COMISSÃO EUROPEIA

Bruxelas, 16.2.2016

COM(2016) 52 final

2016/0030(COD)

Proposta de

REGULAMENTO DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO

relativo a medidas destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento de gás e que revoga o Regulamento (UE) n.º 994/2010

(Texto relevante para efeitos do EEE)

{SWD(2016) 25 final}
{SWD(2016) 26 final}

EXPOSIÇÃO DE MOTIVOS

1.CONTEXTO DA PROPOSTA

•Justificação e objetivos da proposta

O objetivo do projeto de regulamento é assegurar que todos os Estados-Membros estabeleçam instrumentos adequados para se prepararem para situações de escassez de gás decorrentes de uma perturbação no aprovisionamento ou de uma procura excecionalmente elevada, bem como para a gestão dos respetivos efeitos. Há três níveis de responsabilidade pela segurança do aprovisionamento de gás. Cabe às empresas de gás natural, sujeitas aos mecanismos de mercado, a principal responsabilidade pelo aprovisionamento de gás. Em caso de falha do mercado num determinado Estado-Membro, as autoridades competentes desse EstadoMembro e dos Estados-Membros da região são responsáveis pela adoção das medidas adequadas para garantir o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos. A um outro nível, a Comissão Europeia assegura a coordenação geral e vela por que as medidas tomadas sejam coerentes entre si.

Para atingir este objetivo, o projeto de regulamento propõe uma maior coordenação regional, com determinados princípios e normas estabelecidos a nível da UE. A abordagem proposta é que os Estados-Membros deveriam cooperar estreitamente no âmbito das respetivas regiões ao procederem às avaliações regionais dos riscos. A fim de assegurar a coerência a nível da UE, as avaliações regionais dos riscos serão realizadas com base numa simulação à escala da UE, com normas comuns e um cenário específico. Os riscos identificados nas avaliações regionais dos riscos serão abordados nos planos preventivos de ação e nos planos de emergência regionais, que serão objeto de análise pelos pares e aprovados pela Comissão.

A fim de assegurar que as avaliações dos riscos e os planos são suficientemente abrangentes e coerentes entre si, o regulamento estabelece modelos obrigatórios que enumeram os aspetos que devem ser tidos em conta quando da realização da avaliação dos riscos e da elaboração dos planos. A cooperação regional deve ser melhorada, uma vez que uma perturbação do aprovisionamento de gás pode facilmente afetar vários Estados-Membros ao mesmo tempo. As avaliações dos riscos e os planos nacionais não são a forma mais adequada para enfrentar este tipo de situações.

O regulamento melhora também a aplicação da norma de aprovisionamento dos clientes protegidos (principalmente agregados familiares) e a norma relativa às infraestruturas (possibilidade de fornecer gás mesmo quando a maior infraestrutura individual não está disponível). Permite a disponibilização de capacidade bidirecional permanente. Por último, propõe a introdução de medidas adicionais de transparência relativas a contratos de fornecimento de gás, uma vez que esses contratos podem afetar a segurança do aprovisionamento na UE.

Cinco anos após a adoção do Regulamento n.º 994/2010, a segurança do aprovisionamento de gás continua a ser um tema de grande atualidade dadas as tensões existentes entre a Ucrânia e a Rússia. Estão a ser envidados esforços a nível nacional e da UE para reforçar a segurança do aprovisionamento de gás no inverno de 2015/2016 e mais além.

•Coerência com as disposições vigentes da política neste domínio

•Coerência com outras políticas da União Europeia

2.BASE JURÍDICA, SUBSIDIARIEDADE E PROPORCIONALIDADE

•Base jurídica

•Subsidiariedade (no caso de competência não exclusiva)

•Proporcionalidade

•Escolha do instrumento

3.RESULTADOS DAS AVALIAÇÕES EX POST, DAS CONSULTAS DAS PARTES INTERESSADAS E DAS AVALIAÇÕES DE IMPACTO

•Avaliações ex post/balanços de qualidade da legislação em vigor

•Consulta das partes interessadas

A consulta pública das partes interessadas, que decorreu de 15 de janeiro a 8 de abril de 2015, suscitou 106 respostas. Tal significa que pode ser considerada uma consulta muito ampla 6 . Embora a maior parte das respostas provenha do setor privado e de associações de consumidores, de reguladores ou da indústria, foram também recebidas respostas de um número relativamente grande de autoridades do setor público.

A consulta seguiu a dupla estrutura do atual regulamento, que assenta nas vertentes de prevenção e de atenuação. As questões ligadas à prevenção destinavam-se a determinar se havia necessidade de melhorar as disposições jurídicas em vigor. No entanto, também permitiam alguma margem para testar novas ideias, especialmente no que se refere à aplicação de medidas para satisfazer a norma de aprovisionamento. As questões ligadas à atenuação procuraram determinar se os Estados-Membros estavam preparados para gerir uma situação de emergência e, ao fazê-lo, estudar soluções coordenadas eficientes, em lugar de seguir uma abordagem puramente nacional e de recorrer a medidas contraproducentes que afetem os seus vizinhos.

•Obtenção e utilização de competências especializadas

•Avaliação de Impacto

1. Custos e impacto nos preços

O impacto global nos custos e preços será muito limitado. Algumas propostas destinam-se a evitar custos desnecessários e a explorar sinergias em medidas que visem melhorar a segurança do aprovisionamento. Tal permitiria reduzir os custos globais do quadro de segurança do aprovisionamento para todos os consumidores. Medidas como as avaliações regionais dos riscos, os planos regionais ou as disposições relativas aos contratos não implicarão um aumento significativo dos custos. Poderiam ter impacto nos encargos administrativos.

Os instrumentos políticos suscetíveis de afetar mais os custos são o aperfeiçoamento dos cálculos N-1 e das obrigações de fluxo bidirecional. Todavia, no que diz respeito à norma N1, é improvável que o aperfeiçoamento da fórmula faça com que um Estado-Membro conforme passe a não estar conforme, o que obrigaria a um investimento. Mantém-se a possibilidade de adotar medidas do lado da procura a fim de respeitar a norma N-1. Uma norma N-1 aperfeiçoada poderia induzir maiores investimentos, mas tal basear-se-ia numa avaliação do Estado-Membro em causa e numa melhor imagem da situação real em termos de capacidade. Por conseguinte, parece ser uma medida eficaz em termos de custos, tendo em conta os benefícios associados a um melhor diagnóstico do setor com um investimento mínimo (por exemplo, real contribuição do armazenamento graças a uma estimativa mais realista das taxas de retirada em função do nível de gás armazenado). O cálculo hidráulico 9 também não deveria implicar custos adicionais, uma vez que os operadores de redes de transporte (ORT) dispõem dos instrumentos para proceder a essas avaliações. As simulações à escala da UE podem ser efetuadas pela REORT para o Gás no âmbito das perspetivas anuais de aprovisionamento no verão e no inverno previstas no Regulamento (CE) n.º 715/2009. Estas simulações podem ajudar a identificar medidas eficazes em termos de custos para minimizar os efeitos negativos.

2. Impacto nas partes interessadas, em especial nas pequenas e médias empresas

Em termos gerais, a opção 3 deveria trazer benefícios para os participantes no mercado e os consumidores. Uma melhor supervisão das medidas relativas à norma de aprovisionamento permitirá assegurar a conformidade em condições de transparência e com uma boa relação custo-eficácia. Muitas das empresas que responderam à consulta pública indicaram que desejavam uma maior transparência e medidas plenamente justificadas que estivessem sujeitas a análise ou testes periódicos.

As pequenas e médias empresas continuarão a ser «clientes protegidos» se um EstadoMembro assim o decidir, pelo que esta opção não as afetará negativamente. Nesta opção, a principal diferença é que não estarão necessariamente abrangidas pelo princípio de solidariedade. Contudo, convém recordar que o objetivo deste princípio é assegurar um aprovisionamento contínuo dos agregados familiares e dos serviços sociais essenciais em situações de emergência. Este mecanismo constitui um último recurso e destina-se a ser utilizado apenas em situações de extrema escassez de gás. Embora o regulamento revisto tenha por finalidade evitar essas situações, devemos todavia estar devidamente preparados.

3. Plena realização do mercado interno

•Adequação e simplificação da legislação

•Direitos fundamentais

4.INCIDÊNCIA ORÇAMENTAL

5.OUTROS ELEMENTOS

•Planos de execução e mecanismos de acompanhamento, de avaliação e de informação

•Documentos explicativos (para as diretivas)

•Explicação pormenorizada das disposições específicas da proposta

2016/0030 (COD)

Proposta de

REGULAMENTO DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO

relativo a medidas destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento de gás e que revoga o Regulamento (UE) n.º 994/2010

(Texto relevante para efeitos do EEE)

O PARLAMENTO EUROPEU E O CONSELHO DA UNIÃO EUROPEIA,

Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia, nomeadamente o artigo 194.º,

Tendo em conta a proposta da Comissão Europeia,

Após transmissão do projeto de ato legislativo aos parlamentos nacionais,

Tendo em conta o parecer do Comité Económico e Social Europeu 11 ,

Tendo em conta o parecer do Comité das Regiões 12 ,

Deliberando de acordo com o processo legislativo ordinário,

Considerando o seguinte:

(1)O gás natural (gás) continua a ser uma componente essencial do aprovisionamento energético da União. Grande parte desse gás é importada para a União a partir de países terceiros.

(2)Uma grande perturbação no aprovisionamento de gás pode afetar todos os EstadosMembros, a União no seu conjunto e as Partes Contratantes no Tratado que institui a Comunidade da Energia, assinado em Atenas a 25 de outubro de 2005. Pode também prejudicar gravemente a economia da União e ter um forte impacto social, em particular nos grupos de consumidores vulneráveis.

(3)O presente regulamento tem por objetivo garantir que sejam tomadas todas as medidas necessárias para salvaguardar um aprovisionamento ininterrupto de gás em toda a União, em particular para os clientes protegidos na eventualidade de condições climáticas difíceis ou de perturbações do aprovisionamento de gás. Estes objetivos devem ser atingidos recorrendo às medidas que sejam mais eficazes em termos de custos e de forma a não provocar distorções nos mercados da energia.

(4)O Regulamento (UE) n.º 994/2010 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 20 de outubro de 2010, relativo a medidas destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento de gás, já teve um impacto positivo significativo na segurança do aprovisionamento de gás da União, tanto em termos de preparação como de atenuação dos problemas. Os Estados-Membros estão mais bem preparados para enfrentar uma crise de aprovisionamento, visto que agora devem elaborar planos que incluam medidas de prevenção e de emergência e estão também mais bem protegidos visto que têm de cumprir uma série de obrigações no que diz respeito à capacidade das infraestruturas e ao aprovisionamento de gás. No entanto, o relatório sobre a aplicação do Regulamento (UE) n.º 994/2010 de outubro de 2014 salientou domínios em que certas melhorias nesse regulamento poderiam reforçar ainda mais a segurança do aprovisionamento da União.

(5)A Comunicação da Comissão relativa à resiliência de curto prazo da rede europeia de gás 13 , de outubro de 2014, analisou os efeitos de uma rutura total ou parcial do aprovisionamento de gás proveniente da Rússia e concluiu que as abordagens puramente nacionais não seriam muito eficazes no caso de uma perturbação grave, dado que o seu âmbito é, por definição, limitado. Este teste de esforço demonstrou que uma abordagem de maior cooperação entre os Estados-Membros poderia reduzir significativamente o impacto de cenários de perturbação muito grave nos EstadosMembros mais vulneráveis.

(6)A Comunicação da Comissão «Uma estratégia-quadro para uma União da Energia resiliente dotada de uma política em matéria de alterações climáticas virada para o futuro» 14 , de fevereiro de 2015, salienta o facto de a União da Energia assentar na solidariedade e na confiança, que são elementos necessários para a segurança energética. O presente regulamento deve ter por objetivo reforçar a solidariedade e a confiança entre Estados-Membros e pôr em prática as medidas necessárias para atingir esses objetivos, abrindo assim o caminho para a implementação da União da Energia.

(7)Um mercado interno do gás plenamente funcional constitui a melhor garantia para assegurar a segurança do aprovisionamento energético em toda a União e para reduzir a exposição de cada Estado-Membro aos efeitos prejudiciais das perturbações do aprovisionamento. Quando a segurança do aprovisionamento de um Estado-Membro se encontra ameaçada, há o risco de as medidas elaboradas unilateralmente por esse EstadoMembro poderem pôr em causa o bom funcionamento do mercado interno do gás e prejudicarem o aprovisionamento de gás aos clientes noutros Estados-Membros. Para que o mercado interno do gás possa funcionar mesmo em caso de escassez do aprovisionamento, é necessário prever mecanismos de solidariedade e de coordenação na resposta às crises de aprovisionamento, tanto em termos de ação preventiva como de reação às perturbações concretas do aprovisionamento.

(8)Até à data, não tem sido explorado todo o potencial de medidas mais eficientes e menos onerosas que são possíveis graças à cooperação regional. Não se trata apenas de uma melhor coordenação das ações nacionais de atenuação em situações de emergência, mas também de medidas nacionais preventivas, tais como o armazenamento nacional ou políticas relacionadas com o gás natural liquefeito (GNL), o que pode ser estrategicamente importante em determinadas regiões.

(9)Num espírito de solidariedade, o princípio orientador do presente regulamento deve ser a cooperação regional, envolvendo as autoridades públicas e as empresas de gás natural, a fim de identificar os riscos relevantes em cada região, de otimizar os benefícios resultantes das medidas de coordenação em termos de atenuação desses riscos e de aplicar as medidas mais eficazes em termos de custos para os consumidores da União.

(10)Determinados clientes, incluindo os agregados familiares e os clientes que prestam serviços sociais essenciais, são particularmente vulneráveis e podem necessitar de proteção social. A definição desses clientes protegidos não deve entrar em conflito com os mecanismos de solidariedade da União.

(11)A responsabilidade pela segurança do aprovisionamento de gás deve ser partilhada entre as empresas de gás natural, os Estados-Membros, por intermédio das respetivas autoridades competentes, e a Comissão, no âmbito das respetivas competências. A responsabilidade partilhada exige uma cooperação muito estreita entre essas partes. No entanto, os clientes que consomem gás para a produção de eletricidade ou para fins industriais podem ter um papel importante a desempenhar na segurança do aprovisionamento de gás, dado que podem responder a uma crise tomando medidas do lado da procura, como contratos interruptíveis e a mudança para outros combustíveis, com impacto imediato no equilíbrio entre a oferta e a procura.

(12)Tal como estabelecido na Diretiva 2009/73/CE do Parlamento Europeu e do Conselho 15 , as autoridades competentes devem cooperar estreitamente com outras autoridades nacionais relevantes, em especial as entidades reguladoras nacionais, na execução das funções especificadas no presente regulamento.

(13)A norma relativa às infraestruturas deve obrigar os Estados-Membros a manterem um nível mínimo de infraestruturas de forma a assegurar uma certa redundância no sistema para o caso de se verificar uma perturbação da maior infraestrutura individual. Uma vez que uma análise por referência ao indicador N-1 constitui uma abordagem exclusivamente baseada na capacidade, os resultados N-1 devem ser complementados com uma análise pormenorizada que também abranja os fluxos de gás.

(14)O Regulamento (UE) n.º 994/2010 estabelece que os operadores das redes de transporte devem disponibilizar capacidade bidirecional permanente em todas as interligações transfronteiriças, a menos que tenha sido concedida uma isenção dessa obrigação. O objetivo é assegurar que os possíveis benefícios da capacidade bidirecional permanente sejam sempre tidos em conta quando da planificação de uma nova interligação. No entanto, a capacidade bidirecional pode ser utilizada para o aprovisionamento de gás tanto para o Estado-Membro vizinho como para outros ao longo do corredor de aprovisionamento de gás. Os benefícios da disponibilização de capacidade bidirecional permanente para a segurança do aprovisionamento devem, por conseguinte, ser contextualizados numa perspetiva mais ampla, num espírito de solidariedade e de cooperação reforçada. Deve, por conseguinte, ser realizada uma análise de custos-benefícios que tenha em conta todo o corredor de transporte, quando se considera a possibilidade de implementar uma capacidade bidirecional. Por conseguinte, as autoridades competentes devem ter a obrigação de reexaminar as isenções concedidas ao abrigo do Regulamento (UE) n.º 994/2010 com base nos resultados das avaliações regionais dos riscos.

(15)A Diretiva 2008/114/CE do Conselho 16 estabelece um processo que visa aumentar a segurança das infraestruturas críticas europeias designadas na União, entre as quais determinadas infraestruturas de gás. A Diretiva 2008/114/CE, juntamente com o presente regulamento, contribui para o estabelecimento de uma abordagem abrangente da segurança energética da União.

(16)O regulamento estabelece normas de segurança do aprovisionamento que estão suficientemente harmonizadas e contemplam, pelo menos, a situação ocorrida em janeiro de 2009, quando se verificou uma perturbação do aprovisionamento de gás proveniente da Rússia. Estas normas têm em consideração as diferenças entre EstadosMembros, as obrigações de serviço público e as medidas de proteção dos consumidores, conforme referidas no artigo 3.º da Diretiva 2009/73/CE. As normas de segurança do aprovisionamento devem ser estáveis, a fim de proporcionarem a necessária segurança jurídica, claramente definidas e não devem impor encargos injustificados e desproporcionados às empresas de gás natural. Devem também garantir a igualdade de acesso das empresas de gás natural da União aos clientes nacionais.

(17)Uma abordagem regional da avaliação dos riscos e da definição e adoção de medidas preventivas e de atenuação permite a coordenação dos esforços, com benefícios significativos em termos da eficácia das medidas e da otimização dos recursos. Tal aplica-se, em particular, às medidas destinadas a garantir a continuidade do aprovisionamento, em condições muito difíceis, aos clientes protegidos, e às medidas destinadas a atenuar o impacto de uma emergência. A avaliação dos riscos conexos a nível regional, que seja simultaneamente mais abrangente e mais precisa, garantirá que os Estados-Membros estejam mais bem preparados para enfrentar eventuais crises. Além disso, em caso de emergência, uma abordagem coordenada e previamente acordada em matéria de segurança do aprovisionamento garante uma resposta coerente e reduz o risco de efeitos colaterais negativos que as medidas puramente nacionais poderiam ter para os Estados-Membros vizinhos.

(18)As regiões devem ser definidas, tanto quanto possível, com base nas estruturas de cooperação regional já existentes criadas pelos Estados-Membros e pela Comissão, nomeadamente no âmbito dos grupos regionais estabelecidos ao abrigo do Regulamento (UE) n.º 347/2013 relativo às orientações para as infraestruturas energéticas transeuropeias 17 (Regulamento RTE-E). No entanto, uma vez que o presente regulamento e o Regulamento RTE-E têm objetivos diferentes, os respetivos grupos regionais podem ser diferentes em termos de dimensão e de conceção.

