BAKGRUNN (fra departementets EØS-notat, sist oppdatert 18.11.2024)

(Se også tidligere EØS-notat, sist oppdatert 7.6.2023)

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 gassmarkedsdirektivet (2024/1788/EU) henger tett sammen med revisjon av gasstransmisjonsforordningen (2024/1789/EU). 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, blant annet i 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 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

Kapittel I utvider formålet og virkeområdet til direktivet til å omfatte et marked for fornybare gasser, syntetiske gasser og hydrogen, i tillegg til det allerede eksisterende markedet for fossil naturgass. Artikkel 1 endres. Direktivets første avsnitt viser nå til at formålet er etablering av et rammeverk for avkarboniseringen av gassmarkedet, for å nå energi- og klimamålene i Europa.

Det innføres en rekke nye definisjoner i artikkel 2, herunder definisjon av ‘naturgass’. De nye definisjonene er i det store og hele utarbeidet som en følge av det utvidede virkeområdet til regelverket. De nye definisjonene omfatter ulike forhold knyttet til et marked for fornybare gasser, syntetiske gasser, lavutslippsgasser og hydrogen. Det henvises en rekke steder til definisjoner og regler i fornybardirektivet (2018/2001/EU).

En rekke av de eksisterende definisjonene for gassmarkedsregelverket beholdes uendret, slik som ‘oppstrøms rørledningsnett’ og ‘transmisjon’.

Artikkel 3 gir generelle prinsipper for å sikre grensekryssende handel og velfungerende markeder for naturgass og hydrogen.

Kapittel II gjelder generelle regler for organisering av markedet.

En rekke av bestemmelsene har endret innhold, sammenlignet med det opphevede direktivet. Artikkel 5 om rimelig energi ved en felleseuropeisk eller regional priskrise utgjør en ny bestemmelse. Bestemmelsen baseres på revidert elektrisitetsdirektiv (2019/944/EU), artikkel 66a; se endringsidrektiv 2024/1711/EU. Denne endringen i elektrisitetsdirektivet kom som en del av REPower EU. Det stilles svært strenge materielle og prosessuelle krav for at en krise kan erklæres etter bestemmelsen, og for at tiltak kan iverksettes. Rådet må treffe en beslutning, etter forslag fra Europakommisjonen, og beslutningen kan kun ha begrenset varighet.

Artikkel 6 gjelder muligheten til å ilegge virksomheter plikt til å utføre tjenester i det offentliges interesse. Det kan blant annet gjelde forsyningssikkerhet.

Artikkel 7 gjelder regionalt samarbeid på statlig nivå og mellom regulatorer.

Artikkel 8 om tillatelsesprosessene stiller krav om konsesjonsbehandling innen visse tidsfrister. Viktig å merke seg er imidlertid at bestemmelsen forutsetter at hvilke tillatelse som er nødvendige for produksjon, transport og bygging av ulike deler av en verdikjede for hydrogen, avgjøres nasjonalt. Det er opp til nasjonale myndigheter å stille krav til konsesjon og ulike tillatelser etter nasjonal rett.

Artikkel 9 gjelder utarbeidelse av sertifiseringskrav til fornybare og lavutslipps-drivstoff. Dette vil være et viktig element i etableringen av et velfungerende marked for fornybart hydrogen og lavutslippshydrogen. Bestemmelsen viser til at det innen et år etter direktivets ikrafttredelse, skal utarbeides en delegert rettsakt som spesifiserer metoden for vurdering av besparelser av klimagassutslipp fra lavutslippsgasser. Metoden skal sikre at markedsaktører kan dokumentere besparelser i klimagassutslipp på minst 70 prosent fra lavutslippsgasser, slik som hydrogen. Metoden skal være konsistent med metoden for sertifisering av besparelser av klimagassutslipp for fornybare gasser av ikke-biologisk opprinnelse (‘RFNBO’), utarbeidet under fornybardirektivet 2018/2001/EU; se som eksempel delegert rettsakt 2023/1184/EU om sertifiseringsmekanismene for fornybart hydrogen. 

Artikkel 10 stiller krav om å utarbeide tekniske sikkerhetskrav for LNG-, naturgass- og hydrogensystemet.

Kapittel III omhandler detaljistmarkedene og bestemmelser som skal beskytte og styrke forbrukernes rettigheter i disse markedene. 

Artikkel 11 gir en oversikt over grunnleggende kontraktsrettslige rettigheter; se artikkel 11 nr. 3. Herunder stilles krav om at der det er tale om miljømessige egenskaper og CO2-utslipp skal disse dokumenteres fra leverandørens side. For leveranser av fornybare og lavutslippsgasser skal forsyningen være sertifisert i henhold til artikkel 9. Det stilles ellers krav om transparent informasjon om priser, tariffer, vilkår m.m., samt betalingsalternativer og informasjon om ev. frakobling; se artikkel 11 nr. 4 til 11.

