oder – wenn ein Mitgliedstaat befristete Maßnahmen zur Senkung des nicht wesentlichen Verbrauchs durch geschützte Kunden gemäß Artikel 13b getroffen hat – die Lieferungen der wesentlichen Gasverbrauchsmengen an eigene durch Solidarität geschützte Kunden,

b) Lieferungen von für die Stromversorgungssicherheit kritischen Gasmengen,

c) Lieferungen von Gasmengen für den Strom, der für die Erzeugung und den Transport von Gas erforderlich ist, und

d) Gasmengen, die für die Tätigkeiten von für die Versorgungssicherheit kritischer Infrastruktur gemäß Anhang VIIIb sowie von anderen für funktionierende Dienste in den Bereichen Militär, nationale Sicherheit und humanitäre Hilfe kritischen Anlagen benötigt werden.

(3) Die für die Stromversorgungssicherheit kritischen Gasmengen gemäß Absatz 1 Buchstabe b und Absatz 2 Buchstaben b und d dürfen die in Anhang VIIIa angegebenen Mengen nicht überschreiten. Kann ein Mitgliedstaat nachweisen, dass eine größere Gasmenge erforderlich ist, um eine Stromversorgungskrise in einem Mitgliedstaat zu vermeiden, so kann die Kommission auf hinreichend begründeten Antrag beschließen, den Abzug größerer Mengen zuzulassen.

(4) Werden Mitgliedstaaten, deren Stromnetz nur mit dem Stromnetz eines Drittlandes synchronisiert ist, um Solidaritätsmaßnahmen ersucht, so können sie in dem Fall, dass das Stromnetz nicht mit dem Netz dieses Drittlandes synchronisiert ist, ausnahmsweise höhere Gasmengen abziehen, solange für den Übertragungsnetzbetreiber isolierte Stromversorgungssystemdienste oder andere Dienste erbracht werden müssen, um den sicheren und zuverlässigen Betrieb des Stromnetzes zu gewährleisten.

Artikel 13b
Maßnahmen zur Nachfragesenkung bei geschützten Kunden

(1) Die Mitgliedstaaten können ausnahmsweise befristete Maßnahmen ergreifen, um den nicht wesentlichen Verbrauch durch geschützte Kunden zu verringern, insbesondere wenn eine der Krisenstufen nach Artikel 11 Absatz 1 und Artikel 12 oder ein Unionsalarm gemäß der Verordnung (EU) 2022/1369 erklärt wurde. Diese Maßnahmen müssen sich auf nicht wesentliche Verwendungszwecke von Gas beschränken und den in Artikel 6 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2022/1369 genannten Aspekten Rechnung tragen. Diese außergewöhnlichen Maßnahmen dürfen nur ergriffen werden, nachdem die zuständigen Behörden eine Bewertung der Bedingungen für die Festlegung dieser nicht wesentlichen Gasmengen durchgeführt haben.

(2) Der Verbrauch durch schutzbedürftige Kunden im Sinne der Definition der Mitgliedstaaten gemäß Artikel 25 der Neufassung der Richtlinie 2009/73/EG darf infolge der in Absatz 1 des vorliegenden Artikels genannten Maßnahmen unter keinen Umständen verringert werden, und die Mitgliedstaaten dürfen geschützte Kunden nicht infolge der Anwendung von Absatz 1 des vorliegenden Artikels vom Netz trennen.

Artikel 13c
Schutzmaßnahmen für grenzüberschreitende Gasflüsse

Bei einer Aufforderung der Kommission gemäß Artikel 12 Absatz 6 Unterabsatz 1, unzulässige Beschränkungen grenzüberschreitender Gasflüsse oder des Zugangs zur Gasinfrastruktur oder Maßnahmen, die die Gasversorgung in einem anderen Mitgliedstaat gefährden, aufzuheben, hat die zuständige Behörde oder der Mitgliedstaat – anstatt das Verfahren nach Artikel 12 Absatz 6 anzuwenden – ihre bzw. seine Maßnahme zu ändern oder Maßnahmen zu ergreifen, um die Einhaltung von Artikel 12 Absatz 5 sicherzustellen.

Artikel 13d
Vorübergehende Ausweitung der Solidaritätsverpflichtungen auf Mitgliedstaaten mit LNG-Anlagen

(1) Die Verpflichtung zur Durchführung von Solidaritätsmaßnahmen gemäß Artikel 13 Absatz 1 gilt nicht nur für Mitgliedstaaten, die direkt mit dem ersuchenden Mitgliedstaat verbunden sind, sondern auch für Mitgliedstaaten mit LNG-Anlagen, sofern die erforderliche Kapazität in der betreffenden Infrastruktur, einschließlich LNG-Schiffen und -Tankern, zur Verfügung steht.

(2) Sofern in der vorliegenden Verordnung nichts anderes bestimmt ist, gilt Artikel 13 Absätze 2 bis 9 für Mitgliedstaaten mit LNG-Anlagen.

(3) Mitgliedstaaten mit LNG-Anlagen, die nicht direkt mit einem ersuchenden Mitgliedstaat verbunden sind, können mit jedem anderen Mitgliedstaat bilateral die erforderlichen technischen, rechtlichen und finanziellen Solidaritätsregelungen vereinbaren, die für die Solidaritätsleistung gelten.

(4) Die Standardvorschriften für die Durchführung von Solidaritätsmaßnahmen gemäß Artikel 13e gelten auch für die nicht verbundenen Mitgliedstaaten, wenn zum Zeitpunkt des Eingangs eines Solidaritätsersuchens keine bilaterale Vereinbarung besteht.

Artikel 13e
Standardvorschriften für Solidaritätsmaßnahmen

(1) Wenn zwei Mitgliedstaaten die erforderlichen technischen, rechtlichen und finanziellen Regelungen gemäß Artikel 13 Absatz 10 (im Folgenden „Solidaritätsvereinbarung“) nicht vereinbart haben, gelten für Gaslieferungen gemäß der Verpflichtung nach Artikel 13 Absatz 1 in einem Notfall die Bedingungen dieses Artikels.

(2) Die Entschädigung für die Solidaritätsmaßnahme darf die angemessenen Kosten nicht übersteigen und muss abweichend von Artikel 13 Absatz 8 in jedem Fall Folgendes umfassen:

a) den Gaspreis in dem Solidarität leistenden Mitgliedstaat;

b) die Kosten für die Speicherung und den Transport zum gewünschten Netzkopplungspunkt – einschließlich etwaiger durch Abweichungen bei LNG-Ladungen entstehender Gebühren;

c) Prozesskosten für damit verbundene Gerichts- oder Schiedsverfahren, an denen der Solidarität leistende Mitgliedstaat beteiligt ist;

d) sonstige indirekte Kosten, die nicht durch den Gaspreis gedeckt werden, darunter die Erstattung finanzieller oder sonstiger Schäden aufgrund der angeordneten Abschaltung von Kunden in Verbindung mit der Leistung von Solidarität, sofern sich diese indirekten Kosten nicht auf mehr als 100 % des Gaspreises belaufen.

(3) Beantragt ein Mitgliedstaat eine Entschädigung für indirekte Kosten gemäß Absatz 2 Buchstabe d, die 100 % des Gaspreises übersteigen, so entscheidet die Kommission nach Konsultation der zuständigen Behörden, ob unter Berücksichtigung der besonderen vertragsbedingten und nationalen Gegebenheiten des Falles und des Grundsatzes der Energiesolidarität eine höhere Entschädigung angezeigt ist.

(4) Soweit der um Solidarität ersuchende Mitgliedstaat und der Solidarität leistende Mitgliedstaat keinen anderen Preis vereinbaren, entspricht der Preis für das an den um Solidarität ersuchenden Mitgliedstaat gelieferte Gas dem Day-Ahead-Marktpreis im Solidarität leistenden Mitgliedstaat am Tag vor dem Solidaritätsersuchen oder dem entsprechenden Day-Ahead-Marktpreis am nächstgelegenen virtuellen Handelspunkt oder an einem vereinbarten Hub am Tag vor dem Solidaritätsersuchen.

(5) Die Entschädigung für die im Rahmen eines Solidaritätsersuchens gemäß Artikel 13f gelieferten Gasmengen wird von dem um Solidarität ersuchenden Mitgliedstaat direkt an den Solidarität leistenden Mitgliedstaat oder die Einrichtung gezahlt, die beide Mitgliedstaaten in ihrer Antwort auf das Solidaritätsersuchen sowie in der Bestätigung des Eingangs und der zu entnehmenden Menge angeben.

(6) Ein Mitgliedstaat, an den sich das Ersuchen um eine Solidaritätsmaßnahme richtet, trifft die Solidaritätsmaßnahmen so bald wie möglich, spätestens jedoch drei Tage nach dem Ersuchen. Ein Mitgliedstaat kann die Leistung der Solidarität an einen um Solidarität ersuchenden Mitgliedstaat nur ablehnen, wenn er nachweist, dass

a) er nicht genug Gas hat, um die in Artikel 13a Absatz 2 angegebenen Gasmengen bereitzustellen, oder

b) die Kapazität seiner Verbindungsleitungen gemäß Artikel 13 Absatz 7 nicht ausreicht und er nicht die Möglichkeit hat, eine ausreichende Menge an LNG bereitzustellen.

(7) Zusätzlich zu den in diesem Artikel vorgesehenen Standardvorschriften können die Mitgliedstaaten technische Regelungen vereinbaren und die Solidaritätsleistung koordinieren.

(8) Dieser Artikel berührt nicht bestehende Regelungen für den sicheren und zuverlässigen Betrieb des Gasnetzes.

Artikel 13f
Verfahren für Solidaritätsmaßnahmen bei Fehlen einer Solidaritätsvereinbarung

(1) Der Mitgliedstaat, der um die Anwendung von Solidaritätsmaßnahmen ersucht, richtet ein Solidaritätsersuchen an einen anderen Mitgliedstaat, das mindestens folgende Angaben enthält:

a) die Kontaktdaten der zuständigen Behörde des Mitgliedstaats,

b) die Kontaktdaten des entsprechenden Fernleitungsnetzbetreibers des Mitgliedstaats (falls zutreffend),

c) die Kontaktdaten des im Namen des Mitgliedstaats handelnden Dritten (falls zutreffend),

d) den Lieferzeitraum, einschließlich des Zeitpunkts der ersten möglichen Lieferung und der voraussichtlichen Lieferdauer,

e) die Lieferorte und Netzkopplungspunkte,

f) die Gasmenge (in kWh) für jeden Netzkopplungspunkt,

g) die Gasqualität.

(2) Das Solidaritätsersuchen wird gleichzeitig an die Mitgliedstaaten, die möglicherweise Solidaritätsmaßnahmen ergreifen können, an die Kommission und an die gemäß Artikel 10 Absatz 1 Buchstabe g benannten Krisenmanager gerichtet.

(3) Die Mitgliedstaaten, die ein Solidaritätsersuchen erhalten, übermitteln eine Antwort mit der Angabe der in Absatz 1 Buchstaben a, b und c genannten Kontaktdaten und – gemäß Absatz 1 Buchstaben d bis g – der Menge, die zu dem gewünschten Zeitpunkt an die Netzkopplungspunkte geliefert werden kann. In der Antwort ist die Menge anzugeben, die sich aus einer möglichen Einschränkung oder – wenn es unbedingt erforderlich ist – der Freigabe strategischer Vorräte ergibt, falls die Menge, die auf der Grundlage freiwilliger Maßnahmen geliefert werden kann, nicht ausreicht.

(4) Solidaritätsersuchen sind in Bezug auf LNG mindestens 72 Stunden vor dem angegebenen Lieferzeitpunkt und in Bezug auf über Rohrleitungen transportiertes Gas mindestens 24 Stunden vor dem angegebenen Lieferzeitpunkt zu übermitteln. Die Antwort auf Solidaritätsersuchen hat innerhalb von 12 Stunden zu erfolgen. Die Bestätigung des Eingangs und der von dem um Solidarität ersuchenden Mitgliedstaat zu entnehmenden Menge erfolgt innerhalb von vier Stunden ab dem Eingang des Solidaritätsangebots.

(5) Das Ersuchen kann für einen Zeitraum von einem Tag oder von mehreren Tagen übermittelt werden, und die Antwort muss der beantragten Dauer entsprechen.

(6) Erbringen mehrere Mitgliedstaaten Solidaritätsleistungen und bestehen bilaterale Solidaritätsvereinbarungen mit einem oder mehreren von ihnen, so haben diese bilateralen Vereinbarungen zwischen den Mitgliedstaaten, die sie geschlossen haben, Vorrang. Die in diesem Artikel vorgesehenen Standardvorschriften gelten nur in Bezug auf die übrigen Mitgliedstaaten, die Solidarität leisten.

(7) Die Kommission kann die Umsetzung von Solidaritätsvereinbarungen erleichtern, insbesondere durch ein Muster auf einer gesicherten Online-Plattform, um die Echtzeit-Übermittlung der Ersuchen und Angebote zu ermöglichen.

Artikel 13g
Überprüfung der Solidaritätsmaßnahmen

Bis zum 1. Juli 2025 bewertet die Kommission die Anwendbarkeit und Effizienz der Solidarität im Bereich des LNG und die Durchführbarkeit der Solidarität zwischen Mitgliedstaaten, die nicht direkt miteinander verbunden sind. Die Kommission legt dem Europäischen Parlament und dem Rat einen Bericht über die wichtigsten Ergebnisse dieser Bewertung vor und schlägt gegebenenfalls Änderungen der Solidaritätsbestimmungen dieser Verordnung vor.“

15. Artikel 14 Absatz 3 Unterabsatz 1 erhält folgende Fassung:

„Nach einem Notfall übermittelt die in Absatz 1 genannte zuständige Behörde der Kommission so rasch wie möglich und spätestens sechs Wochen nach Aufhebung des Notfalls eine detaillierte Auswertung des Notfalls und der Wirksamkeit der ergriffenen Maßnahmen, einschließlich einer Bewertung der wirtschaftlichen Folgen des Notfalls, der Auswirkungen auf den Elektrizitätssektor und der von der Union und ihren Mitgliedstaaten geleisteten Hilfe oder erhaltenen Hilfe. Soweit relevant, muss die Auswertung eine detaillierte Beschreibung der Umstände, die zur Auslösung des Mechanismus gemäß Artikel 13 geführt haben, der Bedingungen, unter denen die Gaslieferungen erfolgt sind, einschließlich des Preises und der gezahlten finanziellen Entschädigung, sowie – soweit relevant – der Gründe enthalten, warum Solidaritätsangebote nicht angenommen wurden und/oder kein Gas geliefert wurde. Diese Auswertung wird der Koordinierungsgruppe ‚Gas‘ zur Verfügung gestellt und schlägt sich in den Aktualisierungen der Präventionspläne und der Notfallpläne nieder.“

15a. Folgende Artikel werden eingefügt:

„Artikel 14a
Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität

(1) Bis zum … [ein Monat nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung] richtet jeder Handelsplatz, an dem energiebezogene Warenderivate gehandelt werden, für jedes an ihm gehandelte energiebezogene Warenderivat einen auf einer oberen und unteren Preisgrenze (im Folgenden „Preisgrenzen“) basierenden Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität ein, mit dem die Preise bestimmt werden, oberhalb und unterhalb deren keine Aufträge ausgeführt werden dürfen („Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität“). Die Handelsplätze stellen sicher, dass der Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität übermäßige Preisschwankungen innerhalb eines Handelstages für energiebezogene Warenderivate verhindert. Bei der Einrichtung eines Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität stellen die Handelsplätze zudem sicher, dass die Durchführung dieser Maßnahmen nicht die Bildung zuverlässiger Tagesschlusspreise verhindert.

(2) Für jedes an ihnen gehandelte energiebezogene Warenderivat legen die Handelsplätze die anzuwendende Berechnungsmethode fest, mit der die Preisgrenzen in Bezug auf einen Referenzpreis bestimmt werden. Der erste Referenzpreis des Tages entspricht dem Preis, der bei Eröffnung des betreffenden Handelstags festgestellt wird. Die nachfolgenden Referenzpreise sind die letzten in regelmäßigen Abständen festgestellten Marktpreise. Bei einer Unterbrechung des Handels am Handelstag entspricht der erste Referenzpreis nach der Unterbrechung dem Eröffnungspreis bei Wiederaufnahme des Handels.

(3) Die Preisgrenzen werden entweder als absoluter Wert oder als relativer Wert in Form einer prozentualen Abweichung vom Referenzpreis angegeben. Die Handelsplätze passen diese Berechnungsmethode an die Besonderheiten jedes energiebezogenen Warenderivats, das Liquiditätsprofil des Marktes für dieses Derivat und dessen Volatilitätsprofil an. Der Handelsplatz unterrichtet die zuständige Behörde unverzüglich über die Methode.

(4) Die Handelsplätze erneuern die Preisgrenzen in regelmäßigen Abständen während der Handelszeiten auf der Grundlage des Referenzpreises.

(5) Die Handelsplätze veröffentlichen die Merkmale des von ihnen eingerichteten Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität unverzüglich oder im Falle einer Änderung.

(6) Die Handelsplätze setzen den Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität entweder durch Integration in ihre bestehenden Notfallsicherungen („circuit breakers“), die bereits gemäß der Richtlinie 2014/65/EU eingerichtet wurden, oder als zusätzlichen Mechanismus ein.

(7) Beabsichtigt ein Handelsplatz, die Berechnungsmethode für die Preisgrenzen für ein bestimmtes energiebezogenes Warenderivat zu ändern, so unterrichtet er die zuständige Behörde unverzüglich über die beabsichtigten Änderungen.

(8) Wenn die von der Europäischen Wertpapier- und Marktaufsichtsbehörde (ESMA) gemäß Artikel 14b Absatz 3 erhobenen Informationen ergeben, dass zur wirksameren Begrenzung übermäßiger Preisschwankungen in der Union eine einheitlichere Umsetzung des Mechanismus geboten ist, kann die Kommission Durchführungsrechtsakte erlassen, in denen die einheitlichen Grundsätze für die Umsetzung des Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität unter Berücksichtigung der Besonderheiten jedes energiebezogenen Warenderivats, des Liquiditätsprofils des Marktes für solche Derivate und seines Volatilitätsprofils festgelegt werden. Um insbesondere das reibungslose Funktionieren von Handelsplätzen zu gewährleisten, die den Handel mit energiebezogenen Warenderivaten anbieten, kann die Kommission festlegen, in welchen Zeitabständen die Preisgrenzen erneuert werden oder welche Maßnahmen zu ergreifen sind, wenn diese Preisgrenzen über- bzw. unterschritten werden, einschließlich Bestimmungen zur Sicherstellung einer zuverlässigen Schlusspreisbildung. Diese Durchführungsrechtsakte werden gemäß dem in Artikel 18a Absatz 2 genannten Prüfverfahren erlassen.

