Revisjon av gasstransmisjonsforordningen

Status

Det ble enighet om endelig regelverkstekst i trilogforhandlinger i slutten av desember 2023. Etter formelle avstemninger i Rådet og Europaparlamentet våren 2024 vil rettsakten publiseres i Official Journal. Deretter vil standardskjema fylles ut.

Bakgrunn

For å nå målet om klimanøytralitet i 2050, har EU forpliktet seg til reduksjon av klimagassutslipp med minst 55 prosent sammenlignet med 1990-nivå, innen 2030. Av EUs klimalov (2021/1119/EU) følger at Europakommisjonen skal revidere relevant lovgivning for å legge til rette for at klimamålene nås. Som ledd i dette arbeidet la Europakommisjonen frem 'Fit for 55'-pakken (‘Klar for 55’-pakken) i 2021. Denne omfatter blant annet hydrogen- og avkarboniseringspakken for gassmarkedet. Dette regelverket endrer og opphever tidligere gassmarkedsregelverk ( 2009/73/EF  og  715/2009/EF ), som ble innlemmet i EØS-avtalen som en del av tredje energimarkedspakke; se EØS-komitévedtak 93/2017. Se også behandlingen i Stortinget i mars 2018. Formålet med revisjonen er å avkarbonisere gassmarkedet. Regelverket skal legge til rette for overgang fra et energisystem basert på naturgass til et system basert på naturgass, fornybare og lavutslipps gasser. Etablering av nye regler for et marked for hydrogen er et nytt aspekt ved regelverksforslagene. Det introduseres nye kapitler og bestemmelser knyttet til utviklingen av et hydrogenmarked. I tillegg er det nytt at gassmarkedsregelverket omfatter alle typer gasser, fra fornybare til syntetiske gasser, i tillegg til naturgass. Hensynet til forbrukere, forsyningssikkerhet og til å ivareta energifattige, vektlegges gjennom en rekke av bestemmelsene i regelverket.

Revisjonen av gasstransmisjonsforordningen (2021/0425 (COD)) henger tett sammen med revisjon av gassmarkedsdirektivet (2021/0424 (COD)). Disse må leses i sammenheng. I tråd med prosedyrene utarbeides imidlertid egne EØS-notater for hver av rettsaktene.

Etter Russlands invasjon av Ukraina la Europakommisjonen i mai 2022 frem forslag til endringer i blant annet gasstransmisjonsforordningen 715/2009/EF, og gassforsyningssikkerhetsforordningen 2017/1938/EU. Dette var en del av REPower EU plan (COM (2022) 230). Det er et mål å øke forsyningssikkerheten i EU gjennom å redusere avhengigheten av russisk gass så tidlig som mulig. Det endelige regelverket i hydrogen- og avkarboniseringspakken for gassmarkedet har også omfattet behandling av disse endringsforslagene.

Rettsakten vurderes EØS-relevant og akseptabel med tilpasninger, men innlemmelse vil kreve lovvedtak og Stortingets samtykke. 

Sammendrag av innhold

Den endelige forordningen består av 5 kapitler:

Kapittel I Tema, virkeområde og definisjoner

Kapittel II Generelle regler som får anvendelse for naturgass og hydrogen-systemene

Kapittel III Regler som får anvendelse for dedikerte hydrogennettverk

Kapittel IV Nettkoder og retningslinjer

Kapittel V Avsluttende bestemmelser

Den tidligere forordningen inneholdt ikke en inndeling i kapitler. Inndelingen er ny. Dette synes som en naturlig konsekvens av at virkeområdet utvides til å omfatte andre gasser, samt hydrogen, og av at det totale antallet bestemmelser etter endringen øker fra dagens 32 artikler og ett vedlegg (annex) til 69 artikler og fire vedlegg i den nye forordningen.

Kapittel I består av to artikler. Hovedformålet med forordningen er å stille ikke-diskriminerende krav for tilgang til naturgass- og hydrogensystemene; se artikkel 1 (a). Samtidig skal forordningen bidra til utviklingen av et velfungerende marked for naturgass og hydrogen, og forsyningssikkerhet; se artikkel 1 (b). I tråd med hovedformålet skal forordningen bidra til etablering av prinsipper og metoder for tariffer for tilgang til nettet; både for transmisjons- og distribusjonsnettet. Når det gjelder lagerfasiliteter for naturgass og hydrogen, får forordningens bestemmelser anvendelse for fasiliteter som offentliggjøres i tråd med krav fra regulatorene; se direktivet artikkel 29. Innretningen på artikkel 1 videreføres i stor utstrekning fra den tidligere forordningen. Endringene reflekterer at virkeområdet nå også omfatter andre typer gasser i tillegg til naturgass basert på fossile energikilder, slik som fornybare gasser, fornybare drivstoff av ikke-biologisk opprinnelse (RFNBO), syntetiske gasser, samt hydrogen.

Artikkel 2 inneholder definisjoner. Det er en rekke av definisjonene som er justert for å reflektere forordningens nye anvendelsesområde. Videre er de nye definisjonene i det nye direktivet også tatt inn. Se ny definisjon av naturgass i forordningen artikkel 2 (38a), som viser til definisjonen i direktivet artikkel 2 (1). Se videre ny definisjon av fornybar gass i artikkel 2 (38b), som henviser til definisjonen i direktivet artikkel 2 (2). Direktivets definisjon er basert på definisjonen i fornybardirektivet (2018/2001/EU). Definisjonene i pkt. 4 til 24 gis analogisk anvendelse for lager- og LNG-fasiliteter, i samsvar med systematikken i den tidligere forordningen; se artikkel 2 pkt. 2.

Kapittel II gjelder generelle regler som får anvendelse for systemer for naturgass og hydrogen. I tillegg til at inndelingen av forordningen i fem kapitler er ny, er det også nytt at bestemmelsene som grupperes i kapittel II, deles inn i fire ulike deler. Dette er

• Del 1    Generelle regler for organisering av markedene og tilgang til infrastruktur
• Del 2    Tariffer for tilgang til nett
• Del 3 Systemdrift for transmisjon, lager, LNG og hydrogenterminaler
• Del 4    Operatører for distribusjonsnett
• Del 4a Aggregering av etterspørsel og felles innkjøp av naturgass, og mekanisme for støtte til utvikling av et marked for hydrogen.

