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Document 02017R1938-20220701
Regulation (EU) 2017/1938 of the European Parliament and of the Council of 25 October 2017 concerning measures to safeguard the security of gas supply and repealing Regulation (EU) No 994/2010 (Text with EEA relevance)Text with EEA relevance
Consolidated text: Regulamento (UE) 2017/1938 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2017, 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)Texto relevante para efeitos do EEE
Regulamento (UE) 2017/1938 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 25 de outubro de 2017, 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)Texto relevante para efeitos do EEE
Este texto consolidado pode ainda não incluir as seguintes alterações:
Ato modificativo | Tipo de alteração | Subdivisão em causa | Data de efeito |
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32024R1789 | alterado por | artigo 7 número 1 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 8 número 3 parágrafo 3 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 3 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 8a | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 5 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 14 número 3 parágrafo 1 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 9 número 1 alínea (l) | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 2 ponto 1 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 19 número 6 período 1 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | anexo VI secção 5 parágrafo 1 alínea (a) parágrafo 2 travessão | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 8 parágrafo 3 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 7 número 4 alínea (e) | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 8 parágrafo 1 texto | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13a | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 8 número 1 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 8b | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 19 número 3 período 1 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 14 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 1 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 12 número 6 parágrafo 2 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 10 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | anexo VI secção 11.3 parágrafo 1 alínea (a) parágrafo 2 travessão | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 17a número 2 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 11 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 13 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 12 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 8c | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 11 número 7a | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 8 parágrafo 2 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 15 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 19 número 2 período 1 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 8a | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 13 número 4 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 2 ponto 32 | 01/01/2025 |
32024R1789 | alterado por | artigo 9 número 1 alínea (e) | 01/01/2025 |
02017R1938 — PT — 01.07.2022 — 002.002
Este texto constitui um instrumento de documentação e não tem qualquer efeito jurídico. As Instituições da União não assumem qualquer responsabilidade pelo respetivo conteúdo. As versões dos atos relevantes que fazem fé, incluindo os respetivos preâmbulos, são as publicadas no Jornal Oficial da União Europeia e encontram-se disponíveis no EUR-Lex. É possível aceder diretamente a esses textos oficiais através das ligações incluídas no presente documento
REGULAMENTO (UE) 2017/1938 DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO de 25 de outubro de 2017 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) (JO L 280 de 28.10.2017, p. 1) |
Alterado por:
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Jornal Oficial |
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n.° |
página |
data |
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REGULAMENTO DELEGADO (UE) 2022/517 DA COMISSÃO de 18 de novembro de 2021 |
L 104 |
53 |
1.4.2022 |
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REGULAMENTO (UE) 2022/1032 DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO de 29 de junho de 2022 |
L 173 |
17 |
30.6.2022 |
Retificado por:
REGULAMENTO (UE) 2017/1938 DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO
de 25 de outubro de 2017
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)
Artigo 1.o
Objeto
O presente regulamento estabelece disposições que visam garantir a segurança do aprovisionamento de gás na União ao assegurar o funcionamento correto e contínuo do mercado interno do gás natural (a seguir designado por «gás»), ao permitir a aplicação de medidas excecionais quando o mercado deixar de ser capaz de assegurar o necessário aprovisionamento de gás, incluindo medidas de solidariedade como medida de último recurso, e ao estabelecer, 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 de gás. O presente regulamento estabelece também mecanismos transparentes, num espírito de solidariedade, relativos à coordenação do planeamento e da resposta a situações de emergência ao nível nacional, regional e da União.
Artigo 2.o
Definições
Para efeitos do presente regulamento, são aplicáveis as seguintes definições:
«Segurança» significa segurança, na aceção do artigo 2.o, ponto 32, da Diretiva 2009/73/CE;
«Cliente» significa cliente, na aceção do artigo 2.o, ponto 24, da Diretiva 2009/73/CE;
«Cliente doméstico» significa cliente doméstico, na aceção do artigo 2.o, ponto 25, da Diretiva 2009/73/CE;
«Serviço social essencial», serviços de cuidados de saúde, de ajuda social essencial, de emergência, de segurança, de educação ou de administração pública;
«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, desde que as empresas ou serviços a que se referem as alíneas a) e b) não representem, em conjunto, mais de 20 % do consumo final total anual de gás nesse Estado-Membro:
Uma pequena ou média empresa, desde que esteja ligada a uma rede de distribuição de gás;
Um serviço social essencial, desde que esteja ligado a uma rede de distribuição ou de transporte de gás;
Uma instalação de aquecimento urbano, na medida em que proporcione aquecimento a clientes domésticos, pequenas ou médias empresas ou serviços essenciais de caráter social, desde que essa instalação não permita uma mudança para outros combustíveis que não o gás;
«Cliente protegido por razões de solidariedade», um cliente doméstico ligados a uma rede de distribuição de gás e que, além disso, pode abranger:
Uma instalação de aquecimento urbano, se se tratar de um «cliente protegido» no Estado-Membro em causa, e apenas na medida em que fornecer aquecimento a clientes domésticos ou a serviços sociais essenciais, com exceção dos serviços de educação e de administração pública;
Um serviço social essencial, se se tratar de um «cliente protegido» no Estado-Membro em causa, com exceção dos serviços de educação e de administração pública;
«Autoridade competente», uma autoridade governamental nacional ou uma entidade reguladora nacional designada por um Estado-Membro para garantir a execução das medidas previstas no presente regulamento;
«Entidade reguladora nacional», uma entidade reguladora nacional designada nos termos do artigo 39.o, n.o 1, da Diretiva 2009/73/CE;
«Empresa de gás natural» significa empresa de gás natural, na aceção do artigo 2.o, ponto 1, da Diretiva 2009/73/CE;
«Contrato de fornecimento de gás» significa contrato de fornecimento de gás, na aceção do artigo 2.o, ponto 34, da Diretiva 2009/73/CE;
«Transporte» significa transporte, na aceção do artigo 2.o, ponto 3, da Diretiva 2009/73/CE;
«Operador de rede de transporte» significa operador de rede de transporte, na aceção do artigo 2.o, ponto 4, da Diretiva 2009/73/CE;
«Distribuição» significa distribuição, na aceção do artigo 2.o, ponto 5, da Diretiva 2009/73/CE;
«Operador de rede de distribuição» significa operador de rede de distribuição, na aceção do artigo 2.o, ponto 6, da Diretiva 2009/73/CE;
«Interligação» significa interligação, na aceção do artigo 2.o, ponto 17, da Diretiva 2009/73/CE;
«Corredores de aprovisionamento de emergência», rotas de aprovisionamento de gás da União para ajudar os Estados-Membros a atenuar melhor os efeitos de uma eventual perturbação do aprovisionamento ou das infraestruturas;
«Capacidade de armazenamento» significa capacidade de armazenamento, na aceção do artigo 2.o, ponto 28, do Regulamento (CE) n.o 715/2009;
«Capacidade técnica» significa capacidade técnica, na aceção do artigo 2.o, ponto 18, do Regulamento (CE) n.o 715/2009;
«Capacidade firme» significa capacidade firme, na aceção do artigo 2.o, ponto 16, do Regulamento (CE) n.o 715/2009;
«Capacidade interruptível» significa capacidade interruptível, na aceção do artigo 2.o, ponto 13, do Regulamento (CE) n.o 715/2009;
«Capacidade de uma instalação de GNL» significa capacidade de uma instalação de GNL, na aceção do artigo 2.o, ponto 24, do Regulamento (CE) n.o 715/2009;
«Instalação de GNL» significa instalação de GNL na aceção do artigo 2.o, ponto 11, da Diretiva 2009/73/CE;
«Instalação de armazenamento» significa instalação de armazenamento, na aceção do artigo 2.o, ponto 9, da Diretiva 2009/73/CE;
«Rede» significa rede, na aceção do artigo 2.o, ponto 13, da Diretiva 2009/73/CE;
«Utilizador de rede» significa utilizador de rede, na aceção do artigo 2.o, ponto 23, da Diretiva 2009/73/CE;
«Serviços auxiliares» significa serviços auxiliares, na aceção do artigo 2.o, ponto 14, da Diretiva 2009/73/CE;
«Trajetória de enchimento», uma série de metas intermédias para as instalações de armazenamento subterrâneo de gás de cada Estado-Membro, enumeradas no anexo I-A para 2022 e, para os anos seguintes, estabelecidas em conformidade com o artigo 6.o-A;
«Meta de enchimento», uma meta vinculativa para o nível de enchimento agregado das instalações de armazenamento subterrâneo de gás;
«Armazenamento estratégico», armazenamento subterrâneo ou parte de armazenamento subterrâneo de gás natural não liquefeito adquirido, gerido e armazenado por operadores de rede de transporte, por uma entidade designada pelos Estados-Membros ou por uma empresa, e que apenas pode ser libertado após notificação prévia ou autorização das autoridades públicas para libertação, e que é geralmente libertado em caso de:
Escassez grave do aprovisionamento;
Uma perturbação do aprovisionamento; ou
A declaração de uma emergência conforme referido no artigo 11.o, n.o 1, alínea c);
«Reservas de compensação», o gás natural não liquefeito que é:
Adquirido, gerido e armazenado no subsolo por operadores de rede de transporte ou por uma entidade designada pelo Estado-Membro, somente para o desempenho de funções de operadores de rede de transporte e para a segurança do aprovisionamento de gás; e
Despachado apenas caso tal seja necessário para manter a rede em funcionamento em condições seguras e fiáveis, em conformidade com o artigo 13.o da Diretiva 2009/73/CE e com os artigos 8.o e 9.o do Regulamento (UE) 312/2014;
«Instalação de armazenamento subterrâneo de gás», uma instalação de armazenamento, na aceção do artigo 2.o, ponto 9, da Diretiva 2009/73/CE, que é utilizada para o armazenamento de gás natural e incluindo de reservas de compensação e que está ligada a uma rede de transporte ou de distribuição, excluindo as instalações de armazenamento esféricas ou de armazenamento na rede (linepack) à superfície.
Artigo 3.o
Responsabilidade pela segurança do aprovisionamento de gás
A lista desses grupos de risco e a sua composição constam do anexo I. A composição desses grupos de risco não prejudica qualquer outra forma de cooperação regional que beneficie a segurança do aprovisionamento.
Artigo 4.o
Grupo de Coordenação do Gás
O GCG é consultado pela Comissão e presta-lhe assistência, nomeadamente sobre:
A segurança do aprovisionamento de gás, em qualquer momento e mais especificamente em situação de emergência;
Todas as informações relevantes para a segurança do aprovisionamento de gás aos níveis nacional, regional e da União;
As boas práticas e eventuais orientações para todas as partes envolvidas;
O nível de segurança do aprovisionamento de gás, níveis de referência e metodologias de avaliação;
Os cenários a nível nacional, regional e da União e testes dos níveis de preparação;
A avaliação dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência, a coerência entre os vários planos, e a execução das medidas neles previstas;
A coordenação das medidas destinadas a gerir uma situação de emergência na União, com as Partes Contratantes da Comunidade da Energia e com outros países terceiros;
A assistência de que necessitam os Estados-Membros mais diretamente afetados.
Artigo 5.o
Normas relativas às infraestruturas
A obrigação prevista no primeiro parágrafo do presente número não prejudica a responsabilidade dos operadores de rede de transporte procederem aos investimentos correspondentes nem as obrigações dos operadores das redes de transporte estabelecidas no Regulamento (CE) n.o 715/2009 e na Diretiva 2009/73/CE.
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:
No caso de ligações a instalações de produção, a instalações de GNL e a redes de distribuição; ou
Quando tenha sido concedida uma isenção dessa obrigação, após avaliação pormenorizada e após consulta de outros Estados-Membros e da Comissão, nos termos do anexo III.
Para efeitos do procedimento destinado a disponibilizar ou reforçar a capacidade bidirecional numa interligação ou a obter ou prorrogar uma isenção dessa obrigação, é aplicável o anexo III. A Comissão publica e mantém atualizada a lista de isenções.
Uma proposta para disponibilizar ou melhorar a capacidade bidirecional ou o pedido de concessão ou de prorrogação de uma isenção devem incluir uma análise dos custos-benefícios preparada com base na metodologia prevista no artigo 11.o do Regulamento (UE) n.o 347/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho ( 1 ) e nos seguintes elementos:
Numa avaliação da procura do mercado;
Em projeções da oferta e da procura;
No possível impacto económico para a infraestrutura existente;
Em estudos de viabilidade;
Nos custos da capacidade bidirecional, incluindo o necessário reforço da rede de transporte; e
Nos benefícios para a segurança do aprovisionamento de gás, tendo em consideração o possível contributo da capacidade bidirecional para satisfazer as normas relativas às infraestruturas previstas no presente artigo.