Artikel 14b
Rolle der zuständigen Behörden

(1) Die zuständigen Behörden überwachen die Umsetzung des Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität. Die zuständigen Behörden stellen sicher, dass Unterschiede bei der Umsetzung der Mechanismen zur Begrenzung der Tagesvolatilität durch die in ihren Mitgliedstaaten niedergelassenen Handelsplätze aufgrund der Besonderheiten der betreffenden Handelsplätze oder energiebezogenen Warenderivate ausreichend gerechtfertigt sind.

(2) Die zuständigen Behörden stellen sicher, dass die Handelsplätze geeignete vorläufige Mechanismen einführen, mit denen sichergestellt wird, dass eine übermäßige Volatilität auf den Märkten für energiebezogene Warenderivate bis zur Einrichtung des in Artikel 14a Absatz 1 genannten Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität begrenzt wird.

(3) Die zuständigen Behörden erstatten der ESMA innerhalb von drei Wochen nach dem in Artikel 14a Absatz 1 genannten Datum und danach mindestens quartalsweise über die Umsetzung des Mechanismus zur Begrenzung der Tagesvolatilität durch die von ihnen beaufsichtigten Handelsplätze Bericht.

Artikel 14c
Koordinierungsfunktion der ESMA

(1) Die ESMA koordiniert und überwacht die Umsetzung der Mechanismen zur Begrenzung der Tagesvolatilität auf der Grundlage von Berichten, die ihr von den zuständigen Behörden gemäß Artikel 14b Absatz 3 übermittelt werden.

(2) Die ESMA dokumentiert auf der Grundlage der Berichte der zuständigen Behörden alle Abweichungen bei der Umsetzung der Mechanismen zur Begrenzung der Tagesvolatilität zwischen den einzelnen Ländern in der Union. Bis zum 30. Juni 2023 und danach in regelmäßigen Abständen legt die ESMA der Kommission einen Bericht vor, in dem die Effizienz der Mechanismen zur Begrenzung der Tagesvolatilität bewertet wird. Auf der Grundlage dieses Berichts prüft die Kommission, ob sie dem Rat einen Legislativvorschlag zur Änderung dieser Verordnung vorlegen sollte.“

15b. In Artikel 17a wird folgender Absatz angefügt:

„(2) Die Kommission fügt dem Bericht, den sie gemäß Absatz 1 bis zum 28. Februar 2025 vorlegt, auch eine allgemeine Bewertung der Anwendung der Artikel 6a bis 6d, des Artikels 7 Absatz 1 und Absatz 4 Buchstabe g, des Artikels 16 Absatz 3, des Artikels 17a, des Artikels 18a, des Artikels 20 Absatz 4 und der Anhänge Ia und Ib bei. Gegebenenfalls wird dem Bericht ein Legislativvorschlag beigefügt.

16. Artikel 19 wird wie folgt geändert:

a) Absatz 2 Satz 1 erhält folgende Fassung:

„Die Befugnis zum Erlass delegierter Rechtsakte gemäß Artikel 3 Absatz 8, Artikel 7 Absatz 5, Artikel 8 Absatz 5 und Artikel 8a Absatz 2 wird der Kommission für einen Zeitraum von fünf Jahren ab dem [Tag der Annahme der Änderungen] übertragen.“

b) Absatz 3 Satz 1 erhält folgende Fassung:

„(3) Die Befugnisübertragung gemäß Artikel 3 Absatz 8, Artikel 7 Absatz 5, Artikel 8 Absatz 5 und Artikel 8a Absatz 2 kann vom Europäischen Parlament oder vom Rat jederzeit widerrufen werden.“

c) Absatz 6 Satz 1 erhält folgende Fassung:

„(6) Ein delegierter Rechtsakt, der gemäß Artikel 3 Absatz 8, Artikel 7 Absatz 5, Artikel 8 Absatz 5 und Artikel 8a Absatz 2 erlassen wurde, tritt nur in Kraft, wenn weder das Europäische Parlament noch der Rat innerhalb einer Frist von zwei Monaten nach Übermittlung dieses Rechtsakts an das Europäische Parlament und den Rat Einwände erhoben haben oder wenn vor Ablauf dieser Frist das Europäische Parlament und der Rat beide der Kommission mitgeteilt haben, dass sie keine Einwände erheben werden.“

16a. Artikel 22 Absatz 4 wird gestrichen.

17. Anhang VI wird wie folgt geändert:

a) Unter Nummer 5 Buchstabe a Unterabsatz 2 wird nach dem zweiten Spiegelstrich „Maßnahmen zur Diversifizierung der Gasversorgungswege und -bezugsquellen“ folgender Spiegelstrich eingefügt:

„–  Maßnahmen zur Verhinderung des Hortens von Kapazität,“.

b) Unter Nummer 11.3 Buchstabe a Unterabsatz 2 wird nach dem zweiten Spiegelstrich „Maßnahmen zur Diversifizierung der Gasversorgungswege und -bezugsquellen“ folgender Spiegelstrich eingefügt:

„– Maßnahmen zur Verhinderung des Hortens von Kapazität,“.

17a. Die folgenden Anhänge werden eingefügt:

„ANHANG VIIIa

a)

Maximale für die Stromversorgungssicherheit kritische Gasmengen gemäß Artikel 13a für den Zeitraum Dezember 2022 bis März 2023 (Werte in Mio. Kubikmeter) (1): Mitgliedstaat Dezember 2022 Januar 2023 Februar 2023 März 2023 AT 74,24 196,83 152,20 139,35 BE 399,05 458,77 382,76 398,99 BG 61,49 71,26 61,55 63,29 CY – – – – CZ 17,26 49,64 34,80 28,28 DE 2 090,53 2 419,56 2 090,59 1 863,77 DK 249,48 295,56 254,87 268,09 EE 5,89 5,78 5,00 1,05 EL 209,95 326,68 317,18 232,80 ES 1 378,23 1 985,66 1 597,27 1 189,29 IE 372,76 375,29 364,26 375,74 FI 28,42 39,55 44,66 12,97 FR 876,37 875,58 802,53 771,15 HR 10,95 66,01 59,99 48,85 HU 82,13 133,97 126,44 93,72 IT 2 166,46 3 304,99 3 110,79 2 774,67 LV 89,26 83,56 84,96 66,19 LT 16,13 20,22 18,81 4,21 LU – – – – MT 32,88 34,84 31,43 33,02 NL 684,26 762,31 556,26 480,31 PL 158,14 158,64 136,97 148,64 PT 409,97 415,22 368,54 401,32 RO 130,35 179,35 162,41 159,71 SI 12,98 15,15 13,35 12,80 SK 33,99 47,26 34,80 34,76 SE 18,05 18,61 17,71 15,76

b)

Maximale für die Stromversorgungssicherheit kritische Gasmengen gemäß Artikel 13a für den Zeitraum April 2023 bis Dezember 2023 (Werte in Mio. Kubikmeter): Mitgliedstaat Monatlicher Wert AT 140,66 BE 409,89 BG 64,40 CY – CZ 32,50 DE 2 116,11 DK 267,00 EE 4,43 EL 271,65 ES 1 537,61 IE 372,01 FI 31,40 FR 831,41 HR 46,45 HU 109,06 IT 2 839,23 LV 80,99 LT 14,84 LU – MT 33,03 NL 620,79 PL 150,60 PT 398,76 RO 157,96 SI 13,57 SK 37,70 SE 17,53

(1) Die Zahlen in Anhang I Teile a und b beruhen auf Daten der Abschätzung der Angemessenheit für den Winter gemäß Artikel 9 der Verordnung (EU) 2019/941, die vom Europäischen Verbund der Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO (Strom)) vorgenommen wurde, mit Ausnahme von Malta, wo die Stromerzeugung ausschließlich auf LNG-Lieferungen ohne nennenswerte Speicherkapazitäten beruht. Angesichts der Besonderheit des niederkalorischen Gases sollten die in dieser Tabelle angegebenen Werte für die Niederlande mit einem Umrechnungsfaktor von 37,89 multipliziert und durch 35,17 geteilt werden. Anhang I Teil a enthält die einzelnen von ENTSO (Strom) berechneten Mengen für die Monate Dezember 2022 bis März 2023; bei den Zahlen in Anhang I Teil b für die Monate April 2023 bis Dezember 2023 handelt es sich jeweils um den Durchschnitt der Werte des Zeitraums Dezember 2022 bis März 2023.

 

ANHANG VIIIb

Für die Versorgungssicherheit kritische Infrastruktur gemäß Artikel 13a Absatz 2 Buchstabe d

Sektor	Teilsektor
I Energie	1. Strom	Infrastrukturen und Anlagen zur Stromerzeugung und -übertragung in Bezug auf die Stromversorgung
	2. Öl	Gewinnung, Raffinierung, Behandlung und Lagerung von Öl sowie Öltransport in Rohrfernleitungen
	3. Gas	Gewinnung, Raffinierung, Behandlung und Lagerung von Gas sowie Gastransport in Rohrfernleitungen LNG-Terminals
II Verkehr	4. Straßenverkehr
	5. Schienenverkehr
	6. Luftfahrt

“

18. Der Wortlaut von Anhang II der vorliegenden Verordnung wird der Verordnung (EU) 2017/1938 als Anhang IX angefügt.

Artikel 68
Aufhebung

Die Verordnung (EG) Nr. 715/2009 wird aufgehoben. Bezugnahmen auf die aufgehobene Verordnung gelten als Bezugnahmen auf die vorliegende Verordnung und sind nach Maßgabe der Entsprechungstabelle in Anhang II zu lesen.

Artikel 69
Inkrafttreten

Diese Verordnung tritt am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.

▌

Artikel 67 Nummer 8a ist ab dem … [Datum des Außerkrafttretens der Verordnung (EU) 2022/2576] anwendbar.

Diese Verordnung ist in allen ihren Teilen verbindlich und gilt unmittelbar in jedem Mitgliedstaat.

 

Geschehen zu … am …

Im Namen des Europäischen Parlaments Im Namen des Rates

Die Präsidentin Der Präsident

 

Anhang I

LEITLINIEN FÜR

1. Zu veröffentlichende Informationen zur Methode für die Festsetzung der regulierten Erlöse des Fernleitungsnetzbetreibers

Die folgenden Informationen sind vor dem Tarifzeitraum von der Regulierungsbehörde oder dem Fernleitungsnetzbetreiber zu veröffentlichen, was von der Regulierungsbehörde bestimmt wird.

Diese Informationen sind für Fernleitungstätigkeiten getrennt vorzulegen, wenn der Fernleitungsnetzbetreiber Teil einer größeren wirtschaftlichen Einheit oder Holding-Struktur ist.

1. Die für die Berechnung, Festlegung und Genehmigung der einzelnen Bestandteile der Methode zuständige Stelle.

2. Eine Beschreibung der Methode, darunter mindestens:

a) die Gesamtmethode, z. B. Revenue-Cap-Methode, hybride Methode, Kostenaufschlagsmethode oder Tarif-Benchmarking;

b) die Methode zur Bestimmung des regulierten Anlagevermögens (RAB), darunter:

i) die Methode zur Bestimmung des Anfangswerts (Eröffnungswerts) der Vermögenswerte bei Beginn der Regulierung und bei Einbeziehung neuer Vermögenswerte in das regulierte Anlagevermögen;

ii) die Methode zur Neubewertung von Vermögenswerten;

iii) Erläuterungen zur Entwicklung der Vermögenswerte;

iv) Behandlung stillgelegter Anlagen;

v) auf das regulierte Anlagevermögen angewandte Abschreibungsmethode, einschließlich Änderungen der Werte;

c) die Methode zur Bestimmung der Kapitalkosten;

d) die Methode zur Bestimmung der Gesamtausgaben (TOTEX) oder, soweit relevant, der Betriebsausgaben (OPEX) und der Investitionsausgaben (CAPEX);

e) soweit relevant, die Methode zur Bestimmung der Kosteneffizienz;

f) die Methode zur Bestimmung der Inflation;

g) soweit relevant, die Methode zur Festsetzung von Prämien und Anreizen;

h) nicht beeinflussbare Kosten;

i) soweit relevant, innerhalb der Holding-Struktur erbrachte Dienstleistungen.

3. Die Werte der in der Methode genutzten Parameter

a) die detaillierten Werte der Parameter, die Teil der Eigenkapital- und Fremdkapitalkosten oder der gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten sind, in Prozent;

b) Abschreibungszeiträume in Jahren, getrennt für Rohrleitungen und Kompressoren;

c) Änderungen des Abschreibungszeitraums oder bei der Beschleunigung der Abschreibung auf Vermögenswerte;

d) Effizienzziele in Prozent;

e) Inflationsindizes;

f) Aufschläge und Anreize.

4. Die bei der Festlegung der zulässigen Erlöse oder der Zielerlöse angewandten Werte der Kosten und Ausgaben für Folgendes in der Landeswährung und in Euro:

a) das regulierte Anlagevermögen, je Art des Vermögenswerts, aufgeschlüsselt für jedes Jahr bis zur vollständigen Abschreibung, darunter:

b) Investitionen, die das regulierte Anlagevermögen ergänzen, je Art des Vermögenswerts;

c) die Abschreibung nach Art des Vermögenswerts bis zur vollständigen Abschreibung der Vermögenswerte;

d) die Kapitalkosten einschließlich Eigenkapitalkosten und Fremdkapitalkosten;

e) die Betriebsausgaben;

f) Aufschläge und Anreize, aufgeschlüsselt nach Posten.

5. Finanzielle Indikatoren für den Fernleitungsnetzbetreiber. Ist der Fernleitungsnetzbetreiber Teil einer größeren Holding-Struktur oder Gesellschaft, sind diese Werte separat für den Fernleitungsnetzbetreiber bereitzustellen, darunter:

a) Ergebnis vor Zinsen, Steuern, Abschreibungen auf Sachanlagen und Abschreibungen auf immaterielle Vermögensgegenstände (EBITDA);

b) Ergebnis vor Zinsen und Steuern (EBIT);

c) Kapitalrendite I (ROA) = EBITDA/RAB;

d) Kapitalrendite II (ROA) = EBIT/RAB;

e) Eigenkapitalrendite (ROE) = Gewinn/Eigenkapital;

aa) Kapitalertrag (ROCE);

bb) Verschuldungsquote;

cc) Nettoverschuldung / (Nettoverschuldung + Eigenkapital);

dd) Nettoverschuldung / EBITDA.

Die Regulierungsbehörde oder der Fernleitungsnetzbetreiber muss ein vereinfachtes Tarifmodell vorlegen, das die disaggregierten Parameter und Werte der Methode enthält und es ermöglicht, die Berechnung der zulässigen Erlöse oder der Zielerlöse des Fernleitungsnetzbetreibers nachzuvollziehen.

6. Die Fernleitungsnetzbetreiber führen ein Tagesprotokoll über die tatsächlichen Wartungsarbeiten und die eingetretenen Lastflussunterbrechungen, das sie der zuständigen Behörde auf Anfrage zur Verfügung stellen. Auf Anfrage werden Informationen auch den von einer Unterbrechung Betroffenen zur Verfügung gestellt.

2. Fernleitungsnetzbetreiber betreffende Grundsätze der Kapazitätszuweisungsmechanismen und Engpassmanagementverfahren und ihre Anwendung bei vertraglich bedingten Engpässen

2.1. Fernleitungsnetzbetreiber betreffende Grundsätze der Kapazitätszuweisungsmechanismen und der Engpassmanagementverfahren

1. Kapazitätszuweisungsmechanismen und Engpassmanagementverfahren erleichtern die Entwicklung des Wettbewerbs und den liquiden Kapazitätshandel und sind mit Marktmechanismen, einschließlich der Spotmärkte und Trading Hubs, vereinbar. Sie sind flexibel und können sich an sich verändernde Marktgegebenheiten anpassen.

2. Diese Mechanismen und Verfahren berücksichtigen die Integrität des jeweiligen Netzes und die Versorgungssicherheit.

3. Diese Mechanismen und Verfahren dürfen weder den Markteintritt neuer Marktteilnehmer behindern noch übermäßige Markteintrittshindernisse schaffen. Sie hindern Marktteilnehmer, einschließlich neuer Marktteilnehmer und Unternehmen mit kleinem Marktanteil, nicht am wirksamen Wettbewerb.

4. Von den Mechanismen und Verfahren gehen geeignete ökonomische Signale im Hinblick auf die effiziente Nutzung technischer Kapazitäten in möglichst großem Umfang aus, und sie erleichtern Investitionen in neue Infrastruktur.

5. Die Netznutzer werden darauf hingewiesen, welche Art von Umständen die Verfügbarkeit kontrahierter Kapazität beeinträchtigen könnte. Die Unterrichtung über Unterbrechungen sollte dem Informationsstand entsprechen, den die Fernleitungsnetzbetreiber haben.

6. Ergeben sich aus Gründen der Netzintegrität Schwierigkeiten bei der Erfüllung vertraglicher Lieferverpflichtungen, so sollten die Fernleitungsnetzbetreiber unverzüglich die Netznutzer unterrichten und eine nichtdiskriminierende Lösung anstreben.

Die Fernleitungsnetzbetreiber konsultieren die Netznutzer zu den Verfahren vor deren Anwendung und vereinbaren die Verfahren mit der Regulierungsbehörde.

2.2. Engpassmanagement bei vertraglichen Engpässen

2.2.1. Allgemeine Bestimmungen

1. Die Bestimmungen in Punkt 2.2 gelten für Kopplungspunkte zwischen angrenzenden Einspeise-/Ausspeisesystemen unabhängig davon, ob diese physisch oder virtuell sind und ob sie zwischen zwei oder mehr Mitgliedstaaten oder innerhalb eines Mitgliedstaats gelegen sind, sofern für den Kopplungspunkt Buchungsverfahren für Nutzer gelten. Sie können vorbehaltlich des Beschlusses der relevanten nationalen Behörde auch für Einspeisepunkte aus Drittländern und für Ausspeisepunkte in Drittländer gelten. Ausspeisepunkte zu Endverbrauchern und Verteilernetzen, Einspeisepunkte von LNG-Terminals und Produktionsanlagen und Ein- und Ausspeisepunkte von und zu Speicheranlagen sind nicht Gegenstand der Bestimmungen des Punktes 2.2.