Forøvrig inneholder kapittelet bestemmelser om rett til å bytte leverandør (artikkel 12), forbrukerrettigheter ved utfasing av naturgass (artikkel 13), verktøy for sammenligning av leverandører (artikkel 14), rett til å utøve rollen som aktiv plusskunde (artikkel 15), rett til nøyaktige og lettleste fakturaer (artikkel 16).

Kapittelet inneholder også bestemmelser om smarte målesystemer i naturgass-systemet. Det nedfelles forpliktelser på medlemsstatene om å legge til rette for dette på visse vilkår (artikkel 17). Dette gjelder også for smarte målere i hydrogen-systemet (artikkel 18). Dersom det besluttes at utrulling av smarte målesystemer er kostnadseffektivt, skal medlemslandene sikre at systemene oppfyller særlige krav og er tilgjengelig for alle som ønsker dette (artikkel 19 og 20). Der det ikke installeres smarte målere, vil sluttkundene ha rett til individuelle konvensjonelle målere (artikkel 21).

Det stilles krav til datahåndtering (artikkel 22 og 23). Videre skal det etableres ett enkelt kontaktpunkt for sluttkundene (artikkel 24) og mulighet for enkle og rimelige muligheter for utenomrettslig tvisteløsning (artikkel 25).

Avslutningsvis stilles også krav om å beskytte energifattige og sårbare kunder (artikkel 26, 27 og 28), herunder å etablere et regime for overføring til ny leverandør, der aktuell energileverandør ikke har mulighet til å videreføre avtale om energiforsyning ‘supplier of last resort’ (artikkel 29).

Kapittel IV omhandler tredjepartsadgang til infrastruktur. Kapittelet er delt i tre deler.

Del I gjelder tilgang til infrastruktur for naturgass, og omfatter artiklene 30 til 34.

Artikkel 30 om tilgang til markedet for fornybare og lavutslippsgasser er en helt ny bestemmelse. Den oppstiller en generell plikt for myndighetene til å bidra til tilgang til marked og infrastruktur for fornybare og lavutslippsgasser.

De øvrige artiklene er så å si uendret fra det opphevede direktivet. Ett unntak gjelder de to siste leddene i artikkel 31 om tredjepartsadgang til transmisjons- og distribusjonsnett for naturgass, og til LNG-terminaler. Retten til å inngå langsiktige kontrakter gjelder kun kontrakter om fornybare og lavutslippsgasser. For naturgass uten CO2-håndtering («unabated fossil gas») er det ikke adgang til å inngå langsiktige kontrakter med varighet utover utgangen av 2049. Langsiktige kontrakter er i artikkel 2 (56) definert som kontrakter med varighet ut over ett år.

Artikkel 32 om tilgang til oppstrøms gassrørledningsnett viderefører artikkel 34 i direktiv 2009/73/EF. Det er kun gjort en mindre språklig justering, på bakgrunn av regelverkets utvidede virkeområde, for å presisere at bestemmelsen kun gjelder rørledningsnett for naturgass. For øvrig er bestemmelsen uendret.

Del II gjelder tredjepartsadgang til hydrogeninfrastruktur. Denne delen omfatter artiklene 35 til 37, som er helt nye. De gjelder krav om tredjepartsadgang til hydrogennettverk, hydrogenterminaler og hydrogenlager.

Det skilles mellom tredjepartsadgang til hydrogennettverk og hydrogenlager, og tredjepartsadgang til terminaler.

Tredjepartsadgang til hydrogennettverk og hydrogenlager etter artiklene 35 og 37 skal være basert på såkalt regulert adgang, og ikke forhandlet adgang. Det betyr blant annet at regulator har godkjent tariffene i henhold til artikkel 76.

Det er imidlertid mulig for ulike medlemsland å beslutte at prinsippet om regulert tredjepartsadgang til hydrogennettverk og -lager ikke får anvendelse, inntil utgangen av 31. desember 2032. I et slikt tilfelle kan brukere av nettverk og –lager forhandle frem vilkår for tilgang; se artiklene 35 nr. 4 og 37 nr. 2.

For tredjepartsadgang til hydrogenterminaler stilles kun krav om at medlemsstatene skal sikre etablering av et system for forhandlet tredjepartsadgang. Regulator skal sikre at nødvendige tiltak iverksettes for at brukere av hydrogenterminaler skal ha mulighet til å forhandle om tilgang i god tro; artikkel 36.