A autoridade competente deve determinar, no âmbito da avaliação dos riscos, e tendo em conta uma perspetiva integrada relativamente aos sistemas de gás e eletricidade, 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 o grupo de riscos identificado na avaliação dos riscos.
A exceção é aplicável ao Luxemburgo desde que:
Disponha de, pelo menos, duas interligações com outros Estados-Membros;
Disponha de, pelo menos, duas fontes de aprovisionamento de gás diferentes; e
Não disponha de instalações de armazenamento de gás no seu território.
A exceção é aplicável à Eslovénia desde que:
Disponha de, pelo menos, duas interligações com outros Estados-Membros;
Disponha de, pelo menos, duas fontes de aprovisionamento diferentes de gás; e
Não disponha de instalações de armazenamento de gás nem de instalações de GNL no seu território.
A exceção é aplicável à Suécia desde que:
Não tenha no seu território trânsito de gás para outros Estados-Membros;
Tenha um consumo interno bruto anual de gás inferior a 2 Mtoe; e
Menos de 5 % do seu consumo total de energia primária seja proveniente do gás.
O Luxemburgo, a Eslovénia e a Suécia informam a Comissão de qualquer alteração nas condições estabelecidas no presente número. A exceção prevista no presente número não se aplica se pelo menos uma das condições referidas deixar de se verificar.
Como parte da avaliação nacional dos riscos efetuada nos termos do artigo 7.o, n.o 3, o Luxemburgo, a Eslovénia e a Suécia descrevem a situação no que diz respeito às respetivas condições estabelecidas no presente número e às perspetivas de cumprimento da obrigação constante do n.o 1 do presente artigo, tendo em consideração o impacto económico do cumprimento das normas relativas às infraestruturas, o desenvolvimento do mercado do gás e os projetos de infraestruturas de gás no grupo de risco. Com base nas informações prestadas na avaliação nacional dos riscos e caso se mantenha o cumprimento das respetivas condições estabelecidas no presente número, 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 é repetido ao fim de quatro anos.
Artigo 6.o
Normas de aprovisionamento de gás
A autoridade competente solicita 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:
Temperaturas extremas durante um período de pico de 7 dias, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em 20 anos;
Um período de 30 dias de procura de gás excecionalmente elevada, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em 20 anos;
Um período de 30 dias em caso de perturbação na maior infraestrutura individual de aprovisionamento de gás em condições invernais médias.
Até 2 de fevereiro de 2018, os Estados-Membros notificam à Comissão a sua definição de clientes protegidos, os volumes de consumo anual de gás dos clientes protegidos e a percentagem que esses volumes de consumo representam no consumo total final de gás nesse Estado-Membro. Caso um Estado-Membro inclua na sua definição de clientes protegidos as categorias referidas no artigo 2.o, ponto 5, alíneas a) ou b), especifica os volumes de consumo de gás correspondentes aos clientes nessas categorias e a percentagem que cada um desses grupos de clientes representa em termos de consumo total anual final de gás.
A autoridade competente identifica as empresas de gás natural a que se refere o primeiro parágrafo do presente número e indica-as no plano preventivo de ação.
Quaisquer novas medidas não baseadas no mercado destinadas a garantir o respeito da norma de aprovisionamento de gás devem cumprir o procedimento estabelecido no artigo 9.o, n.os 4 a 9.
Os Estados-Membros podem cumprir a obrigação estabelecida no primeiro parágrafo através da execução de medidas de eficiência energética ou mediante a substituição do gás por outra fonte de energia, nomeadamente fontes de energias renováveis, na medida em que seja assegurado o mesmo nível de proteção.
As normas de reforço do aprovisionamento de gás de duração superior a 30 dias a que se refere o n.o 1, alíneas b) e c), ou as obrigações adicionais impostas por razões de segurança do aprovisionamento de gás, baseiam-se na avaliação dos riscos e devem ser refletidas no plano preventivo de ação e:
Cumprir o disposto no artigo 8.o, n.o 1;
Não ter um impacto negativo na capacidade de outro Estado-Membro para assegurar o aprovisionamento de gás aos seus clientes protegidos nos termos do presente artigo, caso se verifique uma situação de emergência a nível nacional, regional ou da União; e
Cumprir o disposto no artigo 12.o, n.o 5, caso se verifique uma situação de emergência a nível regional ou da União.
A Comissão pode solicitar uma justificação que comprove conformidade das medidas a que se refere o primeiro parágrafo com as condições estabelecidas no mesmo. Essa justificação é tornada pública pela autoridade competente do Estado-Membro que introduz a medida.
As novas medidas não baseadas no mercado nos termos do primeiro parágrafo do presente número adotadas em 1 de novembro de 2017 ou após esta data devem cumprir o procedimento estabelecido no artigo 9.o, n.os 4 a 9.
Artigo 6.o-A
Metas de enchimento e trajetórias de enchimento
Nos termos do disposto nos n.os 2 a 5, os Estados-Membros asseguram as seguintes metas de enchimento para a capacidade agregada de todas as instalações de armazenamento subterrâneo de gás situadas no seu território e diretamente interligadas a uma área de mercado no seu território e para as instalações de armazenamento enumeradas no anexo I-B até 1 de novembro de cada ano:
Para 2022: 80%;
A partir de 2023: 90%.
Para efeitos do cumprimento do presente número, os Estados-Membros têm em conta o objetivo de garantir a segurança do aprovisionamento de gás na União, em conformidade com o artigo 1.o.
Um Estado-Membro pode cumprir parcialmente a meta de enchimento mediante a contabilização do GNL fisicamente armazenado e disponível nas suas instalações de GNL, caso estejam preenchidas as duas condições seguintes:
A rede de gás inclui uma capacidade significativa de armazenamento de GNL, representando anualmente mais de 4% do consumo nacional médio nos cinco anos anteriores;
O Estado-Membro impôs aos fornecedores de gás a obrigação de armazenarem volumes mínimos de gás em instalações de armazenamento subterrâneo de gás e/ou em instalações de GNL, nos termos do artigo 6.o-B, n.o 1, alínea a).
Os Estados-Membros tomam as medidas necessárias para cumprir as metas intermédias ou para garantir o seu cumprimento conforme segue:
Para 2022: conforme estabelecidas no anexo I-A; e
A partir de 2023: conforme estabelecido no n.o 7.
Para os Estados-Membros relativamente aos quais a meta de enchimento é reduzida para 35% do seu consumo médio anual de gás nos termos do n.o 2, as metas intermédias da trajetória de enchimento são reduzidas em conformidade.
Com base nas informações técnicas fornecidas por cada Estado-Membro e tendo em conta a avaliação do GCG, a Comissão adota atos de execução para estabelecer a trajetória de enchimento para cada Estado-Membro. Os referidos atos de execução são adotados pelo procedimento de exame a que se refere o artigo 18.o-A, n.o 2. Os referidos atos de execução são adotados até 15 de novembro do ano anterior, se necessário e sempre que um Estado-Membro tenha apresentado um projeto de trajetória de enchimento atualizado. Os referidos atos de execução baseiam-se numa avaliação da situação geral em matéria de segurança do aprovisionamento de gás e da evolução da procura e da oferta de gás na União e em cada Estado-Membro, devendo garantir a segurança do aprovisionamento de gás, evitando simultaneamente encargos desnecessários para os Estados-Membros, os participantes no mercado do gás, os operadores da rede de armazenamento ou os clientes, e sem distorcer indevidamente a concorrência entre instalações de armazenamento situadas em Estados-Membros vizinhos.
Se o desvio não for significativamente reduzido no prazo de um mês a contar da data de receção da recomendação da Comissão, a Comissão, após consulta do GCG e do Estado-Membro em questão, adota uma decisão, como medida de último recurso, para exigir ao Estado-Membro em causa que tome medidas que eliminem eficazmente o desvio, incluindo, se for caso disso, uma ou mais das medidas previstas no artigo 6.o-B, n.o 1, ou qualquer outra medida destinada a assegurar que a referida meta de enchimento prevista no presente artigo é alcançada.
Ao decidir quais as medidas a adotar nos termos do segundo parágrafo, a Comissão tem em conta a situação específica dos Estados-Membros em causa, por exemplo, a dimensão das instalações de armazenamento subterrâneo de gás relativamente ao consumo nacional de gás, a importância das instalações de armazenamento subterrâneo de gás para a segurança do aprovisionamento de gás na região e quaisquer instalações de armazenamento de GNL existentes.
Quaisquer medidas adotadas pela Comissão para corrigir os desvios em relação à trajetória de enchimento ou à meta de enchimento para 2022 têm em conta o prazo limitado para dar execução ao presente artigo a nível nacional, que pode ter contribuído para o desvio em relação à trajetória de enchimento ou à meta de enchimento para 2022.
A Comissão assegura que as medidas tomadas nos termos do presente número:
Não vão além do necessário para garantir a segurança do aprovisionamento de gás;
Não impõem encargos desproporcionais aos Estados-Membros, aos participantes no mercado do gás, aos operadores da rede de armazenamento ou aos clientes.
Artigo 6.o-B
Execução das metas de enchimento
Na medida em que qualquer das medidas previstas no presente artigo são obrigações e competências das entidades reguladoras nacionais, nos termos do artigo 41.o da Diretiva 2009/73/CE, as entidades reguladoras nacionais são responsáveis pela sua adoção.
As medidas tomadas nos termos do presente número podem incluir, em particular:
A exigência de que os fornecedores de gás armazenem volumes mínimos de gás em instalações de armazenamento, incluindo em instalações de armazenamento subterrâneo de gás e/ou em instalações de armazenamento de GNL, sendo esses volumes determinados com base na quantidade de gás fornecida pelos fornecedores de gás a clientes protegidos;
A exigência de que os operadores de rede de armazenamento ponham as suas capacidades à disposição dos participantes no mercado;
A exigência de que os operadores de rede de transporte ou as entidades designadas pelo Estado-Membro adquiram e giram reservas de compensação exclusivamente para o desempenho das suas funções de operadores de rede de transporte e, se necessário, impondo uma obrigação a outras entidades designadas para efeitos de garantir a segurança do aprovisionamento de gás em caso de emergência, conforme referido no artigo 11.o, n.o 1, alínea c);
A utilização de instrumentos coordenados, tais como plataformas para a aquisição de GNL, com outros Estados-Membros para maximizar a utilização de GNL e reduzir os obstáculos regulamentares e infraestruturais à utilização partilhada de GNL no enchimento das instalações de armazenamento subterrâneo de gás;
A utilização de mecanismos voluntários para a aquisição conjunta de gás natural, relativamente aos quais a Comissão pode emitir, se necessário, orientações para a sua aplicação até 1 de agosto de 2022;
A concessão de incentivos financeiros para os participantes no mercado, incluindo para os operadores da rede de armazenamento, como, entre outros, contratos por diferenças ou a concessão de compensações aos participantes no mercado, incluindo os operadores da rede de armazenamento, pela perda de receitas ou por custos em que incorrerem em resultado de obrigações que lhes sejam impostas e que não possam ser cobertos por receitas;
A exigência de que os detentores de capacidade de armazenamento utilizem ou libertem as capacidades reservadas não utilizadas, continuando a obrigar o detentor de capacidade de armazenamento que não a utilize a pagar o preço acordado durante todo o período de vigência do contrato de armazenamento;
A adoção de instrumentos eficazes de aquisição e gestão de armazenamento estratégico por parte de entidades públicas ou privadas, desde que esses instrumentos não distorçam a concorrência ou o bom funcionamento do mercado interno;
A nomeação de uma entidade especificamente encarregada de alcançar a meta de enchimento, caso não seja possível alcançá-la de outra forma;
A concessão de descontos sobre as tarifas de armazenamento;
A cobrança das receitas necessárias para recuperar as despesas de capital e operacionais relacionadas com as instalações de armazenamento regulamentadas, na forma de tarifas de armazenamento e na forma de um encargo específico incorporado nas tarifas de transporte, cobrado apenas nos pontos de saída aos clientes finais situados nos mesmos Estados-Membros, desde que as receitas cobradas por meio de tarifas não sejam superiores aos proveitos permitidos.
Artigo 6.o-C
Acordos em matéria de armazenamento e mecanismo de partilha dos encargos
Caso limitações técnicas não permitam a um Estado-Membro o cumprimento da obrigação referida no primeiro parágrafo e esse Estado-Membro esteja sujeito à obrigação de armazenar outros combustíveis para substituir o gás, a obrigação referida no primeiro parágrafo pode excecionalmente ser cumprida por meio de uma obrigação equivalente de armazenar outros combustíveis que não o gás. As limitações técnicas e a equivalência da medida devem ser demonstradas pelo Estado-Membro em causa.