(19)Por conseguinte, para efeitos do presente regulamento, os seguintes critérios devem ser tidos em consideração aquando da definição dos grupos regionais: os padrões de abastecimento, as interligações existentes e planeadas e a capacidade de interligação entre Estados-Membros, o desenvolvimento e a maturidade do mercado, as estruturas de cooperação regional existentes e o número de Estados-Membros numa região, que deveria ser limitado a fim de assegurar que o grupo mantenha uma dimensão gerível.

(20)A fim de viabilizar a cooperação regional, os Estados-Membros devem estabelecer um mecanismo de cooperação em cada região. Esse mecanismo ou mecanismos deverão ser desenvolvidos atempadamente a fim de permitir a realização da avaliação dos riscos e a elaboração de planos válidos a nível regional. Os Estados-Membros têm toda a liberdade para acordar um mecanismo de cooperação que seja o mais adequado para uma determinada região. A Comissão deve ter um papel de facilitador em todo o processo e partilhar as melhores práticas para a estruturação da cooperação regional, tais como um papel de coordenação rotativa na região para a preparação dos diferentes documentos ou o estabelecimento de órgãos específicos. Na ausência de acordo sobre o mecanismo de cooperação, a Comissão pode propor um mecanismo de cooperação adequado para uma determinada região.

(21)Quando da realização de uma avaliação global dos riscos preparada a nível regional, as autoridades competentes devem avaliar os riscos naturais, tecnológicos, comerciais, financeiros, sociais, políticos e relacionados com o mercado, bem como quaisquer outros riscos relevantes, incluindo, quando adequado, a perturbação dos aprovisionamentos provenientes do maior fornecedor individual. Todos os riscos devem ser objeto de medidas efetivas, proporcionadas e não discriminatórias a definir no plano preventivo de ação e no plano de emergência. Os resultados das avaliações dos riscos devem também contribuir para todas as avaliações dos riscos previstas no artigo 6.º da Decisão 1313/2013/UE 18 .

(22)A fim de contribuir para as avaliações dos riscos, a Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte de Gás («REORT para o Gás») deve, em consulta com o Grupo de Coordenação do Gás e a Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte de Eletricidade (REORT-E), proceder a simulações a nível da União similares ao teste de esforço realizado em 2014.

(23)A fim de assegurar um nível máximo de preparação, de modo a evitar qualquer perturbação no aprovisionamento e, se não for possível evitá-la, a atenuar os seus efeitos, as autoridades competentes de uma dada região devem elaborar planos preventivos de ação e planos de emergência, após consulta das partes interessadas. Os planos regionais devem ter em conta as características específicas de cada EstadoMembro. Devem também definir claramente as funções e responsabilidades das empresas de gás natural e das autoridades competentes. As medidas nacionais a elaborar devem ter plenamente em consideração as medidas regionais previstas no plano preventivo de ação e no plano de emergência. Devem ser elaboradas de forma a ter em conta os riscos nacionais de uma forma que tire pleno partido das oportunidades oferecidas pela cooperação regional. Os planos devem assumir uma natureza técnica e operacional, sendo a sua função ajudar a prevenir a ocorrência ou a escalada de uma emergência e atenuar os seus efeitos. Os planos devem ter em conta a segurança dos sistemas de eletricidade e ser coerentes com o planeamento estratégico da União da Energia e as ferramentas de comunicação de informações.

(24)Os papéis e as responsabilidades de todas as empresas de gás natural e das autoridades competentes devem, por conseguinte, ser definidos de forma precisa a fim de assegurar o bom funcionamento do mercado interno do gás, especialmente em caso de crises e de perturbações do aprovisionamento. Esses papéis e responsabilidades devem ser definidos de modo a assegurar o respeito de uma abordagem a três níveis que envolva, em primeiro lugar, as empresas de gás natural relevantes e a indústria, em seguida os Estados-Membros a nível nacional ou regional e, por fim, a União. O presente regulamento deve permitir às empresas de gás natural e aos clientes recorrer durante o máximo tempo possível aos mecanismos de mercado quando se veem confrontados com perturbações do aprovisionamento. No entanto, deve igualmente prever mecanismos que possam ser utilizados quando os mercados, por si só, deixarem de ser capazes de responder adequadamente a uma perturbação do aprovisionamento de gás.

(25)Caso se verifique uma crise no aprovisionamento, deve ser dada oportunidade suficiente aos intervenientes no mercado para dar resposta à situação através de medidas baseadas no mercado. Caso se esgotem as medidas baseadas no mercado e mesmo assim continuem a ser insuficientes, os Estados-Membros e as respetivas autoridades competentes devem tomar medidas para eliminar ou atenuar os efeitos da crise de aprovisionamento.

(26)Quando os Estados-Membros planeiam introduzir medidas não baseadas no mercado, essas medidas devem ser acompanhadas de uma descrição do seu impacto económico. Deste modo se assegura que os clientes disponham das informações de que necessitam sobre os custos de tais medidas e se garante que as medidas sejam transparentes, especialmente no que diz respeito à sua quota-parte no preço do gás.

(27)Em março de 2015, o Conselho Europeu apelou a que as opções para os mecanismos voluntários de agregação da procura fossem avaliados em plena conformidade com as regras da Organização Mundial do Comércio («OMC») e com as regras de concorrência da União. Tal permitiria aos Estados-Membros e às empresas de gás natural explorar os potenciais benefícios da aquisição coletiva de gás natural como forma de enfrentar situações de escassez da oferta no respeito das referidas regras.

(28)As medidas do lado da procura, como a mudança para outros combustíveis ou a redução do aprovisionamento de gás aos grandes consumidores industriais de uma forma economicamente eficiente, podem ter um papel importante a desempenhar na garantia da segurança energética, se puderem ser aplicadas rapidamente e reduzir significativamente a procura em reação a uma perturbação no aprovisionamento. Devem ser envidados maiores esforços para promover uma utilização eficiente da energia, em especial quando são necessárias medidas no lado da procura. Deve ser tido em conta o impacto ambiental de quaisquer medidas propostas do lado da oferta e da procura, sendo dada preferência, tanto quanto possível, a medidas que tenham o menor impacto no ambiente. Devem ser simultaneamente tidos em conta os aspetos relativos à segurança do aprovisionamento e à competitividade.

(29)Quando da elaboração e execução do plano preventivo de ação e do plano de emergência, as autoridades competentes devem ter permanentemente em conta a segurança do funcionamento da rede de gás aos níveis regional e nacional. Devem determinar e definir nesses planos os condicionalismos técnicos que afetam o funcionamento da rede, nomeadamente as razões técnicas e de segurança para a redução dos fluxos em caso de emergência.

(30)Em certas regiões da União, o gás fornecido é de baixo poder calorífico. Tendo em conta as suas características, esse gás não pode ser utilizado em aparelhos concebidos para funcionar com gás de alto poder calorífico. No entanto, é possível utilizar gás de alto poder calorífico em aparelhos concebidos para funcionar com gás de baixo poder calorífico, desde que sejam convertidos para o consumo desse gás, por exemplo com adição de azoto. As características específicas do gás de baixo poder calorífico devem ser consideradas aos níveis nacional e regional e ser tidas em conta na avaliação dos riscos e nos planos preventivos de ação e nos planos de emergência.

(31)É necessário garantir a previsibilidade das medidas a tomar em caso de emergência, permitindo a todos os intervenientes no mercado dispor de oportunidade suficiente para reagir e também para se prepararem para essas situações. Em regra, as autoridades competentes devem portanto agir em conformidade com os respetivos planos de emergência. Em circunstâncias excecionais devidamente justificadas, podem tomar medidas que se afastem desses planos. É também importante que as emergências sejam anunciadas de um modo mais transparente e previsível. As informações sobre a posição de compensação da rede (situação geral da rede de transporte), cujo enquadramento está definido no Regulamento (UE) n.º 312/2014 da Comissão 19 , podem desempenhar um papel importante neste contexto. Estas informações devem ser disponibilizadas, em tempo real, às autoridades competentes e às autoridades reguladoras nacionais, se não forem a autoridade competente.

(32)Os planos preventivos de ação e os planos de emergência devem ser atualizados e publicados regularmente. Devem ser objeto de análise pelos pares. O processo de análise pelos pares permite a identificação precoce de incoerências e de medidas que possam pôr em perigo a segurança do aprovisionamento de outros Estados-Membros, garantindo assim que os planos de diferentes regiões sejam coerentes entre si. Permite igualmente aos Estados-Membros partilhar as melhores práticas.

(33)A fim de garantir que os planos de emergência estejam sempre atualizados e sejam eficazes, os Estados-Membros devem realizar testes entre as atualizações dos planos, mediante a simulação de cenários de impacto médio e elevado e de respostas em tempo real. As autoridades competentes devem apresentar os resultados desses ensaios ao Grupo de Coordenação do Gás.

(34)São necessários modelos abrangentes e obrigatórios que incluam todos os riscos a ter em consideração na avaliação e todas as componentes dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência, a fim de facilitar a avaliação dos riscos e a preparação dos planos, a respetiva análise pelos pares e a sua avaliação pela Comissão.

(35)Com vista a facilitar a comunicação entre os Estados-Membros e a Comissão, as avaliações dos riscos, os planos preventivos de ação e os planos de emergência, bem como todos as outras trocas de documentos e de informações abrangidas pelo presente regulamento, devem ser notificados utilizando um sistema eletrónico de notificação normalizado.

(36)Conforme demonstrado no teste de esforço de outubro de 2014, a solidariedade é necessária para garantir a segurança do aprovisionamento em toda a União e para manter os custos globais a um nível mínimo. Caso seja declarada uma situação de emergência num Estado-Membro, deve ser aplicada uma abordagem em duas etapas a fim de reforçar a solidariedade. Em primeiro lugar, todos os Estados-Membros que estabeleceram uma norma de aprovisionamento de nível superior devem reduzi-la para os valores por defeito, a fim de melhorar a liquidez do mercado do gás. Em segundo lugar, se a primeira etapa não proporcionar o aprovisionamento necessário, devem ser ativadas outras medidas pelos Estados-Membros vizinhos, mesmo que não se encontrem numa situação de emergência, a fim de assegurar o aprovisionamento dos agregados familiares, dos serviços sociais essenciais e das instalações de aquecimento urbano no Estado-Membro em situação de emergência. Os Estados-Membros devem identificar e descrever pormenorizadamente as referidas medidas de solidariedade nos seus planos de emergência, garantindo uma indemnização justa e equitativa das empresas de gás natural.

(37)Quando necessário, a solidariedade europeia deve também assumir a forma de assistência da proteção civil prestada pela União e pelos seus Estados-Membros. A referida assistência deve ser facilitada e coordenada pelo Mecanismo de Proteção Civil da União, estabelecido na Decisão n.º 1313/2013/UE do Parlamento Europeu e do Conselho 20 , que visa reforçar a cooperação entre a União e os Estados-Membros e facilitar a coordenação no domínio da proteção civil a fim de melhorar a eficácia dos sistemas de prevenção, preparação e resposta a catástrofes naturais e de origem humana.

(38)Para avaliar a situação da segurança do aprovisionamento de um Estado-Membro, de uma região ou da União, é essencial o acesso às informações relevantes. Em particular, os Estados-Membros e a Comissão necessitam de dispor de um acesso regular às informações das empresas de gás natural sobre os principais parâmetros do aprovisionamento de gás, que constituem dados fundamentais para a elaboração de políticas em matéria de segurança do aprovisionamento. Em circunstâncias devidamente justificadas, independentemente de ter ou não sido declarada uma emergência, deve ser igualmente possível o acesso às informações adicionais necessárias para avaliar a situação geral do aprovisionamento de gás. Essas informações adicionais serão normalmente dados relativos aos fornecimentos de gás sem ligação com os preços de fornecimento, por exemplo, os volumes mínimos e máximos de gás, os pontos de entrega ou as margens de aprovisionamento. Poderão, por exemplo, ser solicitadas em caso de alterações nos padrões de aprovisionamento de gás a um determinado comprador ou compradores num Estado-Membro, os quais não seriam de esperar se os mercados estivessem a funcionar normalmente, e que possam afetar o aprovisionamento de gás de toda ou parte da União.

(39)Em março de 2015, o Conselho Europeu concluiu que os contratos de fornecimento de gás celebrados com fornecedores de países terceiros devem ser mais transparentes e compatíveis com as disposições da União em matéria de segurança energética. Neste contexto, um mecanismo eficaz e orientado para o acesso dos Estados-Membros a contratos-chave de fornecimento de gás deve garantir uma avaliação abrangente dos riscos relevantes que possam resultar numa perturbação do aprovisionamento ou interferir com as medidas de atenuação necessárias, caso não seja possível evitar uma crise. No âmbito do referido mecanismo, determinados contratos-chave de fornecimento de gás devem ser automaticamente notificados aos Estados-Membros imediatamente após a sua celebração. No entanto, qualquer obrigação de notificação automática de contratos deve ser proporcionada. A aplicação desta obrigação aos contratos entre um fornecedor e um comprador que abranjam 40 % do mercado nacional constitui um bom equilíbrio em termos de eficiência administrativa e estabelece obrigações claras para os participantes no mercado. Tal não significa que outros contratos de fornecimento de gás não sejam também relevantes para a segurança do aprovisionamento. Por conseguinte, os Estados-Membros devem ter o direito de impor esta obrigação relativamente a outros contratos que possam ter repercussões negativas na segurança de aprovisionamento de um Estado-Membro, de uma região ou da União no seu conjunto. A Comissão deve ter o mesmo acesso aos contratos de fornecimento de gás que os Estados-Membros, tendo em conta o seu papel na avaliação da coerência e eficácia dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência com vista a enfrentar os riscos para a segurança do aprovisionamento aos níveis nacional, regional e da UE. A Comissão pode convidar os Estados-Membros a alterarem os seus planos a fim de ter em conta as informações obtidas com base nos contratos. A confidencialidade das informações comercialmente sensíveis deve ser preservada. Um melhor acesso da Comissão a informações sobre os contratos comerciais não deve afetar os trabalhos em curso de monitorização do mercado do gás pela Comissão, pelo que esta deve intervir caso sejam constatadas violações do direito da União. As disposições do presente regulamento não devem, de forma alguma, prejudicar o direito da Comissão de instaurar processos por infração ao abrigo do artigo 258.º do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia (TFUE) e de velar pela aplicação das regras em matéria de concorrência, incluindo os auxílios estatais.

(40)O Grupo de Coordenação do Gás deve funcionar como conselheiro da Comissão a fim de a assistir na coordenação das medidas de segurança do aprovisionamento caso se verifique uma emergência na União. Deve igualmente monitorizar a adequação e a conveniência das medidas a tomar ao abrigo do presente regulamento, incluindo a coerência dos planos de ação preventivos e dos planos de emergência elaborados pelas diferentes regiões e analisados por equipas de pares.

(41)Um dos objetivos da União é reforçar a Comunidade da Energia com vista a assegurar a aplicação efetiva do acervo da União em matéria de energia, das reformas do mercado da energia e do incentivo ao investimento no setor energético mediante uma integração mais estreita dos mercados da energia da União e da Comunidade da Energia. Tal implica também estabelecer uma gestão comum das crises, propondo planos preventivos de ação e de emergência a nível regional, incluindo as Partes Contratantes da Comunidade da Energia. Além disso, a Comunicação da Comissão relativa à resiliência de curto prazo da rede europeia de gás, de outubro de 2014, refere a necessidade de aplicar as regras do mercado interno da energia aos fluxos de energia entre os Estados-Membros da União e as Partes Contratantes da Comunidade da Energia. Nesta matéria, a fim de assegurar uma gestão eficaz das crises nas fronteiras entre os Estados-Membros da União e outras Partes Contratantes, devem ser adotadas as modalidades necessárias na sequência da adoção de um ato conjunto, a fim de permitir uma cooperação específica com qualquer uma das Partes Contratantes da Comunidade da Energia, uma vez adotadas as disposições de reciprocidade necessárias.

(42)Tendo em conta que os fornecimentos de gás provenientes de países terceiros são fundamentais para a segurança do aprovisionamento de gás da União, a Comissão deve coordenar as ações relativas a esses países, trabalhar em conjunto com os países fornecedores e de trânsito no estabelecimento de modalidades para enfrentar situações de crise e garantir um fluxo de gás estável para a União. A Comissão deve estar habilitada a criar uma task force que monitorize os fluxos de gás para o interior da União em situações de crise, em consulta com os países terceiros envolvidos, e que, caso se verifique uma crise provocada por dificuldades num país terceiro, atue na qualidade de mediador e facilitador.

(43)Quando há informações fidedignas sobre uma situação fora da União que ameaça a segurança do aprovisionamento de um ou vários Estados-Membros e que possa desencadear um mecanismo de alerta precoce que envolva a União e um país terceiro, a Comissão deve informar sem demora o Grupo de Coordenação do Gás e a União deve tomar as medidas apropriadas para resolver a situação.

(44)Os Estados-Membros agindo isoladamente não podem atingir, de forma satisfatória, o objetivo do presente regulamento, nomeadamente garantir a segurança do aprovisionamento de gás na União. Tendo em consideração a escala ou os efeitos da ação, este objetivo pode ser melhor alcançado ao nível da União. Por conseguinte, a União pode adotar medidas em conformidade com o princípio da subsidiariedade consagrado no artigo 5.º do Tratado da União Europeia. Em conformidade com o princípio da proporcionalidade consagrado no mesmo artigo, o presente regulamento não excede o necessário para realizar esse objetivo.

(45)A fim de permitir uma resposta rápida da União à evolução das circunstâncias ligadas à segurança do aprovisionamento de gás, o poder de adoção de atos ao abrigo do artigo 290.º do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia deve ser delegado na Comissão no que diz respeito à alteração das regiões e dos modelos para a avaliação dos riscos e para os planos. É particularmente importante que a Comissão proceda às consultas adequadas durante os trabalhos preparatórios, inclusive a nível dos peritos. Na preparação e elaboração de atos delegados, deve assegurar que os documentos relevantes sejam transmitidos simultaneamente ao Parlamento Europeu e ao Conselho, em tempo útil e de forma adequada.

(46)O Regulamento (UE) n.º 994/2010 deve ser revogado. A fim de assegurar a continuidade, os planos preventivos de ação e os planos de emergência elaborados em aplicação do Regulamento (CE) n.º 994/2010 devem permanecer em vigor até à adoção de novos planos preventivos de ação e planos de emergência elaborados ao abrigo do presente regulamento.

