EXPOSIÇÃO DE MOTIVOS

1.CONTEXTO DA PROPOSTA

•Fundamentação e objetivos da proposta

A presente proposta de regulamento tem por objetivo assegurar que todos os Estados‑Membros adotem ferramentas adequadas para prevenir situações de crise no domínio da eletricidade, bem como para se prepararem e para gerir essas situações. Mesmo quando os mercados e os sistemas funcionam bem, nunca é de excluir o risco de uma crise de eletricidade resultante de uma série de circunstâncias (por exemplo, condições meteorológicas extremas, ataques maliciosos, incluindo ataques cibernéticos, e escassez de combustível). Além disso, dado que os sistemas de eletricidade são integrados, muitas vezes têm um efeito transfronteiriço, independentemente do local em que ocorram. Determinadas circunstâncias (por exemplo, uma vaga de frio prolongada ou uma vaga de calor) podem afetar vários Estados‑Membros ao mesmo tempo e até mesmo incidentes que se iniciam localmente podem alastrar rapidamente a outros países.

Atualmente, o comportamento dos Estados‑Membros é diverso no que respeita à prevenção, preparação e gestão de situações de crise. As regras e práticas nacionais tendem a ter em conta unicamente o contexto nacional, ignorando o que acontece nos outros países. A avaliação dos quadros jurídicos nacionais e das práticas atuais em toda a Europa revelou que:

a)Os Estados‑Membros avaliam riscos diferentes;

b)Os Estados‑Membros tomam medidas diferentes para prevenir e gerir situações de crise e que tais medidas são desencadeadas em momentos diferentes 1 ;

c)As funções e responsabilidades são diferentes;

d)A noção de situação de crise não é consensual.

Acresce que a partilha de informações e a transparência são muito limitadas nos Estados‑Membros, no que respeita à preparação para situações de crise no domínio da eletricidade, bem como à gestão dessas situações. Por exemplo, quando se apercebem de que seus sistemas de eletricidade poderão estar sob forte pressão nos meses seguintes, os Estados‑Membros tomam frequentemente medidas em concertação com os seus operadores de redes de transporte (ORT), sem informar sistematicamente os demais.

Esta situação é o resultado de uma lacuna regulamentar. O atual enquadramento jurídico da União Europeia (Diretivas 2005/89/CE 2 e 2009/72/CE 3 ) apenas estabelece objetivos gerais para a segurança do fornecimento, sendo os Estados‑Membros livres de decidir sobre a forma de os realizar. Nomeadamente, as regras permitem que os Estados‑Membros tomem «medidas de salvaguarda» em situações de crise, mas não estipulam a forma como os Estados‑Membros se devem preparar para tais situações ou como as devem gerir.

A legislação em vigor já não reflete a realidade do atual mercado da eletricidade interligado, que acarreta um risco acrescido de situações de crise que afetem vários Estados‑Membros ao mesmo tempo.

Os problemas identificados na avaliação de impacto podem ser sintetizados do seguinte modo:

1) Os planos e ações de crise continuam a ter um âmbito exclusivamente nacional;

2) A partilha de informações e a transparência são insuficientes;

3) Não há uma abordagem comum para a identificação e avaliação de riscos.

•Coerência com disposições setoriais vigentes

O regulamento proposto complementa as disposições do Terceiro Pacote 4 , que é revisto em paralelo. O Terceiro Pacote revisto terá por objetivo melhorar o funcionamento do mercado interno da eletricidade, nomeadamente permitindo uma maior flexibilidade e limitando o âmbito das subvenções para adequação da geração, incluindo mediante uma avaliação europeia coordenada da adequação dos recursos a longo prazo. Terá ainda o objetivo de melhorar a segurança do sistema através de uma melhor cooperação entre os operadores das redes de transporte (ORT) a nível regional, mediante a criação de centros operacionais regionais.

O regulamento proposto define o que os Estados‑Membros devem fazer para prevenir e gerir situações de crise e o modo como devem cooperar entre si para o efeito, nomeadamente fornecendo métodos comuns para a avaliação de riscos, aumentando a comparabilidade e a transparência na fase de preparação e durante uma crise de energia elétrica e garantindo que, mesmo durante uma crise, a eletricidade chega onde é mais necessária. Estabelece ainda o enquadramento para uma monitorização mais sistemática das questões relacionadas com a segurança do aprovisionamento através do Grupo de Coordenação da Eletricidade. Contribui para o Terceiro Pacote revisto ao assegurar que, mesmo em situações de crise, é conferida prioridade a medidas baseadas no mercado e que os mercados podem funcionar o máximo de tempo possível.

O regulamento proposto substitui a Diretiva 2005/89/CE (Diretiva «Segurança do Fornecimento»), que estabelecia um quadro muito vasto de objetivos a realizar pelos Estados‑Membros no domínio da segurança do fornecimento, mas tinha pouco valor operacional. A diretiva será, por conseguinte, revogada, bem como algumas disposições do atual Terceiro Pacote que dizem respeito à segurança do fornecimento, nomeadamente o artigo 4.º (que prevê que os Estados‑Membros monitorizem a segurança do fornecimento através de relatórios nacionais) e o artigo 42.º (que autoriza os Estados‑Membros a tomar «medidas de salvaguarda» em caso de crise súbita no setor da eletricidade) da Diretiva «Eletricidade» 5 .

Os códigos de rede e as orientações adotadas nos termos do artigo 6.º do Regulamento (CE) n.º 714/2009 6 estabelecem princípios harmonizados para os processos de calendarização e planeamento operacional necessários para antecipar dificuldades operacionais de segurança em tempo real. O projeto de regulamento vem complementar essas normas técnicas prevendo mecanismos administrativos e políticos para ajudar as autoridades nacionais a prevenir e gerir situações de crise em cooperação com as demais, evitando interferências indevidas com o mercado e com as tarefas dos operadores das redes de transporte.

O regulamento proposto baseia‑se, em particular, nas Orientações para o funcionamento do sistema 7 e no Código de rede para emergência e restabelecimento 8 , que facultam normas técnicas para os ORT sobre como garantir a segurança do sistema, incluindo em situações de emergência. Essas normas devem permitir que os operadores das redes de transporte lidem eficazmente com a maioria dos incidentes, mas não garantem, por si só, que os Estados‑Membros estejam devidamente preparados e aptos a gerir situações de crise de maior escala, em especial as que se estendem além‑fronteiras e exigem, com frequência, a tomada de decisões politicamente sensíveis (por exemplo, em caso de interrupção do fornecimento de eletricidade).

O regulamento proposto é coerente com a legislação em vigor no domínio da cibersegurança e das infraestruturas críticas. No que respeita à cibersegurança, a Diretiva (UE) 2016/1148 (Diretiva «Cibersegurança») 9 estabelece normas gerais; as normas específicas serão elaboradas, com caráter prioritário, através de um código de rede, conforme previsto no Regulamento «Eletricidade», que terá em conta os novos riscos decorrentes da digitalização dos sistemas energéticos. O regulamento proposto complementa a Diretiva «Cibersegurança», assegurando que os ciberincidentes são devidamente identificados como um risco e que as medidas tomadas para os enfrentar se refletem devidamente nos planos de preparação para riscos. O regulamento proposto complementa igualmente a Diretiva 2008/114/CE 10 , que estabelece um procedimento comum para a identificação das infraestruturas críticas europeias («ICE»), como infraestruturas e instalações de produção e transporte, e para a sua proteção contra atentados terroristas e outros riscos físicos. O regulamento proposto incide mais na forma de assegurar a resiliência do sistema de eletricidade como um todo e de gerir situações de crise quando estas ocorrem.

•Coerência com outras políticas da União

O regulamento proposto visa executar os principais objetivos da política energética da União, tal como definida na estratégia‑quadro para uma União da Energia resiliente dotada de uma política em matéria de alterações climáticas virada para o futuro.

O regulamento proposto é igualmente coerente com o objetivo da União de reforçar a Comunidade da Energia. Dado que as situações de crise de eletricidade podem estender‑se para além das fronteiras da União Europeia e afetar igualmente países da Comunidade da Energia, a União deve cooperar estreitamente com as Partes Contratantes da Comunidade da Energia sempre que prevenir, se preparar e enfrentar uma crise de eletricidade, a fim de garantir uma gestão eficaz das crises num território europeu mais vasto.

2.BASE JURÍDICA, SUBSIDIARIEDADE E PROPORCIONALIDADE

•Base jurídica

O regulamento proposto inclui medidas destinadas a prevenir, preparar e enfrentar situações de crise de eletricidade na UE. A base jurídica da presente proposta é, por conseguinte, o artigo 194.º do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia (TFUE).

•Subsidiariedade (em caso de competência não exclusiva)

O artigo 194.º do TFUE reconhece a necessidade de um certo grau de coordenação, transparência e cooperação na definição de políticas relativas à segurança do aprovisionamento pelos Estados‑Membros, a fim de assegurar o funcionamento do mercado da energia e a segurança do aprovisionamento da União.

A necessidade de ação da UE baseia‑se em elementos que comprovam que as abordagens nacionais não só conduzem a medidas menos adequadas como, efetivamente, agudizam o impacto de eventuais crises. Acresce que, frequentemente, as situações de crise não são confinadas por fronteiras nacionais e podem afetar, direta ou indiretamente, vários Estados‑Membros. Por conseguinte, as medidas nacionais em termos de preparação e atenuação não devem ser determinadas a nível puramente nacional, dado o seu potencial impacto na segurança do aprovisionamento de um Estado‑Membro vizinho e/ou na disponibilidade de medidas para enfrentar uma eventual escassez.