O mecanismo de partilha dos encargos deve basear-se nos dados pertinentes da última avaliação dos riscos nos termos do artigo 7.o e ter em conta todos os seguintes parâmetros:
O custo do apoio financeiro para alcançar as metas de enchimento, excluindo os custos relativos ao cumprimento de quaisquer obrigações em matéria de armazenamento estratégico;
Os volumes de gás necessários para satisfazer a procura de clientes protegidos, em conformidade com o artigo 6.o, n.o 1;
Quaisquer limitações técnicas, tais como a capacidade de armazenamento subterrâneo disponível, a capacidade técnica de transmissão transfronteiriça e as taxas de retirada.
Os Estados-Membros notificam o mecanismo de partilha dos encargos à Comissão até 2 de setembro de 2022. Na ausência de acordo relativamente ao mecanismo de partilha dos encargos dentro desse prazo, os Estados-Membros que não dispõem de instalações de armazenamento subterrâneo de gás devem demonstrar que cumprem o disposto no n.o 1 e devem notificar a Comissão em conformidade.
Não obstante o disposto no n.o 1, caso um Estado-Membro disponha de instalações de armazenamento subterrâneo de gás localizadas no seu território e cuja capacidade agregada seja superior ao consumo anual de gás desse Estado-Membro, os Estados-Membros que não dispõem de instalações de armazenamento subterrâneo de gás que têm acesso a essas instalações:
Asseguram que, a 1 de novembro, os volumes de armazenamento correspondem, pelo menos, à utilização média da capacidade de armazenamento nos cinco anos anteriores, determinada, nomeadamente, tendo em conta os fluxos durante a época de retirada nos cinco anos anteriores por parte dos Estados-Membros em que se situam as instalações de armazenamento; ou
Demonstram que foi reservada uma capacidade de armazenamento equivalente ao volume abrangido pela obrigação ao abrigo da alínea a).
Se o Estado-Membro que não dispõe de instalações de armazenamento subterrâneo de gás puder demonstrar que foi reservada uma capacidade de armazenamento equivalente ao volume abrangido pela obrigação ao abrigo do primeiro parágrafo, alínea a), será aplicável o disposto no n.o 1.
A obrigação ao abrigo do presente número é limitada a 15% do consumo médio anual de gás nos cinco anos anteriores no Estado-Membro em causa.
Artigo 6.o-D
Monitorização e Cumprimento
Os operadores da rede de armazenamento comunicam o nível de enchimento à autoridade competente em cada Estado-Membro em que as instalações de armazenamento subterrâneo de gás em causa estão localizadas e, se for caso disso, a uma entidade designada por esse Estado-Membro (a «entidade designada»), conforme segue:
Para 2022: em cada uma das metas intermédias estabelecidas no anexo I-A; e
A partir de 2023: conforme estabelecido no artigo 6.o-A, n.o 7.
A Comissão pode, se for caso disso, convidar a Agência da União Europeia de Cooperação dos Reguladores da Energia («ACER») a prestar assistência nessa monitorização.
Os Estados-Membros informam a Comissão sem demora das medidas coercivas adotadas para fazer cumprir o presente número.
A Comissão, as entidades reguladoras nacionais e os Estados-Membros preservam a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis recebidas para efeitos do cumprimento das obrigações que lhes incumbem.
Artigo 7.o
Avaliação dos riscos
As autoridades competentes no âmbito de cada grupo de risco chegam a acordo sobre um mecanismo de cooperação para a realização da avaliação comum dos riscos e informam o GCG onze meses antes do termo do prazo de notificação da avaliação comum dos riscos e das respetivas atualizações. A pedido de uma autoridade competente, a Comissão pode ter um papel de facilitador na preparação da avaliação comum dos riscos, em especial para o estabelecimento do mecanismo de cooperação. Se as autoridades competentes no âmbito de um grupo de risco não chegarem a acordo sobre um mecanismo de cooperação, a Comissão propõe um mecanismo de cooperação para esse grupo de risco, após consulta às autoridades competentes em causa. As autoridades competentes envolvidas acordam num mecanismo de cooperação desse grupo de risco, tendo devidamente em conta a proposta da Comissão.
Dez meses antes do termo do prazo de notificação da avaliação comum dos riscos ou das respetivas atualizações, cada autoridade competente partilha e atualiza, no âmbito do mecanismo de cooperação acordado, todos os dados nacionais necessários para a preparação da avaliação comum dos riscos, nomeadamente para o teste dos diferentes cenários referidos no n.o 4, alínea c).
As avaliações dos riscos a que se referem os n.os 2 e 3 do presente artigo são efetuadas, segundo o caso, da seguinte forma:
De acordo com as normas especificadas nos artigos 5.o e 6.o. A avaliação dos riscos descreve o cálculo da fórmula N – 1 a nível nacional e inclui, se necessário, um cálculo da fórmula N – 1 a nível regional. A avaliação dos riscos inclui também os pressupostos utilizados, nomeadamente, se for caso disso, 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 é acompanhado da simulação de uma perturbação na maior infraestrutura individual de gás utilizando uma modelização hidráulica para o território nacional, bem como por um cálculo da fórmula N – 1 tendo em conta o nível de gás em instalações de armazenamento a 30 % e 100 % do volume máximo de serviço;
Tomando em consideração todas as circunstâncias nacionais e transnacionais 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;
Testando vários cenários de procura excecionalmente elevada de gás e de perturbações do aprovisionamento de gás, tendo em conta o historial, a probabilidade, a estação do ano, a frequência e a duração da sua ocorrência e avaliando as suas prováveis consequências, tais como:
perturbação das infraestruturas relevantes para a segurança do aprovisionamento de gás, nomeadamente infraestruturas de transporte, instalações de armazenamento ou terminais de GNL, incluindo a maior infraestrutura de gás identificada para o cálculo da fórmula N – 1, e
perturbação do aprovisionamento por parte de fornecedores de países terceiros, bem como, quando adequado, os riscos geopolíticos;
Identificação da interação e correlação dos riscos entre os Estados-Membros do grupo de risco e com outros Estados-Membros ou outros grupos de risco, conforme adequado, incluindo no que respeita a interligações, aprovisionamentos transfronteiriços, o acesso transfronteiriço a instalações de armazenamento e capacidade bidirecional;
Tendo em conta os riscos relacionados com o controlo da infraestrutura relevante para a segurança do aprovisionamento de gás na medida em que pode implicar, entre outros, riscos de subinvestimento, prejuízo para a diversificação, utilização abusiva da infraestrutura existente ou uma violação do direito da União;
Tomando em consideração a capacidade máxima de interligação fronteiriça e os vários níveis de enchimento das instalações de armazenamento;
Tomando em consideração os cenários de perturbação prolongada de uma única fonte de aprovisionamento.
Artigo 8.o
Elaboração dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência
Após consulta às empresas de gás natural, às organizações relevantes representativas dos interesses dos clientes domésticos e industriais de gás, incluindo os produtores de eletricidade, aos operadores de redes de transporte de eletricidade e à entidade reguladora nacional, caso esta não seja a autoridade competente, a autoridade competente de cada Estado-Membro estabelece:
Um plano preventivo de ação que inclua as medidas necessárias para eliminar ou atenuar os riscos identificados, inclusive os efeitos das medidas a favor da eficiência energética e das medidas centradas do lado da procura identificadas nas avaliações comuns e nacionais dos riscos efetuadas nos termos do artigo 9.o;
Um plano de emergência que inclua as medidas a tomar para eliminar ou atenuar o impacto de uma perturbação no aprovisionamento de gás nos termos do artigo 10.o.
Os capítulos regionais são elaborados conjuntamente por todos os Estados-Membros do grupo de risco antes de serem integrados nos respetivos planos nacionais. A Comissão age como facilitadora de modo a permitir que os capítulos regionais reforcem coletivamente a segurança do aprovisionamento de gás da União, que não deem origem a qualquer tipo de contradição e a que superem eventuais obstáculos à cooperação.
Os capítulos regionais incluem medidas regionais transfronteiriças adequadas e eficazes, nomeadamente em relação ao GNL, sob reserva do acordo entre os Estados-Membros que executam as medidas de um mesmo grupo de risco ou de grupos de risco diferentes afetados pela medida, com base na simulação a que se refere o artigo 7.o, n.o 1, e na avaliação comum dos riscos.
A Comissão pode desempenhar um papel de facilitadora na elaboração dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência, em especial no que diz respeito ao estabelecimento do mecanismo de cooperação. Se as autoridades competentes de um grupo de risco não chegarem a acordo sobre um mecanismo de cooperação, a Comissão propõe um mecanismo de cooperação para esse grupo de risco. As autoridades competentes em causa acordam num mecanismo de cooperação para esse grupo de risco tendo em conta a proposta da Comissão. As autoridades competentes garantem a monitorização regular da execução dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência.
As autoridades competentes, no âmbito de cada grupo de risco, procedem à troca de projetos de planos preventivos de ação e de planos de emergência, com propostas de cooperação, no mínimo cinco meses antes do final do prazo para a apresentação dos planos.
As versões definitivas dos capítulos regionais a que se refere o n.o 3 são acordadas por todos os Estados-Membros do grupo de risco. Os planos preventivos de ação e os planos de emergência incluem igualmente, nos capítulos regionais, as medidas nacionais necessárias para executar e fazer cumprir as medidas transfronteiriças.
No prazo de quatro meses a contar da notificação pelas autoridades competentes, a Comissão avalia os planos tendo em devida consideração os pontos de vista expressos no GCG.
A Comissão emite um parecer dirigido à autoridade competente com a recomendação de proceder à revisão do plano preventivo de ação ou do plano de emergência, caso considere que o plano em causa:
Não é eficaz para atenuar os riscos identificados na avaliação dos riscos;
Carece de coerência com os cenários de riscos avaliados ou com os planos de outro Estado-Membro ou grupo de risco;
Não está em conformidade com o requisito previsto no n.o 1 de não distorcer indevidamente a concorrência ou o funcionamento efetivo do mercado interno;
Não está em conformidade com as disposições do presente regulamento ou com outras disposições do direito da União.
Em caso de desacordo relacionado com os elementos referidos no n.o 8, a Comissão pode, no prazo de quatro meses a contar da resposta da autoridade competente, retirar o seu pedido ou convocar a autoridade competente e, caso assim o entenda, o GCG, a fim de examinar a questão. A Comissão expõe pormenorizadamente os motivos que a levam a solicitar a alteração do plano preventivo de ação ou do plano de emergência. A autoridade competente em causa tem plenamente em consideração a fundamentação pormenorizada da Comissão.
Se aplicável, a autoridade competente em causa deve, sem demora, alterar o plano preventivo de ação ou o plano de emergência e torná-lo público.
Caso a posição definitiva da autoridade competente em causa divirja da fundamentação pormenorizada da Comissão, a autoridade competente fornece e publica juntamente com a sua posição e a fundamentação pormenorizada da Comissão, a motivação da sua posição no prazo de dois meses a contar da receção da fundamentação pormenorizada da Comissão.
Artigo 9.o
Conteúdo dos planos preventivos de ação
O plano preventivo de ação contém:
Os resultados da avaliação dos riscos e um resumo dos cenários tidos em conta, conforme previsto no artigo 7.o, n.o 4, alínea c);
A definição de clientes protegidos e a informação descrita no artigo 6.o, n.o 1, segundo parágrafo;
As medidas, os volumes e as capacidades necessários para satisfazer as normas relativas às infraestruturas e ao aprovisionamento de gás nos termos dos artigos 5.o e 6.o, incluindo, quando aplicável, o contributo das medidas do lado da procura para compensar, de forma suficiente e atempada, uma perturbação do aprovisionamento de gás conforme referido no artigo 5.o, n.o 2, a identificação da maior infraestrutura individual de gás de interesse comum caso seja aplicável o artigo 5.o, n.o 3, os volumes de gás necessários por categoria de clientes protegidos e por cenário conforme referido no artigo 6.o, n.o 1, bem como qualquer norma de reforço do aprovisionamento de gás, incluindo a justificação do cumprimento das condições estabelecidas no artigo 6.o, n.o 2, e a descrição de um mecanismo para reduzir temporariamente qualquer eventual norma adicional de reforço do aprovisionamento de gás ou obrigação adicional em conformidade com o artigo 11.o, n.o 3;
As obrigações impostas às empresas de gás natural, às empresas de eletricidade, quando adequado, e a outros organismos relevantes suscetíveis de terem um impacto na segurança do aprovisionamento de gás, tais como as obrigações relativas à segurança do funcionamento da rede de gás;
As 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, de melhorar a eficiência energética, de reduzir a procura de gás e a possibilidade de diversificar as vias e fontes de aprovisionamento de gás, bem como a utilização regional das capacidades existentes de armazenamento e de GNL, quando adequado, de modo a manter o aprovisionamento de gás a todos os clientes na medida do possível;
As informações sobre o impacto económico, a eficácia e a eficiência das medidas constantes do plano, incluindo as obrigações referidas na alínea k);
Uma 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);
Uma descrição do impacto das medidas no ambiente e nos clientes;
Os mecanismos a aplicar na cooperação com outros Estados-Membros, incluindo os mecanismos de preparação e de execução dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência;
As informações sobre interligações e infraestruturas existentes e futuras, incluindo as que proporcionam acesso ao mercado interno, aos fluxos transfronteiriços, ao acesso transfronteiriço a instalações de armazenamento e a instalações de GNL e a capacidade bidirecional, em especial numa situação de emergência;
As informações sobre todas as obrigações de serviço público relacionadas com a segurança do aprovisionamento de gás.