ADOTARAM O PRESENTE REGULAMENTO:

Artigo 1.º
Objeto

O presente regulamento estabelece disposições destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento de gás, assegurando o funcionamento correto e contínuo do mercado interno do gás natural («gás»), permitindo a execução de medidas excecionais quando o mercado já não é capaz de assegurar o necessário aprovisionamento de gás e estabelecendo, de forma clara, uma definição e uma atribuição de responsabilidades entre as empresas de gás natural, os Estados-Membros e a União, tanto em termos de ação preventiva como de reação a perturbações concretas do aprovisionamento. O presente regulamento estabelece também mecanismos de transparência, num espírito de solidariedade, para a coordenação do planeamento e da resposta a situações de emergência ao nível dos Estados-Membros, das regiões e da União.

Artigo 2.º
Definições

Para efeitos do presente regulamento, são aplicáveis as definições constantes do artigo 2.º da Diretiva 2009/73/CE 21  e do artigo 2.º do Regulamento (CE) n.º 715/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho 22 .

As seguintes definições são igualmente aplicáveis:

(1)«Cliente protegido», um cliente doméstico ligado a uma rede de distribuição de gás, podendo também incluir, se o Estado-Membro em causa assim o decidir, uma ou mais das seguintes entidades:

(a)Uma pequena ou média empresa, desde que esteja ligada a uma rede de distribuição de gás, ou um serviço social essencial, desde que esteja ligado a uma rede de distribuição ou de transporte de gás e desde que essas empresas ou serviços não representem, em conjunto, mais de 20 % do consumo total anual final de gás nesse Estado-Membro;

(b)Uma instalação de aquecimento urbano, na medida em que proporcione aquecimento a clientes domésticos ou às empresas ou serviços referidos na alínea a), desde que essa instalação não permita uma mudança para outros combustíveis e esteja ligada a uma rede de distribuição ou de transporte de gás;

(2)«Serviço social essencial», um serviço de cuidados de saúde, de emergência ou de segurança;

(3)«Entidade reguladora nacional», uma entidade reguladora nacional designada nos termos do artigo 39.º, n.º 1, da Diretiva 2009/73/CE.

Artigo 3.º
Responsabilidade pela segurança do aprovisionamento de gás

1.A segurança do aprovisionamento de gás é uma responsabilidade partilhada pelas empresas de gás natural, pelos Estados-Membros, designadamente através das respetivas autoridades competentes, e pela Comissão, nas respetivas esferas de atividade e de competência.

2.Cada Estado-Membro deve designar uma autoridade governamental nacional ou uma entidade reguladora nacional como autoridade competente responsável por garantir a execução das medidas previstas no presente regulamento. As autoridades competentes devem cooperar entre si na aplicação do presente regulamento. Os Estados-Membros podem permitir à autoridade competente delegar noutros organismos funções específicas previstas no presente regulamento. Essas funções delegadas devem ser executadas sob a supervisão da autoridade competente e ser especificadas nos planos referidos no artigo 7.º. A declaração de qualquer um dos níveis de crise a que se refere o artigo 10.º, n.º 1, apenas pode ser delegada numa autoridade pública.

3.Cada Estado-Membro deve notificar sem demora à Comissão o nome da autoridade competente e quaisquer alterações subsequentes. Cada Estado-Membro deve divulgar publicamente o nome da autoridade pública competente.

4.Para fins da execução das medidas previstas no presente regulamento, a autoridade competente deve definir os papéis e as responsabilidades dos diversos intervenientes de molde a assegurar o respeito de uma abordagem em três níveis que envolva, em primeiro lugar, as empresas de gás natural relevantes e a indústria, em seguida os Estados-Membros a nível nacional ou regional e, por fim, a União.

5.A Comissão deve, quando adequado, coordenar a ação das autoridades competentes a nível regional e da União, conforme previsto no presente regulamento, designadamente por intermédio do Grupo de Coordenação do Gás referido no artigo 14.º ou do grupo de gestão de crises referido no artigo 11.º, n.º 4, em particular caso se verifique uma emergência a nível regional ou da União, conforme definida no artigo 11.º, n.º 1.

6.As medidas destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento constantes dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência devem ser claramente definidas, transparentes, proporcionadas, não discriminatórias e verificáveis, não devem distorcer indevidamente a concorrência, não devem obstar ao funcionamento eficaz do mercado interno do gás nem devem pôr em perigo a segurança do aprovisionamento de gás dos outros Estados-Membros ou da União no seu conjunto.

7.A composição das regiões para fins da cooperação regional, conforme prevista no presente regulamento, deve basear-se nos seguintes critérios:

(a)Proximidade geográfica;

(b)Interligações e capacidades de interligação existentes e planeadas entre os Estados-Membros, bem como os padrões de aprovisionamento;

(c)Possibilidade de congregar recursos e de equilibrar os riscos para a segurança do aprovisionamento de gás em toda a região;

(d)Desenvolvimento e maturidade do mercado;

(e)Número gerível de Estados-Membros em cada região;

(f)Na medida do possível, estruturas de cooperação regional existentes.

A lista das regiões e a sua composição figura no anexo I.

A Comissão está habilitada a adotar atos delegados, em conformidade com o disposto no artigo 18.º, para fins de alteração do anexo I com base nos critérios enunciados no presente número, primeiro parágrafo, se as circunstâncias justificarem a alteração de uma região.

Artigo 4.º
Norma relativa às infraestruturas

1.Os Estados-Membros ou, quando um Estado-Membro assim o decida, a autoridade competente devem assegurar que sejam tomadas as medidas necessárias para que, caso se verifique uma perturbação na maior infraestrutura individual de gás, a capacidade das restantes infraestruturas, determinada segundo a fórmula N-1 prevista no anexo II, ponto 2, possa, sem prejuízo do disposto no n.º 2 do presente artigo, satisfazer a procura total de gás da zona de cálculo durante um dia de procura de gás excecionalmente elevada, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos. Esta disposição em nada prejudica a responsabilidade dos operadores de rede de procederem aos investimentos correspondentes nem as obrigações dos operadores das redes de transporte estabelecidas na Diretiva 2009/73/CE e no Regulamento (CE) n.º 715/2009.

2.A obrigação de assegurar que as restantes infraestruturas disponham da capacidade técnica para satisfazer a procura total de gás, de acordo com o disposto no n.º 1, deve também ser considerada como cumprida caso a autoridade competente demonstre, no plano preventivo de ação, que uma perturbação do aprovisionamento pode ser suficiente e atempadamente compensada por medidas adequadas no lado da procura, baseadas no mercado. Com esse fim em vista, deve ser utilizada a fórmula prevista no anexo II, ponto 4.

3.Quando adequado, em função da avaliação dos riscos referida no artigo 6.º, as autoridades competentes de Estados-Membros vizinhos podem acordar cumprir conjuntamente a obrigação estabelecida no n.º 1 do presente artigo. Nesse caso, as autoridades competentes devem incluir, no plano preventivo de ação, o cálculo da fórmula N-1, juntamente com uma explicação do modo como as disposições acordadas permitem cumprir essa obrigação. É aplicável o anexo II, ponto 5.

4.Os operadores de redes de transporte devem disponibilizar uma capacidade física permanente de transporte de gás em ambos os sentidos («capacidade bidirecional») em todas as interligações entre Estados-Membros, exceto:

(a)No caso de ligações a instalações de produção, a instalações de GNL e a redes de distribuição; ou

(b)Quando foi concedida uma isenção dessa obrigação.

Para fins do procedimento destinado a disponibilizar ou reforçar a capacidade bidirecional permanente numa interligação ou a obter ou prorrogar uma isenção a essa obrigação, é aplicável o anexo III.

5.As autoridades reguladoras nacionais devem ter em conta os custos eficientemente incorridos resultantes do cumprimento da obrigação prevista no n.º 1 e os custos da disponibilização de capacidade bidirecional permanente, a fim de concederem os incentivos adequados quando estabelecem ou aprovam, de forma transparente e pormenorizada, tarifas ou metodologias nos termos do artigo 41.º, n.º 8, da Diretiva 2009/73/CE e do artigo 13.º do Regulamento (CE) n.º 715/2009.

6.Na medida em que não seja exigido pelo mercado um investimento para a disponibilização ou o reforço da capacidade bidirecional, e caso esse investimento acarrete custos em mais do que um Estado-Membro ou num Estado-Membro em benefício de outro Estado-Membro, as autoridades reguladoras nacionais de todos os Estados-Membros em causa devem decidir conjuntamente a repartição dos custos, antes da tomada de uma decisão sobre qualquer investimento. A repartição dos custos deve ter particularmente em conta a proporção dos benefícios dos investimentos em infraestruturas para o aumento da segurança do aprovisionamento dos Estados-Membros em causa, bem como os investimentos já realizados nas infraestruturas em causa.

7.A autoridade competente deve assegurar que qualquer nova infraestrutura de transporte contribua para a segurança do aprovisionamento mediante o desenvolvimento de uma rede bem articulada, incluindo, quando adequado, através de um número suficiente de pontos de entrada e de saída transfronteiriços, de acordo com a procura do mercado e os riscos identificados. A autoridade competente deve determinar, no âmbito da avaliação dos riscos, se existem pontos de estrangulamento internos e se a capacidade e as infraestruturas de entrada a nível nacional e, em particular, as redes de transporte são capazes de adaptar os fluxos de gás nacionais e transfronteiriços ao cenário de uma perturbação na maior infraestrutura individual de gás a nível nacional e na maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para a região identificada na avaliação dos riscos.

8.A título de exceção, o Luxemburgo, a Eslovénia e a Suécia não estão vinculados pela obrigação prevista no n.º 1 do presente artigo, mas devem procurar cumpri-la, garantindo simultaneamente o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos, nos termos do artigo 5.º. Esta exceção é aplicável enquanto:

(a)No caso do Luxemburgo: o país dispuser de, pelo menos, duas interligações com outros Estados-Membros e de, pelo menos, duas fontes de aprovisionamento diferentes e não dispuser de instalações de armazenamento de gás no seu território;

(b)No caso da Eslovénia: o país dispuser de, pelo menos, duas interligações com outros Estados-Membros e de, pelo menos, duas fontes de aprovisionamento diferentes e não dispuser de instalações de armazenamento de gás nem de instalações de GNL no seu território;

(c)No caso da Suécia: o país não assegurar no seu território o trânsito de gás para outros Estados-Membros, tiver um consumo interno bruto anual de gás inferior a 2 Mtoe e menos de 5 % do seu consumo total de energia primária ser proveniente do gás.

O Luxemburgo, a Eslovénia e a Suécia devem proceder, de modo transparente, pormenorizado e não discriminatório, a testes de mercado periódicos sobre investimentos em infraestruturas e devem tornam públicos os respetivos resultados. Os Estados-Membros devem informar a Comissão de qualquer alteração nas condições visadas no primeiro parágrafo. A exceção estabelecida no primeiro parágrafo deixa de ser aplicável se pelo menos uma das condições referidas deixar de ser cumprida.

Até 3 de dezembro de 2018, o Luxemburgo, a Eslovénia e a Suécia devem apresentar à Comissão um relatório descrevendo a situação no que diz respeito às respetivas condições estabelecidas no referido parágrafo e às perspetivas de cumprimento da obrigação constante do n.º 1, tendo em consideração o impacto económico da satisfação da norma relativa às infraestruturas, os resultados dos testes de mercado, o desenvolvimento do mercado do gás e os projetos de infraestruturas de gás na região. Com base no referido relatório e caso se mantenha o cumprimento das respetivas condições estabelecidas no primeiro parágrafo, a Comissão pode decidir que a exceção pode continuar a ser aplicada por um período adicional de quatro anos. Em caso de decisão positiva, o procedimento estabelecido no presente parágrafo deve ser repetido ao fim de quatro anos.

Artigo 5.º
Norma de aprovisionamento

1.A autoridade competente deve solicitar às empresas de gás natural por si identificadas que tomem medidas para garantir o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos do Estado-Membro em cada um dos seguintes casos:

(a)Temperaturas extremas durante um período de pico de 7 dias, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos;

(b)Um período de pelo menos 30 dias de procura de gás excecionalmente elevada, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos;

(c)Para um período de pelo menos 30 dias em caso de perturbação na maior infraestrutura individual de aprovisionamento de gás em condições invernais médias.

Até 31 de março de 2017, os Estados-Membros devem notificar à Comissão a sua definição de clientes protegidos, os volumes de consumo anual de gás dos clientes protegidos e a percentagem de consumo total final de gás que representam nesse Estado-Membro. Quando um Estado-Membro inclui na sua definição de clientes protegidos as categorias referidas no artigo 2.º, n.º 1, alínea a) ou b), deve especificar na notificação à Comissão os volumes de consumo de gás correspondentes aos consumidores nessas categorias e a percentagem que cada um desses grupos de consumidores representa em termos de consumo anual final de gás.

A autoridade competente deve identificar as empresas de gás natural visadas no primeiro parágrafo e indicá-las no plano preventivo de ação. Quaisquer novas medidas destinadas a garantir o respeito da norma de aprovisionamento devem estar em conformidade com o procedimento estabelecido no artigo 8.º, n.º 4.

Os Estados-Membros podem cumprir a obrigação estabelecida no primeiro parágrafo mediante a substituição do gás por outra fonte de energia na medida em que seja assegurado o mesmo nível de proteção.

2.Qualquer norma de reforço do aprovisionamento de duração superior ao período de 30 dias referido no n.º 1, alíneas b) e c), ou qualquer obrigação adicional imposta por razões de segurança do aprovisionamento de gás, deve basear-se na avaliação dos riscos a que se refere o artigo 6.º, refletir-se no plano preventivo de ação e:

(a)Deve cumprir o disposto no artigo 3.º, n.º 6;

(b)Não deve ter um impacto negativo na capacidade de outro Estado-Membro para assegurar o aprovisionamento dos seus clientes protegidos nos termos do presente artigo, caso se verifique uma emergência a nível nacional, regional ou da União; e

(c)Deve observar os critérios estabelecidos no artigo 11.º, n.º 5, caso se verifique uma emergência a nível regional ou da União.

Deve ser incluída no plano preventivo de ação uma justificação da conformidade das medidas visadas no primeiro parágrafo com as condições previstas no referido número. Além disso, qualquer nova medida visada no primeiro parágrafo deve estar em conformidade com o procedimento estabelecido no artigo 8.º, n.º 4.

3.Após os períodos definidos pela autoridade competente nos termos dos n.os 1 e 2, ou em condições mais adversas do que as estabelecidas no n.º 1, a autoridade competente e as empresas de gás natural devem procurar manter, na medida do possível, o aprovisionamento de gás, em particular aos clientes protegidos.

4.As obrigações impostas às empresas de gás natural para o cumprimento da norma de aprovisionamento prevista no presente artigo não devem ser discriminatórias nem impor encargos indevidos a essas empresas.

5.As empresas de gás natural estão autorizadas a cumprir as suas obrigações previstas no presente artigo a nível regional ou a nível da União, conforme adequado. As autoridades competentes não devem exigir que as normas estabelecidas no presente artigo sejam cumpridas tendo apenas em conta as infraestruturas situadas no seu território.

6.As autoridades competentes devem garantir que sejam estabelecidas condições para o aprovisionamento dos clientes protegidos sem prejuízo do bom funcionamento do mercado interno da energia e a um preço que respeite o valor de mercado dos aprovisionamentos.

Artigo 6.º
Avaliação dos riscos

1.As autoridades competentes de cada região que figura na lista do anexo I devem, em conjunto, proceder a uma avaliação a nível regional de todos os riscos que afetam a segurança do aprovisionamento de gás. A avaliação deve ter em conta todos os riscos relevantes, tais como catástrofes naturais e riscos tecnológicos, comerciais, sociais, políticos e outros. A avaliação dos riscos deve ser efetuada:

(a)De acordo com as normas especificadas nos artigos 4.º e 5.º. A avaliação dos riscos deve descrever o cálculo da fórmula N-1 a nível nacional e incluir um cálculo da fórmula N-1 a nível regional. A avaliação dos riscos deve incluir também os pressupostos utilizados, nomeadamente os relativos ao cálculo da fórmula N-1 a nível regional, bem como os dados necessários para esse cálculo. O cálculo da fórmula N-1 a nível nacional deve ser acompanhado da simulação de uma perturbação na maior infraestrutura individual utilizando um modelo hidráulico, bem como um cálculo da fórmula N-1 com o nível de gás em instalações de armazenamento a 30 % e 100 % da capacidade total;

(b)Tomando em consideração todas as circunstâncias nacionais e regionais relevantes, nomeadamente a dimensão do mercado, a configuração da rede, os fluxos reais, incluindo os fluxos de saída dos Estados-Membros em causa, a possibilidade de fluxos físicos de gás em ambos os sentidos, incluindo a potencial necessidade de um reforço consequente da rede de transporte, a presença de capacidades de produção e armazenamento e o papel do gás no cabaz energético, em particular no que se refere ao aquecimento urbano, à produção de eletricidade e ao funcionamento das indústrias, bem como considerações relacionadas com a segurança e a qualidade do gás;

(c)Testando vários cenários de procura excecionalmente elevada e de perturbações do aprovisionamento, tendo em conta o historial, a probabilidade, a estação, a frequência e a duração da sua ocorrência e avaliando as suas prováveis consequências, tais como:

i)perturbação nas infraestruturas relevantes para a segurança do aprovisionamento, nomeadamente infraestruturas de transporte, instalações de armazenamento ou terminais de GNL, incluindo a maior infraestrutura identificada para o cálculo da fórmula N-1, e

ii)perturbação do aprovisionamento por parte de fornecedores de países terceiros, bem como, quando adequado, os riscos geopolíticos;

(d)Identificação da interação e correlação dos riscos entre os Estados-Membros da região e com outros Estados-Membros, conforme adequado, incluindo nomeadamente o que diga respeito a interligações, aprovisionamentos transfronteiriços, acesso transfronteiriço a instalações de armazenamento e capacidade bidirecional;

(e)Tomando em consideração a capacidade máxima de interligação de cada ponto fronteiriço de entrada e de saída e os vários níveis de enchimento das instalações de armazenamento.

2.As autoridades competentes de cada região devem chegar a acordo sobre um mecanismo de cooperação para a realização da avaliação dos riscos no prazo previsto no n.º 5 do presente artigo. As autoridades competentes devem informar o Grupo de Coordenação do Gás sobre o mecanismo de cooperação acordado para a realização da avaliação dos riscos 18 meses antes do termo do prazo para a adoção da avaliação dos riscos e das respetivas atualizações. A Comissão pode ter um papel de facilitador geral na preparação da avaliação dos riscos, em especial para o estabelecimento deste mecanismo de cooperação. Se as autoridades competentes de uma região não chegarem a acordo sobre um mecanismo de cooperação, a Comissão pode propor um mecanismo de cooperação para essa região.

No âmbito do mecanismo de cooperação acordado, cada autoridade competente deve partilhar e atualizar, um ano antes do termo do prazo para a notificação da avaliação dos riscos, todos os dados nacionais necessários para a preparação dessa avaliação, nomeadamente para o teste dos diferentes cenários referidos no n.º 1, alínea c).