Del 1 Generelle regler for organisering av markedene og tilgang til infrastruktur 

Artikkel 3 nedfeller generelle prinsipper for organisering av markedene og for tilgang til infrastruktur. Bestemmelsen er ny, og inneholder prinsipper som er utformet gjennom alternativene (a) til (l). Prinsippene er utledet av målet om et velfungerende marked og oppnåelse av energi- og klimamålene. I tillegg skal markedsreglene også gi insentiver til langsiktige investeringer i et avkarbonisert og bærekraftig system for naturgass og hydrogen og tilhørende lagre. Det skal gi insentiver til energieffektivitet, behov for systemintegrering, rettferdig konkurranse og forsyningssikkerhet. Hensyn skal tas til prinsippet om energieffektivisering først ved å unngå unødvendige investeringer (‘stranded assets’); se artikkel 3 (j).  Regler om nettplanlegging skal, der det er hensiktsmessig, bidra til målrettet bruk av hydrogen i sektorer som er vanskelige å avkarbonisere, samtidig som potensialet for reduksjon av klimagassutslipp tas i betraktning, samt oppmuntre til tiltak for å redusere etterspørsel etter fossil gass, en fornuftig bruk av naturressurser og oppnåelse av klima- og energimålene; se artikkel 3 (ja).

Artikkel 3a gjelder oppskalering av fornybar gass og lavutslippsgass i kull- og karbonintensive regioner. Bestemmelsen er også helt ny, og er utformet som en rettesnor for Europakommisjonens arbeid. Bestemmelsen nedfeller en plikt for Europakommisjonen til å støtte og oppmuntre til integrering av fornybare og lavutslippsgasser, slik som biometan og hydrogen, i områder som er kull- og karbonintensive. Målet er å øke andelen fornybare gasser særlig i industrielle prosesser, fjernvarme og lager, og på denne måten øke tempoet i utfasing av kull i industri og fjernvarme. Videre skal Europakommisjonen støtte omdanning av fossile brennstoffer til fornybar og lavutslippshydrogen og biometan.

Artikkel 4 gjelder separate aktiva-grunnlag for ulike typer tjenester fra operatører av systemer for naturgass og hydrogen. Der operatører yter tjenester  knyttet til naturgass, hydrogen eller elektrisitet, skal kravene til regnskapsmessig skille i hydrogen- og gassdirektivet artikkel 69 og elektrisitetsdirektivet (2019/944/EU) artikkel 56 følges. Dette skal sikre at inntekter fra ulike typer tjenester fra operatørens side kun kan benyttes til å dekke kapital- og driftsutgifter for verdier som inngår i verdiene som har sitt grunnlag i tjenesteytelsen. Bestemmelsen åpner for mulighet til å vedta tariffer for tilgang, som kan sikre at dekning av kostnader for nettverk spres over tid; se artikkel 4 nr. 2a. Dette vil muliggjøre at fremtidige brukere også på en rimelig måte bidrar til etableringskostnadene for hydrogennettverk. Tariffene omtales som ‘inter-temporal cost allocation’ (kostnadsfordeling over tid). Slik kostnadsfordeling skal godkjennes av uavhengig regulator etter det nye direktivet artikkel 70. Medlemsstatene kan utforme tiltak for å ta høyde for den finansielle usikkerheten som oppstår gjennom tariffer som legger opp til kostnadsfordeling over tid. Som eksempel nevnes statsgarantier i henhold til statsstøtteregelverket. Byrået for samarbeid mellom energiregulatorer i Europa (‘ACER’) skal utarbeide en anbefaling om metoder for fastsettelse av kostnadsfordeling over tid; se artikkel 4 nr. 2a, siste setning.

Artikkel 5 gjelder tredjepartsadgang til tjenester fra operatører for transmisjonssystem. Bestemmelsen viderefører eksisterende bestemmelse, men med enkelte nye endringer. Artikkel 5 nr. 5a åpner for at medlemsland kan vedta forholdsmessige tiltak for å begrense gassforsyning fra Belarus eller Russland. Det stilles en rekke vilkår for at slike tiltak kan anses lovlige, herunder konsultasjon med parter under EØS-avtalen, i den grad de er berørt.

Artikkel 6 gjelder tjenester om tredjepartsadgang for operatører av hydrogennettverk. Bestemmelsen er helt ny. Kravene gjelder blant annet ikke-diskriminering, like vilkår, samt offentlighet om kontraktsvilkår på egen nettside. Det nedfelles videre et prinsipp om at maksimal kapasitet fra et hydrogen-nettverk skal gjøres tilgjengelig til markedsaktører, tatt i betraktning systemintegritet og effektiv og trygg drift av nettet.

Bestemmelsen setter en øvre grense for varigheten av kapasitetskontrakter knyttet til hydrogennettverk på 20 år for infrastruktur som er ferdigstilt innen 1. januar 2028. For infrastruktur som er ferdigstilt etter denne datoen, senkes maks-grensen for varighet for kapasitetskontrakter til 15 år. Det åpnes for at regulator kan beslutte kortere maksimums-varighet av hensyn til et velfungerende marked. Fra 1. januar 2033 stilles det krav om at hydrogennettverk skal organiseres som entry-exit-systemer. Senest fra og med samme tidspunkt skal tariffer for tilgang til hydrogennettverk utformes; se artikkel 15 om tilgang til nett. Nærmere detaljer forutsettes utarbeidet i form av en nettkode i henhold til artikkel 54 i forordningen.

Operatører av transmisjonsnett for hydrogen skal fra 1. januar 2033 oppfylle krav i artiklene 5 (om verdier som grunnlag for tjenester og regnskapsmessig skille), artikkel 9 (om prinsipper for kapasitetstildeling og flaskehalshåndtering) og artikkel 12 (om balanseansvar). Operatørene skal offentliggjøre tariffer for hvert punkt i nettet på en offentlig plattform som driftes av ENNOH.

Artikkel 7 gjelder tredjepartsadgang for tjenester knyttet til lager for naturgass, hydrogen-terminaler og LNG-fasiliteter, samt fasiliteter for hydrogenlagring. Bestemmelsen reflekterer prinsippene for tredjepartsadgang for tjenester knyttet til operatører for hydrogennettverk, men tilpasset de ulike hensynene som gjør seg gjeldende for tjenester fra operatører for LNG-fasiliteter, hydrogenterminaler, hydrogen lager og lager for naturgass. Artikkel 7 nr. 6 a er ny. Den speiler bestemmelsen om mulighet til å iverksette tiltak for å midlertidig begrense gassforsyning fra Russland eller Belarus, se artikkel 5 nr. 5a. Det stilles en rekke vilkår for at slike tiltak kan anses lovlige, herunder konsultasjon med parter under EØS-avtalen, i den grad de er berørt.

Artikkel 8 gjelder krav om at operatører av LNG- og lager for naturgass annethvert år skal gjøre vurderinger av markedet for fornybare gasser og lavutslippsgasser. Når operatørene planlegger nye investeringer, skal de vurdere etterspørselen i markedet, med sikte på å fasilitere bruk av fornybare gasser og lavutslippsgasser i sine fasiliteter, samtidig som forsyningssikkerhet tas i betraktning.