2. Ausgehend von den von den Fernleitungsnetzbetreibern nach Abschnitt 3 dieses Anhangs veröffentlichten Informationen, die gegebenenfalls von den nationalen Regulierungsbehörden validiert werden, veröffentlicht ACER einen Monitoring-Bericht über Engpässe, die im Zusammenhang mit den jeweils im vorhergehenden Jahr verkauften verbindlichen Kapazitätsprodukten aufgetreten sind, wobei sie so weit wie möglich den Kapazitätshandel auf dem Sekundärmarkt und die Verwendung unterbrechbarer Kapazität berücksichtigt.

Der Monitoring-Bericht wird alle zwei Jahre veröffentlicht. ACER veröffentlicht auf begründetes Ersuchen der Kommission bis zu einmal jährlich zusätzliche Berichte.

3. Jede zusätzliche Kapazität, die durch die Anwendung eines der in den Punkten 2.2.2, 2.2.3, 2.2.4 und 2.2.5 vorgesehenen Engpassmanagementverfahren zur Verfügung gestellt wird, muss von dem/den jeweiligen Fernleitungsnetzbetreiber/n im Rahmen des regulären Zuweisungsverfahrens angeboten werden.

2.2.2. Kapazitätssteigerung durch ein Überbuchungs- und Rückkaufsystem

1. Um zusätzliche Kapazität auf verbindlicher Basis anzubieten, schlagen die Fernleitungsnetzbetreiber ein anreizbasiertes Überbuchungs- und Rückkaufsystem vor und setzen dieses nach der Genehmigung durch die nationale Regulierungsbehörde um. Vor der Umsetzung konsultiert die nationale Regulierungsbehörde die nationalen Regulierungsbehörden der angrenzenden Mitgliedstaaten und berücksichtigt deren Stellungnahmen. Zusätzliche Kapazität wird definiert als die verbindliche Kapazität, die zusätzlich zu der auf der Grundlage des Artikels 5 Absatz 1 dieser Verordnung berechneten technischen Kapazität eines Kopplungspunktes angeboten wird.

2. Das Überbuchungs- und Rückkaufsystem bietet den Fernleitungsnetzbetreibern einen Anreiz, zusätzliche Kapazität unter Berücksichtigung der technischen Bedingungen, etwa des Brennwerts, der Temperatur und des erwarteten Verbrauchs des relevanten Einspeise-/Ausspeisesystems sowie der in den angrenzenden Netzen verfügbaren Kapazität, bereitzustellen. Die Fernleitungsnetzbetreiber wenden hinsichtlich der Neuberechnung der technischen oder zusätzlichen Kapazität des Einspeise-/Ausspeisesystems einen dynamischen Ansatz an.

3. Das Überbuchungs- und Rückkaufsystem beruht auf einer Anreizregelung, die sich an den Risiken orientiert, die für die Fernleitungsnetzbetreiber mit dem Anbieten zusätzlicher Kapazität verbunden sind. Das System wird so gestaltet, dass Erlöse aus dem Verkauf zusätzlicher Kapazität und Kosten, die aus dem Rückkaufsystem oder aus Maßnahmen gemäß Punkt 6 resultieren, von den Fernleitungsnetzbetreibern und den Netznutzern geteilt werden. Die nationalen Regulierungsbehörden entscheiden, in welcher Höhe Erlöse und Kosten jeweils vom Fernleitungsnetzbetreiber und vom Netznutzer zu tragen sind.

4. Zum Zweck der Ermittlung der Erlöse der Fernleitungsnetzbetreiber wird davon ausgegangen, dass technische Kapazität, insbesondere zurückgegebene Kapazität sowie gegebenenfalls Kapazität, die infolge der Anwendung von „Use-it-or-lose-it“-Mechanismen für verbindliche „Day-ahead“-Kapazität und für langfristige Kapazität zur Verfügung steht, vor jeder zusätzlichen Kapazität zugewiesen wird.

5. Bei der Festlegung der zusätzlichen Kapazität berücksichtigt der Fernleitungsnetzbetreiber statistische Szenarios für die zu jedem beliebigen Zeitpunkt an einem bestimmten Kopplungspunkt voraussichtlich ungenutzte physische Kapazität. Dabei wird auch ein Risikoprofil für das Anbieten zusätzlicher Kapazität berücksichtigt, das nicht zu einer übermäßigen Rückkaufverpflichtung führt. Im Rahmen des Überbuchungs- und Rückkaufsystems müssen auch die Wahrscheinlichkeit und die Kosten für den Rückkauf von Kapazität auf dem Markt eingeschätzt werden, und auf dieser Basis wird die zur Verfügung zu stellende zusätzliche Kapazitätsmenge bestimmt.

6. Wo dies zur Aufrechterhaltung der Netzintegrität erforderlich ist, wenden die Fernleitungsnetzbetreiber ein marktbasiertes Rückkaufverfahren an, bei dem die Netznutzer Kapazität anbieten können. Die Netznutzer werden über das anzuwendende Rückkaufverfahren informiert. Die Anwendung eines Rückkaufverfahrens lässt geltende Notfallmaßnahmen unberührt.

7. Die Fernleitungsnetzbetreiber prüfen vor der Anwendung eines Rückkaufverfahrens, ob alternative technische und kommerzielle Maßnahmen die Netzintegrität auf eine kosteneffizientere Weise aufrechterhalten können.

8. Zusammen mit seinem Vorschlag für das Überbuchungs- und Rückkaufsystem legt der Fernleitungsnetzbetreiber der nationalen Regulierungsbehörde zur Prüfung des Systems alle relevanten Daten, Schätzungen und Modelle vor. Der Fernleitungsnetzbetreiber erstattet der nationalen Regulierungsbehörde regelmäßig Bericht über das Funktionieren des Systems und übermittelt ihr auf Anfrage alle relevanten Daten. Die nationale Regulierungsbehörde kann vom Fernleitungsnetzbetreiber die Überarbeitung des Systems verlangen.

2.2.3. „Use-it-or-lose-it“-Mechanismus für verbindliche „Day-ahead“-Kapazität

1. Die nationalen Regulierungsbehörden verlangen von den Fernleitungsnetzbetreibern, dass diese für jeden Netznutzer an den Kopplungspunkten in Bezug auf die Änderung der ursprünglichen Nominierung mindestens die unter Punkt 3 festgelegten Regeln anwenden, wenn auf der Grundlage des jährlichen Monitoring-Berichts der ACER gemäß Punkt 2.2.1.2 erwiesen ist, dass an den Kopplungspunkten und im Fall von Versteigerungen zum Reservepreis im Rahmen der Kapazitätszuweisungsverfahren in dem vom Monitoring-Bericht erfassten Jahr bei Produkten, die entweder in jenem Jahr oder in einem der darauf folgenden zwei Jahre verwendet werden sollten, die Nachfrage größer als das Angebot war, und zwar:

(a) bei mindestens drei verbindlichen Kapazitätsprodukten mit einer Laufzeit von einem Monat, oder

(b) bei mindestens zwei verbindlichen Kapazitätsprodukten mit einer Laufzeit von einem Quartal, oder

(c) bei mindestens einem verbindlichen Kapazitätsprodukt mit einer Laufzeit von einem Jahr oder länger, oder

(d) wenn mindestens sechs Monate lang kein verbindliches Kapazitätsprodukt mit einer Laufzeit von einem Monat oder länger angeboten wurde.

2. Wenn ausgehend von dem jährlichen Monitoring-Bericht belegt ist, dass eine unter Punkt 1 definierte Situation in den folgenden drei Jahren voraussichtlich nicht erneut eintreten wird, da z. B. Kapazität durch den physischen Netzausbau oder aufgrund der Kündigung langfristiger Verträge verfügbar wird, können die zuständigen nationalen Regulierungsbehörden beschließen, den „Use-it-or-lose-it“-Mechanismus für verbindliche „Day-ahead“-Kapazität zu beenden.

3. Eine Renominierung fester Kapazitäten ist bis zu maximal 90 % und bis zu minimal 10 % der kontrahierten Kapazität durch den Netznutzer am Kopplungspunkt zulässig. Übersteigt jedoch die Nominierung 80 % der kontrahierten Kapazität, kann die Hälfte des nichtnominierten Volumens nach oben renominiert werden. Übersteigt die Nominierung nicht 20 % der kontrahierten Kapazität, kann die Hälfte des nominierten Volumens nach unten renominiert werden. Die Anwendung dieses Punkts lässt geltende Notfallmaßnahmen unberührt.

4. Der ursprüngliche Inhaber der kontrahierten Kapazität kann den Teil seiner kontrahierten verbindlichen Kapazität, für die die Einschränkung gilt, auf unterbrechbarer Basis renominieren.

5. Punkt 3 gilt nicht für Netznutzer – Personen oder Unternehmen sowie Unternehmen, über die sie gemäß Artikel 3 der Verordnung (EG) Nr. 139/2004 Kontrolle ausüben –, die am Kopplungspunkt im vorangegangenen Jahr weniger als 10 % der durchschnittlichen Kapazität gehalten haben.

6. Für Kopplungspunkte, bei denen ein „Use-it-or-lose-it“-Mechanismus für verbindliche „Day-ahead“-Kapazität gemäß Punkt 3 angewendet wird, führt die nationale Regulierungsbehörde eine Bewertung des Zusammenhangs mit dem Überbuchungs- und Rückkaufsystem gemäß Punkt 2.2.2 durch, was dazu führen kann, dass sie beschließt, die Bestimmungen des Punkts 2.2.2 an jenen Kopplungspunkten nicht anzuwenden. Ein solcher Beschluss wird der ACER und der Kommission unverzüglich mitgeteilt.

7. Eine nationale Regulierungsbehörde kann beschließen, an einem Kopplungspunkt einen „Use-it-or-lose-it“-Mechanismus für verbindliche „Day-ahead“-Kapazität gemäß Punkt 3 einzuführen. Vor dem Erlass ihres Beschlusses konsultiert die nationale Regulierungsbehörde die nationalen Regulierungsbehörden der angrenzenden Mitgliedstaaten. Bei dem Erlass ihres Beschlusses berücksichtigt die nationale Regulierungsbehörde die Stellungnahmen der benachbarten nationalen Regulierungsbehörden.

2.2.4. Rückgabe kontrahierter Kapazität

Die Fernleitungsnetzbetreiber akzeptieren jede Rückgabe verbindlicher Kapazität, die vom Netznutzer an einem Kopplungspunkt kontrahiert wurde, mit Ausnahme von Kapazitätsprodukten mit einer Laufzeit von einem Tag und darunter. Der Netznutzer behält seine Rechte und Pflichten aus dem Kapazitätsvertrag bis zum Zeitpunkt der Neuzuweisung der Kapazität durch den Fernleitungsnetzbetreiber sowie in dem Umfang, in dem die Kapazität vom Fernleitungsnetzbetreiber nicht neu zugewiesen wurde. Es wird davon ausgegangen, dass zurückgegebene Kapazität erst nach der Zuweisung der gesamten verfügbaren Kapazität neu zugewiesen wird. Der Fernleitungsnetzbetreiber teilt dem Netznutzer jede Neuzuweisung der von ihm zurückgegebenen Kapazität unverzüglich mit. Besondere Bedingungen für die Kapazitätsrückgabe, insbesondere für Fälle, in denen mehrere Netznutzer ihre Kapazität zurückgeben, werden von der nationalen Regulierungsbehörde genehmigt.

2.2.5. „Use-it-or-lose-it“-Mechanismus für langfristige Kapazität

1. Die nationalen Regulierungsbehörden verlangen von den Fernleitungsnetzbetreibern die partielle oder vollständige Entziehung der von einem Netznutzer an einem Kopplungspunkt systematisch unzureichend genutzten kontrahierten Kapazität, wenn der Netznutzer seine ungenutzte Kapazität nicht zu realistischen Bedingungen verkauft oder angeboten hat und wenn andere Netznutzer verbindliche Kapazität anfragen. Es wird davon ausgegangen, dass kontrahierte Kapazität insbesondere dann systematisch unzureichend genutzt wird, wenn

a) der Netznutzer sowohl vom 1. April bis zum 30. September als auch vom 1. Oktober bis zum 31. März im Durchschnitt weniger als 80 % seiner kontrahierten Kapazität mit einer effektiven Vertragslaufzeit von mehr als einem Jahr nutzt und dies nicht zufriedenstellend begründet werden kann, oder

b) der Netznutzer systematisch fast 100 % seiner kontrahierten Kapazität nominiert und sie dann nach unten renominiert, um die in Punkt 2.2.3 Nummer 3 festgelegten Regeln zu umgehen.

2. Die Anwendung des „Use-it-or-lose-it“-Mechanismus für verbindliche „Day-ahead“-Kapazität wird nicht als Grund betrachtet, der die Verhinderung der Anwendung von Punkt 1 rechtfertigt.

3. Die Entziehung von Kapazität führt dazu, dass der Netznutzer seine kontrahierte Kapazität während eines bestimmten Zeitraums oder während der verbleibenden effektiven Vertragslaufzeit teilweise oder vollständig verliert. Der Netznutzer behält seine Rechte und Pflichten aus dem Kapazitätsvertrag bis zum Zeitpunkt der Neuzuweisung der Kapazität durch den Fernleitungsnetzbetreiber sowie in dem Umfang, in dem die Kapazität vom Fernleitungsnetzbetreiber nicht neu zugewiesen wurde.

4. Die Fernleitungsnetzbetreiber übermitteln den nationalen Regulierungsbehörden regelmäßig alle Daten, die notwendig sind, um zu beobachten, in welchem Umfang kontrahierte Kapazitäten mit einer effektiven Vertragslaufzeit von mehr als einem Jahr oder mit wiederkehrenden Quartalen, die mindestens zwei Jahre abdecken, genutzt werden.

3. Definition der technischen Informationen, die die Netznutzer für den tatsächlichen Zugang zum Erdgasnetz benötigen, Definition aller für die Transparenzanforderungen maßgeblichen Punkte, einschließlich der für alle maßgeblichen Punkte zu veröffentlichenden Informationen und des Zeitplans für die Veröffentlichung dieser Informationen

3.1. Definition der technischen Informationen, die die Netznutzer für den tatsächlichen Netzzugang benötigen

3.1.1. Form der Veröffentlichung

1. Die Fernleitungsnetzbetreiber stellen alle unter Punkt 3.1.2 und Punkt 3.3 Nummern 1 bis 5 genannten Informationen wie folgt bereit:

a) auf einer öffentlichen und unentgeltlich zugänglichen Internetseite, für die weder eine Registrierung beim Fernleitungsnetzbetreiber noch eine Anmeldung auf andere Weise erforderlich ist;

b) regelmäßig/kontinuierlich; die Häufigkeit hängt von den eintretenden Änderungen und von der Dauer der Dienstleistung ab;

c) in einer nutzerfreundlichen Weise;

d) in sinnvoller, quantifizierbar deutlicher und leicht zugänglicher Weise ohne Diskriminierung.

e) in einem herunterladbaren Format, das – auf der Grundlage einer von ACER vorzulegenden Stellungnahme zu einem harmonisierten Format – zwischen den Fernleitungsnetzbetreibern und den nationalen Regulierungsbehörden vereinbart wurde und das quantitative und vergleichende Analysen ermöglicht;

f) in gleichbleibenden Einheiten, wobei insbesondere kWh (mit einer Verbrennungsreferenztemperatur von 298,15 K) die Einheit für den Energiegehalt und m3 (bei 273,15 K und 1,01325 bar) die Einheit für das Volumen ist. Der konstante Konversionsfaktor für den Energiegehalt ist anzugeben. Für die Veröffentlichung können auch andere als die vorstehend genannten Einheiten verwendet werden;

g) in der/den Amtssprache(n) des Mitgliedstaats und auf Englisch;

h) alle Daten werden auf einer unionsweiten zentralen Plattform zur Verfügung gestellt, die vom Europäischen Verbund der Fernleitungsnetzbetreiber (ENTSO (Gas)) kosteneffizient eingerichtet wird.

2. Die Fernleitungsnetzbetreiber teilen Einzelheiten zu tatsächlichen Änderungen der unter Punkt 3.1.2 und Punkt 3.3 Nummern 1 bis 5 genannten Informationen rechtzeitig mit, sobald sie von ihnen Kenntnis haben.

3.1.2. Inhalt der Veröffentlichung

1. Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen mindestens die folgenden Informationen über ihre Netze und Dienstleistungen:

a) eine ausführliche und umfassende Beschreibung der verschiedenen angebotenen Dienstleistungen und der entsprechenden Entgelte;

b) die verschiedenen Arten von Transportverträgen für diese Dienstleistungen;

c) den Netzkodex und/oder die Standardbedingungen, in denen die Rechte und Pflichten aller Netznutzer beschrieben werden, einschließlich

i) harmonisierter Transportverträge und anderer maßgeblicher Unterlagen;

ii) sofern für den Netzzugang relevant: der Angabe der relevanten Gasqualitätsparameter für alle unter Punkt 3.2 dieses Anhangs definierten maßgeblichen Punkte, einschließlich mindestens des Bruttobrennwerts und des Wobbe-Indexes sowie des Sauerstoffgehalts, und der Verantwortlichkeit oder der Kosten der Netznutzer für die Konversion des Gases, falls das Gas diesen Angaben nicht entspricht;

iii) sofern für den Netzzugang relevant: Informationen über die Druckanforderungen für alle maßgeblichen Punkte;

iv) des Verfahrens für den Fall einer Unterbrechung der unterbrechbaren Kapazität, einschließlich gegebenenfalls des Zeitpunkts, des Umfangs und der Rangfolge der einzelnen Unterbrechungen (z. B. anteilsmäßig oder nach dem Prinzip „first-come-last-interrupted“);

d) die harmonisierten Verfahren, die bei der Nutzung des Fernleitungsnetzes angewandt werden, einschließlich der Definition von Schlüsselbegriffen;

e) Bestimmungen über die Verfahren für die Kapazitätszuweisung, das Engpassmanagement, die Verhütung der Kapazitätshortung und für die Wiederverwendung;

f) die Regeln für den Kapazitätshandel auf dem Sekundärmarkt gegenüber dem Fernleitungsnetzbetreiber;

g) Regeln für den Ausgleich von Mengenabweichungen und die Methodik für die Berechnung der Ausgleichsentgelte;

h) gegebenenfalls die Flexibilitäts- und Toleranzwerte, die im Transport und in den anderen Dienstleistungen ohne separates Entgelt enthalten sind, und die darüber hinaus angebotene Flexibilität mit den entsprechenden Entgelten;

i) eine ausführliche Beschreibung des Gasnetzes des Fernleitungsnetzbetreibers und aller unter Punkt 3.2 dieses Anhangs definierten maßgeblichen Kuppelstellen sowie die Namen der Betreiber der verbundenen Systeme oder Anlagen;

j) die Regeln für den Anschluss an das vom Fernleitungsnetzbetreiber betriebene Netz;

k) Informationen über Notfall-Mechanismen, soweit der Fernleitungsnetzbetreiber für diese verantwortlich ist, etwa über Maßnahmen, die zur Trennung von Kundengruppen vom Netz führen können, und über sonstige allgemeine Haftungsregelungen, die für den Fernleitungsnetzbetreiber gelten;

l) die von den Fernleitungsnetzbetreibern für Kuppelstellen vereinbarten und die Interoperabilität des Netzes betreffenden Verfahren, die für den Zugang der Netznutzer zu den betreffenden Fernleitungsnetzen relevant sind, die Verfahren für die Nominierung und das Matching und sonstige Verfahren, die Regelungen für die Allokation der Lastflüsse und den Ausgleich von Mengenabweichungen, einschließlich der verwendeten Methoden, enthalten;

m) die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen eine ausführliche und umfassende Beschreibung der Methodik und des Verfahrens, die für die Berechnung der technischen Kapazität verwendet werden, einschließlich Informationen über die zugrunde gelegten Parameter und wichtigsten Annahmen.