Do plano preventivo de ação, podem excluir-se as informações críticas a que se referem as alíneas a), c) e d) do primeiro parágrafo, cuja revelação seja suscetível de pôr em risco a segurança do aprovisionamento de gás;
Uma avaliação de impacto nos termos do n.o 6 inclui, pelo menos, os seguintes elementos:
O potencial impacto no desenvolvimento do mercado nacional do gás e na concorrência a nível nacional;
O potencial impacto no mercado interno do gás;
O potencial impacto na segurança do aprovisionamento de gás dos Estados-Membros vizinhos, nomeadamente no que diz respeito às medidas que possam reduzir a liquidez nos mercados regionais ou restringir os fluxos para Estados-Membros vizinhos;
Os custos e benefícios avaliados em função de medidas alternativas baseadas no mercado;
Uma avaliação da necessidade e da proporcionalidade em comparação com possíveis medidas baseadas no mercado;
Uma apreciação se a medida assegura a igualdade de oportunidades a todos os participantes no mercado;
Uma estratégia de eliminação progressiva, a duração prevista da medida considerada e um calendário de revisão adequado.
A análise a que se referem as alíneas a) e b) é efetuada pela entidade reguladora nacional. A avaliação de impacto é tornada pública pela autoridade competente e notificada à Comissão.
A medida adotada só entra em vigor após ter sido aprovada pela Comissão ou alterada de acordo com a decisão da Comissão.
O prazo de quatro meses começa a correr no dia seguinte ao da receção de uma notificação completa. O prazo de quatro meses pode ser prorrogado com o acordo da Comissão e da autoridade competente.
O prazo de quatro meses começa a correr no dia seguinte ao da receção de uma notificação completa. O prazo de quatro meses pode ser prorrogado com o acordo da Comissão e da autoridade competente.
Artigo 10.o
Conteúdo dos planos de emergência
O plano de emergência:
Baseia-se nos níveis de crise a que se refere o artigo 11.o, n.o 1;
Define o papel e as responsabilidades das empresas de gás natural, dos operadores das redes de transporte de eletricidade, se adequado, 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, se adequado, com as entidades reguladoras nacionais em cada um dos níveis de crise a que se refere o artigo 11.o, n.o 1;
Define as funções e as responsabilidades das autoridades competentes e dos outros organismos nos quais tenham sido delegadas funções, tal como referido no artigo 3.o, n.o 2, em cada um dos níveis de crise a que se refere o artigo 11.o, n.o 1;
Assegura que seja dada margem 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 a que se refere o artigo 11.o, n.o 1;
Identifica, se 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, nomeadamente através de uma visão integrada das operações dos sistemas de energia de eletricidade e gás, se for caso disso;
Estabelece procedimentos e medidas pormenorizadas a seguir em cada nível de crise, a que se refere o artigo 11.o, n.o 1, incluindo os correspondentes procedimentos para a transmissão de informações;
Designa um gestor de crise e define o seu papel;
Identifica o contributo das medidas baseadas no mercado para enfrentar a situação ao nível de alerta e para atenuar a situação ao nível de emergência;
Identifica o contributo das medidas não baseadas no mercado planeadas ou a executar para o nível de emergência e avalia 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 são avaliados e são definidos os respetivos procedimentos de execução. As medidas não baseadas no mercado só são utilizadas quando os mecanismos baseados no mercado, por si só, deixam de poder garantir o aprovisionamento, em especial aos clientes protegidos, ou para efeitos da aplicação do artigo 13.o;
Descreve os mecanismos de cooperação com outros Estados-Membros em cada nível de crise a que se refere o artigo 11.o, n.o 1 e os dispositivos de troca de informações entre as autoridades competentes;
Especifica as obrigações de comunicação de informações impostas às empresas de gás natural e, se adequado, às empresas de eletricidade para os níveis de alerta e de emergência;
Descreve as medidas 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;
Descreve as medidas técnicas, jurídicas e financeiras em vigor para fins de aplicação das obrigações de solidariedade estabelecidas no artigo 13.o;
Indica uma estimativa dos volumes de gás que poderão ser consumidos pelos clientes protegidos por razões de solidariedade, que abranja, pelo menos, os casos descritos no artigo 6.o, n.o 1;
Estabelece uma lista de ações predefinidas com vista à disponibilização de gás em situação de emergência, incluindo acordos comerciais entre as partes envolvidas nessas ações e os mecanismos de compensação para as empresas de gás natural, se for caso disso, tendo devidamente em conta a confidencialidade dos dados sensíveis. Essas ações podem incluir acordos transfronteiriços entre Estados-Membros e/ou empresas de gás natural.
A fim de prevenir o consumo indevido durante uma situação de emergência, a que se refere a alínea l) do primeiro parágrafo, ou durante a aplicação das medidas a que se refere o artigo 11.o, n.o 3, e o artigo 13.o, a autoridade competente do Estado-Membro em causa informa os clientes, que não são protegidos, que têm de interromper ou reduzir o seu consumo de gás sem criar situações tecnicamente inseguras.
Artigo 11.o
Declaração de crise
Os três níveis de crise são os seguintes:
Nível de alerta precoce («alerta precoce»): caso haja informações concretas, sérias e fiáveis da possibilidade de ocorrência de um acontecimento suscetível de deteriorar significativamente a situação do aprovisionamento de gás e de ativar o nível de alerta ou de emergência; o nível de alerta precoce pode ser ativado através de um sistema de alerta precoce;
Nível de alerta («alerta»): caso se verifique uma perturbação do aprovisionamento de gás ou um aumento excecional da procura de gás que resulte numa deterioração significativa do aprovisionamento de gás, mas em que o mercado ainda tem condições para fazer face a essa perturbação ou procura, sem necessidade de recorrer a medidas não baseadas no mercado;
Nível de emergência («emergência»): caso se verifique um aumento excecional da procura de gás, uma perturbação significativa do aprovisionamento de gás ou qualquer outra deterioração significativa do aprovisionamento de gás e quando já foram postas em prática todas as medidas relevantes baseadas no mercado, mas o aprovisionamento de gás é insuficiente para satisfazer a restante procura de gás, de tal modo que têm de ser tomadas medidas adicionais não baseadas no mercado para garantir, nomeadamente, o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos nos termos do artigo 6.o.
As obrigações previstas no primeiro parágrafo do presente número deixam imediatamente de se aplicar após a autoridade competente declarar o fim da situação de emergência, ou se a Comissão concluir, de acordo com o n.o 8, primeiro parágrafo, que a declaração de emergência não se justifica ou deixou de se justificar.
Os Estados-Membros e, em especial, as autoridades competentes, asseguram que:
Não são adotadas, em momento algum, medidas que restrinjam indevidamente os fluxos de gás no mercado interno;
Não são adotadas medidas suscetíveis de comprometer gravemente a situação do aprovisionamento de gás noutro Estado-Membro; e
É mantido o acesso transfronteiriço às infraestruturas, nos termos do Regulamento (CE) n.o 715/2009, na medida em que tal seja viável do ponto de vista técnico e de segurança, de acordo com o plano de emergência.
Em situação de emergência, e com base em motivos razoáveis, a pedido de um operador da rede de transporte de eletricidade ou de gás, os Estados-Membros podem decidir dar prioridade ao aprovisionamento de gás a centrais elétricas críticas a gás em detrimento do aprovisionamento de gás a certas categorias de clientes protegidos, caso a interrupção no aprovisionamento de gás àquelas centrais elétricas críticas a gás possa:
Implicar graves danos para o funcionamento da rede elétrica; ou
Prejudicar a produção e/ou o transporte de gás.
O Estados-Membros tomam essas medidas tendo por base a avaliação de risco.
As centrais elétricas a gás a que se refere o primeiro parágrafo são claramente identificadas, juntamente com os eventuais volumes de gás que ficariam sujeitos a essa medida, e incluídas nas secções regionais dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência. A sua identificação é realizada em estreita colaboração com os operadores de redes de transporte da rede elétrica e da rede de gás do Estado-Membro em causa.
No prazo de três dias a contar da notificação do pedido da Comissão, a autoridade competente altera as medidas e notifica a Comissão desse facto ou informa-a das razões por que não está de acordo com o pedido. Nesse caso, a Comissão pode, no prazo de três dias a contar da receção da informação, 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 GCG. A Comissão expõe pormenorizadamente os motivos que a levaram a solicitar a alteração da ação. A autoridade competente tem plenamente em conta a posição da Comissão. Caso a decisão definitiva da autoridade competente divirja da posição da Comissão, a autoridade competente expõe os motivos da sua decisão.
Artigo 12.o
Medidas de emergência a nível regional e a nível da União
A pedido de pelo menos duas autoridades competentes que tenham pronunciado uma declaração de emergência, e após ter efetuado a verificação prevista no artigo 11.o, n.o 8, e caso as razões dessas emergências estejam relacionadas, a Comissão deve pronunciar uma declaração de emergência a nível regional ou a nível da União, conforme adequado.
Em qualquer dos casos, a Comissão ao pronunciar uma declaração de emergência a nível regional ou a nível da União, deve recorrer aos meios de comunicação mais adequados à situação, recolher os pontos de vista e ter em conta todas as informações pertinentes fornecidas pelas outras autoridades competentes. Quando, após uma avaliação, considerar que já não se justifica a declaração de emergência a nível regional ou a nível da União, a Comissão, revoga-a, justifica a sua decisão e informa o Conselho.
Durante uma emergência a nível regional ou da União, a Comissão coordena as ações das autoridades competentes, tomando em plena consideração as informações relevantes e os resultados da consulta ao GCG. Em particular, a Comissão:
Assegura o intercâmbio de informações;
Assegura a coerência e a eficácia das ações a nível dos Estados-Membros e a nível regional relativamente à situação a nível União;
Coordena as ações relativas aos países terceiros.
Os Estados-Membros e, em particular, as autoridades competentes asseguram que:
Não são adotadas, em momento algum, medidas que restrinjam indevidamente os fluxos de gás no mercado interno, nomeadamente os fluxos de gás para os mercados afetados;
Não são adotadas medidas suscetíveis de comprometer gravemente a situação do aprovisionamento de gás noutro Estado-Membro; e
É mantido o acesso transfronteiriço às infraestruturas, nos termos do Regulamento (CE) n.o 715/2009, na medida em que tal seja viável do ponto de vista técnico e de segurança, de acordo com o plano de emergência.
No prazo de três dias a contar da notificação do pedido da Comissão, o Estado-Membro ou a autoridade competente procede à alteração da sua ação e notifica disso a Comissão ou expõe à Comissão as razões por que não está de acordo com o pedido. Neste caso, a Comissão pode, no prazo de três dias após ter sido informada, alterar ou retirar o pedido, convocar o Estado-Membro ou a autoridade competente e, caso entenda necessário, o GCG a fim de examinar a questão. A Comissão expõe pormenorizadamente os motivos que a levaram a solicitar a alteração da ação. O Estado-Membro ou a autoridade competente tem plenamente em conta 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 apresenta os motivos da sua decisão.
Artigo 13.o
Solidariedade
Em circunstâncias excecionais e mediante pedido devidamente fundamentado de um operador da rede de transporte de eletricidade ou de gás à sua autoridade competente, o aprovisionamento de gás pode também ser mantida a certas centrais elétricas críticas a gás conforme definidas no artigo 11.o, n.o 7, no Estado-Membro que presta solidariedade caso a interrupção do aprovisionamento de gás a essas centrais possa ocasionar graves danos ao funcionamento do sistema elétrico ou prejudicar a produção e/ou o transporte de gás.
A medida de solidariedade, como medida de último recurso, só se aplica se o Estado-Membro requerente:
Não tiver sido capaz de cobrir o défice de aprovisionamento de gás aos seus clientes protegidos por razões de solidariedade, não obstante a execução da medida a que se refere o artigo 11.o, n.o 3;
Tiver esgotado todas as medidas baseadas no mercado e todas as medidas previstas no seu plano de emergência;
Tiver notificado um pedido expresso à Comissão e às autoridades competentes de todos os Estados-Membros aos quais está interligado, quer diretamente quer, nos termos do n.o 2, através de um país terceiro, acompanhado de uma descrição das medidas executadas a que se refere a alínea b) do presente número;
Se comprometer a pagar de imediato uma compensação justa ao Estado-Membro que presta solidariedade, nos termos do n.o 8.