A crescente interligação dos mercados de eletricidade da UE requer a coordenação das medidas de segurança do aprovisionamento. Na ausência de tal coordenação, as medidas tomadas apenas a nível nacional são suscetíveis de pôr em causa a segurança do aprovisionamento noutros Estados‑Membros ou ao nível da UE. Situações como a da vaga de frio prolongado de 2012 demonstraram que uma ação coordenada e a solidariedade entre Estados‑Membros são essenciais para garantir a disponibilidade de eletricidade onde é mais necessária. As medidas tomadas num país podem ocasionar riscos de apagões nos países vizinhos (por exemplo, uma decisão unilateral de um país de proibir a exportação teve efeitos negativos graves nos setores do gás e da eletricidade de outros países). Por outro lado, a coordenação entre os Estados‑Membros pode oferecer um leque mais vasto de soluções.

O potencial de medidas mais eficientes e menos onerosas em resultado de coordenação regional ainda não foi plenamente explorado 11 , o que é prejudicial para os consumidores da UE.

•Proporcionalidade

O regulamento proposto visa atingir um nível adequado de preparação em toda a Europa, aumentar a confiança e a cooperação entre os Estados‑Membros e atenuar o impacto de uma eventual crise nos consumidores. Para concretizar este objetivo, o regulamento prevê regras e princípios comuns a observar, bem como mecanismos de cooperação transfronteiriça. .

A proposta não prevê a harmonização plena, embora todas as medidas sejam prescritas a nível da UE.

A cooperação regional entre os Estados‑Membros é necessária para corrigir as deficiências do atual sistema, em que a cooperação voluntária é limitada aos operadores de redes de transporte, e permitir a resolução dos problemas a nível regional.

•Escolha do instrumento

A avaliação da Diretiva «Segurança do Fornecimento» de eletricidade (o principal ato jurídico neste domínio) determinou que a aplicação pelos Estados‑Membros dos princípios estabelecidos a nível da UE resultou num emaranhado de regras e práticas nacionais que diferem entre Estados‑Membros.

Um regulamento é um instrumento mais adequado para garantir uma aplicação coerente e transparente das medidas destinadas a prevenir, preparar e enfrentar crises de eletricidade.

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

•Avaliações ex post/verificações da adequação da legislação em vigor

A Comissão avaliou a Diretiva «Segurança do Fornecimento» de eletricidade examinando seu desempenho de acordo com cinco critérios: pertinência, eficácia, eficiência, coerência e valor acrescentado para a UE. Os resultados da avaliação estão refletidos na identificação do problema na avaliação de impacto. As principais conclusões podem ser sintetizadas do seguinte modo:

–A diretiva tem sido ineficaz na consecução dos seus objetivos, nomeadamente o de contribuir para uma melhor segurança do fornecimento na Europa. Algumas das suas disposições foram suplantadas por legislação subsequente (nomeadamente pelo Terceiro Pacote e pelo Regulamento RTE‑E 12 ); por outro lado existem ainda lacunas regulamentares, nomeadamente no que se refere à prevenção e gestão de situações de crise;

–A intervenção ao abrigo da diretiva já não é pertinente, porquanto as suas disposições já não são compatíveis com os atuais desafios em matéria de segurança do fornecimento. Com sistemas de eletricidade cada vez mais interligados, as abordagens puramente nacionais já não podem ser consideradas adequadas;

–O valor acrescentado da diretiva tem sido muito limitado, na medida em que esta cria um enquadramento geral, mas confere aos Estados‑Membros liberdade para determinar as suas próprias normas de segurança do fornecimento.

•Consulta das partes interessadas

Uma consulta pública sobre a preparação para riscos na área da segurança do fornecimento de eletricidade (de 15 de julho a 9 de outubro de 2015) obteve 75 respostas, nomeadamente de autoridades públicas, organizações internacionais (Agência Internacional de Energia), organismos europeus (Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia (ACER), da Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte de Eletricidade (REORTE) e das principais partes interessadas (empresas e associações). O objetivo era obter os pontos de vista das partes interessadas, em especial sobre a forma como os Estados‑Membros devem preparar‑se e cooperar com outros, tendo em vista identificar e gerir os riscos relacionados com a segurança do fornecimento de eletricidade. Os principais resultados da consulta e as respostas recebidas encontram‑se sintetizados infra e estão igualmente disponíveis no sítio web da Comissão 13 . Na avaliação de impacto foram tidas em conta as diversas opiniões.

A consulta revelou que a maior parte dos inquiridos (empresas, associações e autoridades nacionais) considera que o atual quadro jurídico (a Diretiva «Segurança do Fornecimento») não é suficiente para responder às interdependências de um mercado europeu integrado da eletricidade.

•Obtenção e utilização de competências especializadas

O regulamento proposto e a avaliação de impacto foram elaborados com base num vasto corpus de material (ver referências na notas de pé de página da avaliação de impacto). Foi também realizada, especificamente para a avaliação de impacto, uma revisão das regras e práticas nacionais vigentes em matéria de preparação para riscos na área da segurança do fornecimento de eletricidade 14 .

Durante o processo de elaboração, vários aspetos da presente proposta foram discutidos com os Estados‑Membros e as partes interessadas pertinentes no âmbito do Fórum Europeu de Regulamentação da Eletricidade (3‑4 de março de 2016) e do Grupo de Coordenação da Eletricidade (16 de novembro de 2015 e 3 de maio de 2016).

•Avaliação de impacto

Todas as medidas propostas foram apoiadas pela avaliação de impacto.

O Comité de Controlo da Regulamentação emitiu um parecer positivo em 4 de novembro de 2016.

A avaliação de impacto examinou quatro opções estratégicas:

0+ Reforço da aplicação (abordagem não regulamentar);

1. Regras mínimas a aplicar pelos Estados‑Membros;

2. Regras mínimas a aplicar pelos Estados‑Membros e cooperação regional;

3. Harmonização plena e tomada de decisões a nível regional;

A opção 0+ não foi considerada porque qualquer reforço da aplicação seria inútil, na medida em que o atual quadro legislativo define unicamente princípios gerais e confere amplo poder discricionário aos Estados‑Membros quanto à forma de os executar.

A opção 1 visa estabelecer uma maior comparabilidade e transparência em todos os Estados‑Membros no que respeita à preparação para o risco, mas não responde à necessidade de reforçar a cooperação transfronteiriça.

A opção 2 colmata muitas das lacunas da opção 1 e oferece um pacote de soluções mais eficaz. Em particular, os planos coordenados a nível regional asseguram que os riscos são identificados a nível regional e que são adotadas medidas coerentes para prevenir e gerir as situações de crise.

A opção 3 apresenta uma abordagem altamente intrusiva, que visa fazer face a eventuais riscos recorrendo a uma plena harmonização dos princípios e à prescrição de soluções específicas.

A opção preferida é a opção 2.

Na análise da opção 2, foram considerados os seguintes efeitos:

1. Impacto económico

A análise conclui que a opção 2 proporcionará uma melhor preparação para situações de crise e um menor custo, graças ao reforço da coordenação regional. Os resultados de simulações 15 revelam que, em períodos de condições meteorológicas extremas, a boa integração dos mercados e a coordenação regional são cruciais para gerir as horas de pressão do sistema (procura elevada) e minimizar a probabilidade de interrupção do fornecimento de eletricidade.

Importa destacar que uma abordagem ao nível nacional ignora a contribuição dos países vizinhos em situações de crise, enquanto uma abordagem regional resulta numa melhor utilização das centrais elétricas e tem maior probabilidade de evitar a perda de carga. Esta probabilidade é medida através do indicador de segurança do fornecimento de «previsão de energia não distribuída» (EENS) que é a eletricidade não fornecida aos consumidores devido a um apagão, expressa em percentagem da procura anual. Quando existe cooperação entre os Estados‑Membros, a percentagem de eletricidade não distribuída diminui significativamente (a EENS passa de um valor de 0,36 % num cenário de não cooperação para 0,02 % quando existe cooperação regional).

Uma coordenação reforçada reduziria o custo global do sistema, o que pode ter um impacto positivo nos preços no consumidor. Em contrapartida, a falta de coordenação quanto à forma de prevenir e gerir situações de crise implicaria custos de oportunidade significativos. Um estudo recente revelou que a integração do mercado europeu da eletricidade poderia proporcionar benefícios significativos (12,5‑40 mil milhões de EUR até 2030). Porém, estes montantes cairão para 3‑7,5 mil milhões de EUR se os Estados‑Membros prosseguirem individualmente os objetivos de segurança do aprovisionamento de eletricidade 16 .

2. Quem seria afetado e de que forma?

A opção 2 terá um efeito positivo na sociedade em geral e nos consumidores de eletricidade em particular, pois ajuda a prevenir situações de crise e cortes desnecessários e desproporcionados. A obrigatoriedade de uma cooperação efetiva entre os Estados‑Membros e a utilização de ferramentas para monitorizar a segurança do fornecimento através do Grupo de Coordenação da Eletricidade tornarão a prevenção e a gestão de crises ainda mais eficazes.

As medidas terão igualmente um efeito positivo para a comunidade empresarial, porquanto haverá muito mais transparência e comparabilidade no que se refere à forma como os Estados‑Membros se preparam para situações de crise e como tencionam geri‑las. Tudo isto aumentará a segurança jurídica para investidores, produtores de energia e bolsas de energia, mas também para os ORT que gerem situações de crise a curto prazo.