3.A avaliação dos riscos deve ser preparada em conformidade com o modelo constante do anexo IV. A Comissão deve estar habilitada, nos termos do artigo 18.º, a adotar atos delegados para fins de alteração dos referidos modelos.

4.As empresas de gás natural, os clientes industriais de gás, as organizações relevantes representativas dos interesses dos clientes domésticos e industriais de gás, bem como os Estados-Membros e a autoridade reguladora nacional, caso não seja a autoridade competente, devem cooperar com as autoridades competentes e facultar-lhe, a pedido, todas as informações necessárias para a avaliação dos riscos.

5.A avaliação dos riscos, uma vez acordada por todos os Estados-Membros na região, deve ser notificada à Comissão pela primeira vez o mais tardar em 1 de setembro de 2018. A avaliação dos riscos deve ser atualizada de quatro em quatro anos, a menos que as circunstâncias justifiquem atualizações mais frequentes. A avaliação dos riscos deve ter em conta os progressos realizados em termos dos investimentos necessários para satisfazer a norma relativa às infraestruturas definida no artigo 4.º e as dificuldades específicas verificadas em cada país na implementação de novas soluções alternativas. A avaliação deve também ter em consideração a experiência adquirida na simulação dos planos de emergência previstos no artigo 9.º, n.º 2.

6.Até 1 de novembro de 2017, a REORT para o Gás deve efetuar uma simulação a nível de toda a União dos cenários de perturbações no aprovisionamento e nas infraestruturas. Os cenários devem ser definidos pela REORT para o Gás, em consulta com o Grupo de Coordenação do Gás. As autoridades competentes devem facultar à REORT para o Gás os dados necessários para as simulações, tais como os valores dos picos de procura, a capacidade de produção e as medidas do lado da procura. As autoridades competentes devem ter em conta os resultados das simulações na preparação das avaliações dos riscos, dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência. A simulação a nível de toda a União dos cenários de perturbações no aprovisionamento e nas infraestruturas deve ser atualizada de quatro em quatro anos, a menos que as circunstâncias justifiquem atualizações mais frequentes.

Artigo 7.º
Estabelecimento dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência

1.As autoridades competentes dos Estados-Membros de cada região que figura na lista do anexo I, depois de consultar as empresas de gás natural, as organizações relevantes representativas dos interesses dos clientes domésticos e industriais de gás, incluindo os produtores de eletricidade, bem como as entidades reguladoras nacionais, caso não sejam as autoridades competentes, devem estabelecer conjuntamente:

(a)Um plano preventivo de ação com as medidas a adotar para eliminar ou atenuar os riscos identificados na região, incluindo os riscos de dimensão puramente nacional, em conformidade com a avaliação dos riscos efetuada nos termos do artigo 6.º e em conformidade com o artigo 8.º; e

(b)Um plano de emergência com as medidas a tomar para eliminar ou atenuar o impacto de uma perturbação no aprovisionamento de gás na região, incluindo acontecimentos de dimensão puramente nacional, de acordo com o disposto no artigo 9.º.

2.As autoridades competentes de cada região devem chegar a acordo sobre um mecanismo de cooperação com a antecedência suficiente para permitir a elaboração dos planos e a sua notificação, bem como a notificação dos planos atualizados.

As medidas necessárias para eliminar ou atenuar os riscos de dimensão puramente nacional, bem como as medidas a tomar para eliminar ou atenuar o impacto de acontecimentos que, devido à sua dimensão limitada, devem ser tratados apenas a nível nacional, devem ser elaboradas por cada autoridade competente da região e incluídas nos planos elaborados a nível regional. As referidas medidas nacionais não devem prejudicar, de modo algum, a eficácia das medidas a nível regional. Cada autoridade competente deve igualmente identificar domínios para a cooperação regional e possíveis ações conjuntas. As medidas nacionais, juntamente com as propostas de medidas de cooperação regional, devem ser comunicadas às outras autoridades competentes na região um ano antes do termo do prazo para a notificação dos planos.

As autoridades competentes devem informar regularmente o Grupo de Coordenação do Gás sobre os progressos realizados na preparação e adoção dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência. Em especial, as autoridades competentes devem informar o Grupo de Coordenação do Gás sobre o mecanismo de cooperação acordado com uma antecedência de 18 meses relativamente ao termo do prazo para a adoção dos planos, bem como das respetivas atualizações. A Comissão pode desempenhar um papel de facilitador geral na preparação dos planos, em especial no que diz respeito ao estabelecimento do mecanismo de cooperação. Se as autoridades competentes de uma região não chegarem a acordo sobre um mecanismo de cooperação, a Comissão pode propor um mecanismo de cooperação para essa região. As autoridades competentes devem assegurar a monitorização regular da execução dos referidos planos.

3.O plano preventivo de ação e o plano de emergência devem ser elaborados em conformidade com os modelos constantes do anexo V. A Comissão está habilitada a adotar atos delegados ao abrigo do artigo 18.º a fim de proceder à alteração desses modelos.

4.Os planos preventivos de ação e os planos de emergência devem ser adotados por todos os Estados da região, disponibilizados ao público e comunicados à Comissão o mais tardar até 1 de março de 2019. A referida notificação deve ter lugar uma vez aprovados os planos por todos os Estados-Membros na região. A Comissão deve informar o Grupo de Coordenação do Gás sobre a notificação dos planos e proceder à sua publicação no sítio Web da Comissão.

5.No prazo de quatro meses a contar da data de notificação pelas autoridades competentes, a Comissão deve proceder à avaliação dos referidos planos tendo em devida consideração a análise pelos pares e os pontos de vista expressos no âmbito do Grupo de Coordenação do Gás. O anexo VI é aplicável ao procedimento de análise pelos pares.

A Comissão deve emitir um parecer dirigido às autoridades competentes da região com a recomendação de procederem à revisão do respetivo plano preventivo de ação ou plano de emergência se for considerado que o plano:

(a)Não é eficaz para atenuar os riscos identificados no âmbito da avaliação dos riscos;

(b)Carece de coerência com os cenários de riscos avaliados ou com os planos de outra região;

(c)Pode distorcer a concorrência ou entravar o funcionamento do mercado interno da energia;

(d)Não está em conformidade com as disposições do presente regulamento ou com outras disposições do direito da União;

(e)Põe em perigo a segurança do aprovisionamento de gás de outros EstadosMembros ou da União no seu conjunto.

6.No prazo de três meses a contar da notificação do parecer da Comissão a que se refere o n.º 4, as autoridades competentes em causa devem notificar à Comissão o plano alterado ou informá-la das razões por que não estão de acordo com as recomendações.

Em caso de desacordo, a Comissão pode, no prazo de três meses a contar da data da resposta das autoridades competentes, tomar uma decisão exigindo a alteração do plano relevante. As autoridades competentes devem adotar e publicar o plano no prazo de três meses a contar da notificação da decisão da Comissão.

7.A confidencialidade das informações comercialmente sensíveis deve ser preservada.

8.Os planos preventivos de ação e os planos de emergência elaborados ao abrigo do Regulamento (UE) n.º 994/2010, atualizados conforme adequado, devem permanecer em vigor até à adoção dos novos planos preventivos de ação e de emergência referidos no n.º 1.

Artigo 8.º
Conteúdo dos planos preventivos de ação

1.O plano preventivo de ação deve conter:

(a)Os resultados da avaliação dos riscos e um resumo dos cenários considerados, conforme previsto no artigo 6.º, n.º 1, alínea c);

(b)A definição de clientes protegidos em cada Estado-Membro da região e a informação descrita no artigo 5.º, n.º 1, segundo parágrafo;

(c)As medidas, os volumes e as capacidades necessários para satisfazer as normas relativas às infraestruturas e ao aprovisionamento em cada Estado-Membro da região, nos termos dos artigos 4.º e 5.º, incluindo, quando aplicável, o nível a que as medidas do lado da procura podem constituir compensação suficiente e atempada para uma perturbação do aprovisionamento a que se refere o artigo 4.º, n.º 2, a identificação da maior infraestrutura individual de gás de interesse comum caso seja aplicável o artigo 4.º, n.º 3, os volumes de gás necessários por categoria de clientes protegidos e por cenário conforme referido no artigo 5.º, n.º 1, bem como qualquer norma de reforço do aprovisionamento ao abrigo do artigo 5.º, n.º 2, incluindo a justificação do cumprimento das condições estabelecidas no artigo 5.º, n.º 2, e a descrição de um mecanismo para reduzir temporariamente uma eventual norma de reforço do aprovisionamento ou obrigação adicional em conformidade com o disposto no artigo 12.º;

(d)As obrigações impostas às empresas de gás natural e a outros organismos relevantes suscetíveis de ter um impacto na segurança do aprovisionamento de gás, tais como obrigações relativas à segurança do funcionamento da rede de gás;

(e)Outras medidas preventivas destinadas a enfrentar os riscos identificados na avaliação dos riscos, como as relacionadas com a necessidade de reforçar as interligações entre Estados-Membros vizinhos e a possibilidade de diversificar as vias e fontes de aprovisionamento de gás, quando adequado, para fazer face aos riscos identificados de modo a manter o aprovisionamento de gás a todos os clientes na medida do possível;

(f)As informações sobre o impacto económico, a eficácia e a eficiência das medidas constantes do plano, incluindo as obrigações referidas na alínea k);

(g)A descrição dos efeitos das medidas constantes do plano no funcionamento do mercado interno da energia, bem como dos mercados nacionais, incluindo as obrigações referidas na alínea k);

(h)A descrição do impacto das medidas no ambiente e nos consumidores;

(i)Os mecanismos a utilizar na cooperação com outros Estados-Membros, incluindo os mecanismos para a preparação e execução dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência;

(j)As informações sobre interligações existentes e futuras, incluindo as que proporcionam o acesso à rede de gás da União, os fluxos transfronteiriços, o acesso transfronteiriço a instalações de armazenamento e a instalações de GNL e a capacidade bidirecional, em particular em caso de emergência;

(k)As informações sobre todas as obrigações de serviço público relacionadas com a segurança do aprovisionamento de gás.

2.O plano preventivo de ação, em particular as ações destinadas a respeitar a norma relativa às infraestrutura estabelecida no artigo 4.º, deve ter em conta o plano decenal de desenvolvimento da rede à escala da União a elaborar pela REORT para o Gás de acordo com o disposto no artigo 8.º, n.º 10, do Regulamento (CE) n.º 715/2009.

3.O plano preventivo de ação deve basear-se principalmente em medidas de mercado e não deve criar um ónus indevido às empresas de gás natural ou ter um impacto negativo no funcionamento do mercado interno do gás.

4.Os Estados-Membros devem proceder a uma avaliação de impacto de todas as medidas preventivas não baseadas no mercado a adotar após a entrada em vigor do presente regulamento, incluindo as medidas destinadas a respeitar a norma de aprovisionamento estabelecida no artigo 5.º, n.º 1, e a norma de reforço do aprovisionamento estabelecida no artigo 5.º, n.º 2. A referida avaliação de impacto deve incluir, pelo menos, os seguintes elementos:

(a)Impacto da medida proposta no desenvolvimento do mercado nacional do gás e na concorrência a nível nacional;

(b)Impacto das medidas propostas no mercado interno do gás;

(c)Potenciais impactos na segurança do aprovisionamento de gás dos EstadosMembros vizinhos, nomeadamente no que diz respeito às medidas que possam reduzir a liquidez nos mercados regionais ou restringir os fluxos para Estados-Membros vizinhos;

(d)Custos e benefícios das medidas, avaliados relativamente a medidas alternativas baseadas no mercado;

(e)Avaliação da necessidade e da proporcionalidade da medida em comparação com possíveis medidas baseadas no mercado;

(f)Abertura da medida, a fim de assegurar a igualdade de oportunidades para todos os participantes no mercado;

(g)Estratégia de eliminação progressiva, duração prevista da medida considerada e calendário de revisão adequado.

A análise a que se referem as alíneas a) e b) deve ser efetuada pelas autoridades reguladoras nacionais.

5.A avaliação de impacto e as medidas adotadas devem ser publicadas pela autoridade competente e notificadas à Comissão. No prazo de quatro meses a contar da data da notificação, a Comissão deve adotar uma decisão e pode solicitar aos EstadosMembros que alterem as medidas adotadas. Esse prazo começa a correr no dia seguinte ao da receção de uma notificação completa. O prazo pode ser prorrogado com o acordo da Comissão e do Estado-Membro em causa.

A Comissão pode tomar uma decisão que exija a alteração ou a retirada de uma medida, quando a medida é:

(a)Suscetível de distorcer o mercado interno da União;

(b)Suscetível de distorcer o desenvolvimento do mercado nacional do gás;

(c)Desnecessária ou desproporcionada para fins de garantia da segurança do aprovisionamento; ou

(d)Suscetível de pôr em perigo a segurança do aprovisionamento de outros Estados-Membros.

A medida adotada só deve entrar em vigor depois de aprovada pela Comissão ou alterada em conformidade com a decisão da Comissão.

6.O plano preventivo de ação deve ser atualizado de quatro em quatro anos a partir de 1 de março de 2019, exceto se as circunstâncias justificarem atualizações mais frequentes ou a pedido da Comissão. O plano atualizado deve refletir a avaliação dos riscos atualizada e os resultados dos testes efetuados em conformidade com o artigo 9.º, n.º 2. O artigo 7.º, n.os 3 a 7, é aplicável ao plano atualizado.

Artigo 9.º
Conteúdo do plano de emergência

1.O plano de emergência deve:

(a)Basear-se nos níveis de crise estabelecidos no artigo 10.º, n.º 1;

(b)Definir o papel e as responsabilidades das empresas de gás natural e dos clientes industriais de gás, incluindo os produtores de eletricidade relevantes, tendo em conta os diferentes graus em que são afetados caso se verifiquem perturbações no aprovisionamento de gás, a sua articulação com as autoridades competentes e, quando adequado, com as autoridades reguladoras nacionais em cada um dos níveis de crise definidos no artigo 10.º, n.º 1;

(c)Definir o papel e as responsabilidades das autoridades competentes e de outros organismos nos quais tenham sido delegadas funções, nos termos estabelecidos no artigo 3.º, n.º 2, em cada um dos níveis de crise definidos no artigo 10.º, n.º 1;

(d)Assegurar que seja dada oportunidade suficiente às empresas de gás natural e aos clientes industriais de gás, incluindo os produtores de eletricidade relevantes, para dar resposta a cada nível de crise;

(e)Identificar, quando adequado, as medidas a tomar e as ações a empreender para atenuar o potencial impacto de uma perturbação do aprovisionamento de gás no aquecimento urbano e no aprovisionamento de eletricidade produzida a partir do gás;

(f)Estabelecer procedimentos e medidas pormenorizadas a seguir em cada nível de crise, incluindo os correspondentes mecanismos para a transmissão de informações;

(g)Designar um gestor ou uma célula de crise e definir o seu papel;

(h)Identificar a contribuição das medidas baseadas no mercado para enfrentar a situação ao nível de alerta e para atenuar a situação ao nível de emergência;

(i)Identificar a contribuição das medidas não baseadas no mercado planeadas ou a executar para o nível de emergência e avaliar em que medida é necessária a utilização de medidas não baseadas no mercado para enfrentar uma crise. Os efeitos das medidas não baseadas no mercado devem ser avaliados e os respetivos procedimentos de execução definidos. As medidas não baseadas no mercado só devem ser utilizadas quando os mecanismos baseados no mercado, por si só, já não possam garantir o aprovisionamento, em especial dos clientes protegidos, ou para efeitos da aplicação do artigo 12.º;

(j)Descrever os mecanismos utilizados para a cooperação com outros EstadosMembros em cada nível de crise;

(k)Especificar as obrigações em matéria de comunicação de informações impostas às empresas de gás natural para os níveis de alerta e de emergência;

(l)Descrever as modalidades jurídicas e técnicas em vigor destinadas a evitar o consumo indevido de gás por parte dos clientes não protegidos que estejam ligados a uma rede de distribuição ou de transporte de gás;

(m)Descrever as modalidades técnicas e financeiras em vigor para fins de aplicação das obrigações de solidariedade estabelecidas no artigo 12.º;

(n)Elaborar uma lista de ações predefinidas com vista à disponibilização de gás em caso de emergência, incluindo acordos comerciais entre as partes envolvidas nessas ações e mecanismos de compensação para as empresas de gás natural, quando adequado, tendo devidamente em consideração a confidencialidade dos dados sensíveis. Essas ações podem incluir acordos transfronteiriços entre Estados-Membros e/ou empresas de gás natural.

2.As medidas, as ações e os procedimentos constantes do plano de emergência devem ser testados, no mínimo, duas vezes entre as suas atualizações periódicas de quatro em quatro anos referidas no n.º 3. Os Estados-Membros devem, com vista a testar o plano de emergência, simular cenários de impactos elevados a médios e respostas em tempo real de acordo com o respetivo plano de emergência. Os resultados dos testes devem ser apresentados ao Grupo de Coordenação do Gás pelas autoridades competentes.

3.O plano de emergência deve ser atualizado de quatro em quatro anos após 1 de março de 2019, exceto se as circunstâncias justificarem atualizações mais frequentes ou a pedido da Comissão. O plano atualizado deve refletir a avaliação dos riscos atualizada e as conclusões dos testes efetuados em conformidade com o disposto no n.º 2. O artigo 7.º, n.os 3 a 7, é aplicável ao plano atualizado.

4.O plano de emergência deve garantir que o acesso transfronteiriço às infraestruturas, em conformidade com disposto no Regulamento (CE) n.º 715/2009, seja mantido tanto quanto for tecnicamente possível e seguro em caso de emergência e não deve estabelecer qualquer medida que restrinja indevidamente o fluxo de gás através das fronteiras.

Artigo 10.º
Declaração de crise

1.Os três níveis de crise são os seguintes:

(a)Nível de alerta precoce (alerta precoce): quando há informações concretas, sérias e fiáveis da possibilidade de ocorrência de um acontecimento suscetível de deteriorar significativamente a situação do aprovisionamento e de ativar o nível de alerta ou de emergência; o nível de alerta precoce pode ser ativado mediante um mecanismo de alerta precoce;

(b)Nível de alerta (alerta): quando se verifica uma perturbação do aprovisionamento ou um aumento excecional da procura de gás que resulte numa deterioração significativa da situação do aprovisionamento, mas em que o mercado ainda tem condições para fazer face a essa perturbação ou a esse aumento da procura sem necessidade de recorrer a medidas não baseadas no mercado;

(c)Nível de emergência (emergência): quando se verifica um aumento excecional da procura de gás, uma perturbação significativa do aprovisionamento ou qualquer outra deterioração significativa da situação do aprovisionamento e quando já foram postas em prática todas as medidas relevantes baseadas no mercado, mas o aprovisionamento de gás continua a ser insuficiente para dar resposta à restante procura de gás, de tal modo que têm de ser tomadas medidas adicionais não baseadas no mercado para salvaguardar, nomeadamente, o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos, nos termos do artigo 5.º

2.Ao declarar um dos níveis de crise a que se refere o n.º 1, a autoridade competente deve informar imediatamente a Comissão e facultar-lhe todas as informações necessárias, designadamente sobre as ações que tenciona empreender. Caso se verifique uma emergência suscetível de resultar num pedido de assistência dirigido à União e aos seus Estados-Membros, a autoridade competente do Estado-Membro em causa deve notificar sem demora o Centro de Coordenação de Resposta de Emergência da Comissão.