A solidariedade nos termos do presente regulamento é prestada mediante uma compensação. O Estado-Membro que solicita a solidariedade deve pagar de imediato, ou garantir o pagamento atempado, de uma compensação justa ao Estado-Membro que presta a solidariedade. Essa compensação justa deve cobrir, pelo menos:
O gás entregue no território do Estado-Membro requerente;
Todos os outros custos pertinentes e razoáveis resultantes da prestação da solidariedade, incluindo, se for caso disso, os custos das medidas que tenham eventualmente sido estabelecidas com antecedência;
O reembolso de quaisquer indemnizações que tenham sido pagas resultantes de processos judiciais, de processos de arbitragem e de processos análogos de resolução de litígios e os custos conexos de tais processos que oponham o Estado-Membro que presta solidariedade a entidades envolvidas na prestação dessa solidariedade.
Nos termos do primeiro parágrafo, uma compensação justa inclui, nomeadamente, todos os custos razoáveis suportados pelo Estado-Membro que presta solidariedade inclusive a obrigação de pagar uma indemnização por força dos direitos fundamentais garantidos pelo direito da União e por força das obrigações internacionais aplicáveis no âmbito da execução do presente artigo, bem como quaisquer outros custos razoáveis relacionados com o pagamento de uma compensação em conformidade com as regras nacionais em matéria de compensação.
Até 1 de dezembro de 2018, os Estados-Membros adotam as medidas necessárias, nomeadamente as medidas técnicas, jurídicas e financeiras nos termos do n.o 10, para a aplicação do primeiro e do segundo parágrafos do presente número. Essas medidas podem prever formas práticas de pagamento imediato.
Até 1 de dezembro de 2018, os Estados-Membros adotam as medidas necessárias, incluindo as medidas técnicas, jurídicas e financeiras acordadas, para assegurar que é fornecido gás aos clientes protegidos por razões de solidariedade no Estado-Membro requerente nos termos dos n.os 1 e 2. As medidas técnicas, jurídicas e financeiras são acordadas entre os Estados-Membros que estão diretamente interligados ou, de acordo com o n.o 2, através de uma ligação com um país terceiro, e devem ser descritas nos respetivos planos de emergência. As referidas medidas podem abranger, nomeadamente:
A segurança operacional das redes;
Os preços do gás a aplicar e a metodologia para a sua fixação, tendo em conta o impacto sobre o funcionamento do mercado;
A utilização das interligações, incluindo a capacidade bidirecional e do armazenamento subterrâneo de gás;
Os volumes de gás ou a metodologia para a sua fixação;
As categorias de custos que têm que ser cobertos por uma compensação justa e rápida; que podem incluir indemnizações por perdas e danos causados pela redução da atividade industrial;
A indicação do método para o cálculo da compensação justa.
As medidas financeiras acordadas entre Estados-Membros antes de ser solicitada a solidariedade incluem disposições que permitem o cálculo da compensação justa de, pelo menos, todos os custos pertinentes e razoáveis decorrentes da prestação da solidariedade e o compromisso de que essa compensação será paga.
Qualquer mecanismo de compensação deve incentivar a participação em soluções baseadas no mercado, como leilões e mecanismos de resposta à procura e não ter efeitos perversos, nomeadamente em termos de condições financeiras, para que os intervenientes no mercado adiem a sua ação até que sejam aplicadas medidas não baseadas no mercado. Todos os mecanismos de compensação, ou pelo menos o seu resumo, são incluídos nos planos de emergência.
Artigo 14.o
Intercâmbio de informações
Caso um Estado-Membro declare algum dos níveis de crise de acordo com o artigo 11.o, n.o 1, as empresas de gás natural em causa devem comunicar, diariamente, as seguintes informações à autoridade competente desse Estado-Membro:
Previsões da oferta e da procura diárias de gás para os três dias seguintes em milhões de metros cúbicos por dia (hm3/dia);
Fluxo diário de gás em todas as interligações transfronteiriças, 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 (hm3/dia);
Período, expresso em dias, durante o qual é previsível que o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos pode ser assegurada.
Caso se verifique uma situação de emergência a nível regional ou da União, a Comissão pode solicitar à autoridade competente referida no n.o 1 que lhe forneça, sem demora, pelo menos:
As informações referidas no n.o 1;
As informações relativas às medidas previstas e às já aplicadas pela autoridade competente com vista a atenuar a emergência, bem como informações sobre a respetiva eficácia;
Os pedidos dirigidos a outras autoridades competentes para tomarem medidas adicionais;
As medidas aplicadas a pedido de outras autoridades competentes.
A Comissão analisa as avaliações das autoridades competentes e comunica os resultados da sua análise, de forma agregada, aos Estados-Membros, ao Parlamento Europeu e ao GCG.
Para permitir às autoridades competentes e à Comissão avaliar a situação em matéria de segurança do aprovisionamento a nível nacional, regional e da União, cada empresa de gás natural notifica:
À autoridade competente em causa, os seguintes elementos dos contratos de fornecimento de gás com uma dimensão transfronteiriça e uma duração superior a um ano que tenham celebrado para obter o fornecimento de gás:
a duração do contrato,
os volumes anuais contratados,
os volumes diários máximos contratados em caso de alerta ou de emergência,
os pontos de entrega contratados,
os volumes mínimos diários e mensais de gás,
as condições para a suspensão das entregas de gás,
uma indicação sobre se o contrato individual ou cumulativamente com os contratos com o mesmo fornecedor ou as suas filiais é equivalente ao, ou excede o, limiar de 28 % a que se refere o n.o 6, alínea b), no Estado-Membro mais diretamente afetado;
À autoridade competente do Estado-Membro mais afetado imediatamente após a celebração ou alteração dos seus contratos de fornecimento de gás com uma duração superior a um ano celebrados ou alterados em 1 de novembro de 2017 ou após esta data que, individual ou cumulativamente com os seus contratos com o mesmo fornecedor ou suas filiais, seja equivalente a 28 % ou mais do consumo anual de gás nesse Estado-Membro, a calcular com base nos dados mais recentes disponíveis. Além disso, até 2 de novembro de 2018, as empresas de gás natural notificam à autoridade competente todos os contratos existentes que preenchem as mesmas condições. A obrigação de notificação não se aplica às informações sobre preços e às alterações relacionadas apenas com o preço do gás. A obrigação de notificação é aplicável a todos os acordos comerciais pertinentes para a execução do contrato de fornecimento de gás, com exclusão das informações sobre preços.
A autoridade competente notifica à Comissão os dados referidos no primeiro parágrafo, alínea a), de forma anonimizada. Em caso de celebração de novos contratos ou de introdução de alterações nos contratos existentes, todo o conjunto de dados deve ser notificado até ao final de setembro do ano correspondente. No caso de a autoridade competente ter dúvidas sobre se um determinado contrato obtido nos termos do primeiro parágrafo, alínea b), põe em risco a segurança do aprovisionamento de gás num Estado-Membro ou numa região, notifica o contrato à Comissão.
Artigo 15.o
Sigilo profissional
A obrigação de sigilo profissional aplica-se às seguintes pessoas que recebem informações confidenciais nos termos do presente regulamento:
Pessoas que trabalhem ou tenham trabalhado para a Comissão;
Auditores e peritos mandatados pela Comissão;
Pessoas que trabalhem ou tenham trabalhado para as autoridades competentes e as entidades reguladoras nacionais ou outras autoridades pertinentes;
Auditores e peritos mandatados pelas autoridades competentes ou pelas entidades reguladoras nacionais ou outras autoridades.
Artigo 16.o
Cooperação com as Partes Contratantes da Comunidade da Energia
Artigo 17.o
Monitorização pela Comissão
A Comissão procede a uma monitorização contínua das medidas relativas à segurança do aprovisionamento de gás e mantém o GCG periodicamente informado.
A Comissão, com base nas avaliações referidas no artigo 8.o, n.o 7, tira conclusões, até 1 de setembro de 2023, quanto aos eventuais meios para reforçar a segurança do aprovisionamento de gás a nível da União e apresenta um relatório ao Parlamento Europeu e ao Conselho sobre a aplicação do presente regulamento, incluindo, quando necessário, propostas legislativas para alterar o presente regulamento.
Artigo 17.o-A
Relatórios da Comissão
Até 28 de fevereiro de 2023 e, posteriormente, com periodicidade anual, a Comissão apresenta ao Parlamento Europeu e ao Conselho relatórios que contenham:
Uma panorâmica das medidas tomadas pelos Estados-Membros para cumprir as obrigações em matéria de armazenamento;
Uma panorâmica do tempo necessário para o procedimento de certificação estabelecido pelo artigo 3.o-A do Regulamento (CE) n.o 715/2009;
Uma panorâmica das medidas solicitadas pela Comissão para assegurar o cumprimento das trajetórias de enchimento e das metas de enchimento;
Uma análise dos potenciais efeitos do presente regulamento sobre os preços do gás e as potenciais economias de gás relacionadas com o artigo 6.o-B, n.o 4.
Artigo 18.o
Notificações
A avaliação de riscos, os planos preventivos de ação, os planos de emergência e todos os outros documentos são notificados à Comissão por via eletrónica através da plataforma CIRCABC.
Toda a correspondência relacionada com uma notificação é transmitida por via eletrónica.
Artigo 18.o-A
Procedimento de comité
Artigo 19.o
Exercício da delegação
Artigo 20.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 a Chipre, as obrigações previstas nas disposições a seguir indicadas são cumpridas, e as opções que esses Estados-Membros têm o direito de fazer nos termos das mesmas são efetuadas, no prazo fixado calculado a partir da data em que for fornecido gás pela primeira vez nos respetivos territórios:
Relativamente ao artigo 2.o, ponto 5, ao artigo 3.o, n.o 2, ao artigo 7.o, n.o 5, e ao artigo 14.o, n.o 6, alínea a): 12 meses;
Relativamente ao artigo 6.o, n.o 1: 18 meses;
Relativamente ao artigo 8.o, n.o 7: 24 meses;
Relativamente ao artigo 5.o, n.o 4: 36 meses;
Relativamente ao artigo 5.o, n.o 1: 48 meses.
A fim de cumprir a obrigação prevista no artigo 5.o, n.o 1, Malta e Chipre podem aplicar o disposto no artigo 5.o, n.o 2, nomeadamente mediante o recurso a medidas no lado da procura, não baseadas no mercado.
Artigo 21.o
Revogação
O Regulamento (UE) n.o 994/2010 é revogado.
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 IX.
Artigo 22.o
Entrada em vigor
O presente regulamento entra em vigor no quarto dia seguinte ao da sua publicação no Jornal Oficial da União Europeia.
O presente regulamento é aplicável a partir de 1 de novembro de 2017.
No entanto, o artigo 13.o, n.os 1 a 6, o artigo 13.o, n.o 8, primeiro e segundo parágrafos e o artigo 13.o, n.os 14 e 15, são aplicáveis a partir de 1 de dezembro de 2018.
O artigo 2.o, pontos 27 a 31, os artigos 6.o-A a 6.o-D, o artigo 16.o, n.o 3, o artigo 17.o-A, o artigo 18.o-A, o artigo 20.o, n.o 4, e os anexos I-A e I-B são aplicáveis até 31 de dezembro de 2025.
O presente regulamento é obrigatório em todos os seus elementos e diretamente aplicável em todos os Estados-Membros.
ANEXO I
Cooperação regional
Os grupos de risco de Estados-Membros que servem de base à cooperação associada aos riscos a que se refere o artigo 3.o, n.o 7, são os seguintes:
Grupos de risco para o aprovisionamento de gás através da rota oriental:
Ucrânia: Bulgária, Chéquia, Dinamarca, Alemanha, Grécia, Croácia, Itália, Luxemburgo, Hungria, Áustria, Polónia, Roménia, Eslovénia, Eslováquia e Suécia;
Bielorrússia: Bélgica, Chéquia, Dinamarca, Alemanha, Estónia, Letónia, Lituânia, Luxemburgo, Países Baixos, Polónia, Eslováquia, Finlândia e Suécia;
Mar Báltico: Bélgica, Chéquia, Dinamarca, Alemanha, França, Luxemburgo, Países Baixos, Áustria, Eslováquia e Suécia;
Nordeste: Chéquia, Dinamarca, Alemanha, Estónia, Letónia, Lituânia, Polónia, Eslováquia, Finlândia e Suécia;
Transbalcãs: Bulgária, Grécia, Hungria e Roménia.