3.2. Definition aller für die Transparenzanforderungen maßgeblichen Punkte

1. Die maßgeblichen Punkte umfassen mindestens

a) alle Ein- und Ausspeisepunkte eines von einem Fernleitungsnetzbetreiber betriebenen Fernleitungsnetzes mit Ausnahme der Ausspeisepunkte, an denen ein einziger Endkunde verbunden ist, und mit Ausnahme der Einspeisepunkte, die unmittelbar mit der Produktionsanlage eines einzelnen, in der EU ansässigen Produzenten verbunden sind;

b) alle Ein- und Ausspeisepunkte, die die Bilanzzonen von Fernleitungsnetzbetreibern verbinden;

c) alle Punkte, die das Netz eines Fernleitungsnetzbetreibers mit einer LNG-Anlage, physischen Erdgashubs, Speicher- und Produktionsanlagen verbinden, es sei denn, diese Produktionsanlagen sind gemäß Buchstabe a ausgenommen;

d) alle Punkte, die das Netz eines bestimmten Fernleitungsnetzbetreibers mit der Infrastruktur verbinden, die für die Erbringung von Hilfsdiensten gemäß der Definition des Artikels 2 Nummer 30) der [neu gefassten Gasrichtlinie gemäß dem Vorschlag COM(2021) xxx] erforderlich ist.

2. Informationen für einzelne Endkunden und Produktionsanlagen, die nicht unter die Definition der maßgeblichen Punkte unter Punkt 3.2 Nummer 1 Buchstabe a fallen, werden in aggregierter Form zumindest pro Bilanzzone veröffentlicht. Für die Anwendung dieses Anhangs werden die aggregierten Informationen, die einzelne Endkunden und Produktionsanlagen betreffen, die gemäß Punkt 3.2 Nummer 1 Buchstabe a von der Definition der maßgeblichen Punkte ausgenommen sind, als ein maßgeblicher Punkt betrachtet.

3. Werden Punkte zwischen zwei oder mehr Fernleitungsnetzbetreibern nur von den betroffenen Netzbetreibern ohne jegliche vertragliche oder operative Beteiligung der Netznutzer verwaltet oder verbinden Punkte ein Fernleitungsnetz mit einem Verteilernetz, ohne dass es an diesen Punkten zu einem vertraglich bedingten Engpass kommt, sind die Fernleitungsnetzbetreiber in Bezug auf diese Punkte von der Verpflichtung ausgenommen, die Anforderungen gemäß Punkt 3.3 dieses Anhangs zu veröffentlichen. Die nationale Regulierungsbehörde kann die Fernleitungsnetzbetreiber verpflichten, die Anforderungen gemäß Punkt 3.3 dieses Anhangs für Gruppen der ausgenommenen Punkte oder für alle diese Punkte zu veröffentlichen. In einem solchen Fall werden die Informationen, sofern sie dem Fernleitungsnetzbetreiber vorliegen, auf einer sinnvollen Ebene in aggregierter Form zumindest pro Bilanzzone veröffentlicht. Für die Anwendung dieses Anhangs werden diese die Punkte betreffenden aggregierten Informationen als ein maßgeblicher Punkt betrachtet.

3.3. Für alle maßgeblichen Punkte zu veröffentlichende Informationen und Zeitplan für die Veröffentlichung dieser Informationen

1. Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen für alle maßgeblichen Punkte die unter den Buchstaben a bis g angegebenen Informationen für alle erbrachten Dienstleistungen und Hilfsdienste (insbesondere Informationen zur Mischung, Beimischung und Konversion). Diese Informationen werden in numerischer Form in stündlichen oder täglichen Perioden veröffentlicht, die der kleinsten Referenzperiode für die Kapazitätsbuchung und (Re-)Nominierung und dem kleinsten Abrechnungszeitraum, für den Ausgleichsentgelte berechnet werden, entsprechen. Weicht die kleinste Referenzperiode von der täglichen Periode ab, werden die unter den Buchstaben a bis g angegebenen Informationen auch für die tägliche Periode zur Verfügung gestellt. Diese Informationen und Aktualisierungen werden veröffentlicht, sobald sie dem Netzbetreiber vorliegen („nahezu in Echtzeit“):

a) die technische Kapazität für Lastflüsse in beide Richtungen;

b) die gesamte kontrahierte verbindliche und unterbrechbare Kapazität in beide Richtungen;

c) die Nominierungen und Renominierungen in beide Richtungen;

d) die verfügbare verbindliche und unterbrechbare Kapazität in beide Richtungen;

e) die tatsächlichen Lastflüsse;

f) die geplante und tatsächliche Unterbrechung der unterbrechbaren Kapazität;

g) die geplanten und ungeplanten Unterbrechungen verbindlicher Dienstleistungen sowie Informationen zur Wiederaufnahme der verbindlichen Dienstleistungen (u. a. Netzwartungsarbeiten und voraussichtliche Dauer einer wartungsbedingten Unterbrechung). Geplante Unterbrechungen werden mindestens 42 Tage im Voraus veröffentlicht;

h) das Vorkommen abschlägig beschiedener, rechtsgültiger Anfragen für verbindliche Kapazitätsprodukte mit einer Laufzeit von einem Monat oder länger, einschließlich der Zahl der abschlägig beschiedenen Anfragen und des entsprechenden Kapazitätsvolumens;

i) im Falle von Versteigerungen Angaben dazu, wo und wann für verbindliche Kapazitätsprodukte mit einer Laufzeit von einem Monat oder länger über dem Reservepreis liegende Markträumungspreise erzielt wurden;

j) Angaben dazu, wo und wann kein verbindliches Kapazitätsprodukt mit einer Laufzeit von einem Monat oder länger im Rahmen eines regulären Zuweisungsverfahrens angeboten wurde;

k) die Gesamtkapazität, die durch die Anwendung der in den Punkten 2.2.2, 2.2.3, 2.2.4 und 2.2.5 festgelegten Engpassmanagementverfahren pro angewendetem Engpassmanagementverfahren zur Verfügung gestellt wurde.

2. Die Informationen unter Punkt 3.3 Nummer 1 Buchstaben a, b und d werden für alle maßgeblichen Punkte mindestens 24 Monate im Voraus veröffentlicht.

3. Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen für alle maßgeblichen Punkte historische Informationen über die Anforderungen von Punkt 3.3 Nummer 1 Buchstaben a bis g auf einer kontinuierlichen Basis für die letzten fünf Jahre.

4. Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen den gemessenen Brennwert, den Wobbe-Index, den Gehalt an beigemischtem Wasserstoff im Erdgasnetz, den Methangehalt und den Sauerstoffgehalt für alle maßgeblichen Punkte täglich. Vorläufige Zahlen werden spätestens drei Tage nach dem jeweiligen Gastag veröffentlicht. Endgültige Zahlen werden binnen drei Monaten nach Ende des jeweiligen Monats veröffentlicht.

5. Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen für alle maßgeblichen Punkte die verfügbare, die gebuchte und die technische Kapazität auf jährlicher Basis für alle Jahre, in denen die Kapazität kontrahiert ist, plus ein Jahr, und mindestens für die nächsten zehn Jahre. Diese Informationen werden mindestens monatlich aktualisiert oder häufiger, falls neue Informationen vorliegen. Die Veröffentlichung spiegelt den Zeitraum wider, für den die Kapazität dem Markt angeboten wird.

3.4. Zu veröffentlichende Informationen über das Fernleitungsnetz und Zeitplan für die Veröffentlichung dieser Informationen

1. Die Fernleitungsnetzbetreiber stellen sicher, dass die aggregierte Kapazität, die auf dem Sekundärmarkt angeboten und kontrahiert wird (d. h. von einem Netznutzer an einen anderen Netznutzer verkauft wird), täglich veröffentlicht und aktualisiert wird, sofern diese Informationen dem Fernleitungsnetzbetreiber vorliegen. Diese Informationen beinhalten die folgenden Angaben:

a) die Kuppelstelle, an der die Kapazität verkauft wird;

b) die Art der Kapazität, z. B. Einspeisekapazität, Ausspeisekapazität, verbindliche oder unterbrechbare Kapazität;

c) die Menge und Laufzeit der Kapazitätsnutzungsrechte;

d) die Art des Verkaufs, z. B. Nutzungsüberlassung oder Übertragung;

e) die Gesamtzahl der Transaktionen/Nutzungsüberlassungen;

f) alle sonstigen unter Punkt 3.3 genannten Bedingungen, die dem Fernleitungsnetzbetreiber bekannt sind.

Werden solche Informationen von einem Dritten bereitgestellt, sind die Fernleitungsnetzbetreiber von dieser Bestimmung ausgenommen.

2. Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen harmonisierte Bedingungen, zu denen sie Kapazitätstransaktionen (z. B. Nutzungsüberlassungen und Übertragungen) akzeptieren. Diese Bedingungen müssen mindestens Folgendes beinhalten:

a) eine Beschreibung standardisierter Produkte, die auf dem Sekundärmarkt verkauft werden können;

b) die Vorlaufzeit für die Durchführung/Annahme/Registrierung von Sekundärmarkttransaktionen. Im Falle von Verspätungen müssen die Gründe dafür veröffentlicht werden;

c) die Mitteilung des Namens des Verkäufers und des Käufers und der Kapazitätsangaben gemäß Punkt 3.4 Nummer 1 durch den Verkäufer oder den unter Punkt 3.4 Nummer 1 genannten Dritten an den Fernleitungsnetzbetreiber.

Werden solche Informationen von einem Dritten bereitgestellt, sind die Fernleitungsnetzbetreiber von dieser Bestimmung ausgenommen.

3. Hinsichtlich der Ausgleichsdienstleistungen seines Netzes gibt jeder Fernleitungsnetzbetreiber spätestens einen Monat nach dem Ende der Ausgleichsperiode jedem Netznutzer für jede Ausgleichsperiode dessen spezifische vorläufige Mengenabweichungen und die Kosten pro Netznutzer bekannt. Die endgültigen Daten zu den gemäß standardisierten Lastprofilen belieferten Kunden können bis zu 14 Monate später bereitgestellt werden. Werden solche Informationen von einem Dritten bereitgestellt, sind die Fernleitungsnetzbetreiber von dieser Bestimmung ausgenommen. Bei der Bereitstellung dieser Informationen wird die Vertraulichkeit wirtschaftlich sensibler Informationen gewahrt.

4. Falls Dritten andere Flexibilitätsdienste als Toleranzen angeboten werden, veröffentlichen die Fernleitungsnetzbetreiber täglich auf „Day-ahead“-Basis Prognosen über die maximale Flexibilität, die gebuchte Flexibilität und die für den Markt am folgenden Gastag verfügbare Flexibilität. Außerdem veröffentlichen die Fernleitungsnetzbetreiber am Ende eines jeden Gastages Ex-post-Informationen über die aggregierte Inanspruchnahme der einzelnen Flexibilitätsdienste. Ist die nationale Regulierungsbehörde davon überzeugt, dass diese Informationen von den Netznutzern missbraucht werden könnten, kann sie beschließen, den Fernleitungsnetzbetreiber von dieser Verpflichtung auszunehmen.

5. Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen pro Bilanzzone das zu Beginn eines jeden Gastages im Fernleitungsnetz befindliche Gasvolumen und die Prognose für das am Ende eines jeden Gastages im Fernleitungsnetz befindliche Gasvolumen. Das für das Ende des Gastages prognostizierte Gasvolumen wird während des gesamten Gastages stündlich aktualisiert. Werden Ausgleichsentgelte auf stündlicher Basis berechnet, veröffentlicht der Fernleitungsnetzbetreiber das im Fernleitungsnetz befindliche Gasvolumen stündlich. Als Alternative dazu können die Fernleitungsnetzbetreiber pro Bilanzzone den aggregierten Ausgleichsstatus aller Nutzer zu Beginn einer jeden Ausgleichsperiode und den prognostizierten aggregierten Ausgleichsstatus aller Nutzer am Ende eines jeden Gastages veröffentlichen. Ist die nationale Regulierungsbehörde davon überzeugt, dass diese Informationen von den Netznutzern missbraucht werden könnten, kann sie beschließen, den Fernleitungsnetzbetreiber von dieser Verpflichtung auszunehmen.

6. Die Fernleitungsnetzbetreiber stellen nutzerfreundliche Instrumente für die Tarifberechnung bereit.

7. Die Fernleitungsnetzbetreiber bewahren ordnungsgemäße Aufzeichnungen über alle Kapazitätsverträge und alle sonstigen relevanten Informationen im Zusammenhang mit der Berechnung und der Bereitstellung des Zugangs zu verfügbaren Kapazitäten, insbesondere im Zusammenhang mit einzelnen Nominierungen und Unterbrechungen, für eine Dauer von mindestens fünf (5) Jahren auf und stellen sie den maßgeblichen nationalen Behörden bei Bedarf zur Verfügung. Die Fernleitungsnetzbetreiber müssen eine Dokumentation zu allen unter Punkt 3.3 Nummern 4 und 5 genannten relevanten Informationen für eine Dauer von mindestens fünf (5) Jahren aufbewahren und sie der Regulierungsbehörde bei Bedarf zur Verfügung stellen. Beide Parteien wahren das Geschäftsgeheimnis.

8. Die Fernleitungsnetzbetreiber veröffentlichen mindestens einmal jährlich bis zu einem vorher festgelegten Termin alle geplanten Wartungszeiträume, die sich auf die aus den Transportverträgen resultierenden Rechte der Netznutzer auswirken könnten, und die entsprechenden betriebsbezogenen Informationen mit einer angemessenen Vorlaufzeit. Dazu gehört die zügige und diskriminierungsfreie Veröffentlichung von Änderungen der geplanten Wartungszeiträume und die Bekanntgabe ungeplanter Wartungsarbeiten, sobald der Fernleitungsnetzbetreiber von diesen Kenntnis hat. Während der Wartungszeiträume veröffentlichen die Fernleitungsnetzbetreiber regelmäßig aktualisierte Informationen über die Einzelheiten der Wartungsarbeiten, ihre voraussichtliche Dauer und Auswirkung.

4. Format und Inhalt der Veröffentlichung technischer Informationen für den Netzzugang durch Wasserstoffnetzbetreiber sowie für alle maßgeblichen Punkte zu veröffentlichende Informationen und Zeitplan

4.1. Format der Veröffentlichung technischer Informationen für den Netzzugang

1. Die Wasserstoffnetzbetreiber stellen alle unter den Punkten 4.2 und 4.3 genannten Informationen, die die Netznutzer für den tatsächlichen Netzzugang benötigen, auf folgende Weise bereit:

a) auf einer öffentlichen und unentgeltlich zugänglichen Internetseite, für die weder eine Registrierung noch eine sonstige Anmeldung beim Wasserstoffnetzbetreiber erforderlich ist;

b) regelmäßig/kontinuierlich; die Häufigkeit hängt von den eintretenden Änderungen und von der Dauer der Dienstleistung ab;

c) in einer nutzerfreundlichen Weise;

d) in klarer Form sowie auf quantifizierbare, leicht zugängliche Weise und ohne Diskriminierung;

e) in einem herunterladbaren Format, das – auf der Grundlage einer von der ACER vorzulegenden Stellungnahme zu einem harmonisierten Format – zwischen den Wasserstoffnetzbetreibern und den Regulierungsbehörden vereinbart wurde und quantitative Analysen ermöglicht;

f) in gleichbleibenden Einheiten, wobei insbesondere kWh die Einheit für den Energiegehalt und m3 die Einheit für das Volumen ist. Der konstante Konversionsfaktor für den Energiegehalt ist anzugeben. Für die Veröffentlichung können auch andere als die vorstehend genannten Einheiten verwendet werden;

g) in der/den Amtssprache(n) des Mitgliedstaats und auf Englisch;

h) alle Daten werden ab dem [1. Oktober 2025] auf einer unionsweiten zentralen Plattform zur Verfügung gestellt, die vom Europäischen Netzwerk der Wasserstoffnetzbetreiber kosteneffizient eingerichtet wird.

2. Die Wasserstoffnetzbetreiber teilen Einzelheiten zu tatsächlichen Änderungen der unter den Punkten 4.2 und 4.3 genannten Informationen rechtzeitig mit, sobald sie ihnen vorliegen.