3.Ao declarar uma emergência, a autoridade competente deve empreender as ações predefinidas previstas no seu plano de emergência e informar imediatamente a Comissão e as autoridades competentes da região, em especial das ações que tenciona empreender. Em circunstâncias excecionais devidamente justificadas, a autoridade competente pode tomar medidas que se afastem do plano de emergência. A autoridade competente deve informar imediatamente a Comissão e as autoridades competentes da região dessas ações e apresentar a correspondente justificação.

4.Os Estados-Membros e, em particular, as autoridades competentes devem assegurar que:

(a)Não sejam adotadas, em nenhum momento, medidas que restrinjam indevidamente os fluxos de gás no mercado interno;

(b)Não sejam adotadas medidas suscetíveis de comprometer gravemente a situação do aprovisionamento de gás noutro Estado-Membro; e

(c)Seja mantido o acesso transfronteiriço às infraestruturas, nos termos do Regulamento (CE) n.º 715/2009, na medida em que seja viável do ponto de vista técnico e de segurança, de acordo com o plano de emergência.

5.A Comissão deve verificar, o mais rapidamente possível mas em qualquer caso no prazo de cinco dias a contar da receção das informações da autoridade competente a que se refere o n.º 2, se a declaração de emergência se justifica nos termos do n.º 1, alínea c), se as medidas tomadas seguem tanto quanto possível as ações previstas no plano de emergência, se não impõem um ónus indevido às empresas de gás natural e se cumprem o disposto no n.º 4. A pedido de uma autoridade competente, das empresas de gás natural ou por sua própria iniciativa, a Comissão pode solicitar à autoridade competente que altere medidas contrárias às condições referidas na primeira frase do presente número. A Comissão pode igualmente solicitar à autoridade competente que retire a sua declaração de emergência, caso considere que a declaração não se justifica ou deixou de se justificar nos termos do n.º 1, alínea c).

No prazo de três dias a contar da notificação do pedido da Comissão, a autoridade competente deve alterar as medidas e notificar a Comissão do facto ou informá-la das razões por que não está de acordo com o pedido. Nesse caso, a Comissão pode, no prazo de três dias, alterar ou retirar o seu pedido ou, a fim de examinar a questão, convocar a autoridade competente ou, quando adequado, as autoridades competentes em causa e, se entender necessário, o Grupo de Coordenação do Gás. A Comissão deve expor pormenorizadamente os motivos que a levaram a solicitar a alteração da ação. A autoridade competente deve ter em plena consideração a posição da Comissão. Caso a decisão definitiva da autoridade competente divirja da posição da Comissão, a autoridade competente deve expor os motivos da sua decisão.

Artigo 11.º
Respostas de emergência a nível regional e da União

1.A pedido de uma autoridade competente que tenha declarado uma emergência e após ter efetuado a verificação prevista no artigo 10.º, n.º 5, a Comissão pode declarar uma emergência a nível regional ou da União. A pedido de pelo menos duas autoridades competentes que tenham declarado uma emergência e após ter efetuado a verificação prevista no artigo 10.º, n.º 5, e caso as razões dessas emergências estejam ligadas, a Comissão deve declarar uma emergência a nível regional ou da União, conforme adequado. Em qualquer dos casos, a Comissão, recorrendo aos meios de comunicação mais adequados à situação, deve reunir os pontos de vista e ter em conta todas as informações relevantes fornecidas pelas outras autoridades competentes. Quando considerar que a base invocada para a emergência a nível regional ou da União deixou de justificar uma declaração de emergência, a Comissão deve declarar o fim da emergência a nível regional ou da União. Em qualquer dos casos, a Comissão deve expor os seus motivos e informar o Conselho da sua decisão.

2.A Comissão deve convocar o Grupo de Coordenação do Gás logo que declare uma emergência a nível regional ou da União. Enquanto durar a emergência a nível regional ou da União, a Comissão pode, a pedido de pelo menos três EstadosMembros, restringir a participação no Grupo de Coordenação do Gás, durante toda ou parte de uma reunião, aos representantes dos Estados-Membros e às autoridades competentes.

3.Numa emergência a nível regional ou da União, a Comissão deve coordenar as ações das autoridades competentes, tomando em plena consideração as informações relevantes e os resultados da consulta ao Grupo de Coordenação do Gás. Em particular, a Comissão deve:

(a)Assegurar o intercâmbio de informações;

(b)Assegurar a coerência e a eficácia das ações a nível dos Estados-Membros e a nível regional por referência à escala da União;

(c)Coordenar as ações relativas aos países terceiros.

4.A Comissão pode convocar um grupo de gestão de crises composto pelos gestores de crises a que se refere o artigo 9.º, n.º 1, alínea g),dos Estados-Membros envolvidos na emergência. Em acordo com esses gestores de crises, a Comissão pode convidar outras partes interessadas relevantes a participar. A Comissão deve assegurar que o Grupo de Coordenação do Gás seja periodicamente informado dos trabalhos do grupo de gestão de crises.

5.Os Estados-Membros e, em particular, as autoridades competentes devem assegurar que:

(a)Não sejam adotadas, em momento algum, medidas que restrinjam indevidamente os fluxos de gás no mercado interno, nomeadamente os fluxos de gás para os mercados afetados;

(b)Não sejam adotadas medidas suscetíveis de comprometer gravemente a situação do aprovisionamento de gás noutro Estado-Membro; e

(c)Seja mantido o acesso transfronteiriço às infraestruturas, nos termos do Regulamento (CE) n.º 715/2009, na medida em que seja viável do ponto de vista técnico e de segurança, de acordo com o plano de emergência.

6.Caso, a pedido de uma autoridade competente ou de uma empresa de gás natural ou por sua própria iniciativa, a Comissão entenda que, numa emergência a nível regional ou da União, uma ação empreendida por um Estado-Membro ou por uma autoridade competente ou a conduta de uma empresa de gás natural é contrária ao disposto no n.º 5, a Comissão deve solicitar ao Estado-Membro ou à autoridade competente a alteração da ação em causa ou a adoção de uma ação para assegurar o cumprimento do disposto no n.º 5, apresentando as razões que justificam o seu pedido. Deve ser tomada na devida conta a necessidade de exploração da rede de gás em condições de segurança em todas as circunstâncias.

No prazo de três dias a contar da notificação do pedido da Comissão, o EstadoMembro ou a autoridade competente deve proceder à alteração da sua ação e notificar a Comissão ou expor à Comissão as razões por que não está de acordo com o pedido. Neste caso, a Comissão pode, no prazo de três dias, alterar ou retirar o pedido, convocar o Estado-Membro ou a autoridade competente e, caso entenda necessário, o Grupo de Coordenação do Gás a fim de examinar a questão. A Comissão deve expor pormenorizadamente os motivos que a levaram a solicitar a alteração da ação. O Estado-Membro ou a autoridade competente deve ter na máxima consideração a posição da Comissão. Caso a decisão definitiva da autoridade competente ou do Estado-Membro divirja da posição da Comissão, a autoridade competente ou o Estado-Membro deve expor os motivos da sua decisão.

7.Após consulta do Grupo de Coordenação do Gás, a Comissão deve estabelecer uma lista de reserva permanente para uma task force de monitorização composta por peritos da indústria e por representantes da Comissão. A referida task force de monitorização pode atuar fora da União, quando necessário, e deve monitorizar e comunicar os fluxos de gás para o interior da União, em cooperação com os países terceiros fornecedores e de trânsito.

8.A autoridade competente deve fornecer ao Centro de Coordenação de Resposta de Emergência da Comissão (CCRE) as informações sobre todas as necessidades de assistência. O CCRE deve avaliar a situação geral e aconselhar sobre a assistência a prestar aos Estados-Membros mais afetados e, quando adequado, a países terceiros.

Artigo 12.º
Solidariedade

1.Se um Estado-Membro tiver declarado o nível de crise de emergência em conformidade com o disposto no artigo 10.º, n.º 1, qualquer norma de reforço do aprovisionamento ou obrigação adicional imposta às empresas de gás natural noutros Estados-Membros ao abrigo do artigo 5.º, n.º 2, deve ser temporariamente reduzida para o nível estabelecido no artigo 5.º, n.º 1.

2.Enquanto não for satisfeito o aprovisionamento aos agregados familiares, aos serviços sociais essenciais e às instalações de aquecimento urbano no EstadoMembro que declarou a situação de emergência, apesar da aplicação da medida prevista no n.º 1, o aprovisionamento de gás a outros clientes que não sejam os agregados familiares, os serviços sociais essenciais e as instalações de aquecimento urbano em qualquer outro Estado-Membro, diretamente ligado ao Estado-Membro que declarou a situação de emergência, não deve continuar na medida em que seja necessário para permitir o aprovisionamento dos agregados familiares, dos serviços sociais essenciais e das instalações de aquecimento urbano nos Estados-Membros que declararam a situação de emergência.

O primeiro parágrafo deve ser aplicável aos serviços sociais essenciais e às instalações de aquecimento urbano, na medida em que estejam abrangidos pela definição de clientes protegidos no respetivo Estado-Membro.

3.As autoridades competentes devem adotar as medidas necessárias para que o gás não fornecido aos clientes que não sejam agregados familiares, serviços sociais essenciais e instalações de aquecimento urbano no seu território, na situação descrita no n.º 2, possa ser fornecido ao Estado-Membro em situação de emergência descrito no mesmo número para fins de aprovisionamento dos agregados familiares, dos serviços sociais essenciais e das instalações de aquecimento urbano nesse Estado-Membro.

4.As modalidades técnicas, jurídicas e financeiras para fins de aplicação do disposto no n.º 3 devem ser acordadas entre os Estados-Membros que estão diretamente ligados entre si e descritas nos planos de emergência das respetivas regiões. As referidas modalidades podem abranger, nomeadamente, os preços do gás a aplicar, a utilização das interligações, incluindo a capacidade bidirecional, os volumes de gás e a cobertura dos custos de compensação. As medidas baseadas no mercado, como os leilões, devem ser preferidas para fins de aplicação da obrigação prevista no n.º 3. Em caso de alteração das modalidades técnicas, jurídicas e financeiras necessárias para a aplicação do disposto no n.º 3, o plano de emergência relevante deve ser atualizado em conformidade.

5.O n.º 2 é aplicável a partir de 1 de março de 2019.

6.    Se os Estados-Membros não chegarem a acordo sobre as modalidades técnicas, jurídicas e financeiras necessárias, a Comissão pode propor um quadro para essas medidas no seu parecer e na decisão relativa aos planos.

Artigo 13.º
Intercâmbio de informações

1.Durante uma emergência, as empresas de gás natural em causa devem pôr diariamente à disposição da autoridade competente, em particular, as seguintes informações:

(a)Previsões da procura e da oferta diárias de gás para os três dias seguintes;

(b)Fluxo diário de gás em todos os pontos transfronteiriços de entrada e de saída, bem como em todos os pontos que ligam uma instalação de produção, uma instalação de armazenamento ou um terminal de GNL à rede, em milhões de metros cúbicos por dia;

(c)Período, expresso em dias, durante o qual é previsível que o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos possa ser assegurado.

2.Caso se verifique uma emergência a nível regional ou da União, a Comissão tem o direito de solicitar à autoridade competente que lhe forneça, sem demora, pelo menos os seguintes elementos:

(a)As informações referidas no n.º 1;

(b)As informações sobre as medidas que a autoridade competente prevê executar e sobre as que já executou com vista a atenuar a emergência, bem como as informações sobre a respetiva eficácia;

(c)Os pedidos dirigidos a outras autoridades competentes para tomarem medidas adicionais;

(d)As medidas executadas a pedido de outras autoridades competentes.

3.Após uma emergência, a autoridade competente deve fornecer à Comissão, logo que possível e no máximo seis semanas após o termo da emergência, uma avaliação pormenorizada da emergência e da eficácia das medidas aplicadas, incluindo a avaliação do impacto económico da emergência, o impacto no setor da eletricidade e a assistência prestada à União e aos seus Estados-Membros e/ou deles recebida. A referida avaliação deve ser facultada ao Grupo de Coordenação do Gás e refletir-se nas atualizações dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência.

A Comissão deve analisar as avaliações das autoridades competentes e comunicar os resultados da sua análise, de forma agregada, aos Estados-Membros, ao Parlamento Europeu e ao Grupo de Coordenação do Gás.

4.Em circunstâncias devidamente justificadas, independentemente de uma declaração de emergência, a autoridade competente pode solicitar às empresas de gás que facultem as informações referidas no n.º 1 ou informações adicionais necessárias para avaliar a situação geral de aprovisionamento de gás no Estado-Membro ou noutros Estados-Membros, incluindo informação contratual. A Comissão pode solicitar às autoridades competentes as informações facultadas pelas empresas de gás natural.

5.Se considerar que o aprovisionamento de gás numa região ou na União no seu conjunto é afetado ou suscetível de ser afetado, a Comissão pode solicitar às autoridades competentes a recolha e apresentação à Comissão das informações necessárias para avaliar a situação do aprovisionamento de gás na União. A Comissão pode partilhar a sua avaliação com o Grupo de Coordenação do Gás.

6.Para permitir às autoridades competentes e à Comissão avaliar a situação em matéria de segurança do aprovisionamento a nível nacional, regional e da União, as empresas de gás natural devem notificar:

(a)Às autoridades competentes em causa, os seguintes elementos dos contratos de fornecimento de gás com uma duração superior a 1 ano:

i)a duração do contrato,

ii)os volumes totais contratados, numa base anual, e o volume médio por mês,

iii)os volumes diários máximos contratados em caso de alerta ou de emergência;

iv)os pontos de entrega contratados;

v)os volumes mínimos diários, mensais e anuais de gás;

vi)as condições para a suspensão do fornecimento de gás.

(b)À autoridade competente e à Comissão, imediatamente após a celebração ou alteração de contratos de fornecimento de gás com uma duração superior a 1 ano celebrados ou alterados após [OP: Inserir a data de entrada em vigor do presente regulamento] que, individual ou cumulativamente com outros contratos com o mesmo fornecedor ou suas filiais, representem mais de 40 % do consumo anual de gás natural no Estado-Membro em causa. A obrigação de notificação não é aplicável às alterações relacionadas apenas com o preço do gás. A obrigação de notificação é igualmente aplicável a todos os acordos comerciais relevantes para a execução do contrato de fornecimento de gás.

A autoridade competente deve notificar à Comissão os dados referidos no primeiro parágrafo, alínea a), até ao final do mês de setembro de cada ano.

7.Em circunstâncias devidamente justificadas, quando a autoridade competente ou a Comissão considera que um contrato de fornecimento de gás não abrangido pelo n.º 6, alínea b), do presente artigo pode afetar a segurança do aprovisionamento de um Estado-Membro, de uma região ou da União no seu conjunto, a autoridade competente do Estado-Membro em que a empresa de gás natural que celebrou o contrato desenvolve a sua atividade ou a Comissão pode solicitar a essa empresa de gás natural que apresente o contrato para fins de avaliação do seu impacto na segurança do aprovisionamento. O pedido pode abranger também quaisquer outros acordos comerciais relevantes para a execução do contrato de fornecimento de gás.

8.As autoridades competentes devem ter em conta as informações recebidas nos termos do presente artigo na preparação da avaliação dos riscos, do plano preventivo de ação e do plano de emergência ou das respetivas atualizações. A Comissão pode adotar uma decisão solicitando à autoridade competente que altere os planos com base nas informações recebidas em aplicação do presente artigo.

9.As autoridades competentes e a Comissão devem preservar a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis.

Artigo 14.º
Grupo de Coordenação do Gás

1.É criado um Grupo de Coordenação do Gás para facilitar a coordenação das medidas relativas à segurança do aprovisionamento de gás. O Grupo é constituído por representantes dos Estados-Membros, em especial das respetivas autoridades competentes, bem como da Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia (a «Agência»), da REORT para o Gás e de organismos representativos da indústria em causa e dos clientes relevantes. A Comissão deve decidir, em consulta com os Estados-Membros, da composição do Grupo, assegurando a sua plena representatividade. A Comissão preside ao Grupo. O Grupo deve aprovar o seu regulamento interno.

2.O Grupo de Coordenação do Gás deve ser consultado e assistir a Comissão, nomeadamente, sobre as seguintes questões:

(a)Segurança do aprovisionamento de gás, em qualquer momento e mais especificamente caso se verifique uma emergência;

(b)Todas as informações relevantes para a segurança do aprovisionamento de gás aos níveis nacional, regional e da União;

(c)Melhores práticas e eventuais orientações para todas as partes envolvidas;

(d)Nível de segurança do aprovisionamento, níveis de referência e metodologias de avaliação;

(e)Cenários a nível nacional, regional e da União e testes dos níveis de preparação;

(f)Avaliação dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência e execução das medidas neles previstas;

(g)Coordenação das medidas destinadas a gerir uma emergência na União, com países terceiros que sejam Partes Contratantes no Tratado que institui a Comunidade da Energia e com outros países terceiros;

(h)Assistência de que necessitam os Estados-Membros mais afetados.

3.A Comissão deve reunir periodicamente o Grupo de Coordenação do Gás e partilhar as informações recebidas das autoridades competentes, preservando simultaneamente a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis.

Artigo 15.º
Cooperação com as Partes Contratantes da Comunidade da Energia

1.O artigo 3.º, n.º 2, segunda frase, o artigo 3.º, n.º 6, o artigo 4.º, n.os 3, 4 e 6, o artigo 5.º, n.º 2, o artigo 6.º, n.º 1, alínea d), o artigo 7.º, n.º 5, alíneas b) e e), o artigo 8.º, n.º 1, alíneas e), g) e i), o artigo 8.º, n.º 4, alíneas b) e c), o artigo 9.º, n.º 1, alíneas j) e m), o artigo 9.º, n.º 4, o artigo 10.º, n.º 4, o artigo 11.º, n.º 5, e o artigo 12.º criam obrigações para os Estados-Membros relativamente a uma Parte Contratante da Comunidade da Energia, sob reserva do seguinte procedimento:

(a)O Conselho Ministerial da Comunidade da Energia adota e integra o presente regulamento na Comunidade da Energia mediante um Ato Conjunto sobre segurança do aprovisionamento que estabeleça obrigações recíprocas para as Partes Contratantes da Comunidade da Energia em relação aos EstadosMembros,

(b)As Partes Contratantes da Comunidade da Energia aplicam o Ato Conjunto e notificam devidamente a plena aplicação ao Secretariado da Comunidade da Energia, incluindo um pedido de aplicação do presente número no que lhes diz respeito; e

(c)O Secretariado da Comunidade da Energia notifica à Comissão a entrada em aplicação, acompanhada de um pedido de confirmação da aplicabilidade das obrigações recíprocas entre as Partes Contratantes da Comunidade da Energia que fazem o pedido e os Estados-Membros.