Entre as partes interessadas mais afetadas contam‑se as autoridades competentes (por exemplo, ministérios, ARN), enquanto entidades responsáveis pela elaboração dos planos de preparação para riscos (consulte infra a avaliação do impacto nas entidades públicas).

•Adequação e simplificação da legislação

A proposta pode agravar, de forma limitada, os encargos administrativos. Nomeadamente, as autoridades nacionais terão de aprovar previamente parte dos seus planos de preparação para os riscos ao nível regional. No entanto, a experiência demonstra que uma abordagem mais regional da avaliação e da preparação para riscos é técnica e juridicamente viável e tem importantes benefícios para os consumidores e para a economia no seu todo. Dado que as partes regionais dos planos seriam, na prática, elaboradas por centros de coordenação regional entre operadores da rede de transporte, a sobrecarga para as administrações dos Estados‑Membros seria limitada e claramente compensada pelos benefícios práticos de tal cooperação 17 .

Uma maior cooperação regional permitirá ainda que os Estados‑Membros criem sinergias, aprendam uns com os outros e desenvolvam conjuntamente boas práticas, o que, com o tempo, deverá reduzir os impactos administrativos.

Os intervenientes europeus, como a Comissão e a REORTE, fornecerão orientações e facilitarão o processo de preparação para os riscos e de gestão dos mesmos, o que também deverá reduzir os impactos nos Estados‑Membros.

Não é criado qualquer novo organismo e as obrigações existentes são simplificadas. Por exemplo, o Grupo de Coordenação da Eletricidade é um organismo que já existe e que já reúne regularmente; a intenção é torná‑lo mais eficaz, conferindo‑lhe tarefas específicas. Além disso, as obrigações de apresentação de relatórios nacionais serão reduzidas (nomeadamente através da revogação da obrigação prevista no artigo 4.º da Diretiva «Eletricidade») e a informação ao nível da UE será prestada no contexto dos atuais relatórios e obrigações de informação (por exemplo, o relatório anual da ACER sobre o acompanhamento dos mercados internos da eletricidade e do gás natural).

4.INCIDÊNCIA ORÇAMENTAL

O único impacto orçamental associado a esta proposta diz respeito aos recursos da Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia (ACER). O impacto é descrito na ficha financeira legislativa que acompanha a proposta paralela da Comissão de reformulação do regulamento que cria a ACRE.

5.OUTROS ELEMENTOS

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

A Comissão acompanhará a execução pelos Estados‑Membros das medidas previstas no regulamento proposto. Se necessário, propor‑lhes‑á ajuda na introdução das alterações na legislação nacional e organizará seminários com todos os Estados‑Membros (por exemplo, através do Grupo de Coordenação da Eletricidade) ou reuniões bilaterais sobre a elaboração de planos de preparação para riscos. Se necessário, a Comissão observará o procedimento previsto no artigo 258.º do TFUE, na eventualidade de um Estado‑Membro não cumprir o seu dever de aplicar a legislação da União.

A Comissão acompanhará ainda continuamente a segurança do fornecimento na UE, em cooperação com o Grupo de Coordenação da Eletricidade.

•Explicação pormenorizada das disposições específicas da proposta

O regulamento proposto é composto pelos seguintes elementos:

1.Regras comuns em matéria de prevenção de crises e ferramentas para assegurar a cooperação transfronteiriça:

·Os Estados‑Membros devem designar uma autoridade competente para a execução das tarefas definidas no regulamento, nomeadamente para a elaboração do plano de preparação para riscos;

·Os Estados‑Membros devem elaborar, após consulta das partes interessadas, planos de preparação para riscos, a fim de garantir a máxima preparação para situações de crise de eletricidade e uma gestão eficaz de tais situações. Os planos devem ser elaborados com base em cenários de crise de energia elétrica identificados pela REORTE e pelos Estados‑Membros, e definir as medidas previstas ou adotadas para prevenir e atenuar os cenários;

·Antes de adotar um plano, a autoridade competente deve apresentar um projeto, para consulta, às autoridades competentes da região e ao Grupo de Coordenação da Eletricidade. Após a consulta, o plano final deve ser enviado à Comissão, divulgado publicamente e atualizado a cada três anos, a menos que as circunstâncias justifiquem atualizações mais frequentes;

·Os planos devem consistir em duas partes e estabelecer medidas nacionais e medidas coordenadas acordadas entre os Estados‑Membros de cada região. Devem ter em conta as características específicas de cada Estado‑Membro e definir claramente as funções e responsabilidades das autoridades competentes;

·Todas as medidas constantes do plano devem ser claramente definidas, transparentes, não discriminatórias e verificáveis. Não devem colocar em perigo a segurança do fornecimento de eletricidade de outros Estados‑Membros ou da União no seu todo;

·Os planos devem incluir medidas destinadas a garantir que são corretamente prevenidas e geridas situações de crise simultâneas. Devem ser acordados num contexto regional e incluir, pelo menos:

a)A designação de um gestor ou equipa de gestão regional de crises;

b)Mecanismos de partilha, informação e cooperação no interior de uma região;

c)Medidas destinadas a atenuar o impacto de uma crise, incluindo de uma situação de crises simultâneas (por exemplo, planos regionais de limitação da carga ou outras disposições de assistência mútua);

d)Eventuais programas de compensação de custos associados às disposições de assistência;

e)Procedimentos para realizar um ensaio anual dos planos.

2.Gestão de situações de crise de eletricidade:

·O regulamento prevê que os Estados‑Membros informem sem demora os Estados‑Membros vizinhos e a Comissão em caso de uma situação de crise de eletricidade. Os Estados‑Membros devem igualmente fornecer informações sobre as causas da crise, as medidas tomadas e previstas para a atenuar e a eventual necessidade de assistência por parte de outros Estados‑Membros;

·Os Estados‑Membros devem informar a Comissão e o Grupo de Coordenação da Eletricidade caso possuam informações específicas, sérias e fiáveis de que pode ocorrer um incidente suscetível de ocasionar uma deterioração significativa do fornecimento de eletricidade;

·Os Estados‑Membros devem cooperar num espírito de solidariedade na preparação e gestão de situações de crise de eletricidade, com vista a assegurar que a eletricidade chega onde é mais necessária, em troca de uma compensação;

·Em caso de crise de eletricidade, os Estados‑Membros devem cumprir escrupulosamente as regras do mercado interno da eletricidade. Só como último recurso se podem aplicar medidas não baseadas no mercado, devendo estas ser necessárias, proporcionadas, não discriminatórias e temporárias.

3.Indicadores de segurança do aprovisionamento e avaliações de riscos:

·A proposta estipula que a REORTE deve desenvolver uma metodologia para identificar cenários de crise de eletricidade a nível regional que tenha em conta, no mínimo, os seguintes riscos:

a)Riscos naturais raros e extremos;

b)Riscos acidentais para além do critério de segurança N‑1 18 ;

c)Riscos subsequentes, como a escassez de combustível;

d)Ataques maliciosos;

·Na elaboração do plano de preparação para riscos, a REORTE e os Estados‑Membros devem seguir esta metodologia na identificação dos cenários de crise mais pertinentes;

·A REORTE deve igualmente desenvolver uma metodologia para avaliar a adequação a curto prazo, nomeadamente a adequação sazonal, bem como previsões da adequação da produção intradiária com uma semana de antecedência. Uma vez aprovada pela ACER, deve esta metodologia ser seguida pelos Estados‑Membros e pela REORTE nas suas avaliações a curto prazo. A avaliação da adequação a curto prazo proposta complementa a avaliação da adequação dos recursos a longo prazo proposta no Regulamento «Eletricidade» revisto, o que garante uma avaliação da adequação, coordenada a nível europeu, para avaliar a necessidade de mecanismos de capacidade.

4.Avaliação e acompanhamento:

·A fim de assegurar a transparência após uma crise de eletricidade, os Estados‑Membros afetados devem efetuar uma avaliação ex post da crise e do seu impacto.

·A proposta prevê o acompanhamento sistemático da segurança do fornecimento na UE através do Grupo de Coordenação da Eletricidade.

2016/0377 (COD)

Proposta de

REGULAMENTO DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO

relativo à preparação para riscos no setor da eletricidade e
que revoga a Diretiva 2005/89/CE

(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 19 ,

Tendo em conta o parecer do Comité das Regiões 20 ,

Deliberando de acordo com o processo legislativo ordinário,

Considerando o seguinte:

(1)O setor da eletricidade da União Europeia está a sofrer uma profunda transformação, caracterizada por mercados mais descentralizados com mais intervenientes, sistemas mais bem interligados e uma maior proporção de fontes de energia renováveis. Em resposta, a Diretiva xxx/ o Regulamento xxx [Referência à proposta de diretiva relativa à eletricidade e ao regulamento relativo à eletricidade] visam melhorar o enquadramento jurídico que rege o mercado interno da eletricidade da União, de modo a garantir que os mercados e as redes funcionem de forma ótima, em benefício das empresas e dos consumidores.

(2)O bom funcionamento dos mercados e dos sistemas é a melhor garantia de segurança do fornecimento. No entanto, mesmo quando os mercados e os sistemas funcionam bem, nunca se pode excluir o risco de uma crise de eletricidade (resultante de condições meteorológicas extremas, ataques maliciosos ou escassez de combustível). As consequências das situações de crise fazem‑se frequentemente sentir além das fronteiras nacionais. Mesmo quando os incidentes têm início localmente, os seus efeitos podem alastrar rapidamente além-fronteiras. Certas circunstâncias extremas, como uma vaga de frio ou calor, ou um ciberataque, podem afetar regiões inteiras ao mesmo tempo.