Del III gjelder nektelse av adgang og tilknytning til gass- eller hydrogensystemet. Artikkel 38 gir rammer for når en transmisjonssystem- eller distribusjonssystemoperatør kan nekte tredjepartsadgang for allerede tilknyttede eller ikke-tilknyttede enheter. Bestemmelsen endres slik at den også omfatter hydrogenaktører.

Bestemmelsen åpner for mulighet til å nekte tredjepartsadgang som følge av mangel på kapasitet eller manglende tilknytning.

Muligheten for å begrense tredjepartsadgang for fornybare eller lavutslippsgasser fra tilknyttede enheter er snevrere; se artikkel 38 nr. 3. Dette kan kun gjøres når vilkårene i forordningen artikkel 18 og 33 om adgang til å begrense tilgang til fast kapasitet er oppfylt. Det er kun mulig å begrense slik tilgang når det er nødvendig som følge av operasjonelle begrensninger, kostnadseffektivitet (‘economic efficiency’) eller av hensyn til sikkerheten i infrastrukturen.  

Det introduseres også en helt ny mulighet for unntak fra plikt til tredjepartsadgang; se artikkel 38 nr. 4. Det omfatter også adgang til aktiv frakobling fra tilgang til systemet, for å sikre overholdelse av målet om klimanøytralitet i EUs klimalov (2021/1119/EU). Det stilles en rekke vilkår for at en systemoperatør kan nekte adgang eller aktivt frakoble en aktør fra systemet etter bestemmelsen.

Kapittel V omhandler regler for transmisjons-, lager- og systemoperatører for naturgass. Det introduseres en ny kapitteloverskrift om generelle regler for transmisjon, lager og systemansvarlige for naturgass. Kapitlet omfatter artiklene 39 til 42, og innebærer til dels videreføring av eksisterende bestemmelser, men med endringer som reflekterer det utvidede anvendelsesområdet til fornybare gasser og hydrogen.

Artikkel 39 omhandler generell beskrivelse av oppgavene til operatører av transmisjonsnett, lager eller LNG-systemer. Artikkel 40 gjelder plikt til konfidensialitet for informasjon som operatører eller eiere av transmisjonssystemer mottar.

Artikkel 41 er en ny bestemmelse. Den gjelder tilknytning av produksjonsfasiliteter for fornybare og lavutslippsgasser til transmisjonssystemet. Bestemmelsen introduserer en plikt for transmisjonssystemoperatører til å utarbeide og offentliggjøre prosedyrer for tilknytning, for produksjonsfasiliteter for fornybare og lavutslippsgasser. Prosedyrene skal godkjennes av regulator. Biometan kan gis prioritet, og det skal etterstrebes å sette frister for behandling av søknad om tilknytning.

Bestemmelsen introduserer også en plikt for transmisjonssystemoperatøren til å godta anmodning om tilknytning til en ny eller eksisterende, ikke-tilknyttet produksjonsfasilitet for fornybare gasser eller lavutslippsgasser, under to forutsetninger. Den første er at tilknytningen er økonomisk gjennomførbar og teknisk mulig. Hvis dette kravet er oppfylt, kan transmisjonssystemoperatøren kun nekte tilknytning på grunnlag av mangel på kapasitet, jf. artikkel 38.

Artikkel 40 gjelder beslutningsmyndighet om tilknytning til transmisjonssystemet for naturgass og transmisjonsnettet for hydrogen. I likhet med under artikkel 41 skal det utarbeides prosedyrer for dette, som skal godkjennes av regulator.

Kapittel VI gjelder distribusjonsnett for naturgass og hydrogen.

Bestemmelsene i kapittelet omfatter artiklene 43 til 48. De gis anvendelse for distribusjonsnett for naturgass, herunder biometan, og hydrogen. Bestemmelsene i kapittelet regulerer også avslutningsforpliktelser.

Medlemslandene skal utnevne operatører for distribusjonsnett for naturgass eller hydrogen.

Av artikkel 44 følger den generelle plikten for distribusjonssystemoperatørene til å sikre distribusjonssystemets evne til å møte etterspørsel etter naturgass i et langsiktig perspektiv, og til å drifte et sikkert, forutsigbart og effektivt system innenfor sitt område. Regulator kan gi operatøren ansvar for å sikre tilstrekkelig gasskvalitet i nettet, i samsvar med gjeldende standarder. Dette gjelder der det er nødvendig av hensyn til injeksjon av fornybare gasser og lavutslippsgasser; se artikkel 44 nr. 2.