Na sequência da notificação do Secretariado da Comunidade da Energia, a Comissão adota uma decisão que confirma a aplicabilidade das obrigações recíprocas entre os Estados-Membros e as Partes Contratantes da Comunidade da Energia com vista à aplicação do presente número, indicando a data a partir da qual as referidas obrigações mútuas são aplicáveis.

2.    Após a adoção pela Comissão da decisão referida no n.º 1, os representantes da Parte Contratante da Comunidade da Energia em causa devem ser convidados a participar nas reuniões do Grupo de Coordenação do Gás quando são tratadas matérias que afetam diretamente a referida Parte Contratante e que estão abrangidas pelo âmbito de aplicação do n.º 1.

Artigo 16.º
Monitorização pela Comissão

A Comissão deve proceder a um monitorização contínua das medidas relativas à segurança do aprovisionamento de gás e manter o Grupo de Coordenação do Gás regularmente informado.

A Comissão, com base nas avaliações visadas no artigo 7.º, n.º 5, deve, quando adequado, tirar conclusões quanto aos eventuais meios para reforçar a segurança do aprovisionamento a nível da União e apresentar um relatório ao Parlamento Europeu e ao Conselho sobre a aplicação do presente regulamento, incluindo, quando necessário, recomendações para a respetiva melhoria.

Artigo 17.º
Notificações

A avaliação dos riscos, os planos preventivos de ação, os planos de emergência e todos os outros documentos devem ser notificados à Comissão por via eletrónica através da plataforma CIRCABC.

Toda a correspondência relacionada com uma notificação deve ser transmitida por via eletrónica.

Artigo 18.º
Exercício de delegação

1.O poder de adoção de atos delegados é conferido à Comissão nas condições estabelecidas no presente artigo.

2.O poder de adoção dos atos delegados referido no artigo 6.º, n.º 3, e no artigo 7.º, n.º 3, é conferido à Comissão por um período de tempo indeterminado a contar de [OP: inserir a data de entrada em vigor do presente regulamento].

3.A delegação de poderes referida no artigo 6.º, n.º 3, e no artigo 7.º, n.º 3, pode ser revogada em qualquer momento pelo Parlamento Europeu ou pelo Conselho. A decisão de revogação põe termo à delegação dos poderes nela especificada. A decisão de revogação produz efeitos a partir do dia seguinte ao da sua publicação no Jornal Oficial da União Europeia ou de uma data posterior nela especificada. A decisão de revogação não afeta a validade dos atos delegados já em vigor.

4.Assim que adotar um ato delegado, a Comissão deve notificá-lo simultaneamente ao Parlamento Europeu e ao Conselho.

5.Os atos delegados adotados em aplicação do disposto no artigo 6.º, n.º 3, e no artigo 7.º, n.º 3, só entram em vigor caso o Parlamento Europeu e o Conselho não formulem objeções num período de dois meses a contar da notificação do ato a estas duas instituições ou se, antes do termo desse período, o Parlamento Europeu e o Conselho informarem ambos a Comissão de que não formularão objeções. O referido período pode ser prorrogado por dois meses por iniciativa do Parlamento Europeu ou do Conselho.

Artigo 19.º
Derrogação

O presente regulamento não se aplica a Malta nem a Chipre enquanto não houver aprovisionamento de gás nos respetivos territórios. No que diz respeito a Malta e Chipre, as obrigações previstas nas disposições a seguir indicadas, e as escolhas que esses EstadosMembros têm o direito de fazer nos termos das mesmas, devem ser cumpridas e efetuadas no prazo especificado após a data em que for fornecido gás pela primeira vez nos respetivos territórios:

(a)Relativamente ao artigo 2.º, segundo parágrafo, ponto 1), ao artigo 3.º, n.º 2, ao artigo 6.º, n.º 6, e ao artigo 13.º, n.º 6, alínea a): 12 meses;

(a)Relativamente ao artigo 5.º, n.º 1: 18 meses;

(b)Relativamente ao artigo 7.º, n.º 4: 24 meses;

(c)Relativamente ao artigo 4.º, n.º 4: 36 meses;

(d)Relativamente ao artigo 4.º, n.º 1: 48 meses.

Artigo 20.º
Revogação

É revogado o Regulamento (UE) n.º 994/2010.

As remissões para o regulamento revogado devem entender-se como sendo feitas para o presente regulamento e devem ler-se de acordo com a tabela de correspondência constante do anexo VIII. 

Artigo 21.º
Entrada em vigor

A presente decisão entra em vigor no vigésimo dia seguinte ao da sua publicação no Jornal Oficial da União Europeia.

O presente regulamento é obrigatório em todos os seus elementos e diretamente aplicável em todos os Estados-Membros.

Feito em Bruxelas, em

(1) Comunicação da Comissão ao Parlamento Europeu e ao Conselho, COM(2014) 330 final.

(2) Comunicação da Comissão ao Parlamento Europeu, ao Conselho, ao Comité Económico e Social Europeu, ao Comité das Regiões e ao Banco Europeu de Investimento, COM(2015) 80 final.

(3) Por abordagem de corredor entende-se que todos os Estados-Membros ao longo de um gasoduto de transporte devem avaliar todos os potenciais benefícios para além das suas fronteiras de uma permanente inversão do fluxo de gás num gasoduto.

(4) https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/SWD%202014%20325%20Implementation%20of%20the%20Gas%20SoS%20Regulation%20en.pdf

(5) Fonte: Comissão Europeia

(6) Ver lista dos respondentes: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/List%20of%20stakeholders%20FOR%20PUBLICATION%20-%20updated%2018%2006.pdf  

(7) Study on the role of gas storage in internal market and in ensuring security of supply (Estudo sobre o papel do armazenamento de gás no mercado interno e na garantia da segurança do aprovisionamento), preparado por REF4E, Mercados, E-Bridge para a DG Energia. https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/REPORT-Gas%20Storage-20150728.pdf

(8) Economic analysis of costs and benefits of different approaches to enhancing the bargaining power of EU buyers in the wholesale markets of natural gas (Análise económica dos custos e benefícios das diferentes abordagens com vista a reforçar o poder negocial dos compradores da UE nos mercados grossistas de gás natural). A Comissão publicará o estudo na sua página Internet.

(9) O cálculo hidráulico é o resultado de uma simulação segundo um modelo matemático que descreve o transporte de gás numa rede (nacional ou regional) tendo em conta a sua topologia e características físicas. O modelo tem em conta condicionalismos de pressão nos pontos de entrega e os perfis da procura. A simulação do cenário N-1 com um modelo hidráulico permite determinar se o gás disponível na rede está em condições de chegar a todos os pontos de entrega em caso de perturbação da maior infraestrutura individual de aprovisionamento de gás.

(10) Regulamento (UE) n.º 347/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 17 de abril de 2013, relativo às orientações para as infraestruturas energéticas transeuropeias e que revoga a Decisão n.º 1364/2006/CE e altera os Regulamentos (CE) n.º 713/2009, (CE) n.º 714/2009 e (CE) n.º 715/2009 (JO L 115 de 25.4.2013, p. 39).

(11) JO C , , p. .

(12) JO C , , p. .

(13) COM(2014) 654 final

(14) Comunicação da Comissão ao Parlamento Europeu, ao Conselho, ao Comité Económico e Social Europeu, ao Comité das Regiões e ao Banco Europeu de Investimento, COM(2015) 80 final.

(15) Diretiva 2009/73/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que estabelece regras comuns para o mercado interno do gás natural e que revoga a Diretiva 2003/55/CE (JO L 211 de 14.8.2009, p. 94).

(16) Diretiva 2008/114/CE do Conselho, de 8 de dezembro de 2008, relativa à identificação e designação das infraestruturas críticas europeias e à avaliação da necessidade de melhorar a sua proteção (JO L 345 de 23.12.2008, p. 75).

(17) Regulamento (UE) n.º 347/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 17 de abril de 2013, relativo às orientações para as infraestruturas energéticas transeuropeias e que revoga a Decisão n.º 1364/2006/CE e altera os Regulamentos (CE) n.º 713/2009, (CE) n.º 714/2009 e (CE) n.º 715/2009 (JO L 115 de 25.4.2013, p. 39).

(18) Decisão n.º 1313/2013/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 17 de dezembro de 2013, relativa a um Mecanismo de Proteção Civil da União Europeia (JO L 347 de 20.12.2013, p. 24).

(19) Regulamento (UE) n.º 312/2014 da Comissão, de 26 de março de 2014, que institui um código de rede para a compensação das redes de transporte de gás (JO L 91 de 27.3.2014, p. 15).

(20) Decisão n.º 1313/2013/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 17 de dezembro de 2013, relativa a um Mecanismo de Proteção Civil da União Europeia (JO L 347 de 20.12.2013, p. 24).

(21) Diretiva 2009/73/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que estabelece regras comuns para o mercado interno do gás natural e que revoga a Diretiva 2003/55/CE (JO L 211 de 14.8.2009, p. 94).

(22) Regulamento (CE) n.º 715/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, relativo às condições de acesso às redes de transporte de gás natural e que revoga o Regulamento (CE) n.º 1775/2005 (JO L 211 de 14.8.2009, p. 36).

COMISSÃO EUROPEIA

Bruxelas, 16.2.2016

COM(2016) 52 final

ANEXOS

da

PROPOSTA DE REGULAMENTO DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO

relativo a medidas destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento de gás e que revoga o Regulamento (UE) n.º 994/2010

{SWD(2016) 25 final}
{SWD(2016) 26 final}

ANEXOS

da

PROPOSTA DE REGULAMENTO DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO

relativo a medidas destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento de gás e que revoga o Regulamento (UE) n.º 994/2010

ANEXO I

Cooperação regional

As regiões a que se refere o artigo 3.º, n.º 7, são as seguintes:

–Noroeste: Reino Unido e Irlanda;

–Norte-Sul da Europa Ocidental: Bélgica, França, Luxemburgo, Espanha, Países Baixos e Portugal;

–Corredor Meridional de Gás: Bulgária, Grécia e Roménia;

–Centro-Leste: República Checa, Alemanha, Polónia e Eslováquia;

–Sudeste: Áustria, Croácia, Hungria, Itália e Eslovénia;

–Mercado Báltico da Energia I (BEMIP I): Estónia, Finlândia, Letónia e Lituânia;

–Mercado Báltico da Energia II (BEMIP II): Dinamarca e Suécia;

–Chipre;

–Malta, enquanto não estiver ligada a outro Estado-Membro. Caso Malta tenha uma interligação para outro Estado-Membro, deve ser considerada como parte da região desse Estado-Membro.

ANEXO II

Cálculo da fórmula N-1

1.Definição da fórmula N-1

A fórmula N-1 descreve a capacidade técnica, conforme definida no artigo 2.º, n.º 1, ponto 18, do Regulamento (CE) n.º 715/2009, das infraestruturas de gás para satisfazer a procura total de gás na zona de cálculo em caso de perturbação da maior infraestrutura individual de gás durante um dia de procura de gás excecionalmente elevada, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos. 

As infraestruturas de gás compreendem a rede de transporte de gás, incluindo as interligações, bem como as instalações de produção, as instalações de GNL e as instalações de armazenamento ligadas à zona de cálculo.

A capacidade técnica de todas as outras infraestruturas de gás disponíveis em caso de perturbação na maior infraestrutura individual de gás deve ser, pelo menos, igual à soma da procura diária total de gás da zona de cálculo durante um dia de procura de gás excecionalmente elevada, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos.

Os resultados da fórmula N-1, a seguir apresentados, devem ser pelo menos iguais a 100 %.

2.Método de cálculo da fórmula N-1

, N – 1 ≥ 100 %

Os parâmetros utilizados para o cálculo devem ser claramente descritos e justificados.

Para o cálculo do EPm, deve ser fornecida uma lista pormenorizada dos pontos de entrada e das suas capacidades individuais.

3.Definições dos parâmetros da fórmula N-1:

Entende-se por «zona de cálculo» uma zona geográfica para a qual é calculada a fórmula N-1, determinada pela autoridade competente.

Definição relativa à procura 

«Dmax»: Procura diária total de gás (em milhões de metros cúbicos por dia - hm3/dia) da zona de cálculo durante um dia de procura de gás excecionalmente elevada cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em vinte anos.

Definições relativas à oferta 

«EPm»: A capacidade técnica dos pontos de entrada (em hm3/dia), distintos das instalações de produção, das instalações de GNL e das instalações de armazenamento abrangidas por Pm, LNGm e Sm, é a soma da capacidade técnica de todos os pontos de entrada fronteiriços capazes de fornecer gás à zona de cálculo.

«Pm»: A capacidade técnica de produção máxima (em hm3/dia) é a soma das capacidades técnicas de produção diária máximas de todas as instalações de produção de gás que podem ser fornecidas nos pontos de entrada na zona de cálculo.

«Sm»: A capacidade de entrega técnica máxima (em hm3/dia) é a soma dos volumes técnicos máximos que as instalações de armazenamento podem fornecer diariamente nos pontos de entrada na zona de cálculo, tendo em conta as respetivas características físicas.

«LNGm»: A capacidade técnica máxima das instalações de GNL (em hm3/dia) é a soma das capacidades técnicas de expedição diária máximas de todas as instalações de GNL na zona de cálculo, tendo em conta elementos críticos como a descarga, os serviços auxiliares, o armazenamento temporário e a regaseificação do GNL, bem como a capacidade técnica de expedição para a rede.

«Im»: A capacidade técnica da maior infraestrutura individual de gás (em hm3/dia), caracterizada pela maior capacidade de aprovisionar a zona de cálculo. Quando várias infraestruturas de gás estão ligadas a uma infraestrutura comum de gás a montante ou a jusante e não podem funcionar autonomamente, devem ser consideradas como uma única infraestrutura de gás.

4.Cálculo da fórmula N-1 utilizando medidas no lado da procura

, N – 1 ≥ 100 %

Definição relativa à procura

«Deff»: A parte (em hm3/dia) da Dmax que, em caso de perturbação do aprovisionamento, pode ser colmatada de forma suficiente e em tempo útil através de medidas do lado da procura e com base no mercado, em conformidade com o disposto no artigo 8.º, n.º 1, alínea c), e no artigo 4.º, n.º 2.

5.Cálculo da fórmula N-1 a nível regional

A zona de cálculo referida no ponto 3 deve ser alargada ao âmbito regional adequado. São aplicáveis as regiões enumeradas no anexo I. Para o cálculo da fórmula N-1 a nível regional, deve utilizar-se a maior infraestrutura individual de gás de interesse comum. A maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para uma região deve ser a maior infraestrutura de gás da região que, direta ou indiretamente, contribui para o aprovisionamento de gás dos Estados-Membros dessa região e que, como tal, deve ser definida na avaliação dos riscos.

O cálculo da fórmula N-1 a nível regional só pode substituir o cálculo da fórmula N-1 a nível nacional nos casos em que a maior infraestrutura individual de gás de interesse comum seja de grande importância para o aprovisionamento de gás de todos os Estados-Membros em causa, segundo a avaliação dos riscos conjunta.

Para os cálculos a que se refere o artigo 6.º, n.º 1, deve ser utilizada a maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para as regiões, conforme enumeradas no anexo I.

ANEXO III

Capacidade bidirecional permanente

1.A fim de disponibilizar ou reforçar a capacidade bidirecional numa interligação ou de obter ou prolongar uma isenção dessa obrigação, os operadores de redes de transporte de ambos os lados da interligação devem apresentar à respetiva autoridade competente (as autoridades competentes em causa), após consulta de todos os operadores de redes de transporte ao longo do corredor de aprovisionamento de gás:

(a)Uma proposta de capacidade bidirecional permanente relativa à reversibilidade de fluxo («capacidade de fluxo bidirecional»); ou

(b)Um pedido de isenção da obrigação de disponibilizar capacidade bidirecional.

A apresentação desta proposta deve ser efetuada até 1 de dezembro de 2018 relativamente a todas as interligações existentes à data da entrada em vigor do presente regulamento e, relativamente a novas interligações, após a conclusão da fase de estudo de viabilidade, mas antes do início da fase de projeto técnico pormenorizado.

2.A proposta de disponibilização ou melhoria da capacidade de fluxo bidirecional ou o pedido de concessão ou prorrogação de uma isenção deve basear-se numa avaliação da procura do mercado, em projeções da oferta e da procura, em estudos de viabilidade, nos custos da capacidade de fluxo bidirecional, incluindo o necessário reforço da rede de transporte, e nos benefícios para a segurança do aprovisionamento, tendo em consideração o possível contributo da capacidade de fluxo bidirecional para satisfazer a norma relativa às infraestruturas definida no artigo 4.º. A proposta deve incluir uma análise de custo-benefício preparada com base na metodologia estabelecida nos termos do artigo 11.º do Regulamento (UE) n.º 347/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho 1 .

3.Após a receção da proposta ou do pedido de isenção, as autoridades competentes em causa devem consultar sem demora as autoridades competentes ao longo do corredor de aprovisionamento de gás, a Agência e a Comissão sobre a proposta ou o pedido de isenção. As autoridades consultadas podem emitir um parecer no prazo de quatro meses a contar da data da receção do pedido de consulta.

4.No prazo de dois meses a contar do termo do período referido no n.º 3, as autoridades competentes em causa devem adotar, com base na avaliação dos riscos, nas informações enumeradas no ponto 2, nas observações recebidas na sequência da consulta em conformidade com o ponto 3 e tendo em consideração a segurança do aprovisionamento de gás e o contributo para o mercado interno do gás, uma decisão conjunta na qual conste uma das seguintes posições:

(a)Aceitação da proposta de capacidade de fluxo bidirecional; essa decisão deve conter uma análise de custo-benefício, uma imputação dos custos transfronteiriços, um calendário de execução e as modalidades para a sua utilização posterior;

(b)Concessão ou prorrogação de uma isenção temporária por um período máximo de quatro anos, se a análise custo-benefício incluída na decisão demonstrar que a capacidade de fluxo bidirecional não aumentaria a segurança do aprovisionamento de nenhum Estado-Membro ao longo do corredor de aprovisionamento de gás, ou se os custos do investimento fossem significativamente superiores aos benefícios potenciais para a segurança do aprovisionamento;

(c)A obrigação de os operadores de redes de transporte alterarem e voltarem a apresentar a sua proposta ou o seu pedido de isenção.