4.2. Inhalt der Veröffentlichung technischer Informationen zum Netzzugang

1. Die Wasserstoffnetzbetreiber veröffentlichen mindestens die folgenden Informationen über ihre Netze und Dienstleistungen:

a) eine ausführliche und umfassende Beschreibung der verschiedenen angebotenen Dienstleistungen und der entsprechenden Entgelte;

b) die verschiedenen Arten von Transportverträgen für diese Dienstleistungen;

c) die Netzkodizes und/oder die Standardbedingungen, in denen die Rechte und Pflichten aller Netznutzer beschrieben werden, einschließlich

(1) harmonisierter Transportverträge und anderer maßgeblicher Unterlagen;

(2) sofern für den Netzzugang relevant: für alle maßgeblichen Punkte eine Spezifikation der relevanten Wasserstoffqualitätsparameter sowie Verantwortung und Kosten der Netznutzer für die Konversion, falls der Wasserstoff diesen Spezifikationen nicht entspricht;

(3) sofern für den Netzzugang relevant: Informationen über die Druckanforderungen für alle maßgeblichen Punkte;

d) die harmonisierten Verfahren, die bei der Nutzung des Wasserstoffnetzes angewandt werden, einschließlich der Definition von Schlüsselbegriffen;

e) gegebenenfalls die Flexibilitäts- und Toleranzwerte, die im Transport und in den anderen Dienstleistungen ohne separates Entgelt enthalten sind, und die darüber hinaus angebotene Flexibilität mit den entsprechenden Entgelten;

f) eine ausführliche Beschreibung des Wasserstoffnetzes des Wasserstoffnetzbetreibers und seiner unter Punkt 2 definierten maßgeblichen Kuppelstellen sowie die Namen der Betreiber der verbundenen Systeme oder Anlagen;

g) die Regeln für den Anschluss an das vom Wasserstoffnetzbetreiber betriebene Netz;

h) Informationen über Notfall-Mechanismen, soweit der Wasserstoffnetzbetreiber für diese verantwortlich ist, etwa über Maßnahmen, die zur Trennung von Kundengruppen vom Netz führen können, und über sonstige allgemeine Haftungsregelungen, die für den Wasserstoffnetzbetreiber gelten;

i) die von den Wasserstoffnetzbetreibern für Kuppelstellen vereinbarten und die Interoperabilität des Netzes betreffenden Verfahren, die für den Zugang der Netznutzer zu dem betreffenden Wasserstoffnetz relevant sind.

2. Die maßgeblichen Punkte umfassen mindestens

a) alle Ein- und Ausspeisepunkte eines von einem Wasserstoffnetzbetreiber betriebenen Wasserstoffnetzes mit Ausnahme der Ausspeisepunkte, an denen ein einziger Endkunde verbunden ist, und mit Ausnahme der Einspeisepunkte, die unmittelbar mit der Erzeugungsanlage eines einzelnen, in der EU ansässigen Erzeugers verbunden sind;

b) alle Ein- und Ausspeisepunkte, die die Netze von Wasserstoffnetzbetreibern verbinden;

c) alle Punkte, die das Netz eines Wasserstoffnetzbetreibers mit einem LNG-Terminal, Wasserstoffterminals, physischen Gashubs oder Speicher- und Erzeugungsanlagen verbinden, es sei denn, diese Erzeugungsanlagen sind gemäß Buchstabe a ausgenommen;

d) alle Punkte, die das Netz eines bestimmten Wasserstoffnetzbetreibers mit der Infrastruktur verbinden, die für die Erbringung von Hilfsdiensten erforderlich ist.

3. Informationen für einzelne Endkunden und Erzeugungsanlagen, die nicht unter die Definition der maßgeblichen Punkte unter Punkt 2 Buchstabe a fallen, werden in aggregierter Form veröffentlicht; diese Punkte werden als ein einziger maßgeblicher Punkt betrachtet.

4.3. Für alle maßgeblichen Punkte zu veröffentlichende Informationen und Zeitplan

1. Die Wasserstoffnetzbetreiber veröffentlichen für alle maßgeblichen Punkte die unter den Buchstaben a bis g angegebenen Informationen für alle erbrachten Dienstleistungen in numerischer Form in stündlichen oder täglichen Perioden. Diese Informationen und Aktualisierungen werden veröffentlicht, sobald sie dem Wasserstoffnetzbetreiber vorliegen („nahezu in Echtzeit“):

a) die technische Kapazität für Lastflüsse in beide Richtungen;

b) die gesamte kontrahierte Kapazität in beide Richtungen;

c) die Nominierungen und Renominierungen in beide Richtungen;

d) die verfügbare Kapazität in beide Richtungen;

e) die tatsächlichen Lastflüsse;

f) die geplante und tatsächliche Unterbrechung von Kapazität;

g) die geplanten und ungeplanten Unterbrechungen von Dienstleistungen. Geplante Unterbrechungen werden mindestens 42 Tage im Voraus veröffentlicht;

2. Die Informationen unter Punkt 1 Buchstaben a, b und d werden für alle maßgeblichen Punkte mindestens 24 Monate im Voraus veröffentlicht.

3. Die Wasserstoffnetzbetreiber veröffentlichen für alle maßgeblichen Punkte historische Informationen über die Anforderungen aus Punkt 1 Buchstaben a bis f auf einer kontinuierlichen Basis für die letzten fünf Jahre.

4. Die Wasserstoffnetzbetreiber veröffentlichen die gemessenen Werte hinsichtlich der Reinheit des Wasserstoffs und der Verunreinigungen für alle maßgeblichen Punkte täglich. Vorläufige Zahlen werden spätestens binnen drei Tagen veröffentlicht. Endgültige Zahlen werden binnen drei Monaten nach Ende des jeweiligen Monats veröffentlicht.

5. Weitere Einzelheiten, die für die Durchführung der Punkte 4.1, 4.2 und 4.3 erforderlich sind, z. B. zu Format und Inhalt der Informationen, die die Netznutzer für den tatsächlichen Zugang zum Netz benötigen, zu den für die maßgeblichen Punkte zu veröffentlichenden Informationen und Einzelheiten zu den Zeitplänen, werden in einem auf der Grundlage von Artikel 52 erlassenen Netzkodex festgelegt.

 

Anhang II

TECHNISCHE, RECHTLICHE UND FINANZIELLE STANDARDREGELUNGEN GEMÄSS ARTIKEL 13 ABSATZ 14 DER VERORDNUNG (EU) 2017/1938

Dieser Anhang regelt – in Form verbindlicher Formulare – das Verfahren für die Durchführung einer Solidaritätsmaßnahme gemäß Artikel 13, das anzuwenden ist, wenn der um Solidarität ersuchende Mitgliedstaat (im Folgenden der „ersuchende Mitgliedstaat“) und der gemäß Artikel 13 Absätze 1 und 2 zur Erbringung der Solidaritätsmaßnahme verpflichtete Mitgliedstaat (im Folgenden der „Solidarität leistende Mitgliedstaat“) keine Einigung über ihre technischen, rechtlichen und finanziellen Regelungen gemäß Artikel 13 Absatz 10 erzielt oder deren Ausarbeitung nicht abgeschlossen haben.

Wenn es mehrere Solidarität leistende Mitgliedstaaten gibt und mit einem oder mehreren dieser Mitgliedstaaten bilaterale Solidaritätsregelungen bestehen, haben die bilateralen Regelungen zwischen diesen Mitgliedstaaten Vorrang. Die Standardregelungen werden nur in Bezug auf die verbleibenden Solidarität leistenden Mitgliedstaaten angewandt.

Der ersuchende und der Solidarität leistende Mitgliedstaat kommunizieren vorrangig per E-Mail; falls dies nicht möglich ist, kommunizieren sie telefonisch oder mit anderen verfügbaren Kommunikationsmitteln, die im Solidaritätsersuchen anzugeben und in der Empfangsbestätigung zu bestätigen sind.

Die folgenden Formulare sind ausgefüllt per E-Mail an die zuständigen Ansprechpartner in anderen Mitgliedstaaten (Hauptadressat, für Maßnahmen) sowie (in Kopie zur Information) an die Kontaktstelle der Kommission zu senden.

1. Solidaritätsersuchen (in englischer Sprache auszufüllen)

 

Hinweise: Mindestens 20 Stunden vor Beginn des Liefertages zu übermitteln (außer bei höherer Gewalt). Gibt es mehrere Solidarität leistende Mitgliedstaaten, ist das Solidaritätsersuchen allen Mitgliedstaaten gleichzeitig zu übermitteln, vorzugsweise mit derselben E-Mail. Die Solidaritätsmaßnahmen müssen den folgenden Gastag im Sinne des Artikels 3 Nummer 7 der Verordnung (EU) Nr. 984/2013 betreffen. Falls erforderlich, wird das Ersuchen für weitere Gastage wiederholt.

 

Datum: _______________________

Uhrzeit: _______________________

1. Im Namen von (ersuchender Mitgliedstaat) beantrage ich bei (dem Solidarität leistenden Mitgliedstaat) die Durchführung von Solidaritätsmaßnahmen gemäß Artikel 13 Absatz 1 und Absatz 2 (Letzteres streichen, falls nicht zutreffend). Ich bestätige, dass die Anforderungen aus Artikel 13 Absatz 3 erfüllt sind.

2. Kurze Beschreibung der von (dem ersuchenden Mitgliedstaat) durchgeführten Maßnahmen (gemäß Artikel 13 Absatz 3 Buchstabe c):

______________________________________________________________

3. (Der ersuchende Mitgliedstaat) verpflichtet sich gemäß Artikel 13 Absatz 8, eine angemessene und unverzügliche Entschädigung an (den Solidarität leistenden Mitgliedstaat) zu leisten. Die Entschädigung wird innerhalb von 30 Tagen nach Eingang der Rechnung in Euro gezahlt.

4. Zuständige Behörde des ersuchenden Mitgliedstaats:

______________________________________________________________

Kontaktperson:___________________________

E-Mail: _________________________________

Telefon: +____________________________Ersatztelefonnummer: _____________________

Alternative (Instant Messaging): +________________________________

5. Zuständige Behörde des Solidarität leistenden Mitgliedstaats (bitte bestätigen Sie dies in Ihrer Empfangsbestätigung):

______________________________________________________________

Kontaktperson:___________________________

E-Mail: ________________________________

Telefon: +__________________________ Ersatztelefonnummer: _____________________

Alternative (Instant Messaging): +________________________________

6. Zuständiger FNB im ersuchenden Mitgliedstaat:

______________________________________________________________

Kontaktperson:______________________

Telefon +_________________________

7. Zuständiger Marktgebietsmanager im ersuchenden Mitgliedstaat (soweit relevant): ______________________________________________________________

Kontaktperson:______________________

Telefon +_________________________

8. Bei freiwilligen (marktbasierten) Solidaritätsmaßnahmen werden die Gaslieferverträge mit Marktteilnehmern im Solidarität leistenden Mitgliedstaat geschlossen

□ vom ersuchenden Mitgliedstaat oder

□ von einem im Auftrag des ersuchenden Mitgliedstaats handelnden Vertreter (im Rahmen einer staatlichen Garantie).

Name:_______________________________

Kontaktperson:________________________

Telefon: +____________________________

9. Technische Einzelheiten des Ersuchens

a) Benötigte Gasmenge (insgesamt):

______________________________________ kWh,

davon:

hochkalorisches Gas: _____________________ kWh;

niederkalorisches Gas: ____________________ kWh.

b) Lieferpunkte (Verbindungsleitungen):

________________________;

________________________;

________________________;

________________________.

Bestehen in Bezug auf die Lieferpunkte Beschränkungen?

□ Nein

□ Ja

Falls ja, bitte die genauen Lieferpunkte und die benötigten Gasmengen angeben:

Lieferpunkt:  Gasmenge: 

_________________________ ____________________ kWh

_________________________ ____________________ kWh

_________________________ ____________________ kWh

_________________________ ____________________ kWh

Unterschrift: ___________________________

2. Empfangsbestätigung / Anforderung zusätzlicher Informationen (in englischer Sprache auszufüllen)

Hinweise: Innerhalb von 30 Minuten nach Eingang des Ersuchens zu übermitteln.

 

An (zuständige Behörde des ersuchenden Mitgliedstaats):

 

Im Namen von (Solidarität leistender Mitgliedstaat) bestätige ich den Eingang Ihres Ersuchens um Solidaritätsmaßnahmen gemäß Artikel 13 Absatz 1 und Artikel 13 Absatz 2 (Letzteres streichen, falls nicht zutreffend).

 

Ich bestätige / berichtige die Kontaktangaben für die nächsten Schritte:

Kontaktperson:___________________________

E-Mail: ________________________________

Telefon: +___________________________ Ersatztelefonnummer: _____________________

Alternative (Instant Messaging): +________________________________

 

(Falls das Ersuchen unvollständig ist / Fehler oder Auslassungen vorhanden sind) Nach Prüfung scheint Ihr Antrag unvollständig zu sein / scheinen folgende Fehler / Auslassungen vorzuliegen:

………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………………….

Falls möglich, übermitteln Sie uns bitte binnen 30 Minuten ein geändertes Ersuchen mit den fehlenden / korrekten Angaben.

 

(Datum) ……….. (Uhrzeit) …………….

Unterschrift: ………………………………..

3. Solidaritätsangebot (in englischer Sprache auszufüllen)

Hinweise: (1) Mindestens 11 Stunden vor Beginn des Liefertages zu übermitteln (außer bei höherer Gewalt). (2) Das Solidaritätsangebot muss zunächst Gasangebote auf der Grundlage freiwilliger Maßnahmen enthalten („Primärangebote“). Sollten die Primärangebote nicht ausreichen, um die in dem Solidaritätsersuchen angegebenen Mengen zu decken, muss das Solidaritätsangebot zusätzliche Gasangebote („Sekundärangebote“) auf der Grundlage obligatorischer Maßnahmen enthalten. Sollten die Primärangebote anderer Solidarität leistender Mitgliedstaaten (sofern zutreffend) nicht ausreichen, um das Solidaritätsersuchen zu decken, muss (die zuständige Behörde des Solidarität leistenden Mitgliedstaats) bereit sein, nicht marktbasierte Maßnahmen zu aktivieren und die fehlenden Mengen zu liefern. (3) Die Entschädigung gemäß Artikel 13 Absatz 8 für das im Rahmen einer Solidaritätsmaßnahme auf der Grundlage freiwilliger Maßnahmen gelieferte Gas muss den Gaspreis (der aus Vertragsbestimmungen, Ausschreibungen oder anderen angewandten marktbasierten Mechanismus resultiert) und die Fernleitungskosten bis zum Lieferpunkt enthalten. Diese Entschädigung wird vom ersuchenden Mitgliedstaat direkt an den/die Gaslieferanten im Solidarität leistenden Mitgliedstaat gezahlt. (4) Die (an den Solidarität leistenden Mitgliedstaat) gemäß Artikel 13 Absatz 8 zu zahlende Entschädigung für auf der Grundlage obligatorischer Maßnahmen geliefertes Gas umfasst: a. den Gaspreis, der dem letzten verfügbaren Spotmarktpreis für die relevante Gasqualität an der Börse des Solidarität leistenden Mitgliedstaates am Tag der Durchführung der Solidaritätsmaßnahme entspricht; gibt es im Gebiet des Solidarität leistenden Mitgliedstaats mehrere Börsen, entspricht der Preis dem arithmetischen Mittel der letzten verfügbaren Spotmarktpreise aller Börsen; gibt es im Gebiet des Solidarität leistenden Mitgliedstaats keine Börse, entspricht er dem arithmetischen Mittel der letzten verfügbaren Spotmarktpreise aller Börsen im Gebiet der Union. b. alle Entschädigungen, die vom Solidarität leistenden Mitgliedstaat infolge der obligatorischen Maßnahmen auf der Grundlage einschlägiger Rechts- und Verwaltungsvorschriften an betroffene Dritte zu zahlen sind, einschließlich der Kosten damit verbundener gerichtlicher und außergerichtlicher Verfahren, soweit relevant, und c. die Transportkosten bis zum Lieferpunkt. (5) Der Solidarität leistende Mitgliedstaat trägt das Transportrisiko für den Transport zum Lieferpunkt. (6) Der ersuchende Mitgliedstaat muss sicherstellen, dass die an die vereinbarten Lieferpunkte gelieferten Gasmengen entnommen werden. Die Entschädigung für die Solidaritätsmaßnahmen ist unabhängig davon zu zahlen, ob die vertragsgemäß gelieferten Gasmengen tatsächlich entnommen werden.

 

Datum ………………..  Uhrzeit…………………………..

An (zuständige Behörde des ersuchenden Mitgliedstaats).

1. In Bezug auf Ihr Solidaritätsersuchen um Maßnahmen gemäß Artikel 13 Absatz 1 und Artikel 13 Absatz 2 (Letzteres streichen, falls nicht zutreffend), das am (Datum) um (Uhrzeit) eingegangen ist, übermittelt Ihnen (die zuständige Behörde des Solidarität leistenden Mitgliedstaats) das/die folgende(n) Angebot(e):

2. Angaben zu der Partei, die Gas bereitstellt

a. Gaslieferant / vertragschließender Marktteilnehmer

Kontaktperson: _____________________________

Telefon: +___________________________________

b. Zuständige vertragschließende Behörde

Kontaktperson: _____________________________

Telefon: +___________________________________

c. Zuständiger FNB:

____________________________________

Kontaktperson: _____________________________

Telefon: +___________________________________

d. Zuständiger Marktgebietsmanager (falls relevant):

__________________________________________

Kontaktperson: _____________________________

Telefon +___________________________________

3. Primärangebote – auf der Grundlage freiwilliger Maßnahmen („marktbasiert“)

a. Gasmenge (insgesamt):

__________________________________________ kWh, davon

hochkalorisches Gas: ______________________________kWh,

niederkalorisches Gas: _____________________________kWh.

b. Lieferzeitraum:

__________________________________________

c. Maximale Transportkapazität:

______________________________________kWh, davon

verbindliche Kapazität:___________________kWh/h;

unterbrechbare Kapazität:_________________kWh/h.

d. Lieferpunkte (Verbindungsleitungen):

Lieferpunkt  Verbindliche Transportkapazität  Unterbrechbare Transportkapazität

________________ _________________ kWh/h _________________ kWh/h

________________ _________________ kWh/h _________________ kWh/h

________________ _________________ kWh/h _________________ kWh/h

________________ _________________ kWh/h _________________ kWh/h

________________ _________________ kWh/h _________________ kWh/h

e. Hinweis auf Kapazitätsbuchungsplattform:

_________________________________________

f. Geschätzte Entschädigung für die freiwillige Maßnahme:

Gaspreis: EUR;

sonstige Kosten: EUR (bitte angeben)

g. Einzelheiten zur Zahlung:

Empfänger: ___________________________

Bankverbindung: ________________________

 

4. Sekundärangebote – auf der Grundlage obligatorischer Maßnahmen („nicht marktbasiert“)

a. Gasmenge (insgesamt):

__________________________________________ kWh, davon

hochkalorisches Gas: ____________________________kWh,

niederkalorisches Gas: ___________________________kWh.

b. Lieferzeitraum:

__________________________________________

c. Maximale Transportkapazität:

__________________________________________ kWh, davon

verbindliche Kapazität:___________________kWh/h;

unterbrechbare Kapazität:_________________kWh/h.

d. Lieferpunkte (Verbindungsleitungen):

Lieferpunkt  Verbindliche Transportkapazität  Unterbrechbare Transportkapazität

________________ _________________ kWh/h _________________ kWh/h

________________ _________________ kWh/h _________________ kWh/h

________________ _________________ kWh/h _________________ kWh/h

________________ _________________ kWh/h _________________ kWh/h

________________ _________________ kWh/h _________________ kWh/h

e. Hinweis auf Kapazitätsbuchungsplattform:

_________________________________________

f. Voraussichtliche Kosten der obligatorischen Maßnahmen:

geschätzter Gaspreis pro kWh: _____________________EUR;

voraussichtliche Transportkosten: ___________________EUR;

geschätzte Höhe der Entschädigungszahlungen an von Lieferkürzungen betroffene Wirtschaftszweige im Solidarität leistenden Mitgliedstaat:

_____________________________ EUR.

g. Einzelheiten zur Zahlung:

Empfänger: ___________________________

Bankverbindung: _______________________

 

(Datum) ……….. (Uhrzeit) …………….