(3)Num contexto de mercados e sistemas de eletricidade interligados, a prevenção e a gestão de crises não podem ser consideradas uma responsabilidade puramente nacional. É necessário um quadro comum de regras e procedimentos coordenados para garantir que os Estados‑Membros e outros intervenientes cooperem eficazmente a nível transfronteiriço, num espírito de transparência e solidariedade.

(4)A Diretiva 2005/89/CE do Parlamento Europeu e do Conselho 21 prevê as medidas necessárias que os Estados‑Membros devem tomar para garantir a segurança do fornecimento de eletricidade em geral. As disposições desta diretiva foram, em larga medida, substituídas por legislação posterior, nomeadamente as relativas à forma como os mercados devem ser organizados para assegurar a existência de capacidade suficiente e como os operadores da rede de transporte devem cooperar para garantir a estabilidade do sistema 22 , bem como as relativas à necessidade de garantir que existam infraestruturas 23 . O presente regulamento aborda a questão específica da prevenção e gestão de crises no setor da eletricidade.

(5)As orientações sobre a operação do sistema 24 e o código de rede para situações de emergência e restabelecimento 25 constituem um manual de regras pormenorizado que regem a forma como os operadores da rede de transporte e outros intervenientes relevantes devem agir e cooperar para garantir a segurança do sistema. Estas regras técnicas devem assegurar que a maior parte dos incidentes de eletricidade são tratadas de forma eficaz a nível operacional. O presente regulamento incide em situações de crise de eletricidade suscetíveis de ter uma escala e um impacto mais vastos. O presente regulamento estabelece o que os Estados‑Membros devem fazer para evitar tais situações e as medidas que podem tomar se as regras operacionais do sistema não forem, por si só, suficientes. Contudo, mesmo em situações de crise, as regras operacionais do sistema devem continuar a ser plenamente respeitadas.

(6)O presente regulamento estabelece um conjunto de normas comuns em matéria de prevenção, preparação e gestão de situações de crise de eletricidade, assegurando maior transparência na fase de preparação e durante uma crise de energia elétrica e garantindo que, mesmo durante uma crise, a eletricidade chega aonde é mais necessária. Além disso, requer que os Estados‑Membros cooperem ao nível regional, num espírito de solidariedade, e estabelece o enquadramento para uma monitorização eficaz da segurança do fornecimento, através do Grupo de Coordenação da Eletricidade. Destas medidas deve resultar uma melhor preparação para o risco a um custo menor, bem como o reforço do mercado interno da energia através do aumento da confiança entre os Estados‑Membros e da exclusão de intervenções públicas inadequadas em situações de crise, nomeadamente da restrição indevida dos fluxos transfronteiriços.

(7)A Diretiva relativa à segurança das redes e da informação em toda a União (Diretiva «Cibersegurança») 26 estabelece regras gerais, sendo as regras específicas desenvolvidas através de um código de rede, conforme previsto no [Regulamento «Eletricidade» proposto]. Este regulamento complementa a Diretiva «Cibersegurança» assegurando que os ciberincidentes são devidamente identificados como um risco e que as medidas tomadas para os enfrentar são devidamente refletidas nos planos de preparação para riscos.

(8)A Diretiva 2008/114/CE do Conselho 27 estabelece um processo para melhorar a segurança das infraestruturas críticas europeias designadas, incluindo certas infraestrutura de eletricidade, na União. A Diretiva 2008/114/CE, juntamente com o presente regulamento, contribui para a criação de uma abordagem abrangente da segurança energética da União.

(9)A Decisão n.º 1313/2013/UE 28 do Parlamento Europeu e do Conselho, relativa a um Mecanismo de Proteção Civil da União Europeia, estabelece requisitos para os Estados‑Membros desenvolverem avaliações de risco a nível nacional ou ao nível subnacional adequado a cada três anos e para desenvolverem e aperfeiçoarem o planeamento de gestão de riscos de catástrofes. As ações específicas de prevenção, preparação e planeamento previstas no âmbito do presente regulamento devem ser coerentes com as avaliações de riscos nacionais mais abrangentes e multirriscos, previstas pela Decisão n.º 1313/2013/UE.

(10)A fim de facilitar a prevenção, o intercâmbio de informações e a avaliação ex post de crises de eletricidade, os Estados‑Membros devem designar uma autoridade competente, nova ou existente, como ponto de contacto.

(11)Uma abordagem comum da prevenção e gestão de crises requer, acima de tudo, que os Estados‑Membros utilizem os mesmos métodos e definições para identificar riscos relacionados com a segurança do fornecimento de eletricidade e estejam em condições de comparar eficazmente o seu desempenho e o dos seus vizinhos nesse domínio. O presente regulamento identifica dois indicadores para monitorizar a segurança do fornecimento de eletricidade na União: «previsão de energia não distribuída» (EENS), expressa em GWh/ano, e «previsão de perda de carga» (LOLE), expressa em horas/ano. Estes indicadores fazem parte da avaliação da adequação dos recursos europeus realizada pela Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte de Eletricidade (REORTE), nos termos do [artigo 19.º da proposta de Regulamento «Eletricidade»]. O Grupo de Coordenação da Eletricidade deve assegurar o acompanhamento regular da segurança do fornecimento com base nos resultados destes indicadores. A Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia («Agência») deve igualmente utilizar estes indicadores quando abordar o desempenho dos Estados‑Membros em matéria de segurança do fornecimento nos seus relatórios anuais de acompanhamento do mercado de eletricidade, nos termos do [artigo 16.º do Regulamento ACER proposto].

(12)Para assegurar a coerência das avaliações de risco que cimenta a confiança entre os Estados‑Membros numa situação de crise, é necessária uma abordagem comum na identificação de cenários de risco. Por conseguinte, a REORTE deve desenvolver, em cooperação com a Agência, uma metodologia comum para a identificação de riscos, incumbindo à REORTE propor a metodologia e à Agência aprová‑la.

(13)Com base nesta metodologia comum, a REORTE elabora e atualiza regularmente os cenários de crise regionais e identifica os riscos mais relevantes para cada região, como as condições meteorológicas extremas, as catástrofes naturais, a escassez de combustível ou ataques maliciosos. Na tomada em consideração do cenário de crise de escassez de gás combustível, o risco de perturbações no fornecimento de gás deve ser avaliado com base nos cenários de perturbação do fornecimento de gás e das infraestruturas desenvolvidos pela Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte de Gás em conformidade com o artigo 6.º, n.º 6, do Regulamento «Segurança do Fornecimento de Gás» [Regulamento «Segurança do Fornecimento de Gás» proposto]. Os Estados‑Membros devem definir e atualizar os seus cenários nacionais de crise nesta base, em princípio, a cada três anos. Os cenários devem constituir a base para os planos de preparação para riscos. Aquando da identificação dos riscos a nível nacional, os Estados‑Membros devem descrever igualmente eventuais riscos que considerem existir relacionados com a propriedade das infraestruturas relevantes para a segurança do fornecimento e as medidas eventualmente tomadas para fazer face a esses riscos (como legislação geral ou setorial em matéria de escrutínio do investimento, direitos especiais de determinados acionistas, etc.), indicando por que motivo consideram que essas medidas se justificam.

(14)Uma abordagem regional para a identificação de cenários de risco e o desenvolvimento de medidas preventivas e de atenuação deve trazer benefícios significativos em termos da eficácia das medidas e da utilização ótima dos recursos. Além disso, numa crise de eletricidade simultânea, uma abordagem coordenada e previamente acordada garantirá uma resposta coerente e reduzir o risco de efeitos indiretos negativos que medidas puramente nacionais poderiam ter nos Estados‑Membros vizinhos. Por conseguinte, o presente regulamento requer a cooperação entre os Estados‑Membros num contexto regional.

(15)Conforme se afirma no [Regulamento «Eletricidade» proposto], os centros operacionais regionais devem avaliar regularmente os riscos relevantes, uma vez que lhes incumbe a gestão operacional de tais situações. Para garantir que estes centros possam desempenhar as suas funções de forma eficaz e atuar em estreita cooperação com as autoridades nacionais tendo em vista a prevenção e a atenuação de incidentes de maior escala, a cooperação regional prevista no presente regulamento deve assentar em estruturas de cooperação regional utilizadas a nível técnico, nomeadamente os grupos de Estados‑Membros que partilham o mesmo centro operacional regional.

(16)O [Regulamento «Eletricidade» proposto] prescreve a utilização de uma metodologia comum para a avaliação da adequação de recursos a médio e longo prazo (de um horizonte de dez anos a um horizonte de um ano), com vista a assegurar que as decisões dos Estados‑Membros em relação a eventuais necessidades de investimento são tomadas de forma transparente e por comum acordo. Esta avaliação tem um objetivo diferente das avaliações de adequação a curto prazo, que são utilizadas para detetar eventuais problemas relacionados com adequação em períodos de tempo curtos, nomeadamente as previsões sazonais (para os seis meses seguintes) e as avaliações de adequação intradiária com uma semana de antecedência. Relativamente às avaliações a curto prazo, é necessária uma abordagem comum para a forma como são detetados eventuais problemas relacionados com a adequação. A REORTE deverá elaborar previsões de inverno e de verão com vista a alertar os Estados‑Membros e os operadores da rede de transporte para os riscos em matéria de segurança do fornecimento suscetíveis de surgir nos seis meses seguintes. No sentido de melhorar a sua fiabilidade, estas previsões devem basear‑se numa metodologia probabilística comum proposta pela REORTE e aprovada pela Agência. A fim de reforçar a abordagem regional da avaliação dos riscos, a REORTE deve poder delegar tarefas relacionadas com as previsões sazonais em centros operacionais regionais.