5.As autoridades competentes em causa devem apresentar, sem demora, a decisão conjunta às autoridades competentes ao longo do corredor de aprovisionamento de gás, à Agência e à Comissão, incluindo as observações recebidas após a consulta, de acordo com o disposto no ponto 4.

6.No prazo de dois meses a contar da data de receção da decisão conjunta, as autoridades competentes dos Estados-Membros ao longo do corredor de aprovisionamento de gás podem apresentar as suas objeções à decisão conjunta e submetê-las às autoridades competentes que a adotaram, à Agência e à Comissão. As objeções devem limitar-se aos factos e à avaliação, nomeadamente à imputação dos custos transfronteiriços que não foi objeto de consulta em conformidade com o disposto no ponto 4.

7.No prazo de três meses a contar da receção da decisão conjunta ao abrigo do ponto 5, a Agência deve emitir um parecer sobre todos os elementos da decisão conjunta, tomando em consideração qualquer possível objeção, e apresentar o parecer a todas as autoridades competentes ao longo do corredor de aprovisionamento de gás e à Comissão.

8.No prazo de quatro meses a contar da receção do parecer emitido pela Agência nos termos do ponto 7, a Comissão pode adotar uma decisão em que solicite alterações à decisão conjunta.

9.Se não tiverem adotado uma decisão conjunta dentro do prazo indicado no ponto 4, as autoridades competentes em causa devem informar a Agência e a Comissão do facto no dia do termo do prazo. No prazo de dois meses a contar da receção dessa informação, a Agência deve adotar um parecer com uma proposta que abranja todos os elementos de uma decisão conjunta enumerados no ponto 4 e apresentar esse parecer às autoridades competentes em causa e à Comissão.

10.No prazo de quatro meses a contar da data de receção do parecer emitido pela Agência nos termos do n.º 9, a Comissão deve adotar uma decisão que abranja todos os elementos de uma decisão conjunta enumerados no ponto 4 tendo em conta esse parecer. Se a Comissão solicitar informações adicionais, o período de quatro meses começa a correr a partir da data da receção de todas as informações solicitadas. O referido período pode ser prorrogado por mais dois meses, com o acordo das autoridades competentes em causa.

11.A Comissão, as autoridades competentes e os operadores de redes de transporte devem preservar a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis.

12.A isenção da obrigação de disponibilizar capacidade bidirecional concedida ao abrigo do Regulamento (UE) n.º 994/2010 deve permanecer válida até 1 de dezembro de 2018, exceto se a sua validade terminar antes.

ANEXO IV

Modelo para a avaliação dos riscos

O modelo infra deve ser preenchido em língua inglesa.

Informações gerais

–Estados-Membros da região

–Nome das autoridades competentes envolvidas na preparação da presente avaliação dos riscos 2

1.Descrição do sistema

1.1.Apresente uma breve descrição da rede de gás regional, que inclua:

(a)Principais valores relativos ao consumo de gás 3 : consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos) e distribuição por tipo de consumidores 4 e picos de procura (total e repartição por categoria de consumidores em hm³/dia);

(b)Descreva o funcionamento do sistema de gás na região: principais fluxos (entrada/saída/trânsito), capacidade do ponto de entrada/saída da infraestrutura de e para a região e por Estado-Membro, incluindo a taxa de utilização, as instalações de GNL (capacidade diária máxima, taxa de utilização e regime de acesso), etc.. Inclua, na medida em que seja relevante para os EstadosMembros da região, o sistema de gás L;

(c)Repartição das fontes de importação de gás, por país de origem 5 ;

(d)Descreva o papel das instalações de armazenamento relevantes para a região, incluindo o acesso transfronteiriço:

(1)Capacidade de armazenamento (total e gás útil) em comparação com a procura na estação de aquecimento;

(2)Capacidade de retirada diária máxima a diferentes níveis de enchimento (idealmente com armazenamento completo e níveis de fim de estação);

(e)Descreva o papel da produção interna na região:

(1)Valor da produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás;

(2)Capacidade de produção diária máxima;

(f)Descreva o papel do gás na produção de eletricidade (por exemplo, importância, o seu papel como sistema de apoio às fontes de energia renováveis), incluindo capacidades de produção alimentadas a gás (total em MWe e em percentagem da capacidade total de produção), e a cogeração (total em MWe e em percentagem da capacidade total de produção).

1.2.Apresente uma breve descrição da rede de gás por Estado-Membro, incluindo:

(a)Principais valores relativos ao consumo de gás: consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos) e repartição por tipo de consumidores e picos de procura (hm³/dia);

(b)Descreva o funcionamento da rede de gás a nível nacional, incluindo infraestruturas (na medida em que não estejam abrangidas pelo ponto 1.1., alínea b)). Se aplicável, incluir a rede de gás L;

(c)Identifique as infraestruturas-chave relevantes para a segurança do aprovisionamento;

(d)Repartição das fontes de importação de gás a nível nacional, por país de origem;

(e)Descreva o papel do armazenamento no Estado-Membro, incluindo:

(1)Capacidade de armazenamento (total e gás útil) em comparação com a procura na estação de aquecimento;

(2)Capacidade de retirada diária máxima a diferentes níveis de enchimento (idealmente com armazenamento completo e níveis de fim de estação);

(a)Descreva o papel da produção interna, incluindo:

(1)Valor da produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás;

(2)Capacidade de produção diária máxima;

(a)Descreva o papel do gás na produção de eletricidade (por exemplo, importância, o seu papel como sistema de apoio às fontes de energia renováveis), incluindo capacidades de produção alimentadas a gás (total em MWe e em percentagem da capacidade total de produção), e a cogeração (total em MWe e em percentagem da capacidade total de produção).

2.Norma relativa às infraestruturas (artigo 4.º)

Descreva o modo como é cumprida a norma relativa à infraestrutura, incluindo os principais valores utilizados para a fórmula N-1, opções alternativas para o seu cumprimento (com Estados-Membros vizinhos, medidas do lado da procura) e as atuais capacidades bidirecionais, do seguinte modo:

2.1.A nível regional

Fórmula N-1

(a)Identificação da maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para a região;

(b)Cálculo da fórmula N-1 a nível regional;

(c)Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, incluindo valores intermédios utilizados para o seu cálculo (por exemplo, para EPm, indique a capacidade de todos os pontos de entrada considerados neste parâmetro);

(d)Indique as metodologias e pressupostos utilizados, se tal for o caso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula (por exemplo, Dmax) (ver os anexos para explicações pormenorizadas).

2.2.Nível nacional (a descrever por Estado-Membro na região)

(a)Fórmula N-1

(1)Identificação da maior infraestrutura individual de gás;

(2)Cálculo da fórmula N-1 a nível nacional;

(3)Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, incluindo valores intermédios utilizados para o seu cálculo (por exemplo, para EPm, indique a capacidade de todos os pontos de entrada considerados neste parâmetro);

(4)Indique as metodologias utilizadas, se tal for o caso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula (por exemplo, Dmax) (ver os anexos para explicações pormenorizadas);

(5)Explique os resultados do cálculo da fórmula N-1 tendo em conta os níveis de armazenamento a 30 % e 100 % da respetiva capacidade total;

(6)Explique os principais resultados da simulação do cenário N-1 utilizando um modelo hidráulico;

(7)Se assim for decidido pelo Estado-Membro, cálculo da fórmula N-1 utilizando medidas do lado da procura:

–Cálculo da fórmula N-1 de acordo com o ponto 5 do anexo II;

–Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, incluindo os valores intermédios utilizados para o seu cálculo (se diferentes dos dados descritos no ponto 2.2., alínea a), subalínea 3));

–Indique as metodologias e pressupostos utilizados, se tal for o caso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula (por exemplo, Dmax) (ver os anexos para explicações pormenorizadas);

–Explique as medidas do lado da procura com base no mercado adotadas/a adotar para compensar uma perturbação do aprovisionamento e o seu impacto previsto (Deff).

(8)Quando acordado pelas autoridades competentes de Estados-Membros vizinhos, cálculo conjunto da norma N-1:

–Cálculo da fórmula N-1 de acordo com o ponto 5 do anexo II;

–Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, incluindo os valores intermédios utilizados para o seu cálculo (se diferentes dos dados descritos no ponto 2.2., alínea a), subalínea 3));

–Indique as metodologias e pressupostos utilizados, se tal for o caso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula (por exemplo, Dmax) (ver os anexos para explicações pormenorizadas);

–Explique as modalidades acordadas para assegurar a conformidade com a obrigação N-1.

(a)Capacidade bidirecional

(1)Indique os pontos de interligação equipados com capacidade bidirecional e a capacidade máxima dos fluxos bidirecionais;

(2)Indique as modalidades que regem a utilização dessa capacidade de fluxo bidirecional (por exemplo, capacidade interruptível);

(3)Indique os pontos de interligação para os quais tenha sido concedida uma isenção em conformidade com o artigo 4.º, n.º 4, bem como a duração da isenção e as razões para a sua concessão.

3.Identificação dos riscos

Descreva as fontes de riscos que poderiam ter um impacto negativo na segurança do aprovisionamento de gás no Estado-Membro e/ou região relevante, sua probabilidade e consequências.

Lista não exaustiva dos tipos de fontes de riscos:

Políticos

–Perturbação do aprovisionamento de gás proveniente de países terceiros por diferentes razões

–Instabilidade política (quer no país de origem quer no país de trânsito)

–Guerra / guerra civil (quer no país de origem quer no país de trânsito)

–Terrorismo

Tecnológicos

–Explosões/Incêndios

–Incêndios (no interior de uma determinada instalação)

–Fugas

–Falta de manutenção adequada

–Avaria de equipamentos (falha no arranque, avaria durante o horário de trabalho, etc.)

–Falta de eletricidade (ou de outra fonte de energia)

–Avaria de TIC (falha de hardware ou de software, Internet, problemas de supervisão, controlo e aquisição de dados (SCADA), etc.)

–Ciberataques

–Impacto devido a obras de desaterros (escavações, estacas), trabalhos de preparação do terreno, etc.

Comerciais/de mercado/financeiros

–Acordos com fornecedores de países terceiros

–Litígios comerciais

–Controlo de infraestruturas relevantes para a segurança do aprovisionamento por entidades de países terceiros, o que pode nomeadamente implicar riscos de subinvestimento, diversificação comprometida ou incumprimento do direito da União

–Volatilidade dos preços

–Subinvestimento

–Pico de procura repentino, inesperado

–Outros riscos que possam resultar em subdesempenho estrutural

Sociais

–Greves (em diferentes setores conexos, como o setor do gás, dos portos, dos transportes, etc.)

–Sabotagem

–Vandalismo

–Furto

Naturais

–Sismos

–Deslizamentos de terras

–Inundações (chuvas torrenciais, cheias)

–Tempestades (mar)

–Avalanches

–Condições meteorológicas extremas

–Incêndios (no exterior da instalação, como florestas ou terrenos de pastagem limítrofes, etc.)

3.1.A nível regional

(a)Identifique as fontes de risco relevantes para a região, incluindo a sua probabilidade e impacto, bem como a interação e a correlação dos riscos entre os Estados-Membros, conforme adequado;

(b)Descreva os critérios a utilizar para determinar se o sistema está exposto a riscos elevados /inaceitáveis;

(c)Defina uma lista dos cenários de risco relevantes em conformidade com as fontes de riscos e descreva o modo de seleção;

(d)Indique em que medida foram considerados os cenários elaborados pela REORT para o Gás.

3.2.Nível nacional (conforme relevante)

(a)Identifique as fontes de risco para o Estado-Membro em causa, incluindo a sua probabilidade e impacto;

(b)Descreva os critérios a utilizar para determinar se o sistema está exposto a riscos elevados /inaceitáveis;

(c)Defina uma lista dos cenários de risco relevantes em conformidade com as fontes de riscos e suas probabilidades e descreva o modo de seleção.

4.Análise e avaliação dos riscos

Analise o conjunto dos cenários de risco relevantes identificados no ponto 3. A simulação de cenários de risco inclui as medidas de segurança do aprovisionamento, nomeadamente a norma N-1 e a norma de aprovisionamento. Cenário por risco:

(a)Descreva pormenorizadamente o cenário de risco, incluindo todos os pressupostos e, se aplicável, as metodologias subjacentes ao seu cálculo;

(b)Descreva pormenorizadamente os resultados das simulações efetuadas, incluindo a quantificação dos impactos (por exemplo, volumes de gás não entregue, impactos socioeconómicos, impactos no aquecimento urbano, impactos na produção de eletricidade).

5.Conclusões

Descreva os principais resultados da avaliação dos riscos, incluindo a identificação dos cenários de risco que requerem medidas adicionais.

ANEXO V

Modelos para os planos

Os modelos infra devem ser preenchidos em língua inglesa.

Modelo de plano preventivo de ação

Informações gerais

–Estados-Membros da região

–Nome das autoridades competentes envolvidas na preparação do presente plano 6

1.Descrição do sistema

1.1.Apresente uma breve descrição da rede de gás regional, que inclua:

(a)Principais valores relativos ao consumo de gás 7 : consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos) e distribuição por tipo de consumidores 8 e picos de procura (total e repartição por categoria de consumidores em hm³/dia);

(b)Descreva o funcionamento do sistema de gás na região: principais fluxos (entrada/saída/trânsito), capacidade do ponto de entrada/de saída da infraestrutura de e para a região e por Estado-Membro, incluindo a taxa de utilização, as instalações de GNL (capacidade diária máxima, taxa de utilização e regime de acesso),etc.. Inclua, na medida em que seja relevante para os Estados-Membros da região, o sistema de gás L;

(c)Repartição das fontes de importação de gás, por país de origem 9 ;

(d)Descreva o papel das instalações de armazenamento relevantes para a região, incluindo o acesso transfronteiriço:

(1)Capacidade de armazenamento (total e gás útil) em comparação com a procura na estação de aquecimento;

(2)Capacidade de retirada diária máxima a diferentes níveis de enchimento (idealmente com armazenamento completo e níveis de fim de estação);

(e)Descreva o papel da produção interna na região:

(1)Valor da produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás;

(2)Capacidade de produção diária máxima;

(f)Descreva o papel do gás na produção de eletricidade (por exemplo, importância, o seu papel como sistema de apoio às fontes de energia renováveis), incluindo capacidades de produção alimentadas a gás (total em MWe e em percentagem da capacidade total de produção), e a cogeração (total em MWe e em percentagem da capacidade total de produção).

1.2.Apresente uma breve descrição da rede de gás por Estado-Membro, incluindo:

(a)Principais valores relativos ao consumo de gás: consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos) e repartição por tipo de consumidores e picos de procura (hm³/dia);

(b)Descreva o funcionamento da rede de gás a nível nacional, incluindo infraestruturas (na medida em que não estejam abrangidas pelo ponto 1.1., alínea b)). Se aplicável, incluir a rede de gás L;

(c)Identifique as infraestruturas-chave relevantes para a segurança do aprovisionamento;

(d)Repartição das fontes de importação de gás a nível nacional, por país de origem;

(e)Descreva o papel do armazenamento no Estado-Membro, incluindo:

(1)Capacidade de armazenamento (total e gás útil) em comparação com a procura na estação de aquecimento;

(2)Capacidade de retirada diária máxima a diferentes níveis de enchimento (idealmente com armazenamento completo e níveis de fim de estação);

(f)Descreva o papel da produção interna, incluindo:

(1)Valor da produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás;

(2)Capacidade de produção diária máxima;

(g)Descreva o papel do gás na produção de eletricidade (por exemplo, importância, o seu papel como sistema de apoio às fontes de energia renováveis), incluindo capacidades de produção alimentadas a gás (total em MWe e em percentagem da capacidade total de produção), e a cogeração (total em MWe e em percentagem da capacidade total de produção).

2.Resumo da avaliação dos riscos

Descreva sucintamente os resultados da avaliação dos riscos efetuada em conformidade com o artigo 6.º, incluindo:

(a)Lista dos cenários avaliados e breve descrição dos pressupostos aplicados em cada um deles, bem como os riscos/deficiências identificados;

(b)Principais conclusões da avaliação dos riscos.

3.Norma relativa às infraestruturas (artigo 4.º)

Descreva o modo como é cumprida a norma relativa às infraestruturas, incluindo os principais valores utilizados para a fórmula N-1, opções alternativas para o seu cumprimento (com Estados-Membros vizinhos, medidas do lado da procura) e as atuais capacidades bidirecionais, do seguinte modo:

3.1.A nível regional

Fórmula N-1

(a)Identificação da maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para a região;

(b)Cálculo da fórmula N-1 a nível regional;

(c)Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, incluindo valores intermédios utilizados para o seu cálculo (por exemplo, para EPm, indique a capacidade de todos os pontos de entrada considerados neste parâmetro);

(d)Indique as metodologias e pressupostos utilizados, se tal for o caso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula (por exemplo, Dmax) (ver os anexos para explicações pormenorizadas).

3.2.Nível nacional

(a)Fórmula N-1

(1)Identificação da maior infraestrutura individual de gás;

(2)Cálculo da fórmula N-1 a nível nacional;

(3)Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, incluindo valores intermédios utilizados para o seu cálculo (por exemplo, para EPm, indique a capacidade de todos os pontos de entrada considerados neste parâmetro);

(4)Indique as metodologias utilizadas, se tal for o caso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula (por exemplo, Dmax) (ver os anexos para explicações pormenorizadas);

(5)Se assim for decidido pelo Estado-Membro, cálculo da fórmula N-1 utilizando medidas do lado da procura:

–Cálculo da fórmula N-1 de acordo com o ponto 5 do anexo II;

–Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, incluindo os valores intermédios utilizados para o seu cálculo (se diferentes dos dados descritos no ponto 3.2., alínea a), subalínea 3));

–Indique as metodologias e pressupostos utilizados, se tal for o caso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula (por exemplo, Dmax) (ver os anexos para explicações pormenorizadas);

–Explique as medidas do lado da procura com base no mercado adotadas/a adotar para compensar uma perturbação do aprovisionamento e o seu impacto esperado (Deff).

(6)Quando acordado pelas autoridades competentes dos Estados-Membros vizinhos, cálculo conjunto da norma N-1:

–Cálculo da fórmula N-1 de acordo com o ponto 5 do anexo II;

–Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, incluindo os valores intermédios utilizados para o seu cálculo (se diferentes dos dados descritos no ponto 3.2., alínea a), subalínea 3));

–Indique as metodologias e pressupostos utilizados, se tal for o caso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula (por exemplo, Dmax) (ver os anexos para explicações pormenorizadas);

–Explique as modalidades acordadas para assegurar a conformidade com a obrigação N-1;

(b)Capacidade bidirecional

(1)Indique os pontos de interligação equipados com capacidade bidirecional e a capacidade máxima dos fluxos bidirecionais;

(2)Indique as modalidades que regem a utilização dessa capacidade de fluxo bidirecional (por exemplo, capacidade interruptível);

(3)Indique os pontos de interligação para os quais tenha sido concedida uma isenção em conformidade com o artigo 4.º, n.º 4, bem como a duração da isenção e as razões para a sua concessão.