Grupos de risco para o aprovisionamento de gás através da rota do mar do Norte:
Noruega: Bélgica, Dinamarca, Alemanha, Irlanda, Espanha, França, Itália, Luxemburgo, Países Baixos, Polónia, Portugal e Suécia;
Gás de baixo poder calorífico: Bélgica, Alemanha, França e Países Baixos;
Dinamarca: Dinamarca, Alemanha, Luxemburgo, Países Baixos, Polónia e Suécia;
Reino Unido: Bélgica, Alemanha, Irlanda, Luxemburgo e Países Baixos.
Grupos de risco para o aprovisionamento de gás através da rota do Norte de África:
Argélia: Grécia, Espanha, França, Croácia, Itália, Malta, Áustria, Portugal e Eslovénia;
Líbia: Croácia, Itália, Malta, Áustria e Eslovénia.
Grupos de risco para o aprovisionamento de gás através da rota do Sudeste:
Corredor Meridional de Gás — mar Cáspio: Bulgária, Grécia, Croácia, Itália, Hungria, Malta, Áustria, Roménia, Eslovénia e Eslováquia;
Mediterrâneo Oriental: Grécia, Itália, Chipre e Malta.
ANEXO I-A ( 6 )
Trajetória de enchimento com metas intermédias e metas de enchimento para 2022 para os Estados-Membros com instalações de armazenamento subterrâneo de gás
Estado-Membro |
Meta intermédia 1 de agosto |
Meta intermédia 1 de setembro |
Meta intermédia 1 de outubro |
Meta de enchimento 1 de novembro |
AT |
49 % |
60 % |
70 % |
80 % |
BE |
49 % |
62 % |
75 % |
80 % |
BG |
49 % |
61 % |
75 % |
80 % |
CZ |
60 % |
67 % |
74 % |
80 % |
DE |
45 % |
53 % |
80 % |
80 % |
DK |
61 % |
68 % |
74 % |
80 % |
ES |
71 % |
74 % |
77 % |
80 % |
FR |
52 % |
65 % |
72 % |
80 % |
HR |
49 % |
60 % |
70 % |
80 % |
HU |
51 % |
60 % |
70 % |
80 % |
IT |
58 % |
66 % |
73 % |
80 % |
LV |
57 % |
65 % |
72 % |
80 % |
NL |
54 % |
62 % |
71 % |
80 % |
PL |
80 % |
80 % |
80 % |
80 % |
PT |
72 % |
75 % |
77 % |
80 % |
RO |
46 % |
57 % |
66 % |
80 % |
SE |
40 % |
53 % |
67 % |
80 % |
SK |
49 % |
60 % |
70 % |
80 % |
ANEXO I-B
Responsabilidade partilhada pela meta de enchimento e pela trajetória de enchimento
No que diz respeito à meta de enchimento e à trajetória de enchimento nos termos do artigo 6.o-A, a República Federal da Alemanha e a República da Áustria partilham a responsabilidade pelas instalações de armazenamento Haidach e 7Fields. A razão e extensão exatas dessa responsabilidade, tanto da República Federal da Alemanha como da República da Áustria, estão sujeitas a um acordo bilateral entre esses Estados-Membros.
ANEXO II
Cálculo da fórmula N – 1
1. Definição da fórmula N – 1
A fórmula N – 1 descreve a aptidão da capacidade técnica 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 20 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 20 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.
«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.
«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 %
«Deff» : A parte (em hm3/dia) da Dmax que, em caso de perturbação do aprovisionamento de gás, 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 9.o, n.o 1, alínea c), e no artigo 5.o, n.o 2.
5. Cálculo da fórmula N – 1 a nível regional
Se adequado, a zona de cálculo referida no ponto 3 deve ser alargada ao nível regional adequado, de acordo com o que determinarem as autoridades competentes dos Estados-Membros em causa. O cálculo pode igualmente ser alargado ao nível regional do grupo de risco, se tal for acordado com as autoridades competentes do grupo de risco. 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 comum dos riscos.
Ao nível do grupo de risco, para os cálculos a que se refere o artigo 7.o, n.o 4, deve ser utilizada a maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para os grupos de risco, conforme enumerados no anexo I.
ANEXO III
Capacidade bidirecional permanente
1. Para efeitos da execução das disposições previstas no presente anexo, a entidade reguladora nacional pode assumir o papel de autoridade competente se assim for decidido pelo Estado-Membro.
2. 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 apresentam às respetivas autoridades competentes (as autoridades competentes em causa) e às respetivas entidades reguladoras (as entidades reguladoras em causa), após consulta a todos os operadores de redes de transporte potencialmente em causa:
Uma proposta para disponibilizar capacidade física permanente para transportar gás em ambas as direções a fim de assegurar uma capacidade bidirecional permanente em relação ao sentido inverso do fluxo («capacidade física de fluxo invertido»); ou
Um pedido de isenção da obrigação de disponibilizar capacidade bidirecional.
Os operadores da rede de transporte envidam esforços no sentido de apresentar uma proposta conjunta ou um pedido de isenção conjunto. No caso de uma proposta para disponibilizar capacidade bidirecional, os operadores de redes de transporte podem apresentar uma proposta fundamentada para uma repartição transfronteiras dos custos. A apresentação desta proposta é efetuada até 1 de dezembro de 2018 relativamente a todas as interligações existentes em 1 de novembro de 2017 e, relativamente a novas interligações, após a conclusão da fase de estudo de viabilidade, mas antes do início da fase de projeto técnico pormenorizado.
3. Após a receção da proposta ou do pedido de isenção, as autoridades competentes em causa consultam sem demora as autoridades competentes do Estado-Membro que poderia, segundo a avaliação de risco, beneficiar da capacidade de fluxo invertido, as entidades reguladoras nacionais desse Estado-Membro se estas não forem as autoridades competentes, 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 seis meses a contar da data de receção da proposta conjunta, as entidades reguladoras em causa, nos termos do artigo 5.o, n.os 6 e 7, e após consulta aos promotores do projeto, tomam decisões coordenadas sobre a repartição transfronteiras dos custos de investimento a suportar por cada transmissão de operador de sistemas do projeto. Se as entidades reguladoras em causa não tiverem chegado a acordo dentro desse prazo, informam o mais rapidamente possível as autoridades competentes em causa.
5. As autoridades competentes em causa tomam uma decisão coordenada, com base na avaliação dos riscos, nas informações enumeradas no artigo 5.o, n.o 5, do presente regulamento, nos pareceres recebidos na sequência da consulta em conformidade com o ponto 3 do presente anexo, e tendo em conta a segurança do aprovisionamento de gás e o contributo para o mercado interno do gás. Essa decisão coordenada é tomada num prazo de dois meses. O prazo de dois meses tem início após o final do prazo de quatro meses fixado para os pareceres referidos no ponto 3 do presente anexo, exceto se todos os pareceres forem recebidos antes desse prazo, ou após o final do prazo de seis meses referido no ponto 4 do presente anexo, para as entidades reguladoras em causa adotarem uma decisão coordenada. A decisão coordenada:
Aceita a proposta de capacidade de fluxo bidirecional. Tal decisão deverá incluir uma análise de custo-benefício, um calendário de execução e as modalidades para a sua subsequente utilização, e deverá ser acompanhada de uma decisão coordenada sobre a repartição transfronteiras de custos referida no n.o 4 preparada pelas entidades reguladoras em causa;
Concede ou prorroga uma isenção temporária por um período máximo de quatro anos, se a análise custo-benefício incluída na decisão demonstrar que a capacidade de fluxo invertido não aumentaria a segurança de aprovisionamento de gás em nenhum Estado-Membro relevante, ou se os custos do investimento forem significativamente superiores aos benefícios potenciais para a segurança do aprovisionamento de gás; ou
Obriga os operadores de redes de transporte a alterarem e voltarem a apresentar a sua proposta ou o seu pedido de isenção, num prazo máximo de quatro meses.
6. As autoridades competentes em causa apresentam, o mais rapidamente possível, a decisão coordenada às autoridades competentes e às entidades reguladoras nacionais que tenham apresentado um parecer em conformidade com o disposto no ponto 3, às entidades reguladoras nacionais em causa, à Agência e à Comissão, incluindo os pareceres recebidos após a consulta, de acordo com o ponto 3.
7. No prazo de dois meses a contar da data de receção da decisão coordenada, as autoridades competentes a que se refere o ponto 6 podem apresentar as suas objeções à decisão coordenada e submetê-las às autoridades competentes em causa 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 nos termos do ponto 3.
8. No prazo de três meses a contar da receção da decisão coordenada ao abrigo do ponto 6, a Agência emite um parecer sobre os elementos da decisão coordenada, tomando em consideração qualquer possível objeção, e apresenta o parecer a todas as autoridades competentes em causa e às autoridades competentes a que se refere o ponto 6 e à Comissão.
9. No prazo de quatro meses a contar da receção do parecer emitido pela Agência nos termos do ponto 8, a Comissão pode adotar uma decisão em que solicite alterações à decisão coordenada. A decisão da Comissão será tomada com base: nos critérios definidos no ponto 5, nos motivos para a decisão invocados pelas autoridades em causa e no parecer da Agência. As autoridades competentes em causa cumprem o pedido da Comissão e alteram a sua decisão no prazo de quatro semanas.
Se a Comissão não tomar quaisquer medidas no referido prazo de quatro meses, considera-se que não suscitou objeções à decisão das autoridades competentes em causa.
10. Se as autoridades competentes em causa não tiverem adotado uma decisão coordenada dentro do prazo fixado no ponto 5, ou se as entidades reguladoras em causa não tiverem chegado a acordo sobre a repartição dos custos dentro do prazo fixado no ponto 4, as autoridades competentes em causa informam a Agência e a Comissão, o mais tardar no último dia do prazo. No prazo de quatro meses a contar da receção destas informações, a Comissão, após eventual consulta à Agência, adota uma decisão que abranja todos os elementos de uma decisão coordenada enumerados no ponto 5, à exceção da repartição transfronteiras dos custos, e apresenta essa decisão às autoridades competentes em causa e à Agência.
11. Se a decisão da Comissão nos termos do ponto 10 do presente anexo exigir uma capacidade bidirecional, a Agência adota uma decisão sobre a repartição transfronteiras dos custos, em conformidade com o disposto no artigo 5.o, n.o 7, do presente regulamento, no prazo de três meses a contar da receção da decisão da Comissão. Antes de tomar essa decisão, a Agência consulta as entidades reguladoras em causa e os operadores de redes de transporte. O prazo de três meses pode ser prorrogado por mais dois meses se a Agência tiver de solicitar informações adicionais. Esse prazo adicional começa a correr no dia seguinte ao da receção da informação completa.
12. A Comissão, a agência, as autoridades competentes, as autoridades reguladoras nacionais e os operadores de redes de transporte preservam a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis.
13. As isenções da obrigação de disponibilizar capacidade bidirecional concedidas ao abrigo do Regulamento (UE) n.o 994/2010 permanecem válidas, salvo se a Comissão ou os outros Estados-Membros em causa solicitarem a sua revisão ou se a sua validade expirar.
ANEXO IV
Modelo para a avaliação comum dos riscos
O modelo infra deve ser preenchido na língua acordada no âmbito do grupo de risco.
Informações gerais
1. Descrição do sistema
Apresente uma breve descrição da rede de gás do grupo de risco, incluindo:
Uma descrição do funcionamento do sistema de gás no grupo de risco: principais fluxos (entrada/saída/trânsito), capacidade das interligações 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.;
Uma repartição, na medida do possível, das fontes de importação de gás, por país de origem ( 10 );
Uma descrição do papel das instalações de armazenamento relevantes para o grupo de risco, incluindo o acesso transfronteiriço:
a capacidade de armazenamento (volume total e volume útil de gás) em comparação com a procura na estação de aquecimento,
a capacidade de retirada diária máxima a diferentes níveis de enchimento (idealmente com armazenamento completo e níveis de fim de estação);
Uma descrição do papel da produção interna no grupo de risco:
o volume de produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás,
a capacidade de produção diária máxima;
Uma descrição do 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. Normas relativas às infraestruturas (artigo 5.o)
Descreva o cálculo da(s) fórmula(s) N – 1 a nível regional para o grupo de risco, se tal for acordado com as autoridades competentes do grupo de risco, e as capacidades bidirecionais existentes, do seguinte modo:
Fórmula N – 1
a identificação da maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para o grupo de risco,
o cálculo da fórmula N – 1 a nível regional,
uma descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, N – 1 incluindo valores intermédios utilizados para o seu cálculo (por exemplo, para EPm, indique a capacidade de todos os pontos de entrada considerados neste parâmetro),
uma indicação das metodologias e dos pressupostos utilizados, se for caso disso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula N – 1 (por exemplo, Dmax) (juntar anexos para explicações pormenorizadas);
Capacidade bidirecional
indique os pontos de interligação equipados com capacidade bidirecional e a capacidade máxima dos fluxos bidirecionais,
indique as modalidades que regem a utilização dessa capacidade de fluxo bidirecional (por exemplo, capacidade interruptível),
indique os pontos de interligação para os quais tenha sido concedida uma isenção nos termos do o artigo 5.o, n.o 4, bem como a duração da isenção e as razões da sua concessão.