Det etableres også en plikt for distribusjonsnettoperatører til å samarbeide med transmisjonssystemoperatører for å sikre en effektiv deltakelse av markedsaktører. Anmodning om tilknytning av produksjonsfasiliteter for fornybare og lavutslipps gasser kan avslås, der tilknytning ikke er økonomisk eller teknisk gjennomførbare. Se ellers parallell bestemmelse i artikkel 41 om anmodning om tilknytning for produksjonsfasiliteter for fornybare og lavutslipps gasser til transmisjonssystem, jf. artikkel 38.

Artikkel 45 gjelder beslutningsmyndighet om tilknytning av produksjonsfasiliteter for fornybare gasser og lavutslippsgasser til distribusjonsnettet. Det etableres en plikt for distribusjonsnettoperatører, tilsvarende som for transmisjonssystemoperatørene, til å utarbeide prosedyrer for tilknytning av nye produksjonsenheter for fornybare og lavutslippsgasser. Prosedyrene skal godkjennes av regulator. Det kan gis prioritet for biometan.

Artikkel 46 gjelder krav til uavhengighet for virksomhet knyttet til nett og produksjon for distribusjonsnettoperatører for naturgass og hydrogen. Bestemmelsen stiller krav til rettslig og organisatorisk skille, på nærmere bestemte vilkår.

Et vertikalt integrert foretak, som omfatter produksjon og distribusjon, kan omfatte distribusjon av både naturgass- og hydrogen.

Artikkel 47 gjelder plikt til konfidensialitet for operatører av distribusjonsnett, og artikkel 48 gjelder lukkede systemer for distribusjon av naturgass. I så fall gis mulighet for unntak fra krav om godkjenning av tariffer i forkant av at de får virkning.

Artikkel 49 gjelder kombinert operatørskap. Etter bestemmelsen er det adgang til å være operatør for transmisjon, LNG-, lager og distribusjonssystem samlet, også for hydrogen, dersom kravene til uavhengighet i kapittel IX og 68 og 69 er oppfylt.

Kapittel VII er et helt nytt kapittel, utformet for å nedfelle krav for hydrogennettverk, som tilsvarer eller speiler kravene som stilles til transmisjonsnett, lager og systemansvarlige for naturgass i kapittel V.

I artikkel 50 stilles generelle krav til operatører at hydrogennettverk, lager eller terminaler. Disse skal blant annet ha ansvar for å drifte, vedlikeholde, utvikle og oppgradere en sikker og forutsigbar infrastruktur for hydrogentransport og -lager, i samarbeid med andre operatører for hydrogennettverk. Formålet er å optimalisere lokalisering av produksjon og –bruk av hydrogen på grunnlag av ti års nettutviklingsplan ihht. artikkel 55.

Bestemmelsen nedfeller blant annet forpliktelser om å sikre kostnadseffektiv bruk av grensekryssende kapasitet for integrasjon av europeisk hydrogeninfrastruktur, i henhold til ti års nettutviklingsplan; se artikkel 55 nedenfor.

Artikkel 51 åpner for at regulator på visse vilkår kan gi unntak fra krav for hydrogennettverk som tilhører en vertikalt integrert virksomhet ved ikrafttredelsen av direktivet. Regulator kan i henhold til artikkel 51 gi unntak fra kravene i artiklene 35, 46, og 68-71.

Artikkel 52 åpner for at regulator kan gjøre unntak fra noen av de samme bestemmelsene (artikkel 46, 68 og 71) for hydrogennettverk som transporterer hydrogen innenfor et geografisk begrenset område.

Artikkel 53 stiller krav til mellomlandsforbindelser for hydrogen med tredjeland. Etter bestemmelsen skal medlemslandene før idriftsettelse inngå en internasjonal avtale med tredjelandet. Avtalen skal sikre samsvar og konsistens med reglene for hydrogennettverk i direktivet og forordningen.

Artikkel 54 nedfeller krav til operatører av hydrogennettverk, lager eller terminal om konfidensialitet knyttet til informasjon som er kommersielt sensitiv, herunder informasjon som de får gjennom prosesser i et vertikalt integrert foretak.

Kapittel VIII er nytt, og gir regler for integrert nettplanlegging. At planleggingen skal være integrert, innebærer at den skal omfatte infrastruktur for naturgass-, fornybare gasser, elektrisitet og hydrogen.

Artikkel 55 tar for seg utvikling av infrastruktur for naturgass og hydrogen. Det etableres plikt for transmisjonssystemoperatører om å utarbeide ti års nettutviklingsplaner, som skal sendes på høring og deretter leveres til regulator.