(17)Os operadores da rede de transporte e os centros operacionais regionais devem aplicar a metodologia utilizada para preparar as previsões sazonais quando efetuam qualquer outro tipo de avaliação de riscos a curto prazo, nomeadamente as previsões de adequação intradiária da produção com uma semana de antecedência previstas no Regulamento da Comissão que adota orientações sobre a operação da rede de transporte de eletricidade.

(18)A fim de assegurar uma abordagem comum para a prevenção e gestão de crises, a autoridade competente de cada Estado‑Membro deve elaborar um plano de preparação para riscos, após consulta das partes interessadas. Os planos devem descrever medidas eficazes, proporcionadas e não discriminatórias para todos os cenários de crise identificados. Os planos devem garantir a transparência, especialmente no que diz respeito às condições em que podem ser tomadas medidas não baseadas no mercado para atenuar situações de crise. Todas as medidas não baseadas no mercado previstas devem respeitar as regras estabelecidas no presente regulamento.

(19)Os planos devem consistir em duas partes e estabelecer medidas nacionais e medidas regionais acordadas entre os Estados‑Membros da região. As medidas regionais são necessárias especialmente em caso de crise simultânea, quando uma abordagem coordenada e previamente acordada garante uma resposta coerente e reduz o risco de efeitos indiretos negativos. Os planos devem ter em conta as características específicas do Estado‑Membro e definir claramente as funções e responsabilidades das autoridades competentes. As medidas nacionais devem ter plenamente em conta as medidas regionais acordadas e tirar o máximo partido das oportunidades proporcionadas pela cooperação regional. Os planos devem ser de caráter técnico e operacional, uma vez que a sua função consiste em ajudar a evitar a ocorrência ou a escalada de uma crise de eletricidade e a atenuar os seus efeitos.

(20)Os planos devem ser atualizados com regularidade. A fim de assegurar a permanente atualização e eficácia dos planos, as autoridades competentes de cada região devem organizar, em cooperação com os centros operacionais regionais, simulações anuais para testar a sua adequação.

(21)Os modelos devem facilitar a elaboração dos planos, bem como a consulta dos demais Estados‑Membros da região em causa e do Grupo de Coordenação da Eletricidade. As consultas no interior da região e através do Grupo de Coordenação da Eletricidade devem assegurar que as medidas tomadas num Estado‑Membro ou região não colocam em risco a segurança do aprovisionamento de outros Estados‑Membros ou regiões.

(22)O intercâmbio de informações em caso de situação de crise é essencial para assegurar uma ação coordenada e uma assistência direcionada. Por esse motivo, o regulamento obriga os Estados‑Membros a informar sem demora os Estados‑Membros vizinhos e a Comissão sempre que se virem confrontados com uma crise de eletricidade. Os Estados‑Membros devem igualmente fornecer informações sobre as causas da crise, as medidas tomadas e previstas para a atenuar e a eventual necessidade de assistência por parte de outros Estados‑Membros. Se esta assistência extravasar o âmbito da segurança do fornecimento de eletricidade, o Mecanismo de Proteção Civil da União será o quadro legislativo aplicável.

(23)É importante facilitar a comunicação e a sensibilização entre os Estados‑Membros sempre que possuam informações específicas, sérias e fiáveis de que pode ocorrer um incidente suscetível de ocasionar uma deterioração significativa do fornecimento de eletricidade. Em tais circunstâncias, os Estados‑Membros devem informar sem demora a Comissão e o Grupo de Coordenação da Eletricidade, fornecendo informações, nomeadamente sobre as causas da deterioração, as medidas previstas para evitar uma crise de eletricidade e a eventual necessidade de assistência por parte de outros Estados‑Membros.

(24)No caso de uma crise de eletricidade, os Estados‑Membros devem ajudar‑se mutuamente num espírito de solidariedade e assegurar que a eletricidade é fornecida onde é mais necessária. Esta cooperação deve basear‑se em medidas previamente acordadas incluídas nos planos de preparação para riscos. Quando estabelecem acordos em matéria de cooperação, os Estados‑Membros devem ter em conta fatores sociais e económicos, incluindo a segurança dos cidadãos e a proporcionalidade. Os Estados‑Membros são incentivados a partilhar boas práticas e a utilizar o Grupo de Coordenação da Eletricidade como uma plataforma de discussão para identificar as opções de cooperação e solidariedade disponíveis, incluindo mecanismos de compensação. A Comissão pode facilitar a definição das medidas coordenadas a nível regional na região em causa.

(25)O presente regulamento deve permitir que as empresas de eletricidade e os consumidores possam contar com os mecanismos de mercado previstos na [Diretiva «Eletricidade» e no Regulamento «Eletricidade» propostos] enquanto se virem confrontados com uma crise de eletricidade. As regras do mercado interno e as regras de operação da rede devem ser respeitadas, mesmo em situações de crise. Isto significa que medidas não baseadas no mercado, como o corte forçado, ou a disponibilização de fornecimentos extraordinários à margem do normal funcionamento do mercado devem ser tomadas unicamente em último recurso, quando todas as possibilidades oferecidas pelo mercado estiverem esgotadas. Por conseguinte, o corte forçado apenas pode ser introduzido quando estiverem esgotadas todas as possibilidades de corte voluntário. Acresce que eventuais medidas não baseadas no mercado devem ser necessárias, proporcionais, não discriminatórias e temporárias.

(26)A fim de assegurar a transparência na sequência de uma crise de eletricidade, os Estados‑Membros afetados devem efetuar uma avaliação ex post da crise e do seu impacto, à qual associarão a respetiva autoridade reguladora nacional. Esta avaliação deve ter em conta, nomeadamente, a eficácia e a proporcionalidade das medidas tomadas, bem como o seu custo económico. Deve ainda ter em conta considerações transfronteiriças, como o impacto das medidas noutros Estados‑Membros e o nível de assistência por estes prestado.

(27)A obrigação de transparência deve assegurar que todas as medidas tomadas para prevenir ou gerir situações de crise respeitam as regras do mercado interno e são compatíveis com os princípios de cooperação e de solidariedade subjacentes à União da Energia.

(28)Em 2012, o Grupo de Coordenação da Eletricidade foi criado como um fórum para intercâmbio de informações e promoção da cooperação entre os Estados‑Membros, em especial no domínio da segurança do fornecimento 29 . O presente regulamento reforça a sua função. São‑lhe atribuídas tarefas específicas, nomeadamente no âmbito da elaboração de planos de preparação para riscos e terá uma função proeminente no acompanhamento do desempenho dos Estados‑Membros no domínio da segurança do fornecimento de eletricidade e no desenvolvimento de boas práticas neles baseadas.

(29)As situações de crise de eletricidade podem extravasar as fronteiras da União Europeia e afetar igualmente países da Comunidade da Energia. A fim de assegurar uma gestão eficaz das crises nas fronteiras entre os Estados‑Membros e as Partes Contratantes, a União Europeia deve cooperar estreitamente com as Partes Contratantes da Comunidade da Energia aquando da prevenção, preparação e gestão de uma crise de eletricidade.

(30)Para permitir uma resposta rápida da União à mudança de circunstâncias no que diz respeito à preparação para riscos no setor da eletricidade, devem ser delegadas na Comissão competências para adotar, em conformidade com o artigo 290.º do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia, atos relativos à alteração dos modelos de planos de preparação para riscos. É particularmente importante que a Comissão proceda às consultas adequadas durante os trabalhos preparatórios, inclusive ao nível dos peritos. Aquando da preparação e elaboração de atos delegados, a Comissão deve assegurar que os documentos pertinentes são enviados simultaneamente ao Parlamento Europeu e ao Conselho, em tempo útil e de forma adequada.

(31)Agindo individualmente, os Estados‑Membros não podem alcançar satisfatoriamente o objetivo do presente regulamento, nomeadamente o do assegurar a preparação mais eficaz e eficiente para riscos 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.

(32)A Diretiva 2005/89/CE deve ser revogada,

ADOTARAM O PRESENTE REGULAMENTO:

Capítulo I
Disposições gerais

Artigo 1.º
Objeto

O presente regulamento estabelece normas para a cooperação entre os Estados‑Membros tendo em vista a prevenção, preparação e gestão de crises de eletricidade num espírito de solidariedade e de transparência, e em plena conformidade com os requisitos de um mercado interno da eletricidade competitivo.

Artigo 2.º
Definições

1.Para efeitos do presente regulamento, aplicam‑se as definições constantes do artigo 2.º da Diretiva «Eletricidade» [Diretiva «Eletricidade» proposta] e do artigo 2.º do Regulamento «Eletricidade» [Regulamento «Eletricidade» proposto].