3. Identificação dos riscos
Descreva o principal risco transnacional para o qual o grupo foi criado, bem como os fatores de risco em diversos níveis suscetíveis de levar à concretização desse risco, a sua probabilidade e consequências.
Lista não exaustiva dos fatores de risco que têm de ser incluídos na avaliação, apenas se aplicável de acordo com a autoridade competente pertinente:
Políticos
Tecnológicos
Comerciais/de mercado/financeiros
Sociais
Naturais
Análise
Descreva o principal risco transnacional e os eventuais fatores de risco para o grupo de risco, incluindo a sua probabilidade e impacto, bem como a interação e a correlação dos riscos entre os Estados-Membros, conforme adequado;
Descreva os critérios a utilizar para determinar se o sistema está exposto a riscos elevados/inaceitáveis;
Estabeleça uma lista dos cenários de risco relevantes em conformidade com as fontes de riscos e descreva o modo de seleção;
Indique em que medida foram considerados os cenários elaborados pela REORT-G.
4. Análise e avaliação dos riscos
Analise o conjunto dos cenários de risco relevantes identificados no ponto 3. Na simulação de cenários de risco inclua as medidas de segurança do aprovisionamento de gás, nomeadamente, a norma relativa às infraestruturas calculada de acordo com a fórmula N – 1, prevista no anexo II, ponto 2, se adequado, e a norma de aprovisionamento de gás. Cenário por risco:
Descreva pormenorizadamente o cenário de risco, incluindo todos os pressupostos e, se aplicável, as metodologias subjacentes ao seu cálculo;
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 comum dos riscos, incluindo a identificação dos cenários de risco que requerem medidas adicionais.
ANEXO V
Modelo para a avaliação nacional dos riscos
Informações gerais
Nome da autoridade competente responsável pela preparação da avaliação dos riscos ( 11 )
1. Descrição do sistema
1.1. |
Apresente uma breve descrição consolidada da rede de gás regional para cada grupo de risco ( 12 ) em que o Estado-Membro participa, que inclua:
a)
b)
Uma descrição do funcionamento do(s) sistema(s) de gás nos grupos de risco pertinentes: principais fluxos (entrada/saída/trânsito), capacidade das interligações de e para a região ou regiões dos grupos de risco e por Estado-Membro, incluindo a taxa de utilização, as instalações de GNL (capacidade diária máxima, taxa de utilização e regime de acesso), etc.;
c)
Uma repartição, na medida do possível, das percentagens das fontes de importação de gás, por país de origem ( 15 );
d)
Uma descrição do papel das instalações de armazenamento relevantes para o grupo de risco, incluindo o acesso transfronteiriço:
i)
a capacidade de armazenamento (volume total e volume útil de gás) em comparação com a procura na estação de aquecimento,
ii)
a capacidade de retirada diária máxima a diferentes níveis de enchimento (idealmente com armazenamento completo e níveis de fim de estação);
e)
Uma descrição do papel da produção interna no(s) grupo(s) de risco:
i)
o volume de produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás,
ii)
a capacidade de produção diária máxima e descrição de como pode cobrir o consumo máximo diário;
f)
Uma descrição do 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 do Estado-Membro, incluindo:
a)
Os principais valores relativos ao consumo de gás: consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos) e repartição por tipo de clientes e picos de procura (hm3/dia);
b)
Uma descrição do 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)
A identificação das infraestruturas-chave relevantes para a segurança do aprovisionamento de gás;
d)
Uma repartição, na medida do possível, das fontes de importação de gás a nível nacional, por país de origem;
e)
Uma descrição do papel da produção interna, incluindo:
i)
a capacidade de armazenamento (volume total e volume útil de gás) em comparação com a procura na estação de aquecimento,
ii)
a capacidade de retirada diária máxima a diferentes níveis de enchimento (idealmente com armazenamento completo e níveis de fim de estação);
f)
Uma descrição do papel da produção interna, incluindo:
i)
o volume de produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás,
ii)
a capacidade de produção diária máxima;
g)
Uma descrição do 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. Normas relativas às infraestruturas (artigo 5.o)
Descreva a forma 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 diretamente interligados, medidas do lado da procura) e as capacidades bidirecionais existentes, do seguinte modo:
Fórmula N – 1
a identificação da maior infraestrutura individual de gás,
o cálculo da fórmula N – 1 a nível nacional,
uma descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, N – 1 incluindo valores intermédios utilizados para o seu cálculo (por exemplo, para EPm, indique a capacidade de todos os pontos de entrada considerados neste parâmetro),
uma indicação das metodologias utilizadas, se for caso disso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula N – 1 (por exemplo, Dmax) (juntar anexos para explicações pormenorizadas),
uma explicação dos resultados do cálculo da fórmula N – 1 tendo em conta os níveis de armazenamento a 30 % e 100 % do volume máximo de serviço,
uma explicação dos principais resultados da simulação da fórmula N – 1 utilizando um modelo hidráulico,
se assim for decidido pelo Estado-Membro, cálculo da fórmula N – 1 utilizando medidas do lado da procura:
quando acordado com as autoridades competentes do(s) grupo(s) de risco pertinente(s) ou com os Estados-Membros diretamente interligados, indicação dos cálculo(s) conjunto(s) da fórmula N – 1:
Capacidade bidirecional:
indique os pontos de interligação equipados com capacidade bidirecional e a capacidade máxima dos fluxos bidirecionais,
indique as modalidades que regem a utilização dessa capacidade de fluxo bidirecional (por exemplo, capacidade interruptível),
indique os pontos de interligação para os quais tenha sido concedida uma isenção nos termos do artigo 5.o, n.o 4, bem como a duração da isenção e as razões da sua concessão.
3. Identificação dos riscos
Descreva os fatores de risco que poderiam ter um impacto negativo na segurança do aprovisionamento de gás no Estado-Membro, a sua probabilidade e as suas consequências.
Lista não exaustiva dos tipos de fatores de risco que têm de ser incluídos na avaliação, apenas se aplicável de acordo com a autoridade competente:
Políticos
Tecnológicos
Comerciais/de mercado/financeiros
Sociais
Naturais
Análise
Identifique os fatores de risco para o Estado-Membro em causa, incluindo a sua probabilidade e impacto;
Descreva os critérios a utilizar para determinar se o sistema está exposto a riscos elevados/inaceitáveis;
Estabeleça uma lista dos fatores 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. Na simulação de cenários de risco inclua as medidas de segurança do aprovisionamento de gás, nomeadamente, a norma relativa às infraestruturas de acordo com a fórmula N – 1 prevista no anexo II, ponto 2, se for caso disso, e a norma de aprovisionamento de gás. Cenário por risco:
Descreva pormenorizadamente o cenário de risco, incluindo todos os pressupostos e, se aplicável, as metodologias subjacentes ao seu cálculo;
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 comum dos riscos em que o Estado-Membro participou, incluindo a identificação dos cenários de risco que requerem medidas adicionais.
ANEXO VI
Modelo de plano preventivo de ação
Informações gerais
1. Descrição da rede
1.1. |
Apresente uma breve descrição consolidada das redes de gás regionais para cada grupo de risco ( 17 ) em que os Estados-Membros participam, que inclua:
a)
b)
Uma descrição do funcionamento da rede de gás nos grupos de risco: principais fluxos (entrada/saída/trânsito), capacidade das interligações de e para as regiões do grupo de risco e por Estado-Membro, incluindo a taxa de utilização, as instalações de GNL (capacidade diária máxima, taxa de utilização e regime de acesso),etc.;
c)
Uma repartição, na medida do possível, das fontes de importação de gás, por país de origem ( 20 );
d)
Uma descrição do papel das instalações de armazenamento relevantes para a região, incluindo o acesso transfronteiriço:
i)
a capacidade de armazenamento (volume total e volume útil de gás) em comparação com a procura na estação de aquecimento,
ii)
a capacidade de retirada diária máxima a diferentes níveis de enchimento (idealmente com armazenamento completo e níveis de fim de estação),
e)
Uma descrição do papel da produção interna na região:
i)
o volume de produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás,
ii)
a capacidade de produção diária máxima;
f)
Uma descrição do 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);
g)
Uma descrição do papel das medidas de eficiência energética e o seu impacto no consumo anual final de gás. |
1.2. |
Apresente uma breve descrição da rede de gás por Estado-Membro, incluindo:
a)
Os principais valores relativos ao consumo de gás: consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos) e repartição por tipo de clientes e picos de procura (hm3/dia);
b)
Uma descrição do funcionamento da rede de gás a nível nacional, incluindo infraestruturas (na medida em que não estejam abrangidas pelo ponto 1.1., alínea b));
c)
A identificação das infraestruturas-chave relevantes para a segurança do aprovisionamento;
d)
Uma repartição, na medida do possível, das fontes de importação de gás a nível nacional, por país de origem;
e)
Uma descrição do papel do armazenamento no Estado-Membro, incluindo:
i)
a capacidade de armazenamento (volume total e volume útil de gás) em comparação com a procura na estação de aquecimento,
ii)
a capacidade de retirada diária máxima a diferentes níveis de enchimento (idealmente com armazenamento completo e níveis de fim de estação);
f)
Uma descrição do papel da produção interna, incluindo:
i)
o volume de produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás,
ii)
a capacidade de produção diária máxima;
g)
Uma descrição do 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);
h)
Uma descrição do papel das medidas de eficiência energética e o seu impacto no consumo anual final de gás. |
2. Resumo da avaliação dos riscos
Descreva sucintamente os resultados das avaliações comuns e nacionais dos riscos pertinentes efetuadas em conformidade com o artigo 7.o, incluindo:
Uma lista dos cenários avaliados e uma breve descrição dos pressupostos aplicados em cada um deles, bem como os riscos/deficiências identificados;
As principais conclusões da avaliação dos riscos.
3. Normas relativas às infraestruturas (artigo 5.o)
Descreva a forma 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 capacidades bidirecionais existentes, do seguinte modo:
3.1. Fórmula N – 1
identificação da maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para a região,
cálculo da fórmula N – 1 a nível regional,
descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula N – 1, incluindo valores intermédios utilizados para o seu cálculo (por exemplo, para EPm, indique a capacidade de todos os pontos de entrada considerados neste parâmetro),
indicação das metodologias e pressupostos utilizados, se tal for o caso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula N – 1 (por exemplo, Dmax) (juntar anexos para explicações pormenorizadas).
3.2. Nível nacional
Fórmula N – 1
identificação da maior infraestrutura individual de gás,
cálculo da fórmula N – 1 a nível nacional,
descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula N – 1, incluindo valores intermédios utilizados para o seu cálculo (por exemplo, para EPm, indique a capacidade de todos os pontos de entrada considerados neste parâmetro),
indicação das metodologias utilizadas, se for caso disso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula N – 1 (por exemplo, Dmax) (juntar anexos para explicações pormenorizadas),
se assim for decidido pelo Estado-Membro, cálculo da fórmula N – 1 utilizando medidas do lado da procura:
quando acordado com as autoridades competentes do(s) grupo(s) de risco pertinente(s) ou com os Estados-Membros diretamente ligados, cálculo(s) conjunto(s) da norma N – 1:
Capacidade bidirecional
indique os pontos de interligação equipados com capacidade bidirecional e a capacidade máxima dos fluxos bidirecionais,
indique as modalidades que regem a utilização dessa capacidade de fluxo bidirecional (por exemplo, capacidade interruptível),
indique os pontos de interligação para os quais tenha sido concedida uma isenção nos termos do artigo 5.o, n.o 4, bem como a duração da isenção e as razões da sua concessão.
4. Conformidade com a norma de aprovisionamento (artigo 6.o)
Descreva 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:
Definição de clientes protegidos aplicada, incluindo categorias de clientes abrangidos e o seu consumo anual de gás (por categoria, valor líquido e percentagem do consumo nacional final de gás);
Volumes de gás necessários para o cumprimento da norma de aprovisionamento de acordo com os cenários descritos no artigo 6.o, n.o 1, primeiro parágrafo;
Capacidade necessária para o cumprimento da norma de aprovisionamento de acordo com os cenários descritos no artigo 6.o, n.o 1, primeiro parágrafo;
Medida(s) em vigor para cumprimento da norma de aprovisionamento:
descrição da(s) medida(s),
destinatários;
caso exista, descreva o sistema de monitorização ex ante para o cumprimento da norma de aprovisionamento,
regime de sanções, se aplicável;
descreva, para cada medida:
caso sejam aplicadas medidas não baseadas no mercado (por medida):
Na segurança do aprovisionamento de outro Estado-Membro;
No mercado nacional;
No mercado interno;
no caso de medidas introduzidas em 1 de novembro de 2017 ou após esta data, apresente um breve sumário da avaliação do impacto ou indique uma ligação Internet para a avaliação pública do impacto da(s) medida(s) efetuada em conformidade com o artigo 9.o, n.o 4;
Quando aplicável, descreva a norma de reforço do aprovisionamento ou a obrigação adicional imposta por razões de segurança do aprovisionamento de gás:
descrição da(s) medida(s),
mecanismo de redução para os valores habituais, num espírito de solidariedade e em conformidade com o artigo 13.o,
se aplicável, descreva eventuais novas normas de reforço do aprovisionamento ou uma obrigação adicional imposta por razões de segurança do aprovisionamento de gás que tenham sido adotadas em 1 de novembro de 2017 ou após esta data,
destinatários,
capacidades e volumes de gás em causa,
indique o modo como essa medida cumpre as condições estabelecidas no artigo 6.o, n.o 2.