Det skal enten utarbeides én enkelt ti års-nettutviklingsplan for naturgass og én for hydrogen per medlemsstat, eller en felles plan for hydrogen og naturgass per medlemsstat.

Det stilles spesifikke krav for utarbeidelsen. Blant annet stilles krav om at transmisjonsnettoperatører for hydrogen samarbeider med transmisjons- og distribusjonssystemoperatører for elektrisitet, for å koordinere felles infrastrukturkrav, slik som lokalisering av elektrolysører. For hydrogen skal ti års nettutviklingsplan omfatte informasjon om infrastruktur som kan oppgraderes med sikte på transport av hydrogen, med særlig vekt på mulighet for forsyning av sluttkunder i sektorer som er krevende å avkarbonisere.

Spesifikke og omfattende krav for innholdet i ti års nettutviklingsplan følger ellers av artikkel 55 nr. 2 (a) til (j).

Ti års nettutviklingsplaner skal være basert på et felles scenario for naturgass, fornybare gasser, elektrisitet og hydrogen, som utarbeides annethvert år.

Scenariene skal være i samsvar med de felleseuropeiske scenariene som utarbeides under energiinfrastrukturforordningen (2022/869/EU), målet om klimanøytralitet i EUs klimalov (2021/1119/EU), og med de integrerte, nasjonale energi- og klimaplanene etter forordning om energi- og klimaplaner (2018/1999/EU).

Ti års nettutviklingsplaner skal være i samsvar med det samme regelverket som nevnt over, i tillegg til gassforsyningssikkerhetsforordningen (2017/1938/EU) og energieffektiviseringsdirektivet (2023/1791/EU).

Regulator skal gjøre en vurdering av ti års nettutviklingsplan, og om kravene i direktivet er oppfylt. Regulator gis videre flere virkemidler for å sikre at investeringer gjennomføres som planlagt, jf. artikkel 55 nr. 7. Dette kan omfatte organisering av en anbudsrunde for ulike investorer, eller å forplikte transmisjonssystemoperatørene til bl.a. å akseptere uavhengige investorer for finansiering av nødvendige investeringer.

Artikkel 56 gjelder krav om planer for distribusjonsnett for hydrogeninfrastruktur. Bestemmelsen er helt ny. Av denne følger krav til at operatører av distribusjonsnett for hydrogen hvert fjerde år utarbeider en nettutviklingsplan. Planen skal utarbeides i nært samarbeid med distribusjonsnettoperatører for naturgass og elektrisitet, samt for fjernvarme og -kjøling, og skal vurderes av regulator; se artikkel 52 nr. 2 (a) til (g).

Artikkel 57 er også helt ny. Den gjelder planer om avslutningsforpliktelser for distribusjonsnettoperatører for naturgass. Slike planer skal utarbeides i områder der redusert gassetterspørsel tilsier en avvikling av hele eller deler av distribusjonsnettet for naturgass. Planene skal utarbeides i samarbeid med operatører av distribusjonsnett for hydrogen, elektrisitet, fjernvarme og -kjøling, og sikre systemintegrering og energieffektivisering, og skal vurderes av regulator, se artikkel 57 (2).

Artikkel 58 gjelder tilknytningsavgifter og kostnader for biometan-enheter. Bestemmelsen stiller krav om at medlemsstatene skal legge til rette for et rammeverk som fremmer produksjon av biometan, gjennom tilknytningsavgifter og kostnader for transmisjons- og distribusjonsnett.

Når regulator fastsetter tariffer eller metoder for transmisjons- og distribusjonsnettoperatører, kan de ta i betraktning kostnader som ikke dekkes av tilknytningsavgiftene; se artikkel 58 nr. 2.

Artikkel 59 er også en helt ny bestemmelse. Den gjelder kostnadsfordeling mellom utbyggere av grensekryssende rørledning for hydrogen, dersom prosjektet ikke er et PCI- eller PMI-prosjekt under energiinfrastrukturforordningen (2022/869/EU). Det er transmisjonssystemoperatører for mellomlandsforbindelser for hydrogen som har plikt til å bære kostnadene ved prosjektet. Disse kan inkluderes i tariffene, etter godkjenning av regulator.

Ved uenighet, må prosjektutviklerne i første omgang forsøke å bli enige om kostnadsfordelingsspørsmålet. Dersom de ikke blir enige, gir bestemmelsen anvisning på særlige prosesser som kan følges. Et alternativ er at de systemansvarlige etter eget ønske ber regulatorieen avgjøre spørsmålet. Berørte systemoperatører for hydrogennettverk skal videre forhandle frem et system for finansiell kompensasjon for å sikre finansiering av grensekryssende hydrogeninfrastruktur i visse tilfeller. I siste instans kan disse metodene måtte godkjennes av ACER. Det skal videre fastsettes detaljer om prosessen knyttet til utarbeidelse av et kompensasjonssystem, gjennom en nettkode i henhold til forordningen artikkel 72.