Unterschrift: ………………………………..

4. Empfangsbestätigung in Bezug auf das Solidaritätsangebot (in englischer Sprache auszufüllen)

 

Hinweise: Innerhalb von 30 Minuten nach Eingang des Solidaritätsangebots zu übermitteln.

 

An (zuständige Behörde des Solidarität leistenden Mitgliedstaats):

 

Im Namen von (ersuchender Mitgliedstaat) bestätige ich, dass Ihr Solidaritätsangebot am (Datum)… um (Uhrzeit) ….. eingegangen ist.

 

(Zuständige Behörde des ersuchenden Mitgliedstaats)

Kontaktperson: ……………..

Telefon: + …………

(Datum) ……….. (Uhrzeit) …………….

Unterschrift: ………………………………..

5. Annahme / Ablehnung von Solidaritätsangeboten auf der Grundlage freiwilliger Maßnahmen (in englischer Sprache auszufüllen)

Hinweise: (1) Innerhalb von 2 Stunden nach Eingang des Angebots zu übermitteln. (2) Wird das Angebot vollständig angenommen, sind bei der Annahme die vom Solidarität leistenden Mitgliedstaat übermittelten Angebotsbedingungen genau zu wiederholen. Eine teilweise Annahme des Angebots darf sich nur auf die zu liefernden Mengen beziehen.

 

 

Datum ……………………… Uhrzeit …………………………..

 

1. Im Namen von (ersuchender Mitgliedstaat) nehme ich das Angebot von (Solidarität leistender Mitgliedstaat) vom (Datum) um (Uhrzeit) zur Durchführung von Solidaritätsmaßnahmen gemäß Artikel 13 Absatz 1 und Artikel 13 Absatz 2 (Letzteres streichen, falls nicht zutreffend) (ganz / teilweise) an / lehne ich dieses Angebot ab.

2. Zuständige Behörde des ersuchenden Mitgliedstaats:

______________________________________________________________

Kontaktperson:___________________________

Telefon: +________________________________

3. Zuständiger FNB im ersuchenden Mitgliedstaat:

_____________________________________________________________

Kontaktperson: ___________________________

Telefon: +_________________________________

4. Zuständiger Marktgebietsmanager im ersuchenden Mitgliedstaat (soweit relevant):

_____________________________________________________________

Kontaktperson:______________________

Telefon +_________________________

5. Angenommene(s) Primärangebot(e) auf der Grundlage freiwilliger Maßnahmen (bitte die genauen Bedingungen des/der angenommenen „Primärangebote(s)“ wiederholen):

………………………………………………………………………………………………….

(Datum) ……….. (Uhrzeit) …………….

Unterschrift: ………………………………..

6. Annahme von Solidaritätsangeboten auf der Grundlage obligatorischer Maßnahmen (in englischer Sprache auszufüllen)

Hinweise: (1) Innerhalb von 3 Stunden nach Eingang des Solidaritätsangebots zu übermitteln. (2) Wird das Angebot vollständig angenommen, sind bei der Annahme die vom Solidarität leistenden Mitgliedstaat übermittelten Angebotsbedingungen genau zu wiederholen. Eine teilweise Annahme des Angebots darf sich nur auf die an den Lieferpunkt gelieferten Mengen beziehen. (3) Die Annahme von Angeboten auf der Grundlage obligatorischer Maßnahmen muss Folgendes enthalten: (a) eine kurze Beschreibung der von anderen Solidarität leistenden Mitgliedstaaten auf der Grundlage freiwilliger Maßnahmen übermittelten Angebote; (b) soweit relevant, die Gründe, warum diese Angebote nicht angenommen wurden (die Gründe dürfen nicht den Preis betreffen); (c) eine kurze Beschreibung der von anderen Solidarität leistenden Mitgliedstaaten auf der Grundlage obligatorischer Maßnahmen übermittelten Angebote; (d) die Angabe, ob diese Angebote ebenfalls angenommen wurden, und, falls nicht, die Gründe für die Ablehnung. (4) Die Kommission kann eine Telefonkonferenz zur Abstimmung mit dem ersuchenden Mitgliedstaat und allen Solidarität leistenden Mitgliedstaaten initiieren; auf Ersuchen eines Mitgliedstaats ist sie dazu verpflichtet. Diese Telefonkonferenz findet binnen 30 Minuten nach Eingang der Solidaritätsangebote auf der Grundlage obligatorischer Maßnahmen (falls sie auf Initiative der Kommission stattfindet) bzw. nach Eingang des Ersuchens eines Mitgliedstaates um eine Telefonkonferenz statt.

 

 

Datum ……………………… Uhrzeit …………………………..

 

1. Im Namen von (ersuchender Mitgliedstaat) nehme ich das Angebot von (Solidarität leistender Mitgliedstaat) vom (Datum) um (Uhrzeit) zur Durchführung von Solidaritätsmaßnahmen gemäß Artikel 13 Absatz 1 und Artikel 13 Absatz 2 (Letzteres streichen, falls nicht zutreffend) (ganz / teilweise) an / lehne ich dieses Angebot ab.

2. Zuständige Behörde des ersuchenden Mitgliedstaats:

______________________________________________________________

Kontaktperson:___________________________

Telefon: +________________________________

3. Zuständiger FNB im ersuchenden Mitgliedstaat:

_____________________________________________________________

Kontaktperson: ___________________________

Telefon: +_________________________________

4. Zuständiger Marktgebietsmanager im ersuchenden Mitgliedstaat (soweit relevant):

_____________________________________________________________

Kontaktperson:______________________

Telefon +_________________________

5. Angenommenes Sekundärangebot auf der Grundlage obligatorischer Maßnahmen (bitte den genauen Wortlaut des vom Solidarität leistenden Mitgliedstaat übermittelten „Sekundärangebots“ wiederholen).

……………………………………………………………………………………………….

6. Weitere Informationen zur Annahme von Sekundärangeboten:

a) kurze Beschreibung der von anderen Solidarität leistenden Mitgliedstaaten auf der Grundlage freiwilliger Maßnahmen übermittelten Angebote:

…………………………………………………………………………………………

b) wurden diese Angebote angenommen? Falls nicht, bitte die Gründe angeben:

…………………………………………………………………………………………

c) kurze Beschreibung der von anderen Solidarität leistenden Mitgliedstaaten auf der Grundlage obligatorischer Maßnahmen übermittelten Angebote:

…………………………………………………………………………………………

(a) wurden diese Angebote angenommen? Falls nicht, bitte die Gründe angeben:

……………………………………………………………………………………

(Datum) ……….. (Uhrzeit) …………….

Unterschrift

Anhang III

Aufgehobene Verordnung sowie spätere Änderungsrechtsakte

Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36)
Beschluss 2010/685/EU der Kommission (ABl. L 293 vom 11.11.2010, S. 67)
Beschluss 2012/490/EU der Kommission (ABl. L 231 vom 28.8.2012, S. 16)
Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39)	(nur Artikel 22)
Beschluss (EU) 2015/715 der Kommission (ABl. L 114 vom 5.5.2015, S. 9)
Verordnung (EU) 2018/1999 des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. L 328 vom 21.12.2018, S. 1)	(nur Artikel 50)

 

_____________

Anhang IV

Entsprechungstabelle

Verordnung (EG) Nr. 715/2009	Vorliegende Verordnung
Artikel 1 Unterabsatz 1 (einleitende Worte)	Artikel 1 Unterabsatz 1 (einleitende Worte)
Artikel 1 Buchstabe a	Artikel 1 Buchstabe a
Artikel 1 Buchstabe b	-
Artikel 1 Buchstabe c	Artikel 1 Buchstabe b
Artikel 1 Unterabsätze 2, 3 und 4	Artikel 1 Unterabsätze 2, 3 und 4
Artikel 2 Absatz 1 (einleitende Worte)	Artikel 2 Absatz 1 (einleitende Worte)
-	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 1
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 1	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 2
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 2	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 3
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 3	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 4
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 4	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 5
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 5	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 6
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 6	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 7
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 7	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 8
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 8	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 9
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 9	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 10
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 10	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 11
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 11	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 12
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 12	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 13
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 13	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 14
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 14	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 15
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 15	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 16
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 16	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 17
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 17	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 18
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 18	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 19
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 19	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 20
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 20	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 21
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 21	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 22
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 22	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 23
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 23	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 24
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 24	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 25
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 25	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 26
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 26	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 27
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 27	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 28
Artikel 2 Absatz 1 Nummer 28	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 29
-	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 30
-	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 31
-	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 32
-	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 33
-	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 34
-	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 35
-	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 36
-	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 37
-	Artikel 2 Absatz 1 Nummer 38
Artikel 2 Absatz 2	Artikel 2 Absatz 2
-	Artikel 3
-	Artikel 4
Artikel 14	Artikel 5
Artikel 14 Absatz 1	Artikel 5 Absätze 1 und 2
-	Artikel 5 Absatz 3
Artikel 14 Absatz 3	Artikel 5 Absatz 4
Artikel 14 Absatz 2	Artikel 5 Absatz 5
-	Artikel 6
Artikel 15	Artikel 7
Artikel 7 Absätze 1 und 2	Artikel 7 Absätze 1 und 2
-	Artikel 7 Absatz 3
Artikel 7 Absatz 3	Artikel 7 Absatz 4
-	Artikel 7 Absatz 4 Unterabsatz 2
Artikel 7 Absatz 4	Artikel 7 Absatz 5
Artikel 7 Absatz 5	Artikel 7 Absatz 6
-	Artikel 8
Artikel 16	Artikel 9
Artikel 16 Absätze 1 bis 3	Artikel 9 Absätze 1 bis 3
-	Artikel 9 Absatz 4
Artikel 9 Absatz 4	-
Artikel 9 Absatz 5	-
Artikel 17	Artikel 10
Artikel 22	Artikel 11
Artikel 21	Artikel 12
Artikel 3	Artikel 13
-	Artikel 14
Artikel 13	Artikel 15
-	Artikel 16
-	Artikel 17
-	Artikel 18
-	Artikel 19
-	Artikel 20
Artikel 4	Artikel 21
Artikel 5	Artikel 22
Artikel 5 Absätze 1 bis 4	Artikel 22 Absätze 1 bis 4
Artikel 8	Artikel 23
Artikel 8 Absatz 1 bis Absatz 3 Buchstabe f	Artikel 23 Absatz 1 bis Absatz 3 Buchstabe f
-	Artikel 23 Absatz 3 Buchstabe g
-	Artikel 23 Absatz 3 Unterabsatz 2
Artikel 8 Absatz 4	Artikel 23 Absatz 4
-	Artikel 23 Absatz 4 Unterabsatz 2
Artikel 8 Absatz 5 bis Absatz 6 Buchstabe l	Artikel 23 Absatz 5 bis Absatz 6 Buchstabe l
-	Artikel 23 Absatz 6 Buchstabe m
Artikel 8 Absätze 7 bis 11	Artikel 23 Absätze 7 bis 11
Artikel 8 Absatz 11	Artikel 23 Absatz 10
Artikel 8 Absatz 12	Artikel 23 Absatz 11
Artikel 9	Artikel 24
Artikel 24	Artikel 25
Artikel 10	Artikel 26
Artikel 11	Artikel 27
Artikel 12	Artikel 28
Artikel 29	Artikel 29
-	Artikel 29 Buchstabe a
Artikel 29 Buchstaben b und c	Artikel 29 Buchstaben b und c
Artikel 18	Artikel 30
Artikel 18 Absätze 1 bis 6	Artikel 30 Absätze 1 bis 6
-	Artikel 30 Absatz 7
Artikel 19	Artikel 31
Artikel 19 Absatz 1	Artikel 31 Absatz 1
-	Artikel 31 Absatz 2
Artikel 19 Absatz 2	Artikel 31 Absatz 3
Artikel 19 Absatz 3	Artikel 31 Absatz 4
Artikel 19 Absatz 4	Artikel 31 Absatz 5
Artikel 19 Absatz 5	Artikel 31 Absatz 6
-	Artikel 31 Absatz 6 Unterabsatz 2
Artikel 20	Artikel 32
-	Artikel 33
-	Artikel 34
-	Artikel 35
-	Artikel 36
-	Artikel 37
-	Artikel 38
-	Artikel 39
-	Artikel 40
-	Artikel 41
-	Artikel 42
-	Artikel 43
-	Artikel 44
-	Artikel 45
-	Artikel 46
-	Artikel 47
-	Artikel 48
-	Artikel 49
-	Artikel 50
-	Artikel 51
	Artikel 52
Artikel 6	Artikel 53
	Artikel 53 Absätze 1 bis 15
Artikel 6 Absätze 1 bis 12	-
-	Artikel 54
	Artikel 55
Artikel 7	Artikel 55 Absätze 1 bis 3
Artikel 7 Absätze 1 bis 4	-
Artikel 23	Artikel 56
Artikel 23 Absatz 1	-
-	Artikel 56 Absätze 1 bis 5
Artikel 23 Absätze 6 und 7	-
Artikel 25	-
Artikel 23	Artikel 57
Artikel 58 Absätze 1 und 2	Artikel 58 Absätze 1 und 2
	Artikel 58 Absätze 3 bis 7
Artikel 27	Artikel 59
-	Artikel 59 Absätze 1 bis 3
Artikel 27 Absätze 1 und 2	-
-	Artikel 60
Artikel 28	Artikel 61
Artikel 28 Absatz 1	Artikel 61 Absatz 1
-	Artikel 61 Absätze 2 und 3
Artikel 28 Absatz 2	-
Artikel 30	Artikel 62
Artikel 30 Buchstabe a	-
Artikel 30 Buchstabe b	-
Artikel 30 Buchstabe c	-
Artikel 30 Unterabsatz 2	-
-	Artikel 63
-	Artikel 64
-	Artikel 65
-	Artikel 66
-	Artikel 67
Artikel 31	Artikel 68
Artikel 32	Artikel 69
Anhang I	Anhang I
-	Anhang II
-	Anhang III
Anhang III	Anhang IV

 

Begründung

 

Die Änderungen an den Teilen des Vorschlags, die unverändert bleiben („weiße Teile“), waren aus dringenden Gründen notwendig, die mit der inneren Logik des Textes zusammenhängen, oder weil die Änderungen untrennbar mit anderen zulässigen Änderungen verbunden sind.

BEGRÜNDUNG

Der Zugang zu Energiequellen und die Art und Weise der Umwandlung wird künftig die wirtschaftliche, soziale und zivilisatorische Entwicklung unseres Planeten bestimmen. Fossile Brennstoffe waren bislang und sind nach wie vor unsere primäre Energiequelle, und der enorme Anstieg ihrer Nutzung hat ganz direkt zu Umweltzerstörung und zu einer massiven globalen Erwärmung und den damit verbundenen dramatischen Risiken geführt, was 2015 auf dem Klimagipfel der Vereinten Nationen in Paris von 196 Ländern bestätigt wurde.

 

Daher muss die Nutzung fossiler Brennstoffe nun rasch auslaufen, und es muss ein Übergang zur Nutzung erneuerbarer, CO2-freier Energiequellen vollzogen werden. Aus Sicht der Verbraucher – d. h. von Privathaushalten, der Industrie und kollektiven Verbrauchern – ist Elektrizität der umwelt- und klimasicherste Energieträger. Allerdings sind nicht alle industriellen Prozesse, Verkehrsmittel oder Kommunikationsmittel elektrifizierbar. Daher muss eine andere umwelt- und klimasichere Quelle – Wasserstoff – berücksichtigt werden, zumal dessen einziges Abfallprodukt Wasser ist. Wasserstoff ist auch der beste Weg, künftig in großem Maßstab Strom zu speichern.

 

Die Zeit des Wasserstoffs steht also nun bevor, wie es seit Jahrzehnten prognostiziert wird, aber eben erst jetzt wird dieses Zeitalter auch Wirklichkeit, gerade auch dank der Investitionen der Europäischen Union in Spitzenforschung im Bereich der Erzeugung, des Transports und der Nutzung von Wasserstoff. Unsere Wasserstoffstrategie liegt als Teil des europäischen Grünen Deals bereits vor. Diese Verordnung stellt zusammen mit der Richtlinie mit ähnlichem Titel das erste Legislativpaket dar, mit dem der Weg für die Schaffung des Rückgrats für die Wasserstoffwirtschaft und die breite Nutzung von Wasserstoff als Energieträger geebnet wird. Das Europäische Parlament wird darauf hinwirken, dass das Maßnahmenpaket für die Märkte für Wasserstoff und dekarbonisiertes Gas im Einklang mit dem Klimagesetz und dem Paket „Fit für 55“ steht und den Voraussetzungen für stabile europäische Rechtsvorschriften entspricht.

 

Nach einer Reihe von Treffen mit Vertretern der Industrie sowie von KMU, Hochschulen, Gewerkschaften sowie lokalen und zivilgesellschaftlichen Organisationen kann das Fazit gezogen werden, dass die Interessenträger den Vorschlag der Kommission für eine Verordnung positiv aufnehmen. Die folgenden Anmerkungen sowie die Änderungsanträge des Berichterstatters ergeben sich insbesondere aus diesen Treffen.

 

Es wurde betont, wie wichtig präzise Begriffsbestimmungen sind, und dass sie ausnahmslos eingehalten werden müssen. Die Mischung von Wasserstoff und Erdgas wurde als äußerst ungünstig angesehen, wenn auch in Ausnahmefällen akzeptabel. Mit Blick auf die Berechnung der Kosten und Emissionen von Brennstoffen wird dringend empfohlen, die gesamte Produktions-, Liefer-, Transport-, Entsorgungskette usw. zu berücksichtigen.