2.Aplicam‑se ainda as seguintes definições:

a)«Segurança do fornecimento de eletricidade»: a capacidade de um sistema de eletricidade para garantir o fornecimento ininterrupto de energia elétrica aos consumidores, com um nível de desempenho claramente definido;

b)«Crise de eletricidade»: uma situação existente ou iminente de significativa escassez de energia elétrica ou de impossibilidade de fornecer energia elétrica aos consumidores finais;

c)«Crise simultânea»: uma crise de eletricidade que afeta mais do que um Estado‑Membro ao mesmo tempo;

d)«Gestor ou equipa de crise»: uma pessoa, um grupo de pessoas ou uma instituição encarregados de agir como ponto de contacto e de coordenar a transmissão de informações durante uma crise de eletricidade;

e)«Medida não baseada no mercado»: qualquer medida, do lado da oferta ou da procura, que se afaste das regras do mercado ou de acordos comerciais, destinada a atenuar uma crise de eletricidade;

f)«Região»: um grupo de Estados‑Membros que partilhe o mesmo centro operacional regional, criado nos termos do artigo 33.º do Regulamento «Eletricidade» [Regulamento «Eletricidade» proposto].

Artigo 3.º
Autoridade competente

1.Logo que possível, o mais tardar [o Serviço das Publicações deve introduzir a data exata: três meses após a entrada em vigor do presente regulamento], cada Estado‑Membro deve designar uma autoridade governamental ou reguladora nacional como autoridade competente para a execução das tarefas enunciadas no presente regulamento. As autoridades competentes devem cooperar entre si para os efeitos do presente regulamento.

2.Os Estados‑Membros devem comunicar sem demora à Comissão o nome e os contactos da autoridade competente designada.

Capítulo II
Avaliação dos riscos

Artigo 4.º
Avaliações da segurança do fornecimento

Os Estados‑Membros devem assegurar que todos os riscos relativos à segurança do fornecimento de eletricidade são avaliados em conformidade com as normas do presente regulamento e com o artigo 18.º do Regulamento «Eletricidade» [Regulamento «Eletricidade» proposto]. Para o efeito, devem cooperar com a REORTE e com os centros operacionais regionais.

Artigo 5.º
Metodologia para identificar cenários de crise de eletricidade ao nível regional

1.Até [o Serviço das Publicações deve introduzir a data exata: dois meses após a data de entrada em vigor do presente regulamento], a REORTE deve apresentar à Agência uma proposta de metodologia para identificar os cenários de crise de eletricidade mais pertinentes a um contexto regional.

2.Os cenários de crise devem ser identificados, no mínimo, com base nos seguintes riscos:

a)Riscos naturais raros e extremos;

b)Riscos acidentais que excedam o critério de segurança N‑1;

c)Riscos subsequentes, incluindo a escassez de combustível;

d)Ataques maliciosos.

3.A metodologia proposta deve incluir, no mínimo, os seguintes elementos:

a)Tomada em consideração de todas as circunstâncias nacionais e regionais pertinentes;

b)Interação e correlação transfronteiriça de riscos;

c)Simulações de cenários de crises simultâneas;

d)Classificação dos riscos de acordo com o seu impacto e a sua probabilidade.

Na ponderação dos riscos de perturbação do fornecimento de gás, no contexto da identificação de riscos nos termos do n.º 2, alínea c), a REORTE deve utilizar os cenários de perturbação do fornecimento de gás e das infraestruturas elaborados pela Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte de Gás, em conformidade com o artigo 6.º, n.º 6, do Regulamento «Segurança do Fornecimento de Gás» [Regulamento «Segurança do Fornecimento de Gás» proposto].

4.Antes de apresentar a metodologia proposta, a REORTE deve efetuar uma consulta que envolva, pelo menos, a indústria e as organizações de consumidores, os operadores das redes de distribuição, as autoridades reguladoras nacionais e outras autoridades nacionais. A REORTE deve ter em devida conta os resultados da consulta.

5.A Agência deve aprovar ou alterar proposta de metodologia no prazo de dois meses a contar da data da sua receção. Em caso de alteração, deve consultar a REORTE antes de adotar a versão alterada e publicá‑la no seu sítio web.

6.A REORTE deve atualizar e aperfeiçoar regularmente a metodologia, em conformidade com os n.os 1 a 5. A Agência ou a Comissão podem pedir tais atualizações e aperfeiçoamentos, justificando‑o devidamente. A REORTE deve apresentar à Agência um projeto das alterações propostas no prazo de seis meses a contar do pedido. A Agência deve alterar ou aprovar as alterações e publicá‑las no seu sítio web no prazo de dois meses a contar da data de receção do projeto.

Artigo 6.º
Identificação de cenários de crise de eletricidade ao nível regional

1.Até [o Serviço das Publicações deve introduzir a data exata: dez meses a contar da data de entrada em vigor do presente regulamento], e com base na metodologia adotada nos termos do artigo 5.º, a REORTE deve identificar os cenários de crise de eletricidade mais pertinentes a cada região. A REORTE pode delegar tarefas relacionadas com a identificação dos cenários de crise regional nos centros operacionais regionais.

2.A REORTE deve apresentar ao Grupo de Coordenação da Eletricidade, para consulta, os cenários de crise de eletricidade regionais identificados.

3.A REORTE deve atualizar os cenários de três em três anos, salvo se as circunstâncias justificarem atualizações mais frequentes.

Artigo 7.º
Identificação de cenários de crise de eletricidade ao nível nacional

1.Até [o Serviço das Publicações deve introduzir a data exata: dez meses a contar da data de entrada em vigor do presente regulamento], os Estados‑Membros devem identificar os cenários de crise de eletricidade mais pertinentes ao nível nacional.

2.Os cenários de crise devem ser identificados, no mínimo, com base nos riscos referidos no artigo 5.º, n.º 2, e devem ser compatíveis com os cenários regionais identificados nos termos do artigo 6.º. Os Estados‑Membros devem atualizar os cenários de três em três anos, salvo se as circunstâncias justificarem atualizações mais frequentes.

3.Até [o Serviço das Publicações deve introduzir a data exata: dez meses a contar da entrada em vigor do presente regulamento], os Estados‑Membros devem informar o Grupo de Coordenação da Eletricidade e a Comissão dos eventuais riscos que prevejam, relacionados com a propriedade das infraestruturas pertinentes à segurança do fornecimento, assim como das medidas eventualmente tomadas para os prevenir ou atenuar, demonstrando a necessidade e proporcionalidade destas últimas.

Artigo 8.º
Metodologia para avaliação da adequação a curto prazo

1.Até [o Serviço das Publicações deve introduzir a data exata: dois meses a contar da data de entrada em vigor do presente regulamento], a REORTE deve apresentar à Agência uma proposta de metodologia para avaliar a adequação a curto prazo, que deve abranger, pelo menos, os seguintes aspetos:

a)Incerteza de fatores como a probabilidade de um corte da capacidade de transporte, a probabilidade de uma interrupção imprevista de centrais elétricas, condições meteorológicas adversas, variabilidade da procura e variabilidade da produção de energia a partir de fontes de energia renováveis;

b)Probabilidade de ocorrência de uma situação crítica;

c)Probabilidade de ocorrência de uma situação de crises simultâneas.

A metodologia deve prever uma abordagem probabilística e considerar os contextos regional e da União, incluindo, tanto quanto possível, países terceiros de zonas síncronas da União.

2.Antes de apresentar a metodologia proposta, a REORTE deve efetuar uma consulta que envolva, pelo menos, a indústria e as organizações de consumidores, os operadores das redes de distribuição, as autoridades reguladoras nacionais e outras autoridades nacionais. A REORTE deve ter em devida conta os resultados da consulta.

3.A Agência deve aprovar ou alterar proposta de metodologia no prazo de dois meses a contar da data da sua receção. Em caso de alteração, deve consultar a REORTE antes de adotar a versão alterada e publicá‑la no seu sítio web.

4.A REORTE deve atualizar e aperfeiçoar regularmente a metodologia, em conformidade com os n.os 1 a 3. A Agência ou a Comissão podem pedir tais atualizações e aperfeiçoamentos, justificando‑o devidamente. A REORTE deve apresentar à Agência um projeto das alterações propostas no prazo de seis meses a contar do pedido. A Agência deve alterar ou aprovar as alterações e publicá‑las no seu sítio web no prazo de dois meses a contar da data de receção do projeto.

Artigo 9.º
Avaliações da adequação a curto prazo

1.Todas as avaliações da adequação a curto prazo devem ser efetuadas de acordo com a metodologia elaborada nos termos do artigo 8.º.

2.A REORTE deve elaborar previsões de adequação sazonais, de acordo com a metodologia desenvolvida nos termos do artigo 8.º. Deve publicar os resultados até 1 de dezembro de cada ano, para a previsão de inverno, e 1 de junho, para a previsão de verão. A REORTE pode delegar tarefas relacionadas com as previsões em centros operacionais regionais. A REORTE deve apresentar as previsões ao Grupo de Coordenação da Eletricidade, podendo este, se for caso disso, formular recomendações em função dos resultados.

3.Os centros operacionais regionais devem efetuar, com uma semana de antecedência, avaliações da adequação intradiária para as suas respetivas regiões com base na metodologia adotada nos termos do artigo 8.º.

Capítulo III
Planos de preparação para riscos

Artigo 10.º
Elaboração de plano de preparação para riscos

1.Com base nos cenários de crise de eletricidade regionais e nacionais identificados nos termos dos artigos 6.º e 7.º, a autoridade competente de cada Estado‑Membro deve elaborar um plano de preparação para riscos, após consulta das empresas de eletricidade e de gás, das organizações pertinentes que representem os interesses dos consumidores domésticos e industriais de eletricidade e da autoridade reguladora nacional (caso não seja a autoridade competente).