Kapittel IX gjelder skille mellom drift av transmisjonsnett og produksjon eller forsyning for systemansvarlige. Artikkel 60 videreføres så å si uendret fra tidligere direktiv. Den gjelder eiermessig skille for operatører av transmisjonsnett for naturgass. Kravet om eiermessig skille tar utgangspunkt i at eier av transmisjonssystemet for naturgass også har systemansvaret for det. Systemansvarlig skal ikke ha rett til å ha innflytelse på produksjons- eller forsyningsvirksomhet m.m.

Artikkel 61 videreføres også så å si uendret. Bestemmelsen gjelder uavhengig systemansvarlig (ISO). Bestemmelsen åpner for at vertikalt integrerte foretak bestående både av produksjon av naturgass og eierskap til rørledningsnett kan forbli i samme foretak. Den uavhengige systemdriften ivaretas gjennom en uavhengig systemoperatør, under forutsetning av oppfyllelse av visse krav.

Artikkel 62 tar utgangspunkt i situasjonen der når en ISO er utpekt. Et vertikalt integrert foretak kan da også omfatte annen aktivitet enn transmisjon, distribusjon, transport eller lagring av naturgass eller hydrogen. Dette forutsetter at visse vilkår som sikrer uavhengighet for ansatte i ulike deler av virksomheten er oppfylt.

Bestemmelsene i artikkel 63 til 67 om uavhengig transmisjonssystemoperatør (ITO) er også uendret sammenlignet med foregående direktiv. Bestemmelsene innebærer at produksjon av naturgass og eierskap til rørledningsnettet kan beholdes i et vertikalt integrert foretak. Samtidig må det etableres en rekke mekanismer som sikrer effektiv utnyttelse. En uavhengig systemdrift ivaretas blant annet av en tjenestemann som skal sikre overholdelse av kravene til uavhengighet i virksomheten. En egen enhet ('Supervisory body') sikrer overholdelse av krav til uavhengighet ved utførelsen av visse oppgaver, slik som godkjennelse av regnskap.

Etter artikkel 68 stilles krav om eiermessig skille kun for operatører av transmisjonsnett for hydrogen. Kravet gjelder fra og med ett år etter ikrafttredelse av direktivet. Operatører av distribusjonsnett er ikke omfattet av dette kravet. De må imidlertid oppfylle krav om regnskapsmessig skille etter artikkel 70.

Dersom et hydrogennettverk tilhører et vertikalt integrert foretak, kan et medlemslands myndigheter beslutte at det ikke skal stilles krav om eiermessig skille etter artikkel 68 nr. 1; se artikkel 68 nr. 3. I et slikt tilfelle må det utnevnes en uavhengig nettoperatør for hydrogen, i tråd med kravene for ISO etter artikkel 61.

Det åpnes også etter artikkel 68 nr. 4 for en rekke alternativer for utnevnelse av en ITO for hydrogennettverket. Dette kan gjøres på ubestemt tid.

Etter artikkel 69 skal det være rettslig skille mellom en operatør av et transmisjonssystem for hydrogen, som samtidig er del av et foretak som har aktivitet innen transmisjon eller distribusjon av elektrisitet eller naturgass. Medlemslandene kan imidlertid gjøre unntak fra disse kravene, basert på nærmere bestemte vilkår.

Etter artikkel 70 skal både transmisjonssystemoperatører og distribusjonssystemoperatører oppfylle kravet om regnskapsmessig skille, slik at det leveres separate regnskap for ulike deler av virksomheten.

Artikkel 71 til 73 viderefører det foregående direktivets bestemmelser om sertifisering av operatører for transmisjonssystem for naturgass, men slik at de også omfatter operatører for transmisjons- og distribusjonsnett for hydrogen.

Artikkel 74 viderefører bestemmelser for medlemsstatenes rett til tilgang til konti for naturgassvirksomheter, med sikte på å utøve myndighetenes oppgaver. Bestemmelsen utvides til også å omfatte hydrogen. 

Artikkel 75 viderefører bestemmelser om regnskapsmessig skille for ulike typer aktiviteter i en virksomhet. Formålet er å unngå diskriminering, kryss-subsidiering og vridning av konkurransen. Bestemmelsen er utvidet slik at den kommer til anvendelse på virksomheter knyttet til hydrogen.