Artikkel 9 gjelder prinsipper om kapasitetstildeling og prosedyrer for flaskehalshåndtering i transmisjonssystemet. Bestemmelsen er en så å si uendret videreføring av tidligere bestemmelse. Etter artikkel 9 (1) nedfelles det plikt for transmisjonssystemoperatørene til å gjøre tilgjengelig maksimal kapasitet ved alle relevante punkter; se artikkel 30 (4), på nærmere bestemte vilkår. Etter artikkel 9 (4) nedfelles plikt overfor transmisjonssystemoperatøren til å jevnlig vurdere etterspørselen i markedet for nye investeringer. Denne skal ta i betraktning felles scenarier for integrert nettutviklingsplan ihht. det reviderte direktivet artikkel 51, der både elektrisitets-, naturgass- og hydrogeninfrastruktur sees i sammenheng.

Artikkel 10 gjelder prinsipper for kapasitetstildeling og prosedyrer for flaskehals-håndtering for naturgasslager, hydrogenlager, hydrogen-terminaler og LNG-fasiliteter. Det tas utgangspunkt i at maksimal kapasitet skal gjøres tilgjengelig for markedsaktører. Bestemmelsen speiler plikten operatører av transmisjonsnett for naturgass har, etter artikkel 9.

Artikkel 11 viderefører i det vesentlige tidligere bestemmelse om handel med kapasitetsrettigheter for kapasitet til transmisjonsnett, naturgasslager og LNG-terminaler. Bestemmelsen endres imidlertid slik at denne også nå får anvendelse for systemoperatører for hydrogennettverk og for hydrogenterminaler og -lager. Ifølge bestemmelsen skal operatørene utvikle harmoniserte kontrakter og prosedyrer som skal fasilitere handel i annenhåndsmarkedet m.m.

Artikkel 12 gjelder balanseregler og avgifter for ubalanser i naturgass-systemet. Bestemmelsen videreføres så å si uendret, og er ikke utvidet til å gjelde hydrogen.

Artikkel 13 gjelder sertifisering av transmisjonssystemoperatører for naturgass og for operatører av hydrogennettverk. Artikkel 13 a er en ny bestemmelse, om sertifisering av operatører for lagersystemer. Etter artikkel 13 a (3) flg. stilles det særlige krav til sertifisering av operatører av lagre i lys av forsyningssikkerheten til EU, og mulig risiko ved eierskap, forsyning eller andre kommersielle relasjoner som kan påvirke lageroperatørens insentiver og evne til å fylle lagret m.m. Det følger detaljerte krav for mulige avslag på sertifisering.

Artikkel 14 er helt ny, og gjelder samarbeid mellom transmisjonssystemoperatører for naturgass. Samarbeidet skal gjelde koordinering av vedlikehold, og for å sikre maksimal teknisk kapasitet innen entry-exit systemet m.m..

Del 2 består av tre bestemmelser; artikkel 15 til 17. Disse omhandler tariffer og inntekter til de systemansvarlige.

Artikkel 15 gjelder tariffer for tilgang til nett for naturgass og hydrogen. Bestemmelsen tar utgangspunkt i at de systemansvarlige selv fastsetter tariffer og metoder for å beregne dem. Tariffene skal godkjennes av regulator etter revidert direktiv artikkel 72 (7), og skal oppfylle en rekke vilkår. Blant annet stilles krav til transparens, ikke-diskriminering og til at tariffene ikke skal legge til rette for kryss-subsidiering. Etter artikkel 15 nr. 2 skal tariffene ikke begrense likviditeten i markedet eller vri grensekryssende konkurranse.

Artikkel 16 og 17 er helt nye. Bestemmelsene gjelder tariffer og inntekter for transmisjonssystemoperatører for naturgass; se også artikkel 6 nr. 7, siste setning.  

Artikkel 16 nedfeller en plikt for transmisjonssystemoperatørene for naturgass til å gi 100 prosent avslag på kapasitetsbaserte tariffer på entry-punkter for fornybare gasser, og 75 prosent for lavutslippsgasser. Formålet er oppskalering av injeksjon av disse i gasstransmisjonsnettet.

Det etableres også plikt til samme avslag ved utvekslingspunkter mellom medlemsstater. I slike tilfeller forutsetter avslagene at brukerne gir transmisjonssystemoperatøren dokumentasjon på bærekraft, for både fornybare og lavutslippsgasser, basert på et bærekrafts-sertifikat som er gyldig og registrert i Unionsdatabasen, i samsvar med artikkel 29 og 30 i fornybardirektivet (2018/2001/EU). I visse tilfeller skal transmisjonssystemoperatørene bli enige om en inter-TSO-kompensasjonsmekanisme. I siste instans kan dette innebære at ACER treffer vedtak om en slik kompensasjonsmekanisme; se artikkel 16 nr. 5 (a) til (d). I visse tilfeller kan regulator frita transmisjonssystemoperatøren for plikt til å gi avslag.

Et avslag på 100 prosent skal videre gis på kapasitetsbaserte transmisjonstariffer på entry- og exit-punkter knyttet til lagerfasiliteter, på visse vilkår. Avslaget skal gis i medlemsstaten der den fornybare eller lavutslippsgassen først ble injisert i gasstransmisjonssystemet.

Det kan utarbeides en nettkode om tariffstrukturer med detaljer om avslag, etter artikkel 53. Europakommisjonen skal revurdere og undersøke avslagene på tariffer innen 5 år etter ikrafttredelsen av forordningen, og deretter hvert femte år. Det skal også utarbeides en rapport, og det kan gis delegerte rettsakter etter artikkel 63 for å endre forordningens krav til avslagsratene.

Artikkel 17 gjelder regulators rolle knyttet til inntekter til transmisjonssystemoperatører for naturgass. Regulator skal sikre transparens m.m. for metoder, parametere og verdier som benyttes for å sette tillatt inntekt for transmisjonssystemoperatørene. Regulator skal offentliggjøre informasjon i tråd med Annex I, med unntak av sensitiv informasjon som skal beskyttes. Bestemmelsen nedfeller også plikt for ACER til å utarbeide en studie med grunnlag for sammenligning av kostnadseffektivitet mellom transmisjonssystemoperatører. Studien skal tas i betraktning når regulator fastsetter høyeste tillatte inntekt. Regulator skal ellers vurdere den langsiktige utviklingen av tariffer for transmisjon i henhold til etterspørsel etter naturgass, basert på de nasjonale energi- og klimaplanene, og scenarier for integrert nettutvikling; se det reviderte direktivet artikkel 51.