 

Der enorme Investitionsbedarf erfordert Anreize für Wasserstofferzeuger und ‑verbraucher, einschließlich wirklicher Preisnachlässe und anderer finanzieller Anreize, den Zugang zu Forschung und technologischer Innovation und die Schaffung eines europäischen Wasserstoffbinnenmarktes sowie die Zusammenarbeit mit zuverlässigen Partnern aus Drittländern.

 

Innerhalb der Union ist die Zusammenarbeit zwischen politischen Instanzen, Industrie, KMU, Wissenschaft, nichtstaatlichen Organisationen und der Zivilgesellschaft von entscheidender Bedeutung. Daher sind Tätigkeiten von Institutionen wie der Europäischen Allianz für sauberen Wasserstoff und Hydrogen Europe so wichtig. Für den europäischen Grünen Deal und insbesondere für die Erzeugung, den Transport und die Nutzung von Wasserstoff sollte eine breite öffentliche Unterstützung angestrebt werden. Die Mitgliedstaaten müssen nationale Wasserstoffstrategien einführen. Die europäischen Institutionen werden sich bemühen, die Finanzierung von Investitionen in Wasserstoff aus Gemeinschaftsprogrammen und ‑fonds sicherzustellen.

 

Die Änderungsanträge tragen auch den Lösungen Rechnung, die im REPowerEU‑Plan der Kommission angenommen wurden, der eine Reaktion auf den brutalen, verbrecherischen Angriff Russlands auf die Ukraine sowie darauf ist, dass sich die Union rasch von Einfuhren fossiler Brennstoffe aus Russland unabhängig machen muss. Es wird ein wirksamer, vollumfänglich transparenter Weg für Infrastrukturinvestitionen im Zusammenhang mit der Energieversorgungssicherheit der Union vorgeschlagen. Die Investitionen müssen zukunftssicheren Lösungen entsprechen, und es muss ein Schutz davor bestehen, dass es zu gestrandeten Vermögenswerten kommt. Ferner wurden Lösungen zur Förderung von Biomethan mit dem Ziel vorgeschlagen, bis zum 31. Dezember 2030 mindestens 35 Mrd. m³ Biomethan zu erzeugen und in das Erdgassystem einzuspeisen. Es wurden eine Begrenzung der Gaseinfuhren eines Mitgliedstaats aus einem Drittstaat und die Notwendigkeit einer regelmäßigen Überprüfung der Ausnahme für Gasfernleitungen aus Drittstaaten – in beiden Fällen aus Ländern außerhalb des Europäischen Wirtschaftsraums – festgelegt. Die Vorschriften über die Möglichkeit gemeinsamer Käufe von Gas auf EU‑Ebene aus Drittstaaten – wie vom Europäischen Parlament bereits vor zwölf Jahren gefordert – wurden gestärkt. An den Vorkehrungen zur Öffnung des gemeinsamen Energiemarktes für die Länder der Energiegemeinschaft, insbesondere die Ukraine, wird weiterhin gearbeitet. Mit den Änderungsanträgen zu der Verordnung wurden auch Lösungen eingeführt, die kürzlich im Rahmen der Verordnung über die Gasspeicherung angenommen wurden.

 

Ernsthafte Vorbehalte gegenüber dem von der Kommission vorgelegten Verordnungsentwurf wurden lediglich in Bezug auf den Vorschlag für die Verwaltung des neu geschaffenen Wasserstoffmarkts und der neu geschaffenen Wasserstoffinfrastruktur durch die neue Einrichtung „European Networks of Hydrogen Networks Operators“ (ENNOH) geäußert. Als Ergebnis der zahlreichen und langwierigen Diskussionen hat der Berichterstatter eine Lösung vorgeschlagen, mit der die Schaffung einer weiteren Einrichtung für den Energiemarkt in der Union verhindert wird; zumal sich dieser Teil des Markts noch in der Anfangsphase der Entwicklung befindet. Gleichzeitig würdigt der Berichterstatter die Rolle einer klaren, auch öffentlichen Darstellung des Bedarfs sowie der Risiken und Hoffnungen der Akteure des Wasserstoffmarkts durch die Schaffung einer separaten Wasserstoffstruktur innerhalb des ENTSO‑G. Ein wichtiger Grund für einen solchen Vorschlag ist auch das Erfordernis, die Erdgasinfrastruktur in eine Wasserstoffinfrastruktur umzuwidmen und gestrandete Vermögenswerte so gering wie möglich zu halten. Im kommenden Jahrzehnt wird sich zeigen, ob künftig eine separate Struktur (ENNOH) erforderlich ist.

 

Der Berichterstatter würdigt ferner die Rolle des ENTSO‑E bei der Schaffung und Förderung des Wasserstoffmarkts, insbesondere bei der Erzeugung von erneuerbarem Wasserstoff aus erneuerbaren Energiequellen, da die künftige Lösung in der Union ein Markt mit nur zwei Hauptenergieträgern ist: Elektrizität und Wasserstoff mit einem geringen Anteil an Biogas/Biomethan und Biomasse. Wasserstoff wird durch Elektrolyse erzeugt und neben seiner unmittelbaren Verwendung in der Industrie oder im Verkehr auch zur Stromspeicherung genutzt werden.

 

 

ANLAGE: LISTE DER EINRICHTUNGEN UND PERSONEN, VON DENEN DER BERICHTERSTATTER BEITRÄGE ERHALTEN HAT

Die folgende Liste wurde auf rein freiwilliger Basis unter der ausschließlichen Verantwortung des Berichterstatters erstellt. Der Berichterstatter hat bei der Ausarbeitung des Berichtsentwurfs Beiträge von folgenden Einrichtungen und Personen erhalten:

Einrichtung und/oder Person

European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators (ACER)

Council of European Energy Regulators (CEER)

Energy Community

European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSOE)

European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG)

Hydrogen Europe

European Consumer Organisation (BEUC)

Clean Air Task Force

International Association of Oil & Gas Producers (IOGP)

European Biogas Association

Eurogas

Climate Action Network (CAN) Europe

Agora Energiewende

Emerson Automation Solutions

European Steel Association (EUROFER)

Bellona Foundation

European Committee of Manufacturers of Domestic Heating and Cooking Appliances CEFACD - (CEFACD -)

PGNiG S.A.

SolarPower Europe

European Chemical Industry Council (CEFIC)

SSAB

Gas Distributors for Sustainability (GD4S)

France Hydrogen

Energinet

Eurelectric

ENGIE

Iberdrola

Gaz-System S.A.

Confederation of Norwegian Enterprise (NHO)

Gas Naturally

Euroheat & Power

European Industrial Gases Association (EIGA)

Polenergia S.A.

 

 

 

SCHREIBEN DES RECHTSAUSSCHUSSES (2.2.2023)

Herrn

Cristian‑Silviu Buşoi

Vorsitzender

Ausschuss für Industrie, Forschung und Energie

BRÜSSEL

Betrifft: Stellungnahme zu einem Vorschlag für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff (Neufassung) (COM(2021)0804 – C9‑0470/2021 – 2021/0424(COD))

Sehr geehrter Herr Vorsitzender,

der Rechtsausschuss hat den oben genannten Vorschlag gemäß Artikel 110 der Geschäftsordnung des Parlaments („Neufassung“) geprüft.

Absatz 3 dieses Artikels hat folgenden Wortlaut:

„Ist der für Rechtsfragen zuständige Ausschuss der Auffassung, dass der Vorschlag keine anderen inhaltlichen Änderungen bewirkt als diejenigen, die darin als solche ausgewiesen sind, unterrichtet er den in der Sache zuständigen Ausschuss darüber.

In diesem Falle sind – über die in den Artikeln 180 und 181 festgelegten Bedingungen hinaus – Änderungsanträge im in der Sache zuständigen Ausschuss nur dann zulässig, wenn sie Teile des Vorschlags betreffen, die Änderungen enthalten.

Änderungsanträge zu den Teilen, die in dem Vorschlag unverändert geblieben sind, können jedoch ausnahmsweise und von Fall zu Fall vom Vorsitz des in der Sache zuständigen Ausschusses akzeptiert werden, wenn er der Auffassung ist, dass zwingende Gründe der internen Logik des Textes oder der untrennbaren Verbindung mit anderen zulässigen Änderungsanträgen dies erfordern. Diese Gründe müssen in einer schriftlichen Begründung der Änderungsanträge angegeben werden.“

Entsprechend der diesem Schreiben beigefügten Stellungnahme der beratenden Gruppe der Juristischen Dienste des Europäischen Parlaments, des Rates und der Kommission, die den Vorschlag für eine Neufassung geprüft hat, und im Einklang mit den Empfehlungen des Berichterstatters vertritt der Rechtsausschuss die Ansicht, dass dieser Vorschlag keine anderen inhaltlichen Änderungen enthält als diejenigen, die als solche ausgewiesen sind, und dass der Vorschlag in Bezug auf die Kodifizierung der unveränderten Bestimmungen des vorangegangenen Rechtsakts zusammen mit diesen inhaltlichen Änderungen eine reine Kodifizierung des bestehenden Rechtstexts ohne inhaltliche Änderungen darstellt.

Daher beschloss der Rechtsausschuss in seiner außerordentlichen Sitzung vom 31. Januar 2023 einstimmig[26], zu empfehlen, dass der Ausschuss für Industrie, Forschung und Energie (ITRE) als in der Sache zuständiger Ausschuss den genannten Vorschlag gemäß Artikel 110 GO prüft.

Mit freundlichen Grüßen

Adrián Vázquez Lázara

 

ANLAGE: STELLUNGNAHME DER BERATENDEN GRUPPE DER JURISTISCHEN DIENSTE DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS, DES RATES UND DER KOMMISSION

 

BERATENDE GRUPPE DER JURISTISCHEN DIENSTE

Brüssel, 6. Dezember 2022

STELLUNGNAHME

 FÜR DAS EUROPÄISCHE PARLAMENT

  DEN RAT

  DIE KOMMISSION

Vorschlag für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates über die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff

COM(2021)0804 vom 15.12.2021 – 2021/0424(COD)

Gemäß der Interinstitutionellen Vereinbarung vom 28. November 2001 über die systematischere Neufassung von Rechtsakten, insbesondere deren Nummer 9, hat die beratende Gruppe, die sich aus den jeweiligen Juristischen Diensten des Europäischen Parlaments, des Rates und der Kommission zusammensetzt, am 7. und am 30. September 2022 Sitzungen abgehalten, in denen der genannte von der Kommission vorgelegte Vorschlag geprüft wurde.

Bei der Prüfung[27] des Vorschlags für eine Verordnung des Europäischen Parlaments und des Rates zur Neufassung der Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen hat die beratende Gruppe übereinstimmend Folgendes festgestellt:

1. Die folgenden Textteile hätten durch den grauen Hintergrund markiert sein müssen, mit dem inhaltliche Änderungen üblicherweise gekennzeichnet werden:

– im Titel des Rechtsakts die Ersetzung der Worte „die Bedingungen für den Zugang zu den“ durch die Worte „die Binnenmärkte für“ und die Hinzufügung der Worte „erneuerbare Gase und“ und „sowie für Wasserstoff“;

– in Erwägung 15 die Streichung des Wortes „Fernleitungsnetzes“;

– am Ende von Erwägung 16 die Ersetzung des Wortes „Erdgasbinnenmarkts“ durch die Worte „Binnenmarktes für Gase“;

– der gesamte Text von Artikel 5 Absatz 5;

– in Artikel 9 Absatz 3 Unterabsatz 2 die Ersetzung der Bezugnahme auf „Unterabsatz 1 Buchstabe b“ durch eine Bezugnahme auf „Unterabsatz 1 Buchstabe a“;

– in Artikel 10 Absatz 1 das Wort „oder“ vor dem Wort „Wasserstoffspeicheranlagenkapazität“;

– in Artikel 22 Absatz 1 die Ersetzung der Worte „die Gasfernleitungsnetzbetreiber“ durch die Abkürzung „ENTSO“;

– in Artikel 22 Absatz 2 die Ersetzung des Wortes „zwei“ durch das Wort „vier“;

– in Artikel 23 Absatz 8 die Hinzufügung der Worte „oder Artikel 56“;

– in Artikel 25 Absatz 1 die Ersetzung der Bezugnahme auf „Artikel 23“ durch eine Bezugnahme auf „den Artikeln 52 bis 56“;

– in Artikel 27 die Ersetzung der Bezugnahme auf „Artikeln 4 bis 12“ durch eine Bezugnahme auf „Artikeln 21 bis 23“;

– in Artikel 29 Absatz 2 Buchstabe b die Ersetzung der Bezugnahme auf „Artikeln 14 und 22“ durch eine Bezugnahme auf „Artikeln 56 und 52“;

– in Artikel 56 Absatz 3 Buchstabe a die Ersetzung der Bezugnahme auf „Artikeln 14 und 15“ durch eine Bezugnahme auf „Artikeln 5 bis 7“;

– in Artikel 56 Absatz 3 Buchstabe d die Ersetzung der Bezugnahme auf „Artikel 13“ durch eine Bezugnahme auf „den Artikeln 15 und 16“,

– in Artikel 58 Absatz 1 die Streichung der Worte „des Artikels 23“;

– in Anhang I die Streichung von Anhang I Nummer 1.9 der Verordnung (EG) Nr. 715/2009;

– in Anhang I Nummer 2.2.2.1 die Ersetzung der Bezugnahme auf „des Artikels 16 Absatz 1“ durch eine Bezugnahme auf „des Artikels 5“.

2. Die folgenden Textteile hätten als formale Anpassung kenntlich gemacht werden müssen:

– im Titel des Rechtsakts die Ersetzung der Worte „den Erdgasfernleitungsnetzen“ durch das Wort „Erdgas“ und die Streichung der Worte „und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005“;

– betrifft nicht die deutsche Fassung (Artikel 9 Absatz 3 Unterabsatz 2).

 

Aufgrund dieser Prüfung konnte die beratende Gruppe somit übereinstimmend feststellen, dass der Vorschlag keine inhaltlichen Änderungen außer denjenigen enthält, die als solche ausgewiesen sind. In Bezug auf die Kodifizierung der unveränderten Bestimmungen des bisherigen Rechtsakts mit jenen Änderungen kam die beratende Gruppe außerdem zu dem Schluss, dass sich der Vorschlag auf eine reine Kodifizierung ohne inhaltliche Änderungen des bestehenden Rechtstexts beschränkt.

 

 

 

F. DREXLER  J.B. LAIGNELOT  D. CALLEJA CRESPO

Rechtsberater  Generaldirektor m. d. W. d. G. b. Generaldirektor

 

 

SCHREIBEN DES AUSSCHUSSES FÜR LANDWIRTSCHAFT UND LÄNDLICHE ENTWICKLUNG (3.6.2022)

Herrn

Cristian‑Silviu Buşoi

Vorsitzender

Ausschuss für Industrie, Forschung und Energie

ASP 11E102

BRÜSSEL

Betrifft: Stellungnahme des AGRI-Ausschusses zu den Vorschlägen der Kommission für eine Verordnung und eine Richtlinie über Gas- und Wasserstoffmärkte

Sehr geehrter Herr Vorsitzender,

in ihrer Sitzung vom 2. Februar 2022 beschlossen die Koordinatoren des AGRI-Ausschusses, eine Stellungnahme in Form eines Schreibens an den ITRE-Ausschuss als federführender Ausschuss zu den folgenden beiden Vorschlägen der Kommission zu übermitteln:

• Vorschlag der Kommission für eine Verordnung über die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff (COM/2021/804 – 2021/0424(COD)),

• Vorschlag der Kommission für eine Richtlinie für gemeinsame Vorschriften für die Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie Wasserstoff (COM/2021/803 – 2021/0425(COD)).

Insgesamt steht der AGRI-Ausschuss den beiden Vorschlägen der Kommission (dem sogenannten „Gaspaket“) positiv gegenüber, da sie einen dringend benötigten und effizienten Rahmen darstellen, um den Zugang von Energie aus erneuerbaren Quellen, auch nachhaltigem Biogas und Biomethan, zu den Verteiler- und Fernleitungsnetzen zu erleichtern. Das ist umso wichtiger angesichts der Krise, die durch die russische Invasion in der Ukraine verursacht wurde. Die Argumente für eine rasche Umstellung auf saubere Energie waren in der Tat noch nie deutlicher und stärker.

Wichtig ist auch, dass erneuerbare und kohlenstoffarme Gase und Biogase benötigt werden, damit die EU die in der Strategie „Fit für 55“ festgelegten Klimaziele erreichen und auch schwer dekarbonisierbare Sektoren dekarbonisieren kann. Mit dem hier erörterten Gaspaket werden auch die Rechte von Verbrauchern und Endnutzern sowie deren Beteiligung am Binnenmarkt ausgeweitet. Darüber hinaus hält es der AGRI-Ausschuss für besonders wichtig, Landwirte zu fördern und zu unterstützen, die bereits nachhaltiges Biogas und Biomethan erzeugen oder die Erzeugung sowohl innerhalb als auch außerhalb des Netzes aufnehmen wollen.

Der AGRI-Ausschuss betont die Notwendigkeit von Synergien mit anderen Rechtsvorschriften. Insbesondere sollte die Kohärenz zwischen dem Gaspaket und der Richtlinie RED II (Richtlinie 2018/2001 vom 11. Dezember 2018 zur Förderung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen sowie ihre Überarbeitung als RED III) sichergestellt werden. Darüber hinaus ersucht der AGRI-Ausschuss den ITRE-Ausschuss als federführenden Ausschuss, folgende Fragen zu berücksichtigen:

• Versorgungssicherheit:

Vor dem Hintergrund der derzeitigen Energiekrise, mit der die EU konfrontiert ist, sollten die in Betracht gezogenen Vorschläge der Kommission angesichts der jüngsten Ereignisse erforderlichenfalls überarbeitet werden. In ihrer Mitteilung zu „REPowerEU“ vom 8. März 2002 (COM(2022)108) schlägt die Kommission vor, die Erzeugung von Biomethan bis 2030 auf 35 Mrd. m³ zu steigern, was 10 % der heutigen Erdgasproduktion entspricht. Dies ist mehr als doppelt so hoch wie im Paket „Fit für 55“ vorgesehen, während das Ziel für Biomethan mehr als 20 % der derzeitigen Gasimporte der EU aus Russland darstellt. Um dieses Ziel zu erreichen, ist eine enge Zusammenarbeit zwischen der Kommission, den Mitgliedstaaten und der gesamten Biomethan-Wertschöpfungskette erforderlich. Die vorgeschlagene Richtlinie und die vorgeschlagene Verordnung müssen diesem Ziel Rechnung tragen. Gemeinsam mit Interessenträgern sollte die Kommission bewerten, ob weitere spezifische Regulierungsmaßnahmen erforderlich sind, um das Ziel zu erreichen. Daher fordert der AGRI-Ausschuss die Kommission auf, einen Aktionsplan auszuarbeiten, um das Potenzial von Biomasseressourcen aus der Land- und Forstwirtschaft, die als Nebenprodukte oder Abfall anfallen und nicht alternativ als Lebens- oder Futtermittel genutzt werden können, für die Erzeugung und den Vertrieb von Biogas und Biomethan besser zu nutzen.