4.Conformidade com a norma de aprovisionamento (artigo 5.º)

Descreva, por Estado-Membro, as medidas adotadas com vista à conformidade com a norma de aprovisionamento, bem como com uma norma de reforço do aprovisionamento ou com uma obrigação adicional imposta por razões de segurança do aprovisionamento de gás:

(a)Definição de clientes protegidos aplicada, incluindo categorias de consumidores abrangidos e o seu consumo anual de gás (por categoria, valor líquido e percentagem do consumo nacional final de gás);

(b)Volumes de gás necessários para o cumprimento da norma de aprovisionamento de acordo com os cenários descritos no artigo 5.º, n.º 1, primeiro parágrafo;

(c)Capacidade necessária para o cumprimento da norma de aprovisionamento de acordo com os cenários descritos no artigo 5.º, n.º 1, primeiro parágrafo;

(d)Medida(s) em vigor para cumprimento da norma de aprovisionamento:

(1)Descrição da(s) medida(s);

(2)Destinatários;

(3)Caso exista, descreva o sistema de monitorização ex ante para o cumprimento da norma de aprovisionamento;

(4)Regime de sanções, se aplicável;

(5)Descreva, para cada medida:

–o impacto económico, a eficácia e a eficiência da medida;

–o impacto da medida no ambiente ;

–o impacto das medidas nos consumidores;

(6)Caso sejam aplicadas medidas não baseadas no mercado (por medida):

–Justifique a necessidade da medida (ou seja, por que motivo a segurança do aprovisionamento não pode ser obtida apenas através de medidas baseadas no mercado);

–Justifique a proporcionalidade da medida (ou seja, por que motivo a medida não baseada no mercado é o meio menos restritivo para atingir o efeito pretendido);

–Apresente uma análise dos impactos de tal medida:

(a)Na segurança do aprovisionamento de outro Estado-Membro;

(b)No mercado nacional;

(c)No mercado interno.

(7)No caso de medidas introduzidas após [OP: Inserir a data de entrada em vigor do presente regulamento], indique uma ligação Internet para a avaliação pública do impacto da(s) medida(s) efetuada em conformidade com o artigo 8.º, n.º 4;

(e)Quando aplicável, descreva a norma de reforço do aprovisionamento ou a obrigação adicional imposta por razões de segurança do aprovisionamento de gás:

(1)Descrição da(s) medida(s);

(2)Justifique a necessidade da medida (ou seja, por que motivo a norma de aprovisionamento tem de ser aumentada e, no caso de medidas não baseadas no mercado, por que motivo a segurança do aprovisionamento não pode ser obtida apenas através de medidas baseadas no mercado);

(3)Justifique a proporcionalidade da medida (ou seja, por que razão uma norma de reforço do aprovisionamento ou uma obrigação adicional é o meio menos restritivo para atingir o efeito pretendido e, caso sejam aplicadas medidas não baseadas no mercado, por que razão a medida não baseada no mercado é o meio menos restritivo para atingir o efeito pretendido);

(4)Destinatários;

(5)Capacidades e volumes de gás em causa;

(6)Mecanismo de redução para os valores habituais, num espírito de solidariedade e em conformidade com o artigo 12.º.;

(7)Indique o modo como esta medida cumpre as condições estabelecidas no artigo 5.º, n.º 2.

5.Medidas preventivas

Descreva as medidas preventivas adotadas ou a adotar, incluindo as relativas ao gás L:

(a)Descreva cada uma das medidas preventivas adotadas, por risco identificado, de acordo com a avaliação dos riscos, incluindo uma descrição dos seguintes elementos:

(1)sua dimensão nacional ou regional;

(2)seu impacto económico, eficácia e eficiência;

(3)seu impacto no ambiente ;

(4)seu impacto nos consumidores;

Quando adequado, incluindo:

–Medidas destinadas a reforçar as interligações entre EstadosMembros vizinhos;

–Medidas para diversificar as vias e fontes de aprovisionamento de gás;

–Medidas para proteger as infraestruturas essenciais relevantes para fins de segurança do aprovisionamento no que se refere ao controlo por entidades de países terceiros (incluindo, quando relevante, legislação geral ou setorial de exame de investimentos, direitos especiais para determinados acionistas, etc.);

(b)Descreva outras medidas adotadas por outros motivos que não sejam a avaliação dos riscos, mas com um impacto positivo na segurança do aprovisionamento da região/Estado-Membro;

(c)Caso sejam aplicadas medidas não baseadas no mercado (por medida):

(1)Justifique a necessidade da medida (ou seja, por que motivo a segurança do aprovisionamento não pode ser obtida apenas através de medidas baseadas no mercado);

(2)Justifique a proporcionalidade da medida (ou seja, por que motivo a medida não baseada no mercado é o meio menos restritivo para atingir o efeito pretendido)

(3)Apresente uma análise dos impactos de tal medida:

–Justifique a necessidade da medida (ou seja, por que motivo a segurança do aprovisionamento não pode ser obtida apenas através de medidas baseadas no mercado);

–Justifique a proporcionalidade da medida (ou seja, por que motivo a medida não baseada no mercado é o meio menos restritivo para atingir o efeito pretendido);

–Apresente uma análise dos impactos de tal medida:

(a)Na segurança do aprovisionamento de outro Estado-Membro;

(b)No mercado nacional;

(c)No mercado interno;

(a)Explique a que nível foram consideradas medidas relativas à eficiência, incluindo medidas do lado da procura, com vista a reforçar a segurança do aprovisionamento;

(b)Explique em que medida as fontes de energia renováveis têm sido consideradas como um fator de reforço da segurança do aprovisionamento.

6.Outras medidas e obrigações (por exemplo, relativas à segurança do funcionamento da rede)

Descreva outras medidas e obrigações impostas às empresas de gás natural e a outros organismos relevantes suscetíveis de ter um impacto na segurança do aprovisionamento de gás, como obrigações ligadas à segurança do funcionamento da rede, incluindo quem seria afetado por esta obrigação, bem como os volumes de gás abrangidos. Explique com precisão quando e como seriam aplicadas essas medidas.

7.Projetos de infraestruturas

(a)Descreva futuros projetos de infraestruturas, nomeadamente projetos de interesse comum na região, incluindo um calendário previsto para a sua implantação, capacidades e impacto estimado na segurança do aprovisionamento de gás na região;

(b)Indique o modo como os projetos de infraestruturas têm em conta o plano decenal de desenvolvimento da rede à escala da União elaborado pela REORT para o Gás nos termos do artigo 8.º, n.º 10, do Regulamento (CE) n.º 715/2009.

8.Obrigações de serviço público relacionadas com a segurança do aprovisionamento

Indique as atuais obrigações de serviço público relacionadas com a segurança do aprovisionamento e descreva-as sucintamente (consulte os anexos para informações mais pormenorizadas). Explique claramente quem tem de cumprir essas obrigações e como. Quando aplicável, descreva como e quando seriam ativadas essas obrigações de serviço público.

9.Mecanismos desenvolvidos para a cooperação

(a)Descreva os mecanismos utilizados para a cooperação entre os EstadosMembros na região, incluindo para fins de preparação e execução deste plano preventivo de ação, do plano de emergência e do artigo 12.º;

(b)Descreva os mecanismos utilizados para a cooperação com outros EstadosMembros fora da região na elaboração e adoção das disposições necessárias para a aplicação do artigo 12.º.

10.Consulta das partes interessadas

Em conformidade com o artigo 7.º, n.º 1, descreva os mecanismos utilizados para as consultas realizadas, e respetivos resultados, para fins de elaboração deste plano, bem como do plano de emergência, com:

(a)Empresas de gás;

(b)Organizações representantes dos interesses dos agregados familiares;

(c)Organizações relevantes representantes dos interesses dos consumidores industriais de gás, incluindo os produtores de eletricidade;

(d)Autoridade reguladora nacional.

11.Especificidades nacionais

Indique eventuais circunstâncias e medidas nacionais relevantes para a segurança do aprovisionamento não abrangidas nas secções anteriores deste plano, nomeadamente para o aprovisionamento de gás L, caso o gás L não seja relevante a nível regional.

Modelo de plano de emergência

Informações gerais

–Estados-Membros da região

–Nome das autoridades competentes envolvidas na preparação do presente plano 10

1.Definição de níveis de crise

(a)Indique, para cada Estado-Membro, o organismo responsável pela declaração de cada nível de crise e os procedimentos a seguir em cada caso para tais declarações;

(b)Quando existirem, inclua aqui os indicadores ou os parâmetros utilizados para determinar se um acontecimento é suscetível de deteriorar significativamente a situação do aprovisionamento e para decidir sobre a declaração de um determinado nível de crise.

2.Medidas a adotar por nível de crise 11

2.1.Alerta precoce

(a)Descreva as medidas a aplicar nesta fase, indicando, por medida:

(1)Breve descrição das medidas e principais intervenientes;

(2)Descreva o procedimento a seguir, se aplicável;

(3)Indique a contribuição previsível da medida para resposta aos impactos de qualquer acontecimento ou para fins de preparação antes da sua ocorrência;

(4)Descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos.

2.2.Nível de Alerta

(a)Descreva as medidas a aplicar nesta fase, indicando, por medida:

(1)Breve descrição das medidas e principais intervenientes

(2)Descreva o procedimento a seguir, se aplicável

(3)Indique a contribuição previsível da medida para enfrentar a situação no nível de alerta

(4)Descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos

(b)Descreva as obrigações em matéria de comunicação de informações impostas às empresas de gás natural ao nível de alerta

2.3.Nível de emergência

(a)Elabore uma lista de ações predefinidas, tanto do lado da oferta como do lado da procura, para disponibilizar gás em caso de emergência, incluindo acordos comerciais entre as partes envolvidas nessas ações e os mecanismos de compensação para as empresas de gás natural, quando adequado;

(b)Descreva as medidas baseadas no mercado a aplicar nesta fase, indicando, por medida:

(1)Breve descrição da medida e principais intervenientes;

(2)Descreva o procedimento a seguir;

(3)Indique a contribuição previsível da medida para atenuar a situação ao nível de emergência;

(4)Descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos;

(c)Descreva as medidas não baseadas no mercado planeadas ou a implementar para o nível de emergência, indicando, por medida:

(1)Breve descrição da medida e principais intervenientes;

(2)Apresente uma avaliação da necessidade dessa medida para responder a uma crise, incluindo o seu grau de utilização;

(3)Descreva em pormenor o procedimento de aplicação da medida (por exemplo, o que ativaria a aplicação dessa medida, quem tomaria a decisão);

(4)Indique a contribuição previsível da medida para atenuar a situação ao nível de emergência como um complemento às medidas baseadas no mercado;

(5)Avalie outros efeitos da medida;

(6)Justifique a conformidade da medida com as condições estabelecidas no artigo 10.º, n.º 4;

(7)Descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos;

(d)Descreva as obrigações em matéria de comunicação de informações impostas às empresas de gás natural.

3.Medidas específicas para a eletricidade e o aquecimento urbano

(a)Aquecimento urbano:

(1)Indique sucintamente o provável impacto de uma perturbação do aprovisionamento no setor do aquecimento urbano;

(2)Indique medidas e ações a empreender para atenuar o potencial impacto de uma perturbação do aprovisionamento de gás no setor do aquecimento urbano. Em alternativa, indique por que razão não é adequada a adoção de medidas específicas;

(b)Aprovisionamento de eletricidade produzida a partir do gás:

(1)Indique sucintamente o provável impacto de uma perturbação do aprovisionamento no setor da eletricidade;

(2)Indique medidas e ações a empreender para atenuar o potencial impacto de uma perturbação do aprovisionamento de gás no setor da eletricidade. Em alternativa, indique por que razão não é adequada a adoção de medidas específicas;

(3)Indique os mecanismos/disposições existentes que visam assegurar uma coordenação adequada, incluindo o intercâmbio de informações entre os principais intervenientes nos setores do gás e da eletricidade, nomeadamente os operadores de redes de transporte a diferentes níveis de crise.

4.Gestor ou célula de crise

Indique o gestor ou a célula de crise e defina o seu papel.

5.Papéis e responsabilidades dos diferentes intervenientes

(a)Defina, por nível de crise, os papéis e responsabilidades, incluindo interações com as autoridades competentes e, quando adequado, com a autoridade reguladora nacional, de:

(1)Empresas de gás natural;

(2)Consumidores industriais;

(3)Produtores de eletricidade relevantes;

(a)Defina, por nível de crise, o papel e as responsabilidades das autoridades competentes e dos organismos nos quais tenham sido delegadas funções.

6.Mecanismos de cooperação

(a)Descreva os mecanismos existentes que permitem a cooperação na região e asseguram a devida coordenação para cada nível de crise. Descreva, na medida em que existam e não tenham sido abrangidos no ponto 2, os procedimentos de tomada de decisões para uma reação adequada a nível regional em cada nível de crise;

(b)Descreva os mecanismos existentes que permitam a cooperação com outros Estados fora da região e a coordenação de ações em cada nível de crise.

7.Solidariedade entre Estados-Membros

(a)Descreva as modalidades acordadas entre os Estados-Membros na região para garantir a aplicação do princípio da solidariedade a que se refere o artigo 12.º;

(b)Descreva as modalidades acordadas entre os Estados-Membros na região e os Estados-Membros de outras regiões para garantir a aplicação do princípio da solidariedade a que se refere o artigo 12.º.

8.Medidas relativas ao consumo indevido por parte de clientes não protegidos

Descreva as medidas existentes para prevenir o consumo, por clientes não protegidos, do aprovisionamento de gás destinado aos clientes protegidos durante uma emergência. Indique a natureza da medida (administrativa, técnica, etc.), os principais intervenientes e os procedimentos a seguir.

9.Exercícios de preparação para emergências

(a)Indique o calendário previsto para as simulações de resposta em tempo real a situações de emergência;

(b)Indique os intervenientes envolvidos, os procedimentos e os cenários concretos de impacto médio e elevado simulados.

Para as atualizações do plano de emergência: descreva sucintamente os testes realizados desde a apresentação do último plano de emergência e os principais resultados. Indique quais foram as medidas adotadas em resultado desses testes.

ANEXO VI

Análise pelos pares dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência

1.Cada plano preventivo de ação notificado e o plano de emergência devem ser objeto de uma análise pelos pares por uma equipa de análise pelos pares.

2.Deve ser criada uma equipa de análise pelos pares por região. Cada equipa de análise pelos pares é composta por um número máximo de cinco autoridades competentes e pela REORT para o Gás, sendo cada uma representada por uma pessoa e, na qualidade de observador, pela Comissão. A Comissão deve selecionar os representantes das autoridades competentes e da REORT para o Gás para as equipas de análise pelos pares tendo em conta o equilíbrio geográfico e incluindo pelo menos uma autoridade competente de um Estado-Membro vizinho. Os membros da equipa de análise pelos pares não devem pertencer a qualquer autoridade competente ou outros organismos ou associações que participaram na preparação dos planos que são objeto da análise pelos pares.

3.A Comissão deve informar a equipa de análise pelos pares da notificação dos planos. No prazo de dois meses a contar da data da informação, a respetiva equipa de análise pelos pares deve elaborar e apresentar um relatório à Comissão. Antes da apresentação do relatório, a equipa de análise pelos pares deve debater o plano preventivo de ação e o plano de emergência, pelo menos uma vez, com as autoridades competentes que elaboraram os planos. A Comissão deve publicar o relatório.

4.Tendo em conta o relatório de análise pelos pares, o Grupo de Coordenação do Gás deve debater os planos preventivos de ação e os planos de emergência com vista a assegurar a coerência entre as diferentes regiões e a União no seu conjunto.

ANEXO VII

Lista de medidas não baseadas no mercado para a segurança do aprovisionamento de gás

Ao elaborar o plano preventivo de ação e o plano de emergência, a autoridade competente deve considerar o contributo da seguinte lista indicativa e não exaustiva de medidas apenas em caso de emergência:

Medidas do lado da oferta:

–Utilização da reserva estratégica de gás;

–Utilização obrigatória de reservas de combustíveis alternativos (por exemplo, nos termos da Diretiva 2009/119/CE do Conselho 12 );

–Utilização obrigatória de eletricidade produzida a partir de outras fontes que não o gás;

–Aumento obrigatório dos níveis de produção de gás;

–Retirada obrigatória do armazenamento.

Medidas do lado da procura:

–Várias medidas de redução obrigatória da procura, incluindo:

–substituição obrigatória de combustível;

–utilização obrigatória de contratos interruptíveis, sempre que não sejam plenamente utilizados como parte das medidas de mercado;

–redução obrigatória dos consumos contratados.

ANEXO VIII

Quadro de correspondência

(1) Regulamento (UE) n.º 347/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 17 de abril de 2013, relativo às orientações para as infraestruturas energéticas transeuropeias e que revoga a Decisão n.º 1364/2006/CE e altera os Regulamentos (CE) n.º 713/2009, (CE) n.º 714/2009 e (CE) n.º 715/2009 (JO  L 115 de 25.4.2013, p. 39).

(2) Se esta função tiver sido delegada por uma autoridade competente, indique o nome do(s) organismo(s) participante(s) na preparação da presente avaliação dos riscos em seu nome.

(3) Para a primeira avaliação, inclua os dados dos últimos dois anos. Para as atualizações, inclua os dados dos últimos quatro anos.

(4) Incluindo os consumidores industriais, a produção de eletricidade, o aquecimento urbano, o setor residencial e de serviços e outros (especifique o tipo de consumidores incluído aqui). Indique também o volume de consumo dos clientes protegidos.

(5) Descreva a metodologia aplicada.

(6) Se esta função tiver sido delegada por uma autoridade competente, indique o nome do(s) organismo(s) participante(s) na preparação do presente plano em seu nome.

(7) Para o primeiro plano, inclua os dados dos últimos dois anos. Para as atualizações, inclua os dados dos últimos 4 anos.

(8) Incluindo os consumidores industriais, a produção de eletricidade, o aquecimento urbano, o setor residencial e de serviços e outros (especifique o tipo de consumidores aqui incluído). 

(9) Descreva a metodologia aplicada.

(10) Se esta função tiver sido delegada por uma autoridade competente, indique o nome do(s) organismo(s) participante(s) na preparação deste plano em seu nome.

(11) Inclua medidas regionais e nacionais

(12) Diretiva 2009/119/CE do Conselho, de 14 de setembro de 2009, que obriga os Estados-Membros a manterem um nível mínimo de reservas de petróleo bruto e/ou de produtos petrolíferos (JO L 265 de 9.10.2009, p. 9).