Del 3 inneholder bestemmelser om hvilke krav som skal stilles til systemansvarlige for driften av naturgassinfrastruktur og hydrogenterminaler. Det introduseres helt nye bestemmelser i artikkel 18, 19 og 20a og 20 b. Ellers gjøres mindre endringer i artiklene 21 til 32 for å tilpasse anvendelsesområdet til å inkludere hydrogen og fornybare gasser.

Artikkel 18 stiller krav i de tilfeller der fasiliteter for produksjon av fornybare og lavutslippsgasser allerede er tilknyttet rørledningsnettet. I slike tilfeller skal transmisjonssystemoperatørene sikre fast kapasitet for tilgang til nettet. For dette formålet skal operatørene, i samarbeid med distribusjonsnettoperatørene, utvikle prosedyrer og tiltak, herunder investeringer for å sikre omvendt flyt av naturgass fra transmisjonssystemet til distribusjonssystemet. Det er kun adgang til å begrense tilgangen for allerede tilkoblede fornybare og lavutslippsgasser av hensyn til sikkerhet for infrastrukturen og kostnadseffektivitet; se artikkel 15 (2).

Artikkel 19 nedfeller plikt for transmisjonssystemoperatørene til å samarbeide for å unngå begrensninger i grensekryssende flyt som følge av ulikheter i gasskvalitet på utvekslingspunkter mellom medlemsstatene. Bestemmelsen får ikke anvendelse der innblandet hydrogen overstiger 2 prosent av volumet i naturgass-systemet. Medlemslandene skal sikre at ulike tekniske krav om blant annet hydrogeninnblanding, ikke skal benyttes for å begrense den grensekryssende flyten av naturgass; se artikkel 19 (1a). Bestemmelsen inneholder ellers krav til ulike prosesser rettet mot restriksjoner på samhandelen som følge av ulikheter i gasskvalitet, herunder tvisteløsningsmekanisme gjennom vedtak i ACER; se artikkel 19 (4) til (10). Videre detaljer skal fastsettes i en nettkode i henhold til artikkel 53 (1).

Artikkel 20 a og 20 b er nye bestemmelser. Artikkel 20 a gjelder praksis knyttet til harmoniserte standarder for naturgass. Der standardene har blitt omtalt i Official Journal skal de ansees for å oppfylle krav i regelverket etter artikkel 53 (1) (b).

Artikkel 20 b gjelder felles spesifikasjoner for biometan. Europakommisjonen gis hjemmel til å vedta gjennomføringsrettsakter som etablerer felles spesifikasjoner for fasilitering av kostnadseffektiv integrering av store volumer av biometan i eksisterende systemer for naturgass. Alternativt kan Europakommisjonen stille krav til spesifikasjoner for biometan gjennom en nettkode som utformes i henhold til artikkel 53 (1) (b).

Etter artikkel 21 skal transmisjonssystemoperatører for naturgass skal samarbeide innenfor ENTSO-G. Dette utgjør en videreføring av gjeldende rett. Artikkel 22 gjelder organiseringen av ENTSO-G. Utkast til vedtekter m.m. skal godkjennes av ACER, etter konsultasjon med berørte aktører. Europakommisjonen skal også gi sin vurdering. De vesentligste delene av tidligere bestemmelser om oppgaver for ENSTO-G videreføres i artikkel 23, med tillegg av enkelte endringer som følge av det utvidede anvendelsesområdet til forordningen for hydrogen og fornybare gasser. Oppgavene som omtales i bestemmelsen omfatter blant annet utforming av nettkoder, felles verktøy for drift av rørledningsnettet, for koordinering i normale situasjoner og i nødssituasjoner, årlig arbeidsprogram, rapport og forsyningsberegninger for sommer og vinter. En sentral oppgave er videre utarbeidelse av ti års nettutviklingsplan, herunder en beregning av forsyningssituasjonen og om denne er tilstrekkelig, annethvert år (‘European supply adequacy outlook’). Nytt er at ti års nettutviklingsplan nå skal omfatte et integrert rørledningsnett, herunder infrastruktur for hydrogen, og skal blant annet også omfatte en vurdering av robustheten i systemet. Nytt er videre at ENTSO-G gis ansvar for utarbeidelse av en rapport med oversikt over gasskvalitet innen 1. januar 2025, og deretter annethvert år. Denne skal inkludere utvikling i nivået og volumer av hydrogen som er innblandet i naturgass-systemet, virkningen av innblandingen på grensekryssende flyt, m.m. ENTSO-G skal også utarbeide en rapport om omfanget av fornybare og lavutslippsgasser som injiseres i rørledningsnettet for naturgass. ENTSO-G skal ellers samarbeide med ENTSO-E og ENNOH; se artikkel 23, siste avsnitt.

Artikkel 24 gjelder ACERs oppfølging overfor ENTSO-G, og utgjør en videreføring av gjeldende rett. ACER skal følge opp ENTSO-Gs utforming og gjennomføring av nettkodene, ENTSO-Gs utforming av ti års nettutviklingsplan, årlig utkast til arbeidsprogram og rapporter om beregning av tilstrekkelige forsyninger m.m. etter artikkel 23. Artikkel 25 gjelder regulatorenes plikter, og viderefører gjeldende rett. Regulatorene har plikt til å følge forordningens krav, samt tilhørende nettkoder og delegerte rettsakter. Regulatorene skal videre samarbeide med andre regulatorer, Europakommisjonen og ACER, ihht. revidert direktiv kapittel V.  

Artikkel 26 gjelder ENSTO-Gs plikt til å gjennomføre omfattende og brede høringer ved utforming av nettkoder, utkast til nettutviklingsplan på unionsnivå og årlig arbeidsprogram. Bestemmelsen utgjør i det vesentlig en videreføring av gjeldende rett. Artikkel 27 gjelder kostnader knyttet til aktivitetene for ENTSO-G ihht. forordningen, og for aktivitetene ihht. forordning om transeuropeisk energiinfrastruktur (forordning 2022/869/EU). Kostnadene skal bæres av transmisjonssystemoperatørene og tas i betraktning ved beregningen av tariffene. Bestemmelsen utgjør en videreføring av tidligere bestemmelser.

Artikkel 28 gjelder regionalt samarbeid mellom transmisjonssystemoperatører innenfor rammen av ENTSO-G, blant annet for å sikre optimal drift av nettet; se artikkel 28 (1) og (2). Europakommisjonen kan etter artikkel 28 (3) vedta delegerte rettsakter med nærmere bestemmelser om regionalt samarbeid i ulike geografiske områder m.m. Bestemmelsen viderefører gjeldende rett.

Artikkel 29 gjelder ti års nettutviklingsplan for naturgass på unionsnivå. ENTSO-G skal vedta denne annethvert år. Den skal omfatte integrert rørledningsnett, beregninger av tilstrekkelige forsyninger og en vurdering av robustheten i systemet. Nytt er at planen også må omfatte infrastruktur som skal avvikles.