Kapittel X gjelder rammene for myndigheten til uavhengig regulator, og dekker artiklene 76-82. Etter artikkel 76 skal myndighetene utpeke en enkenlt uavhengig regulator. Endringene sammenlignet med foregående direktiv reflekterer i det vesentlige det utvidede virkeområdet til direktivet til et marked for fornybare gasser, lavutslippsgasser (‘low-carbon gases’) og hydrogen. I det følgende gis en kort omtale av enkelte nye elementer i regelverksteksten.

Artikkel 77 gir rammer og målsetninger for uavhengig regulator. Det introduseres krav ved eventuelle handelsrestriksjoner i markedene basert på forskjeller i gasskvalitet, eller innblanding av hydrogen i naturgassnettet. Regulator får som oppgave å eliminere slike handelshindringer, samt å sikre interoperabilitet av et sammenkoblet naturgass- og hydrogensystem i Europa. Nytt er også at man har inkludert plikt til samarbeid med regulatorer fra naboland og tredjeland; se bestemmelsens innledende avsnitt.

Artikkel 78 er en svært omfangsrik bestemmelse, som omhandler forpliktelsene og myndigheten til uavhengig regulator. Bestemmelsen tar utgangspunkt i regulators plikt til å fastsette eller godkjenne tariffer for transmisjon og distribusjon av naturgass, eller metoder for disse. I tillegg skal regulator godkjenne felles scenarier for ti års nettutviklingsplaner ihht. artikkel 55.

Fastsettelse av tariffer for tilgang til hydrogenettverk eller metoder for disse, gjelder først fra 1. januar 2033, eller fra det tidspunkt medlemslandene gir regulert tredjepartsadgang anvendelse etter artikkel 35 nr. 4.

Etter artikkel 78 nr. 1 (o) får regulator i oppgave å sikre at ENTSO-G, DSO-sammenslutningen og ENNOH oppfyller sine plikter etter direktivet og forordningen. I ytterste konsekvens kan dette innebære at ACER treffer beslutning i henhold til ACER-forordningen artikkel 6 (10); se artikkel 76 nr. 1 (f).

Regulator skal holde oppsyn med utvikling av gasskvalitet og utvikling knyttet til innblanding av hydrogen i systemene for naturgass; se artikkel 78 nr. 1 (g).

Artikkel 78 nr. 1 (s) speiler kravene om tredjepartsadgang i direktivet artikkel 31 nr. 3, om at direktivet ikke skal være til hinder for inngåelse av langsiktige kontrakter for fossile gasser med CO2-håndtering.  Etter artikkel 78 nr. 1 (s) skal regulator respektere aktørenes frihet til å inngå langsiktige kontrakter, hvilket er en videreføring av eksisterende krav. Regulator har kun plikt til dette dersom de langsiktige kontraktene bidrar til målene om avkarbonisering. Det vises til at ingen langsiktige kontrakter for fossil gass uten CO2 håndtering skal inngås med en varighet utover utgangen av 2049.

Artikkel 80 gjelder regionalt samarbeid mellom regulatorer, herunder med tredjeland; inkludert Energy Community-land. Samarbeidet med tredjeland skal sikre at kravene i direktivet får anvendelse på infrastruktur til tredjeland, fra det tidspunkt det krysser territorialfarvannet / territoriet til en medlemsstat.

Kapittel XI inneholder avsluttende bestemmelser. Dette kapittelet omfatter bestemmelser om sikringstiltak i tilfelle energikrise, krav om like markedsvilkår (‘level playing field’), og tekniske avtaler knyttet til drift av rørledninger for naturgass og hydrogen med tredjeland. Kapittelet inneholder videre en bestemmelse om unntak for systemer for naturgass (artikkel 86). Dette er et tidsbegrenset unntak som gjelder for geografisk isolerte områder, som kan innvilges etter søknad til Europakommisjonen. Medlemsland har mulighet til å gi unntak for isolerte hydrogensystemer (artikkel 87).

De avsluttende bestemmelsene i kapittel XI omfatter videre unntak for transmisjonsnett for naturgass til og fra tredjeland, prosedyrer for delegering av myndighet, delegerte rettsakter, komitologi, revisjon og rapportering, endringer i energieffektiviseringsdirektivet, gjennomføring i nasjonal rett, samt oppheving og ikrafttredelse.

Direktivet har to vedlegg (annex) med materielt innhold:

Annex I Minimumskrav for fakturering og fakturainformasjon for naturgass og hydrogen

Annex II Smarte målesystemer for naturgass og hydrogen.

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

Regelverket vil kunne ha økonomiske konsekvenser for aktører innen distribusjon av naturgass, i form av nye krav knyttet til sluttkunder.