2.O plano deve consistir nas medidas nacionais e regionais definidas nos artigos 11.º e 12.º. Sem prejuízo do disposto no artigo 15.º, todas as medidas previstas ou adotadas para prevenir, preparar e atenuar as situações de crise de eletricidade devem ser plenamente conformes com as regras que regem o mercado interno da eletricidade e o funcionamento da rede. As medidas devem ser definidas de forma clara, transparentes, proporcionadas e não discriminatórias.

3.O plano deve ser elaborado de acordo com o modelo constante do anexo. Devem ser atribuídas à Comissão competências para adotar atos delegados em conformidade com o artigo 19.º, a fim de alterar este modelo.

4.Antes de adotar um plano, a autoridade competente deve apresentar um projeto às autoridades competentes dos outros Estados‑Membros da região e ao Grupo de Coordenação da Eletricidade, para consulta.

5.As autoridades competentes dos outros Estados‑Membros da região e o Grupo de Coordenação da Eletricidade devem analisar o projeto de plano no prazo de três meses a contar da data da sua apresentação, podendo formular recomendações.

6.O Estado‑Membro em causa deve adotar o projeto de plano no prazo de seis meses a contar da sua apresentação, tendo em devida conta os resultados da consulta e as recomendações das autoridades competentes dos outros Estados‑Membros e do Grupo de Coordenação da Eletricidade. O Estado‑Membro em causa deve apresentar sem demora o plano aprovado ao Grupo de Coordenação da Eletricidade.

7.Os Estados‑Membros devem divulgar publicamente os planos, garantindo a preservação da confidencialidade das informações sensíveis, nomeadamente as relativas a medidas de prevenção e atenuação de ataques maliciosos.

8.Os Estados‑Membros devem adotar e publicar o primeiro plano até [o Serviço das Comunicações deve introduzir a data exata: dois anos a contar da data de entrada em vigor do presente regulamento]. Os Estados‑Membros devem atualizar os planos de três em três anos, salvo de as circunstâncias justificarem atualizações mais frequentes.

Artigo 11.º
Conteúdo dos planos de preparação para riscos respeitante a medidas nacionais

1.Cada plano deve definir todas as medidas previstas ou adotadas para prevenir, preparar e atenuar as situações de crise de eletricidade, identificadas nos termos dos artigos 6.º e 7.º. Deve, no mínimo:

a)Conter uma síntese do cenário de crise de eletricidade definido para os Estados‑Membros e a região em causa, em conformidade com o procedimento referido nos artigos 6.º e 7.º;

b)Definir a função e as responsabilidades da autoridade competente;

c)Descrever as medidas destinadas a preparar e a prevenir os riscos identificados nos termos dos artigos 6.º e 7.º;

d)Designar um gestor nacional ou uma equipa nacional de gestão de crises, e definir as suas tarefas;

e)Estabelecer pormenorizadamente os procedimentos a observar em situações de crise de eletricidade, incluindo os correspondentes mecanismo de transmissão de informações;

f)Identificar o contributo das medidas baseadas no mercado para a gestão das situações de crise de eletricidade;

g)Identificar eventuais medidas não baseadas no mercado a aplicar em situações de crise de eletricidade, especificando o ponto de desencadeamento, as condições e os procedimentos para a sua aplicação, e demonstrando que essas medidas cumprem os requisitos estabelecidos no artigo 15.º;

h)Apresentar um plano pormenorizado da limitação de carga, incluindo o momento e as circunstâncias em que as cargas devem ser limitadas, e os valores de carga a limitar. O plano deve especificar as categorias de utilizadores de eletricidade que devem beneficiar de proteção especial contra cortes e justificar a necessidade dessa proteção, nomeadamente no que diz respeito à segurança pública e à segurança pessoal;

i)Descrever os mecanismos utilizados para informar o público sobre qualquer crise de eletricidade.

2.Todas as medidas nacionais devem ter plenamente em conta as medidas regionais acordadas nos termos do artigo 12.º e não colocar em perigo a segurança do fornecimento de eletricidade de outros Estados‑Membros ou da União no seu todo.

Artigo 12.º
Conteúdo dos planos de preparação para riscos respeitante a medidas coordenadas ao nível regional

1.Além das medidas enunciadas no artigo 11.º, o plano de cada Estado‑Membro deve incluir medidas regionais destinadas a assegurar que as situações de crise com impacto transfronteiriço são adequadamente prevenidas e geridas. As medidas devem ser acordadas ao nível da região em causa e incluir, pelo menos:

a)A designação de um gestor regional ou de uma equipa de gestão regional de crises;

b)Mecanismos de partilha de informação e cooperação no interior de uma região;

c)Medidas destinadas a atenuar o impacto de uma crise, incluindo o de uma situação de crises simultâneas. As medidas devem incluir planos regionais de limitação da carga e disposições técnicas, jurídicas e financeiras em matéria de assistência mútua, a fim de garantir que a eletricidade é fornecida onde é mais necessária e em excelentes condições. Essas disposições devem estabelecer, inter alia, o ponto de desencadeamento da assistência, a fórmula de cálculo ou o montante, as partes pagadoras e beneficiárias, e as normas de arbitragem;

d)Procedimentos para a realização de ensaios anuais dos planos.

2.As medidas regionais a incluir no plano devem ser acordadas entre as autoridades competentes dos Estados‑Membros da região em causa. As autoridades competentes devem enviar um relatório sobre os acordos alcançados com o Grupo de Coordenação da Eletricidade com uma antecedência mínima de oito meses relativamente ao termo do prazo para a adoção ou a atualização do plano. Se as autoridades competentes não lograrem um acordo, devem os Estados‑Membros informar a Comissão das razões do desacordo. Nesse caso, a Comissão pode pedir à Agência que facilite a conclusão de um acordo, em consulta com a REORTE.

3.Em cooperação com os centros operacionais regionais e com a participação das partes interessadas, as autoridades competentes de cada região devem levar a cabo simulações de crise anuais, que testem, em particular, os mecanismos de comunicação referidos no n.º 1, alínea b).

Capítulo IV
Gestão de situações de crise de eletricidade

Artigo 13.º
Alerta precoce e declaração de crise

1.Sempre que uma previsão de adequação sazonal ou outra fonte contiver informações específicas, sérias e fiáveis de que pode ocorrer um incidente suscetível de provocar uma deterioração significativa da situação de fornecimento de eletricidade num Estado‑Membro, a autoridade competente desse Estado‑Membro deve emitir sem demora injustificada um alerta precoce à Comissão e ao Grupo de Coordenação da Eletricidade. O alerta deve conter informações sobre as causas da deterioração, as medidas tomadas ou previstas para atenuar uma crise de eletricidade e a eventual necessidade de assistência por parte de outros Estados‑Membros. As informações devem incluir ainda o eventual impacto das medidas no mercado interno da eletricidade, incluindo noutros Estados‑Membros.

2.Quando confrontada com uma situação de crise de eletricidade, a autoridade competente do Estado‑Membro em causa deve declarar a crise de eletricidade e informar sem demora as autoridades competentes dos Estados‑Membros vizinhos e a Comissão. A mesma autoridade deve informá‑las das razões que a levaram a declarar uma crise de eletricidade, das medidas tomadas e previstas para a atenuar, e da eventual necessidade de assistência por parte de outros Estados‑Membros.

3.Se as informações comunicadas forem consideradas insuficientes, a Comissão pode pedir ao Estado‑Membro em causa que preste informações adicionais.

4.Sempre que uma autoridade competente emita um alerta precoce ou declare uma crise de eletricidade, devem ser seguidas, tanto quanto possível, as ações definidas no plano de preparação para riscos.

Artigo 14.º
Cooperação e assistência

1.Os Estados‑Membros devem atuar e cooperar num espírito de solidariedade na preparação e gestão de situações de crise de eletricidade, com vista a assegurar que a eletricidade é fornecida a quem dela mais necessita, no intuito de proteger a segurança pública e a segurança pessoal.

2.Sempre que necessário e possível, os Estados‑Membros devem oferecer assistência mútua na prevenção ou atenuação de uma crise de eletricidade. Essa assistência está sujeita a compensação.

Artigo 15.º
Observância das regras de mercado

1.As medidas tomadas para prevenir ou atenuar situações de crise de eletricidade devem estar em conformidade com as regras que regem o mercado interno da eletricidade e o funcionamento da rede.

2.Numa situação de crise, só poderão ser aplicadas medidas não baseadas no mercado se tiverem sido esgotadas todas as opções facultadas pelo mercado. Essas medidas não podem falsear indevidamente a concorrência nem o funcionamento eficaz do mercado da eletricidade, devendo ser necessárias, proporcionais, não discriminatórias e temporárias.

3.Apenas podem ser aplicadas medidas de restrição de transações, incluindo restrições aplicáveis a capacidades interzonais já atribuídas, limitação de disponibilização de capacidade interzonal para atribuição ou limitação da disponibilização de horários, ao abrigo do disposto no artigo 14.º, n.º 2, do Regulamento «Eletricidade» [do Regulamento «Eletricidade» proposto] e das normas adotadas para regulamentar a presente disposição.

Capítulo V
Avaliação e acompanhamento

Artigo 16.º
Avaliação ex post

1.Logo que possível, o mais tardar seis semanas após a declaração de uma situação de crise de eletricidade, as autoridades competentes em causa, em consulta com a autoridade reguladora nacional (se esta não for a autoridade competente) devem apresentar um relatório de avaliação ao Grupo de Coordenação da Eletricidade e à Comissão.