Artikkel 30 gjelder krav om transparens for transmisjonssystemoperatørene, og utgjør en videreføring av eksisterende krav. Transmisjonssystemoperatørene skal blant annet offentliggjøre detaljert informasjon om kapasitet og tjenester som den tilbyr, og relevante vilkår; i tillegg til nødvendig informasjon for brukerne for å effektivt kunne få tilgang til rørledningsnettet. Dette omfatter også informasjon om metoder og strukturer som ligger til grunn for tariffene; se artikkel 30 (1) til (6). Nytt er at dette også omfatter detaljert informasjon knyttet til gasskvalitet i rørledningsnett, som kan påvirke brukerne. Det henvises til forordning 2015/703/EU, som er en nettkode om interoperabilitet og utveksling av data.

Artikkel 31 gjelder krav om transparens for lagerfasiliteter for naturgass og hydrogen, LNG-fasiliteter og hydrogenterminaler. Bestemmelsen speiler kravene til transparens for transmisjonssystemoperatører etter artikkel 30, som innebærer utstrakt offentliggjøring av detaljert informasjon om alle tjenester som ytes og vilkårene som benyttes. Teknisk informasjon som er nødvendig for at brukerne av disse fasilitetene skal få effektiv adgang skal også offentliggjøres. Operatørene skal videre jevnlig gjøre tilgjengelig informasjon om avtalefestet kapasitet og tilgjengelig kapasitet til lager for naturgass, LNG-fasiliteter, hydrogenlager og hydrogenterminaler. Artikkel 32 gjelder plikt for transmisjonssystemoperatørene for naturgass, operatørene for lagersystemer og LNG-systemer til å holde lagret informasjon. Artikkel 32 videreføres i det vesentligste uendret.

Del 4    Drift av distribusjonsnett

Del 4 inneholder helt nye bestemmelser. Overordnet søker bestemmelsene i denne delen å gi regler for distribusjonsnettoperatører for naturgass, fornybare gasser og hydrogen.

Artikkel 33 etablerer plikt for operatører av distribusjonsnett til å sikre fast kapasitet for tilgang til nettet for produksjonsfasiliteter for fornybare og lavutslippsgasser som er tilkoblet nettet. Fast kapasitet kan kun begrenses som følge av operasjonelt begrunnede begrensninger, kostnadseffektivitet og sikkerheten i infrastrukturen. Artikkel 34 gjelder samarbeid mellom distribusjonsnettoperatører og transmisjonssystemoperatører. Formålet er å optimalisere kapasiteten. Operatørene for distribusjonssystemene har plikt til å samarbeide med andre distribusjonsnettoperatører for å koordinere vedlikehold, utvikling av systemet, nye tilknytninger, avslutningsforpliktelser og drift av systemet.

Artikkel 35 gjelder krav om transparens for distribusjonsnettoperatører.  Basert på nettkoden for interoperabilitet og datautveksling (forordning 2015/703/EU) skal distribusjonsnettoperatørene offentliggjøre detaljert informasjon angående kvaliteten på naturgass som de transporterer.

Artikkel 36 gjelder samarbeid under den europeiske enheten for samarbeid mellom distribusjonsnettoperatører (‘EU DSO entity’). Både operatører for distribusjonsnett for naturgass og hydrogen kan samarbeide under denne enheten, for å sikre utvikling av et velfungerende gassmarked, bidra til fremveksten av et hydrogenmarked og for optimal og koordinert drift av systemene for transmisjon og distribusjon. Artikkel 37 viser til reglene som får anvendelse for EU DSO-enheten for elektrisitet etter forordning 2019/943/EU. Reglene for deltakelse i EU DSO-enheten gis tilsvarende anvendelse også for operatører av distribusjonsnett for naturgass og hydrogen. Artikkel 38 gjelder tilleggsoppgaver for EU DSO-enheten. Bestemmelsen viser til bestemte deler av elektrisitetsforordningen (forordning 2019/943/EU) om oppgaver for EU DSO-enheten, som får anvendelse for distribusjonsnett for naturgass og hydrogen. I tillegg skal EU DSO-enheten samarbeide med ENSTO-G for å overse gjennomføringen av nettkodene, utvikle beste praksis for koordinert drift og planlegging av transmisjon og distribusjon-systemer og for samarbeid mellom operatører av systemer for elektrisitet, naturgass og hydrogen og fjernvarme.

Del 4a  Aggregering av etterspørsel og felles innkjøp av naturgass, og mekanisme for støtte til utvikling av et marked for hydrogen

Denne delen er helt ny. Flere av artiklene i denne delen er inspirert av kriseforordningen om etablering av en frivillig innkjøpsmekanisme for naturgass; forordning 2022/2576/EU.

Artikkel 38a gir Europakommisjonen plikt til å etablere en mekanisme for frivillig aggregering av etterspørsel og felles innkjøp av naturgass. Etter artikkel 38b har Europakommisjonen hjemmel til å inngå kontrakt med en eller flere enheter med sikte på å etablere en slik mekanisme. Det stilles særlige krav til en slik tjenesteytelse og en slik mekanisme; se artikkel 38 c. I artikkel 38 d beskrives tjenesteyterens oppgaver.

Artikkel 38e gjelder deltakelse i aggregering av etterspørsel og felles innkjøp. Det tas utgangspunkt i at deltakelse i slik aggregering og felles innkjøp av naturgass skal være åpen for naturgassvirksomheter og virksomheter som forbruker naturgass på en ikke-diskriminerende måte. Virksomheter som er gjenstand for bestemte sanksjoner utelukkes. Det åpnes ellers for at virksomheter fra land som er forpliktet etter Energy Community-avtalen kan delta; se artikkel 38e (3). Etter artikkel 38 f etableres forbud mot at naturgass og LNG med opprinnelse fra virksomheter lokalisert i Russland eller Belarus kan delta i etterspørselsaggregering og den felles innkjøpsmekanismen. Forbudet gjelder frem til 31. desember 2025. Etter artikkel 38g gis rammene for deltakelsesmulighetene etter 31. desember 2025. Europakommisjonen skal sikre effektiv gjennomføring av tiltakene og kan be leverandører av naturgass eller produsenter som deltar i prosessen om etterspørselsaggregering om all nødvendig informasjon, der dette er teknisk mulig; se artikkel 38 g (5).

Artikkel 38h gir bestemmelser om et styre, som skal bistå Europakommisjonen med fasilitering av koordinering og utveksling av informasjon for etterspørselsaggregeringen og felles innkjøp av naturgass.