Det vil påløpe enkelte administrative kostnader knyttet til nye oppgaver for regulator. 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. For oppstrøms gassrørledningsnett er gjeldende regler videreført uten substansielle endringer.

Like rammebetingelser i EØS-området vil skape forutsigbarhet og vil kunne være en fordel for norske virksomheter og aktører. Sammen med de øvrige delene av 'Klar for 55'-pakken legger direktivet og forordningen sentrale rammebetingelser for samhandelen i Europa, og i konkurransen i markedene knyttet til naturgass, fornybare gasser, lavutslippshydrogen og fornybart hydrogen. EUs hydrogenstrategi fra 2020 (COM (2020) 301 'A hydrogen strategy for Europe') anslår at hydrogen vil utgjøre 13-14 prosent av EUs energisammensetning i 2050. Konsekvensutredningen som lå til grunn for Europakommisjonens forslag til direktiv og forordning om markeder for fornybare gasser, naturgass og hydrogen, viser til fremskrivninger som gir et gassforbruk på 85 prosent av dagens nivå i 2050. En stor andel av gassforbruket vil ifølge fremskrivningene bestå av hydrogen, biogass og syntetgass ('e-gas') i 2050; se Commission staff working document, Impact assessment report SWD (2021) 455, s. 3 flg.  Europakommisjonens strategi for sektorintegrasjon ble lagt frem samtidig med EUs hydrogenstrategi (COM 82020) 299 'Powering a climate-neutral economy: An EU Strategy for Energy System Integration'). I strategien om sektorintegrasjon vektlegges fremme av hydrogen i sektorer der reduksjon av klimagassutslipp er særlig krevende, slik som enkelte industrielle prosesser, og deler av transportsektoren. 

Sakkyndige instansers merknader

Regelverksforslagene har vært på høring i Norge. Flere aktører hadde merknader knyttet til enkeltbestemmelser i forslagene. Overordnet støttes formålet og initiativet med regelverksendringene av høringsinstansene.

Regelverket har imidlertid blitt endret og fått ny aktualitet gjennom REPower EU, etter at forslagene fra Europakommisjonen ble lagt frem i desember 2021. Det ble gjennomført en ny høring etter at de endelige tekstene ble publisert i Official Journal, sommeren 2024. 

Vurdering

Regelverket vurderes som EØS-relevant, og akseptabelt med nødvendige tilpasninger. Det må vurderes om ev. enkeltbestemmelser faller utenfor EØS-avtalens virkeområde.

Det er enkelte bestemmelser som forutsetter mulighet for  vedtak fra Byrået for samarbeid mellom energiregulatorer (ACER) rettet mot andre aktører enn myndigheter. Det gjelder artikkel 7 (3) og artikkel 59. Videre er det enkelte bestemmelser som forutsetter krav om oversendelse av informasjon fra aktører til Europakommisjonen, etter anmodning om dette. Det gjelder artikkel 71 (7), artikkel 72 (4), artikkel 78 (4) og artikkel 80 (1). 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

Directive (EU) 2024/1788 of the European Parliament and of the Council of 13 June 2024 on common rules for the internal markets for renewable gas, natural gas and hydrogen, amending Directive (EU) 2023/1791 and repealing Directive 2009/73/EC (recast) (Text with EEA relevance) (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)

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

Commission staff working document. Impact assessment report. SWD/2021/455 final 

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

Norge og EU inngår en grønn allianse - regjeringen.no

Høyring - om nytt EU-regelverk for hydrogen, naturgass og avkarbonisert gass - regjeringen.no

Feedback from: Norwegian Ministry of Energy

Status

Det ble enighet i trilogforhandlinger om regelverksteksten i slutten av november 2023. Det ble formelt stemt over rettsakten i Europaparlamentet og Rådet våren 2024. 

Høsten 2024 initierte DG Energi en høring av forslag til sertifiseringsmetoder for beregning av besparelser av utslipp av klimagasser knyttet til lavutslippsdrivstoff. Methodology to determine the greenhouse gas (GHG) emission savings of low-carbon fuels

Den delegerte rettsakten utarbeides basert på direktivet artikkel 9, og skal avspeile metodene knyttet til fornybart hydrogen, utarbeidet under fornybardirektivet (2018/2001/EU).

Delegated regulation - 2023/1184 - EN - EUR-Lex

Delegated regulation - 2023/1185 - EN - EUR-Lex

Norske myndigheter utarbeidet et innspill til utformingen av den kommende delegerte rettsakten om lavutslippshydrogen, under direktiv 2024/1788/EU artikkel 9.

Feedback from: Norwegian Ministry of Energy