2.O relatório deve conter, pelo menos:

a)Uma descrição do evento que desencadeou a crise;

b)Uma descrição das medidas preventivas, preparatórias e de atenuação tomadas, e uma avaliação da respetiva proporcionalidade e eficácia;

c)Uma avaliação do impacto transfronteiriço das medidas tomadas;

d)Uma descrição da assistência prestada ou recebida dos Estados‑Membros e de países terceiros limítrofes;

e)O impacto económico da crise de eletricidade e o impacto das medidas tomadas no setor da eletricidade, nomeadamente os volumes de energia não distribuídos e o nível de corte manual (incluindo uma comparação entre o nível de corte voluntário e forçado);

f)Eventuais aperfeiçoamentos ou aperfeiçoamentos propostos para o plano de preparação para riscos.

3.Se as informações comunicadas forem consideradas insuficientes, o Grupo de Coordenação da Eletricidade e a Comissão podem pedir ao Estado‑Membro em causa que preste informações adicionais.

4.As autoridades competentes devem apresentar os resultados da avaliação ao Grupo de Coordenação da Eletricidade.

Artigo 17.º
Acompanhamento pelo Grupo de Coordenação da Eletricidade

1.Além de executar outras tarefas específicas definidas no presente regulamento, o Grupo de Coordenação da Eletricidade deve analisar:

a)O plano decenal de desenvolvimento da rede de eletricidade elaborado pela REORTE;

b)A coerência dos planos de preparação para riscos adotados pelos Estados‑Membros de acordo com o procedimento previsto no artigo 10.º;

c)Os resultados das avaliações da adequação dos recursos europeus realizadas pela REORTE, nos termos do artigo 19.º, n.º 3, do Regulamento «Eletricidade» [Regulamento «Eletricidade» proposto];

d)O desempenho dos Estados‑Membros em matéria de segurança do fornecimento, tendo em conta, pelo menos, os indicadores calculados na avaliação de adequação dos recursos europeus, nomeadamente a previsão de energia não distribuída (EENS) e a previsão de perda de carga (LOLE);

e)Os resultados das previsões sazonais referidas no artigo 9.º;

f)As informações comunicadas pelos Estados‑Membros em aplicação do artigo 7.º, n.º 3;

g)Os resultados dos relatórios de avaliação ex post referidos no artigo 16.º.

2.O Grupo de Coordenação da Eletricidade pode formular aos Estados‑Membros recomendações sobre questões referidas no ponto 1, que aqueles devem tomar na máxima conta.

Capítulo VI
Disposições finais

Artigo 18.º
Cooperação com as Partes Contratantes da Comunidade da Energia

Os Estados‑Membros e as Partes Contratantes da Comunidade da Energia devem cooperar estreitamente no processo de identificação de cenários de crise de eletricidade e no estabelecimento de planos de preparação para riscos, de modo a evitar a tomada de medidas que coloquem em perigo a segurança do fornecimento dos Estados‑Membros, das Partes Contratantes ou da União. A este respeito, as Partes Contratantes da Comunidade da Energia podem participar no Grupo de Coordenação da Eletricidade a convite da Comissão em relação a todas as matérias que lhes digam respeito.

Artigo 19.º
Exercício de delegação

1.O poder de adotar atos delegados é conferido à Comissão nos termos do presente artigo.

2.A delegação de poderes a que se refere o artigo 10.º, n.º 3, é conferida à Comissão por período indeterminado, a partir de [o Serviço das Publicações deve inserir a data de entrada em vigor do presente regulamento].

3.A delegação de poderes a que se refere o artigo 10.º, n.º 3, pode ser revogada a todo o tempo pelo Parlamento Europeu ou pelo Conselho. A decisão de revogação põe termo à delegação dos poderes nela especificados. A decisão de revogação produz efeitos a partir do dia seguinte ao da sua publicação no Jornal Oficial da União Europeia ou de data posterior nela especificada. A decisão de revogação não afeta os atos delegados já em vigor.

4.Antes de adotar um ato delegado, a Comissão consulta os peritos designados por cada Estado‑Membro de acordo com os princípios estabelecidos no Acordo Interinstitucional «Legislar Melhor», de 13 de abril de 2016 30 .

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

6.Os atos delegados adotados nos termos do artigo 10.º, n.º 3, só entram em vigor se não tiverem sido formuladas objeções pelo Parlamento Europeu ou pelo Conselho no prazo de dois meses a contar da notificação do ato ao Parlamento Europeu e ao Conselho, ou se, antes do termo desse prazo, o Parlamento Europeu e o Conselho tiverem informado a Comissão de que não têm objeções a formular. Esse prazo pode ser prorrogado por dois meses, por iniciativa do Parlamento Europeu ou do Conselho.

Artigo 20.º
Revogação

É revogada a Diretiva 2005/89/CE.

Artigo 21.º
Entrada em vigor

O presente regulamento 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

Pelo Parlamento Europeu Pelo Conselho

O Presidente O Presidente

(1) A análise consta do Relatório intercalar setorial sobre os mecanismos de capacidade [C(2016) 2107 final] e do documento de trabalho dos serviços da Comissão que acompanha este relatório [SWD(2016) 119 final].

(2) Diretiva 2005/89/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 18 de janeiro de 2006, relativa a medidas destinadas a garantir a segurança do fornecimento de eletricidade e o investimento em infraestruturas (JO L 33 de 4.2.2006, p. 22).

(3) Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que estabelece regras comuns para o mercado interno da eletricidade e que revoga a Diretiva 2003/54/CE (JO L 211 de 14.8.2009, p. 55).

(4)

O Terceiro Pacote para a eletricidade é composto pela Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que estabelece regras comuns para o mercado interno da eletricidade, pelo Regulamento (CE) n.º 713/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que institui a Agência de Cooperação dos Reguladores da Energia, e pelo Regulamento (CE) n.º 714/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, relativo às condições de acesso à rede para o comércio transfronteiriço de eletricidade e que revoga o Regulamento (CE) n.º 1228/2003.

(5)

Diretiva 2009/72/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, que estabelece regras comuns para o mercado interno da eletricidade e que revoga a Diretiva 2003/54/CE (JO L 211 de 14.8.2009, p. 55).

(6)

Regulamento (CE) n.º 714/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 13 de julho de 2009, relativo às condições de acesso à rede para o comércio transfronteiriço de eletricidade e que revoga o Regulamento (CE) n.º 1228/2003 (JO L 211 de 14.8.2009, p. 15).

(7) Regulamento (UE) .../..., de XXX, que adota orientações sobre a operação do sistema de transmissão de eletricidade (JO L [...]).

(8) Regulamento (UE) .../..., de XXX, que estabelece um código de rede para emergência e restabelecimento de eletricidade (JO L [...]).

(9)

Diretiva (UE) 2016/1148 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 6 de julho de 2016, relativa a medidas destinadas a garantir um elevado nível comum de segurança das redes e da informação em toda a União (JO L 194 de 19.7.2016, p. 1‑30).

(10)

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).

(11) As estratégias macrorregionais existentes na UE e a Cooperação Territorial Europeia reforçam a cooperação regional entre os Estados‑Membros, embora esta cooperação regional não abranja a prevenção e a gestão de situações de crise da eletricidade.

(12) Regulamento (CE) 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).

(13) https://ec.europa.eu/energy/en/consultations/public‑consultation‑risk‑preparedness‑area‑security‑electricity‑supply

(14) https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/DG%20ENER%20Risk%20preparedness%20final%20report%20May2016.pdf .

(15) Artelys (2016): Estudo S16: Analysis revenue related risks for power producers. Artelys (2016): Estudo S4: Generation and System Adequacy Analysis.

(16) Benefits of an integrated European energy market (2013), BOOZ&CO.

(17) Os ORT nórdicos, as entidades reguladoras e as autoridades do setor da energia cooperam no âmbito do Fórum Nórdico de Contingência e de Gestão de Crises (NordBER). Tal envolve troca de informações, grupos de trabalho conjuntos e a elaboração de planos de contingência globais para o setor da energia nórdico, complementares aos trabalhos de emergência nacionais, e cooperação dos ORT ( www.nordber.org ).

(18) De acordo com as «Orientações sobre a operação do sistema de transmissão de eletricidade», o «critério (N‑1)» é a regra segundo a qual os elementos que continuam a operar numa uma área de controlo do ORT após a ocorrência de uma contingência são capazes de tolerar a nova situação operacional sem violar os limites de segurança operacional.

(19) JO C , , p. .

(20) JO C , , p. .

(21) Diretiva 2005/89/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 18 de janeiro de 2006, relativa a medidas destinadas a garantir a segurança do fornecimento de eletricidade e o investimento em infraestruturas (JO L 33 de 4.2.2006, p. 22).

(22) Referência ao Terceiro Pacote revisto.

(23) 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 24.4.2013, p. 39.

(24) Regulamento (UE) .../... da Comissão, de XXX, que adota orientações sobre a operação da rede de transporte de eletricidade (JO L [...]).

(25) Regulamento (UE) .../... da Comissão, de XXX, que estabelece um código de rede para emergências e restabelecimento de eletricidade (JO L [...]).

(26) Diretiva (UE) 2016/1148 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 6 de julho de 2016, relativa a medidas destinadas a garantir um elevado nível comum de segurança das redes e da informação em toda a União (JO L 194 de 19.7.2016, pp. 1‑30).

(27) 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).

(28) 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).

(29) Decisão da Comissão de 15 de novembro de 2012 que institui o Grupo de Coordenação da Eletricidade (2012/C 353/02), JO C 353 de 17.11.2012, p. 2.

(30) JO L 123 de 12.5.2016, p. 1.