Artikkel 38i gir bestemmelser om mulighet for medlemslandene til å bistå deltakere i etterspørselsaggregeringen med statsstøtterelaterte tiltak, slik som garantier.

Artikkel 38j nedfeller en plikt for Europakommisjonen til jevnlig å rapportere til styret, og til å utarbeide en årlig rapport til Europaparlamentet og Rådet om hvordan mekanismen om frivillig aggregering av etterspørsel og felles innkjøp av naturgass fungerer.

Artikkel 38 k gir Europakommisjonen adgang til å etablere en mekanisme for støtte til utvikling av et marked for hydrogen. Denne typen mekanisme har ikke vært en del av de midlertidige kriseforordningene som ble utarbeidet i henhold til TEUV artikkel 122, og utgjør en helt ny mekanisme. Mekanismen skal gjennomføres som ledd i aktivitetene til Hydrogenbanken, og skal være frivillig. Den kan ha virkning frem til 31. desember 2029. Det vises ellers til muligheten for medlemsstatene til å sikre likviditet for aktivitet under Hydrogenbanken i tråd med statsstøtteregelverket; se artikkel 38k (3). I forkant av utløpet av den frivillige mekanismen 31. desember 2029 skal Europakommisjonen utarbeide en rapport til Europaparlamentet og Rådet med en evaluering av hydrogenmekanismen. Dersom det er passende, skal rapporten følges av et regelverksforslag om etablering av en mekanisme for frivillig etterspørselsaggregering og felles innkjøp av hydrogen. Artikkel 38l viser til at mekanismen for støtte til utvikling av et marked for hydrogen skal være åpen for deltakelse for hydrogenvirksomheter og virksomheter som forbruker hydrogen i EU, på et ikke-diskriminerende grunnlag. Det samme gjelder virksomheter fra Energy Community-land, såfremt det er lagt til rette for dette. Unntak gjelder imidlertid for virksomheter som er gjenstand for sanksjoner i tråd med 38c m.m. Artikkel 38m gjelder muligheten for å begrense deltakelsesmulighetene for tilbydere av hydrogenforsyninger med opprinnelse i Russland eller Belarus, der dette er nødvendig for å beskytte grunnleggende sikkerhetsinteresser eller forsyningssikkerheten til en eller flere medlemsstater eller til EU. Begrensningen vedtas ved en gjennomføringsrettsakt.

Kapittel III er et helt nytt kapittel. Det inneholder regler for rene hydrogennettverk. Bestemmelsene skal reflektere reglene som gjelder for transmisjonsnett for naturgass, men med de særlige hensynene som gjør seg gjeldende for hydrogen.

Artikkel 39 gjelder krav til grensekryssende koordinering av hydrogenkvalitet. Den kan leses i sammenheng med artikkel 19 om grensekryssende samarbeid om kvaliteten på naturgass. Artikkel 39 tar utgangspunkt i at operatører av transmisjonsnett for hydrogen skal samarbeide for å unngå restriksjoner på grensekryssende flyt av hydrogen, som følge av ulikheter i hydrogenkvalitet. I likhet med under artikkel 19 oppstiller bestemmelsen ulike prosedyrer som skal følges, dersom transmisjonssystemoperatørene ikke blir enige om løsning for å fjerne restriksjonen. I siste instans kan dette innebære en tvisteløsning gjennom vedtak i ACER i tråd med artikkel 6 (10) i ACER-forordningen (forordning 2019/942/EU). Ytterligere detaljer om bla. spesifikasjoner for hydrogenkvalitet for grensekryssende mellomlandsforbindelser m.m. skal utdypes i en nettkode i henhold til artikkel 54 (2) (b).

Etter artikkel 39a skal distribusjonsnettoperatører for hydrogen samarbeide med hverandre, i tillegg til transmisjonssystemoperatører for hydrogen.

Artikkel 40 etablerer sammenslutningen av operatører for hydrogennettverk, ENNOH. Transmisjonssystemoperatører for hydrogen skal samarbeide på unionsnivå for å fremme utviklingen av et marked for hydrogen, den grensekryssende handelen og for å sikre optimal og koordinert drift m.m. Det etableres plikt til samarbeid mellom ENNOH og ENTSO-E og ENTSO-G. Formålet er å identifisere synergier og bidra til systemintegrering på tvers av energibærere med mål om økt effektivitet i systemet. Det stilles særlige krav til deltakere i ENNOH. Dette vil være sertifiserte operatører for transmisjonsnett for hydrogen. Det vil være et krav om at operatøren også utvikler et infrastrukturprosjekt for hydrogen med investeringsbeslutning innen fire år etter at operatøren har sluttet seg til ENNOH. Dersom operatøren ikke blir sertifisert, eller investeringsbeslutningen ikke blir tatt innen fire år, vil medlemskapet i ENNOH opphøre.

Artikkel 41 gjelder overgang til ENNOH. Inntil ENNOH er etablert, skal ENTSO-G være ansvarlig for utvikling av felleseuropeiske nettutviklingsplaner for naturgass og hydrogen.

Artikkel 42 gjelder oppgavene til ENNOH, utformet som en liste fra (a) til (ja). Oppgavene omfatter plikt til å utvikle nettkoder etter artikkel 54. Nettkoden ihht. artikkel 54 (2) (f) om verdsettelsen av overførte verdier, skal utvikles i fellesskap med ENTSO-G. En sentral oppgave for ENNOH er å utarbeide en nettutviklingsplan på unionsnivå annethvert år, inkludert beregning om forsyninger i Europa. Det stilles krav om samarbeid mellom ENNOH, ENTSO-E, ENTSO-G og EU DSO-enheten, om en rekke større og mindre oppgaver. En av disse er utarbeidelse av en rapport om hydrogenkvalitet innen 15. mai 2026, og deretter annethvert år; se artikkel 42 (1) (i).

Artikkel 43 gjelder ti års nettutviklingsplan for hydrogen. Denne skal inkludere modellering av et integrert nettverk, og en vurdering av robustheten i systemet. Den skal bl.a. identifisere investeringsavvik for innlemmelse av prioriterte korridorer for hydrogen og elektrolysører ihht. energiinfrastrukturforordningen (forordning 2022/869/EU). Artikkel 43a gjelder integrert nettplanlegging på EU-nivå. I henhold til bestemmelsen skal ENTSO-G i omstillingsperiode frem til 1. januar 2027 utvikle ti års nettutviklingsplan for hydrogen for 2026. Dette skal skje samtidig med full involvering av nettoperatører for hydrogen, sammen med ENNOH, så snart denne er etablert. Ti års nettutviklingsplan for hydrogen for 2028 skal bli utviklet av ENNOH; se artikkel 43 a (2). Resten av bestemmelsen gjelder kravene til samarbeid mellom ENNOH, ENTSO-E og ENTSO-G for utvikling av integrert ti års nettutviklingsplan, og en liste over ulike elementer som denne skal omfatte, se artikkel 43a (3) (a) til (i). Artikkel 44 gjelder kostnadene knyttet til ENNOH, og det stilles krav om at de systemansvarlige skal bære disse, og at de skal tas i betraktning ved utregning av tariffene.