• Verknüpfung der Erzeugung von Biogas und Biomethan mit der Landwirtschaft:

 Um die Erzeugung von Biogas und Biomethan in der Landwirtschaft zu fördern, sollte die Kommission die Rolle, die sie bei der Erreichung der gesteckten Klimaziele spielen kann, deutlicher herausstellen. Darüber hinaus sollte sie dafür sorgen, dass nach Möglichkeit alle legislativen Mittel (RED II, Gaspaket, GAP, Richtlinie über das Emissionshandelssystem, Vorschriften über staatliche Beihilfen usw.) die verstärkte Erzeugung von nachhaltigem Biogas und Biomethan in der Landwirtschaft unterstützen und die vielfältigen Vorteile, die sie mit sich bringen kann, anerkennen.

 Die Erzeugung von Biogas und Biomethan kann zur Diversifizierung der Einkommen von Landwirten beitragen, zusätzliche Einnahmequellen generieren und Möglichkeiten für Entwicklung und Investitionen in ländlichen Gebieten bieten.

 Nicht rezyklierbare landwirtschaftliche Abfälle (d. h. Gülle) und Rückstände, die nicht alternativ als Lebens- oder Futtermittel genutzt werden können, können in anaeroben Fermentern zur Erzeugung von Biogas und Biomethan verwendet werden. Wenn diese Rohstoffe für die Biogasproduktion verwendet werden, können sie wirksam zur Verringerung der Methanemissionen aus anaeroben Zersetzungsprozessen in der Natur beitragen.

 Nachhaltig erzeugtes erneuerbares Biogas und Biomethan werden dazu beitragen, die Emissionen (in den Bereichen Verkehr, Heizung, Stromerzeugung, Industrie) und die Abhängigkeit der EU von fossilen Brennstoffen zu verringern.

 Die Erzeugung von Biogas und Biomethan kann ein effizientes Nährstoffrecycling ermöglichen. Nährstoffe, die aus diesem Pflanzengärrückständen zurückgewonnen werden, können in der Landwirtschaft oder für industrielle Zwecke zu organischen Düngemitteln verarbeitet werden, wodurch die Abhängigkeit von fossilen Düngemitteln verringert wird. Dieses Potenzial sollte auch in den GAP-Strategieplänen berücksichtigt werden.

Darüber hinaus möchte der AGRI-Ausschuss in Bezug auf das vorgeschlagene Gaspaket folgende Empfehlungen aussprechen:

• Es ist eine Begriffsbestimmung der Erzeugung von Biogas und Biomethan erforderlich, die von Erdgas getrennt ist.

Die derzeitige Definition von Erdgas umfasst sowohl Biogas als auch Biomethan. Dies ist problematisch, da Erdgas einerseits und Biogas bzw. Biomethan andererseits auf unterschiedliche Weise erzeugt werden, und die vorgeschlagene Verordnung und die vorgeschlagene Richtlinie sollten dies widerspiegeln.

• Recht auf Einspeisung und Kostenteilung:

Es muss sichergestellt werden, dass die Landwirte nicht alle Kosten für den Eintritt in den Gasmarkt und das Netz tragen müssen. Mit dem Gaspaket sollte daher dafür gesorgt werden, dass es für die Erzeuger von Biogas und Biomethan einfach und unkompliziert ist, ihre Erzeugnisse in das Gasnetz einzuspeisen. Dies kann erreicht werden, indem das „Recht auf Einspeisung“ für die Erzeuger von Biogas und Biomethan vorbehaltlich der erforderlichen Qualitäts- und Sicherheitsprüfungen und -analysen sowie der Kostenteilung zwischen Erzeugern und Netzbetreibern sichergestellt wird. Die meisten Erzeuger von Biogas und Biomethan produzieren im kleinen Rahmen, so dass es ein erhebliches Hindernis für sie darstellen würde, wenn sie sämtliche Kosten selbst tragen müssten.

• Förderung der netzunabhängigen Biogaserzeugung:

Ein großer Teil der Biogas- und Biomethanerzeugung erfolgt netzunabhängig, vor allem auf landwirtschaftlich genutzten Flächen. Obwohl sich das Gaspaket auf die Regulierung der Erzeugung innerhalb des Netzes konzentriert, ist es daher wichtig, zu berücksichtigen und sicherzustellen, dass die netzunabhängige Biogas- und Biomethanerzeugung die gleiche Behandlung erfährt wie Biogas und Biomethan, die in das Gasfernleitungsnetz eingespeist werden. So sollten beispielsweise die in der Richtlinie vorgeschlagenen gestrafften Genehmigungsverfahren auch für netzunabhängige Produktionsstätten gelten. Innovative Sammelsysteme sollten erforscht und durchgängig berücksichtigt werden.

• Das Ziel der Verringerung der Treibhausgasintensität der Gasversorgung bis 2030 auf EU-Ebene wäre ein zusätzlicher Motor für erneuerbare Gase.

Ein Ziel zur Verringerung der Treibhausgasintensität der Gasversorgung würde unweigerlich die Nachfrage nach Biogas und Biomethan erhöhen, da dies eine der wirksamsten Möglichkeiten zur Verringerung der Nutzung fossiler Gase ist. Dieses Ziel wäre ein klares Signal zur Förderung der Erzeugung erneuerbarer und CO2-armer Gase und würde erheblich zur Berechenbarkeit und zum Vertrauen zwischen der Gaswertschöpfungskette und Investoren beitragen.

• Aufforderung an die Kommission, eine regionale Kartierung des Potenzials für die nachhaltige Erzeugung von Biogas und Biomethan durchzuführen:

Diese Kartierung würde die Optimierung der Erzeugung unterstützen und als Grundlage für die Entwicklung von Projekten und die Bewertung des Bedarfs an Netzverstärkungen dienen. Die Kartierung sollte regionale Gebietskörperschaften, öffentliche Energieagenturen, nationale Biogasverbände und Netzbetreiber umfassen. Darüber hinaus wäre es angesichts der derzeitigen Umstände wichtig, dass die EU alle Mittel darlegt, mit denen auf die Notwendigkeit reagiert werden kann, Energieeinfuhren aus Russland zu ersetzen.

Als Vorsitzender des AGRI-Ausschusses möchte ich den ITRE-Ausschuss ersuchen, diese Stellungnahme in seinen Berichten über die vorgeschlagene Verordnung und Richtlinie zum Gaspaket gebührend zu berücksichtigen.

Mit freundlichen Grüßen

Norbert Lins

 

VERFAHREN DES FEDERFÜHRENDEN AUSSCHUSSES

Titel	Binnenmärkte für erneuerbare Gase und Erdgas sowie für Wasserstoff (Neufassung)
Bezugsdokumente – Verfahrensnummer	COM(2021)0804 – C9-0470/2021 – 2021/0424(COD)
Datum der Übermittlung an das EP	15.12.2021
Federführender Ausschuss  Datum der Bekanntgabe im Plenum	ITRE 17.2.2022
Mitberatende Ausschüsse  Datum der Bekanntgabe im Plenum	BUDG 17.2.2022	ECON 17.2.2022	ENVI 17.2.2022	IMCO 17.2.2022
	AGRI 17.2.2022
Nicht abgegebene Stellungnahme(n)  Datum des Beschlusses	BUDG 13.1.2022	ECON 25.1.2022	ENVI 26.1.2022	IMCO 25.1.2022
Berichterstatter(in/innen)  Datum der Benennung	Jerzy Buzek 16.2.2022
Prüfung im Ausschuss	13.7.2022
Datum der Annahme	9.2.2023
Ergebnis der Schlussabstimmung	+: –: 0:	54 17 1
Zum Zeitpunkt der Schlussabstimmung anwesende Mitglieder	Nicola Beer, François-Xavier Bellamy, Hildegard Bentele, Tom Berendsen, Michael Bloss, Paolo Borchia, Marc Botenga, Markus Buchheit, Cristian-Silviu Buşoi, Jerzy Buzek, Maria da Graça Carvalho, Ignazio Corrao, Beatrice Covassi, Ciarán Cuffe, Josianne Cutajar, Nicola Danti, Marie Dauchy, Pilar del Castillo Vera, Christian Ehler, Valter Flego, Lina Gálvez Muñoz, Jens Geier, Nicolás González Casares, Bart Groothuis, Christophe Grudler, András Gyürk, Henrike Hahn, Robert Hajšel, Ivo Hristov, Ivars Ijabs, Romana Jerković, Seán Kelly, Izabela-Helena Kloc, Łukasz Kohut, Miapetra Kumpula-Natri, Eva Maydell, Iskra Mihaylova, Johan Nissinen, Mauri Pekkarinen, Mikuláš Peksa, Tsvetelina Penkova, Morten Petersen, Markus Pieper, Clara Ponsatí Obiols, Robert Roos, Sara Skyttedal, Maria Spyraki, Beata Szydło, Grzegorz Tobiszowski, Patrizia Toia, Henna Virkkunen, Pernille Weiss, Carlos Zorrinho
Zum Zeitpunkt der Schlussabstimmung anwesende Stellvertreter	Damian Boeselager, Jakop G. Dalunde, Margarita de la Pisa Carrión, Matthias Ecke, Cornelia Ernst, Klemen Grošelj, Elena Kountoura, Dace Melbārde, Alin Mituța, Jutta Paulus, Massimiliano Salini
Zum Zeitpunkt der Schlussabstimmung anwesende Stellv. (Art. 209 Abs. 7)	Marco Campomenosi, Rosanna Conte, Jarosław Duda, France Jamet, Aušra Maldeikienė, Tilly Metz, Alessandro Panza, Rovana Plumb
Datum der Einreichung	16.2.2023

 

 

NAMENTLICHE SCHLUSSABSTIMMUNG IM FEDERFÜHRENDEN AUSSCHUSS

54	+
ECR	Izabela-Helena Kloc, Margarita de la Pisa Carrión, Beata Szydło, Grzegorz Tobiszowski
ID	Paolo Borchia, Marco Campomenosi, Rosanna Conte, Marie Dauchy, France Jamet, Alessandro Panza
PPE	Hildegard Bentele, Tom Berendsen, Cristian-Silviu Buşoi, Jerzy Buzek, Maria da Graça Carvalho, Pilar del Castillo Vera, Jarosław Duda, Christian Ehler, Seán Kelly, Aušra Maldeikienė, Eva Maydell, Dace Melbārde, Markus Pieper, Massimiliano Salini, Sara Skyttedal, Maria Spyraki, Henna Virkkunen, Pernille Weiss
Renew	Nicola Beer, Nicola Danti, Valter Flego, Bart Groothuis, Klemen Grošelj, Christophe Grudler, Ivars Ijabs, Iskra Mihaylova, Alin Mituța, Mauri Pekkarinen, Morten Petersen
S&D	Beatrice Covassi, Josianne Cutajar, Matthias Ecke, Lina Gálvez Muñoz, Jens Geier, Nicolás González Casares, Robert Hajšel, Ivo Hristov, Romana Jerković, Łukasz Kohut, Miapetra Kumpula-Natri, Tsvetelina Penkova, Rovana Plumb, Patrizia Toia, Carlos Zorrinho

 

17	-
ECR	Johan Nissinen, Robert Roos
ID	Markus Buchheit
NI	András Gyürk, Clara Ponsatí Obiols
The Left	Marc Botenga, Cornelia Ernst, Elena Kountoura
Verts/ALE	Michael Bloss, Damian Boeselager, Ignazio Corrao, Ciarán Cuffe, Jakop G. Dalunde, Henrike Hahn, Tilly Metz, Jutta Paulus, Mikuláš Peksa

 

1	0
PPE	François-Xavier Bellamy

 

Erklärung der benutzten Zeichen:

+ : dafür

- : dagegen

0 : Enthaltung

• [1] ABl. C 323 vom 26.8.2022, S. 101.
• [2] ABl. C 498 vom 30.12.2022, S. 83.
• [3] ABl. C 77 vom 28.3.2002, S. 1.
• [*] Textänderungen: Der neue bzw. geänderte Text wird durch Fett- und Kursivdruck gekennzeichnet; Streichungen werden durch das Symbol ▌ gekennzeichnet.
• [4]  ABl. […] vom […], S. […].
• [5] ABl. […] vom […], S. […].
• [6] Verordnung (EG) Nr. 715/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Bedingungen für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1775/2005 (ABl. L 211 vom 14.8.2009, S. 36).
• [7] Verordnung (EU) 2021/1119 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Juni 2021 zur Schaffung des Rahmens für die Verwirklichung der Klimaneutralität und zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 401/2009 und (EU) 2018/1999 („Europäisches Klimagesetz“) (ABl. L 243 vom 9.7.2021, S. 1).
• [8] Empfehlung (EU) 2021/1749 der Kommission vom 28. September 2021 zum Thema „Energieeffizienz an erster Stelle: von den Grundsätzen zur Praxis“ – Leitlinien und Beispiele zur Umsetzung bei der Entscheidungsfindung im Energiesektor und darüber hinaus (ABl. L 350 vom 4.10.2021, S. 9).
• [9]  Studie mit dem Titel „Assistance to assessing options improving market conditions for bio-methane and gas market rules“ (Unterstützung bei der Bewertung von Optionen zur Verbesserung der Marktbedingungen für Biomethan und der Gasmarktvorschriften), durchgeführt zur Unterstützung der Folgenabschätzung für das Paket zur Dekarbonisierung von Wasserstoff und Gas. https://op.europa.eu/de/publication-detail/-/publication/d24343db-5ee8-11ec-9c6c-01aa75ed71a1
• [10] Verordnung (EU) 2019/942 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 zur Gründung einer Agentur der Europäischen Union für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden.
• [11] ABl. L 123 vom 12.5.2016, S. 1.
• [12] Verordnung (EU) 2015/703 der Kommission vom 30. April 2015 zur Festlegung eines Netzkodex mit Vorschriften für die Interoperabilität und den Datenaustausch (ABl. L 113 vom 1.5.2015, S. 13).
• [13] Verordnung (EU) 2022/869 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 30. Mai 2022 zu Leitlinien für die transeuropäische Energieinfrastruktur, zur Änderung der Verordnungen (EG) Nr. 715/2009, (EU) 2019/942 und (EU) 2019/943 sowie der Richtlinien 2009/73/EG und (EU) 2019/944 und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 (ABl. L 152 vom 3.6.2022, S. 45).
• [14] Verordnung (EU) Nr. 182/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 16. Februar 2011 zur Festlegung der allgemeinen Regeln und Grundsätze, nach denen die Mitgliedstaaten die Wahrnehmung der Durchführungsbefugnisse durch die Kommission kontrollieren (ABl. L 55 vom 28.2.2011, S. 13).
• [15] Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2011 über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (ABl. L 326 vom 8.12.2011, S. 1).
• [16] Durchführungsverordnung (EU) Nr. 1348/2014 der Kommission vom 17. Dezember 2014 über die Datenmeldung gemäß Artikel 8 Absätze 2 und 6 der Verordnung (EU) Nr. 1227/2011 des Europäischen Parlaments und des Rates über die Integrität und Transparenz des Energiegroßhandelsmarkts (ABl. L 363 vom 18.12.2014, S. 121).
• [17] Verordnung (EU) 2022/2576 des Rates vom 19. Dezember 2022 über mehr Solidarität durch eine bessere Koordinierung der Gasbeschaffung, zuverlässige Preis-Referenzwerte und den grenzüberschreitenden Austausch von Gas (ABl. L 335 vom 29.12.2022, S. 1).
• [18] ABl. L 198 vom 20.7.2006, S. 18.
• [19] Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2017 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 994/2010(ABl. L 280 vom 28.10.2017, S. 1).
• [20] Verordnung (EU) Nr. 347/2013 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 17. April 2013 zur Gründung einer Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ABl. L 115 vom 25.4.2013, S. 39).
• [21] Verordnung (EU) 2019/943 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 über den Elektrizitätsbinnenmarkt (ABl. L 158 vom 14.6.2019, S. 54).
• [22] Verordnung (EU) 2021/1153 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 7. Juli 2021 zur Schaffung der Fazilität „Connecting Europe“ und zur Aufhebung der Verordnungen (EU) Nr. 1316/2013 und (EU) Nr. 283/2014 (ABl. L 249 vom 14.7.2021, S. 38).
• [23] Verordnung (EU) 2017/1938 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 25. Oktober 2017 über Maßnahmen zur Gewährleistung der sicheren Gasversorgung und zur Aufhebung der Verordnung (EU) Nr. 994/2010(ABl. L 280 vom 28.10.2017, S. 1).
• [24] Verordnung (EG) Nr. 401/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 23. April 2009 über die Europäische Umweltagentur und das Europäische Umweltinformations- und Umweltbeobachtungsnetz (ABl. L 126 vom 21.5.2009, S. 13).
• [25] Verordnung (EU) Nr. 600/2014 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 15. Mai 2014 über Märkte für Finanzinstrumente und zur Änderung der Verordnung (EU) Nr. 648/2012 (ABl. L 173 vom 12.6.2014, S. 84).
• [26] Bei der Schlussabstimmung waren anwesend: Adrián Vázquez Lázara (Vorsitzender), Sergey Lagodinsky (stellvertretender Vorsitzender), Marion Walsmann (stellvertretende Vorsitzende), Lara Wolters (stellvertretende Vorsitzende), Raffaele Stancanelli (stellvertretender Vorsitzender), Pascal Arimont, Manon Aubry, Alessandra Basso, Brando Benifei, Jérémy Decerle (in Vertretung von Pierre Karleskind gemäß Artikel 209 Absatz 7 der Geschäftsordnung), Angel Dzhambazki, Ibán García Del Blanco, Frances Fitzgerald (in Vertretung von Esteban González Pons gemäß Artikel 209 Absatz 7 der Geschäftsordnung), Virginie Joron, Andrzej Halicki, Heidi Hautala, Gilles Lebreton, Karen Melchior, Sabrina Pignedoli, Jiří Pospíšil, Franco Roberti, Axel Voss, Tiemo Wölken.
• [27] Die beratende Gruppe hat bei ihrer Prüfung die englische Fassung des Vorschlags, d. h. die Originalfassung des Textes, zugrunde gelegt.