Etter artikkel 45 skal ENNOH ved forberedelsen av forslag etter artikkel 42, blant annet om nettkoder, gjennomføre en bred og offentlig høring m.m.; se artikkel 45 (1) til (3). ACER har ansvar for å ha oversyn med ENNOHs utførelse av sine oppgaver, herunder gjennomføring av nettkoder og -retningslinjer; se artikkel 46.

Etter artikkel 47 skal transmisjonsnettoperatører for hydrogen samarbeide regionalt innenfor rammene av ENNOH, for å bidra til gjennomføring av oppgavene til ENNOH etter artikkel 42 – herunder ti års nettutviklingsplan. Etter artikkel 48 stilles krav til transparens om tjenester som operatørene for hydrogen leverer, sammen med teknisk informasjon som er nødvendig for at brukere av nettverket skal kunne få effektiv tilgang. Ytterligere detaljer vil bli utarbeidet i en nettkode i henhold til artikkel 54. Artikkel 49 gjelder krav om arkivering av informasjon knyttet til transparens, og skal i likhet med for naturgass oppbevares i fem år.

Etter artikkel 50 legges det til grunn at krav i delegerte rettsakter, som er vedtatt etter artikkel 54 (2), er oppfylt der praksis er i samsvar med harmoniserte standarder, som har blitt offentliggjort i Official Journal; jf. artikkel 54 (2).

Artikkel 51 nedfeller særlige felles spesifikasjonskrav for hydrogen. Bestemmelsen gir hjemmel for Europakommisjonen til å vedta en delegert gjennomføringsrettsakt i tråd med artikkel 46 i det reviderte direktivet, eller i en nettkode etter artikkel 54 (2) (b). Kravene skal ikke dekke harmoniserte standarder som er offentliggjort gjennom Official Journal eller andre tilfeller der det utarbeides standarder på oppdrag fra Europakommisjonen.

I kapittel IV fastsettes bestemmelser for nettverkskoder og retningslinjer. Kommisjonen gis fullmakt til utarbeidelse av nettkoder og retningslinjer på en rekke områder, med sikte på nødvendig minimumsharmonisering for å nå målene med forordningen. Rettsaktene skal ikke gis anvendelse utover det som er nødvendig for minimumsharmoniseringen, og kan ta i betraktning regionale særegenheter; se artikkel 52.

Artikkel 53 gjelder på hvilke områder Europakommisjonen kan vedta nettkoder og retningslinjer for naturgass. Dette omfatter blant annet områdene interoperabilitet, grensekryssende gasskvalitet, fordeling av kapasitet, balansering, tariffstrukturer og verdsettelse av overførte verdier og en særlig avgift for dette formålet; se artikkel 53 nr. 1. Det kan videre vedtas nettkoder om nettverkssikkerhet og pålitelighet, tilknytning for fornybare gasser og lavutslippsgasser, prosedyrer i nødstilfeller, tjenester for tilgang til nettverk og balansering, energieffektivisering av naturgassnettverk, og IKT-sikkerhet; se artikkel 53 nr. 2. Artikkel 53 nr. 3 til 15 gir detaljerte prosedyrebestemmelser for utarbeidelse av nettverkskoder og retningslinjer.

Artikkel 54 gjelder utvikling av nettkoder for hydrogen. Denne hjemmelen knyttes eksplisitt til utdypende krav til bestemmelsen om transparens i artikkel 48, for operatører av hydrogennettverk. Etter artikkel 54 kan det i tillegg utvikles nettkoder knyttet til hydrogennettverk på tilsvarende områder som for naturgass; se omtale av artikkel 53. I tillegg omfattes mulighet til å utvikle nettkoder på særlige områder som er relevante for hydrogen, slik som kompensasjon for grensekryssende hydrogeninfrastruktur, og regler for fastsettelse av fordeling av kostnader knyttet til utbygging av hydrogeninfrastruktur over tid (‘inter-temporal cost allocation’). Artikkel 54 nr. 3 til 15 gjelder spesifikke krav til prosedyren for vedtakelse av nettkoder for hydrogennettverk.

Artikkel 55 gir myndighet til Europakommisjonen og øvrige aktører til å foreslå endringer i nettkoder.

Artikkel 56 gjelder Europakommisjonens hjemmel til å utarbeide retningslinjer i form av gjennomføringsforordninger, i tillegg til nettkodene som er omtalt i artikkel 53 og 54. Retningslinjene kan etter bestemmelsen utarbeides på en rekke områder, men kun om detaljer og for å supplere forordningens bestemmelser. Artikkel 57 fremhever at medlemslandene selv kan gi ytterligere detaljerte bestemmelser, på områdene som reguleres av nettkodene og retningslinjene nevnt i artikkel 52 til 56.

Artikkel 58 gjelder Europakommisjonens innhenting av informasjon fra medlemsland og nasjonale regulatorer, samt virksomheter. Etter bestemmelsen kan mangel på å imøtekomme kravet fra Europakommisjonen om informasjonsutlevering gi grunnlag for at Europakommisjonen treffer beslutning direkte rettet mot virksomheten, om utlevering av informasjonen. Beslutningen skal vise til sanksjonsbestemmelsen i artikkel 59 ved manglende oppfyllelse av kravet om informasjon. Bestemmelsen stiller krav om konfidensialitet fra Europakommisjonen knyttet til håndtering av informasjonen. Artikkel 59 gjelder sanksjoner. Medlemsstatene skal utforme sanksjoner for manglende oppfyllelse av forordningens krav, eller av kravene i nettkoder eller retningslinjer som er vedtatt i medhold av denne. Medlemslandene skal sikre at brudd på regelverket møtes med effektive og forholdsmessige sanksjoner, og at sanksjonene er egnede for å forhindre nye lovbrudd. Bestemmelsen viser også eksplisitt til de tilfeller der en virksomhet ikke oversender informasjon som Europakommisjonen krever i en beslutning etter artikkel 58 (4). Europakommisjonen har i slike tilfeller hjemmel etter artikkel 59 nr. 2 til å ilegge virksomhetene bøter. Bøtene må ikke overstige 1 prosent av omsetningen det foregående året.

Kapittel V gir diverse sluttbestemmelser. Etter artikkel 60 kan en større infrastrukturprosjekter for hydrogen og naturgass unntas fra en rekke av kravene i forordningen, på nærmere bestemte og strenge vilkår. Det er regulator som skal beslutte innvilgelse av unntaket, og det oppstilles en omfattende prosess for å sikre at ulike hensyn tas i beslutningen; se artikkel 60 nr. 3 til 10. Subsidiært treffer ACER vedtak om spørsmålet om unntak m.m.; se artikkel 60 nr. 4.

Artikkel 61 etablerer en komité som skal bistå Europakommisjonen ved utarbeidelse av delegerte rettsakter, og etter artikkel 62 gis unntak for forordningens anvendelse der unntak er gitt etter direktivet artikkel 80 for avgrensede geografiske områder. Artikkel 62 viser til de naturgass-systemer som har unntak etter revidert direktiv artikkel 80. Forordningen får ikke anvendelse for disse.

Artikkel 63 gir regler om delegering av myndighet til Europakommisjonen.

Etter artikkel 63 a skal Europakommisjonen utarbeide en rapport til Europaparlamentet og Rådet innen utgangen av 2030, om vurdering av forordningen m.m. En rapport kan også utarbeides om hvordan det kan skapes sterkere systemintegrering, og hvordan det kan legges til rette for flere synergier mellom sektorene for hydrogen, naturgass og elektrisitet. Rapporten kan følges om nødvendig av regelverksforslag.

Under artiklene 64 til 67a gjøres endringer i ACER-forordningen (EU) 2019/942, REMIT-forordningen (EU) No 1227/2011, forordning (EU) 2017/1938 (gassforsyningssikkerhetsforordningen) og forordning (EU) 2022/869 (energiinfrastrukturforordningen).

Etter artikkel 68 oppheves den tidligere forordningen 715/2009, og etter artikkel 69 settes ikrafttredelsestidspunktet for forordningen til tyve dager etter publisering i Official Journal. Anvendelse gis først seks måneder etter den tid. Særlige regler for ikrafttredelse gjelder for deler av forordningen som har overlappende virkeområde med forordning (EU) 2022/2576. Dette gjelder forordningens deler om en mekanisme om aggregering av etterspørsel etter naturgass og felles innkjøp.

Forordningen har et vedlegg (annex) med retningslinjer på fire områder:

1. Informasjon som skal offentliggjøres om metoder for regulert inntekt for transmisjonssystemoperatører
2. Prinsipper for kapasitetstildeling mekanismer og prosedyrer for flaksehalshåndtering
3. Definisjon av teknisk informasjon som er nødvendig for at nettverksbrukere skal få effektiv tilgang til naturgass-systemet m.m.
4. Format og innhold i offentliggjøringen av teknisk informasjon fra operatører av hydrogennettverk om nettilgang.

Merknader
Rettslige konsekvenser

Regelverket vil medføre behov for endringer i norsk lov og forskrifter, slik som naturgassloven (lov 28. juni 2002 nr. 61) og tilhørende forskrifter. Det vil også være behov for samtykke fra Stortinget for innlemmelse i EØS-avtalen.

Økonomiske og administrative konsekvenser

Det vil påløpe enkelte administrative kostnader knyttet til nye oppgaver for ev. operatør for hydrogeninfrastruktur. For eventuelle mellomlandsforbindelser for hydrogen, vil regelverket gi nyttige avklaringer. Ettersom markedet for naturgass og hydrogen er svært lite i Norge, vil de administrative og økonomiske konsekvensene av innføring av regelverket være begrensede.

Sakkyndige instansers merknader

Regelverksforslagene har vært på høring i Norge, tidlig i 2022. Det kom merknader knyttet til enkeltbestemmelser i forslagene. Overordnet støttes imidlertid formålet og initiativet med regelverksendringene av høringsinstansene. Regelverksforslagene har siden den gang blitt endret, og den endelige regelverksteksten inkluderer også endringer som ble foreslått våren 2022, som en del av REPower EU.

Det vil gjennomføres en ny høring når de endelige tekstene publiseres i Official Journal, sommeren 2024.

Vurdering

Regelverket vurderes som EØS-relevant og akseptabel med tilpasninger. Det må vurderes om ev. enkeltbestemmelser faller utenfor EØS-avtalens virkeområde. . I likhet med gjeldende gasstransmisjonsforordning (715/2009/EF) regulerer ikke forordningen oppstrøms gassrørledningsnett.

Det er enkelte bestemmelser som forutsetter mulighet for vedtak fra ACER rettet mot andre aktører enn myndigheter. Det gjelder artikkel 16 (5) (c), artikkel 19 (9) og 19 (10), artikkel 39 (9) og 39 (10), samt artikkel 60. Videre er det enkelte bestemmelser som forutsetter krav om oversendelse av informasjon fra aktører til Europakommisjonen, etter anmodning om dette. Det gjelder artikkel 13 (3), artikkel 32, artikkel 38 g (5), artikkel 49, artikkel 58, artikkel 59 og artikkel 65. Disse bestemmelsene vil kreve EØS-tilpasninger. Det er naturlig å ta utgangspunkt i gjeldende tilpasningstekster i EØS-komitevedtak for regelverket som oppheves (EØS-komitévedtak 93/2017). Høyesterettsdommen HR-2023-2030 gir ellers avklaringer av betydning for mekanismene i regelverket. 

Innholder informasjon unntatt offentlighet, jf. offl. § 13

Andre opplysninger

New EU framework to decarbonise gas markets (europa.eu)

EU economy and society to meet climate ambitions (europa.eu)

Orientering fra Rådet om enighet om regelverkstekst. Fit for 55: shifting from fossil gas to renewable and low-carbon gases - Consilium (europa.eu)

Endelig regelverkstekst etter enighet i trilogforhandlinger

Feedback from: Norwegian Ministry of Petroleum and Energy (europa.eu)

Nøkkelinformasjon

Institusjon:	Parlament og Råd
Type rettsakt:	Forordning
KOM-nr.:	KOM(2021)804
Rettsaktnr.:	2021/0424(COD)
Basis rettsaktnr.:
Celexnr.:	2021/0424(COD)

EFTA-prosessen

Dato mottatt standardskjema:	14.02.2022
Frist returnering standardskjema:	28.03.2024
Dato returnert standardskjema:	22.03.2024
EØS-relevant:	Ja
Akseptabelt:	Ja
Tekniske tilpasningstekster:	Ja
Materielle tilpasningstekster:	Ja
Art. 103-forbehold:	Ja

Norsk regelverk

Endring av norsk regelverk:	Ja
Høringsstart:
Høringsfrist:
Frist for gjennomføring:

Fylker og kommuner

Berører fylker og kommuner i vesentlig grad.

Lenker

• Kommisjonens forslag
• OEIL
• Annen dokumentasjon