5. Medidas preventivas
Descreva as medidas preventivas adotadas ou a adotar:
Descreva cada uma das medidas preventivas adotadas, por risco identificado, de acordo com a avaliação dos riscos, incluindo uma descrição dos seguintes elementos:
a sua dimensão nacional ou regional,
o seu impacto económico, eficácia e eficiência,
o seu impacto nos clientes.
Quando adequado, incluindo:
Descreva outras medidas adotadas por outros motivos que não sejam a avaliação dos riscos, mas com um impacto positivo na segurança do aprovisionamento do Estado-Membro do(s) grupo(s) de risco pertinente;
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:
Na segurança do aprovisionamento de outro Estado-Membro;
No mercado nacional;
No mercado interno;
Explique a que nível foram consideradas medidas relativas à eficiência, incluindo medidas do lado da procura, com vista a reforçar a segurança do aprovisionamento;
Explique em que medida as fontes de energia renováveis foram consideradas 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
Descreva futuros projetos de infraestruturas, nomeadamente projetos de interesse comum nos grupos de risco pertinentes, incluindo um calendário previsto para a sua implantação, capacidades e impacto estimado na segurança do aprovisionamento de gás no grupo de risco;
Indique o modo como os projetos de infraestruturas têm em conta o PDDR elaborado pela REORT-G 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 (juntar 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. Consulta das partes interessadas
Em conformidade com o artigo 8.o, n.o 2, do presente regulamento, descreva os procedimentos utilizados para as consultas realizadas, e respetivos resultados, para fins de elaboração deste plano, bem como do plano de emergência, com:
Empresas de gás;
Organizações representantes dos interesses dos clientes domésticos;
Organizações relevantes representantes dos interesses dos clientes industriais de gás, incluindo os produtores de eletricidade;
Autoridade reguladora nacional.
10. Dimensão regional
Indique eventuais circunstâncias e medidas nacionais relevantes para a segurança do aprovisionamento não abrangidas nas secções anteriores deste plano.
Indique de que forma as possíveis observações recebidas na sequência da consulta referida no artigo 8.o, n.o 2, foram tidas em consideração.
11.1. Cálculo da fórmula N – 1 a nível do grupo de risco, quando acordado pelas autoridades competentes do grupo de risco
Fórmula N – 1
Identificação da maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para o grupo de risco;
Cálculo da fórmula N – 1 a nível do grupo de risco;
Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula N – 1, incluindo valores intermédios utilizados para o seu cálculo (por exemplo, para EPm, indique a capacidade de todos os pontos de entrada considerados neste parâmetro);
Indicação das metodologias e pressupostos utilizados, se for caso disso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula N – 1 (por exemplo, Dmax) (juntar anexos para explicações pormenorizadas).
11.2. Mecanismos desenvolvidos para a cooperação
Descreva os mecanismos utilizados para a cooperação entre os Estados-Membros nos grupos de risco pertinentes, incluindo para fins de desenvolvimento de medidas transfronteiras no plano preventivo de ação e no plano de emergência.
Descreva os mecanismos utilizados para a cooperação com outros Estados-Membros na elaboração e adoção das disposições necessárias para a aplicação do artigo 13.o.
11.3. Medidas preventivas
Descreva as medidas preventivas adotadas ou a adotar no grupo de risco ou como resultado de acordos regionais:
Descreva cada uma das medidas preventivas adotadas, por risco identificado, de acordo com a avaliação dos riscos, incluindo uma descrição dos seguintes elementos:
o seu impacto nos Estados-Membros membros do grupo de risco,
o seu impacto económico, eficácia e eficiência,
o seu impacto no ambiente,
o seu impacto nos clientes,
Quando adequado, incluindo:
Descreva outras medidas adotadas por outros motivos que não sejam a avaliação dos riscos, mas com um impacto positivo na segurança do aprovisionamento do grupo de risco;
Caso sejam aplicadas medidas não baseadas no mercado (por medida):
justifique a necessidade da medida (ou seja, por que motivo a segurança da 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:
Na segurança do aprovisionamento em outro Estado-Membro;
No mercado nacional;
No mercado interno.
Explique a que nível foram consideradas medidas relativas à eficiência, incluindo medidas do lado da procura, com vista a reforçar a segurança do aprovisionamento;
Explique em que medida as fontes de energia renováveis foram consideradas um fator de reforço da segurança do aprovisionamento.
ANEXO VII
Modelo de plano de emergência
Informações gerais
Nome da autoridade competente responsável pela preparação do presente plano ( 21 )
1. Definição de níveis de crise
Indique o organismo responsável pela declaração de cada nível de crise e os procedimentos a seguir em cada caso para tais declarações;
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 ( 22 )
2.1. Alerta precoce
Descreva as medidas a aplicar nesta fase, indicando, por medida:
uma breve descrição das medidas e principais intervenientes,
descreva o procedimento a seguir, se aplicável,
indique a contribuição previsível da medida para resposta aos impactos de qualquer acontecimento ou para fins de preparação antes da sua ocorrência,
descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos.
2.2. Nível de alerta
Descreva as medidas a aplicar nesta fase, indicando, por medida:
uma breve descrição das medidas e principais intervenientes,
descreva o procedimento a seguir, se aplicável,
indique a contribuição previsível da medida para enfrentar a situação no nível de alerta,
descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos;
Descreva as obrigações em matéria de comunicação de informações impostas às empresas de gás natural ao nível de alerta.
2.3. Nível de emergência
Elabore uma lista de medidas 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;
Descreva as medidas baseadas no mercado a aplicar nesta fase, indicando, por medida:
uma breve descrição das medidas e principais intervenientes,
descreva o procedimento a seguir,
indique a contribuição previsível da medida para atenuar a situação ao nível de emergência,
descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos;
Descreva as medidas não baseadas no mercado planeadas ou a implementar para o nível de emergência, indicando, por medida:
uma breve descrição das medidas e principais intervenientes,
apresente uma avaliação da necessidade dessa medida para responder a uma crise, incluindo o seu grau de utilização,
descreva em pormenor o procedimento de aplicação da medida (por exemplo, o que ativaria a aplicação dessa medida, quem tomaria a decisão),
indique a contribuição previsível da medida para atenuar a situação ao nível de emergência como um complemento às medidas baseadas no mercado,
avalie outros efeitos da medida,
justifique a conformidade da medida com as condições estabelecidas no artigo 11.o, n.o 6,
descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos;
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
Aquecimento urbano:
indique sucintamente o provável impacto de uma perturbação do aprovisionamento no setor do aquecimento urbano,
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;
Aprovisionamento de eletricidade produzida a partir do gás:
indique sucintamente o provável impacto de uma perturbação do aprovisionamento no setor da eletricidade,
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,
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 de crise e defina a sua função.
5. Funções e responsabilidades dos diferentes intervenientes
Defina, por nível de crise, as funções e responsabilidades, incluindo interações com as autoridades competentes e, quando adequado, com a autoridade reguladora nacional, de:
empresas de gás natural,
Clientes industriais,
produtores de eletricidade relevantes;
Defina, por nível de crise, a função e as responsabilidades das autoridades competentes e dos organismos nos quais tenham sido delegadas funções.
6. Medidas relativas ao consumo indevido por parte de clientes não protegidos
Descreva as medidas existentes para prevenir, na medida do possível, e sem pôr em risco o funcionamento seguro e fiável da rede de gás nem criar situações de insegurança, o consumo, por parte de clientes não protegidos, do aprovisionamento de gás destinada aos clientes protegidos durante uma situação de emergência. Indique a natureza da medida (administrativa, técnica, etc.), os principais intervenientes e os procedimentos a seguir.
7. Exercícios de preparação para situações de emergência
Indique o calendário previsto para as simulações de resposta em tempo real a situações de emergência;
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.
8. Dimensão Regional
8.1. Medidas a adotar por nível de crise
8.1.1. Alerta precoce
Descreva as medidas a aplicar nesta fase, indicando, por medida:
breve descrição das medidas e principais intervenientes,
descreva o procedimento a seguir, se aplicável,
indique a contribuição previsível da medida para resposta aos impactos de qualquer acontecimento ou para fins de preparação antes da sua ocorrência,
descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos.
8.1.2. Nível de alerta
Descreva as medidas a aplicar nesta fase, indicando, por medida:
breve descrição das medidas e principais intervenientes,
descreva o procedimento a seguir, se aplicável,
indique a contribuição previsível da medida para resposta aos impactos de qualquer acontecimento ou para fins de preparação antes da sua ocorrência,
descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos;
Descreva as obrigações em matéria de comunicação de informações impostas às empresas de gás natural ao nível de alerta.
8.1.3. Nível de emergência
Elabore uma lista de medidas 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;
Descreva as medidas baseadas no mercado a aplicar nesta fase, indicando, por medida:
breve descrição das medidas e principais intervenientes,
descreva o procedimento a seguir,
indique a contribuição previsível da medida para atenuar a situação ao nível de emergência,
descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos;
Descreva as medidas não baseadas no mercado planeadas ou a implementar para o nível de emergência, indicando, por medida:
breve descrição das medidas e principais intervenientes,
apresente uma avaliação da necessidade dessa medida para responder a uma crise, incluindo o seu grau de utilização,
descreva em pormenor o procedimento de aplicação da medida (por exemplo, o que ativaria a aplicação dessa medida, quem tomaria a decisão),
indique a contribuição previsível da medida para atenuar a situação ao nível de emergência como um complemento às medidas baseadas no mercado,
avalie outros efeitos da medida,
justifique a conformidade da medida com as condições estabelecidas no artigo 11.o, n.o 6,
descreva os fluxos de informação entre os intervenientes envolvidos;
Descreva as obrigações em matéria de comunicação de informações impostas às empresas de gás natural.
8.2. Mecanismos de cooperação
Descreva os mecanismos existentes que permitem a cooperação no âmbito de cada um dos grupos de risco pertinentes 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;
Descreva os mecanismos existentes que permitam a cooperação com outros Estados fora dos grupos de risco e a coordenação de ações em cada nível de crise.
8.3. Solidariedade entre Estados-Membros
Descreva as modalidades acordadas entre os Estados-Membros diretamente interligados para garantir a aplicação do princípio da solidariedade a que se refere o artigo 13.o;
Quando aplicável, descreva as modalidades acordadas entre os Estados-Membros que estão interligados por meio de um país terceiro para garantir a aplicação do princípio da solidariedade a que se refere o artigo 13.o.
ANEXO VIII
Lista de medidas não baseadas no mercado para a segurança do aprovisionamento de gás
Ao elaborar o plano de ação preventivo 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:
Medidas do lado da procura:
ANEXO IX
Tabela de correspondência
Regulamento (UE) n.o 994/2010 |
Presente regulamento |
Artigo 1.o |
Artigo 1.o |
Artigo 2.o |
Artigo 2.o |
Artigo 3.o |
Artigo 3.o |
Artigo 6.o |
Artigo 5.o |
Artigo 8.o |
Artigo 6.o |
Artigo 9.o |
Artigo 7.o |
Artigo 4.o |
Artigo 8.o |
Artigo 5.o |
Artigo 9.o |
Artigo 10.o |
Artigo 10.o |
Artigo 10.o |
Artigo 11.o |
Artigo 11.o |
Artigo 12.o |
— |
Artigo 13.o |
Artigo 13.o |
Artigo 14.o |
Artigo 12.o |
Artigo 4.o |
— |
Artigo 15.o |
— |
Artigo 16.o |
Artigo 14.o |
Artigo 17.o |
— |
Artigo 18.o |
— |
Artigo 19.o |
Artigo 16.o |
Artigo 20.o |
Artigo 15.o |
Artigo 21.o |
Artigo 17.o |
Artigo 22.o |
Anexo I |
Anexo II |
Artigo 7.o |
Anexo III |
Anexo IV |
Anexo I |
— |
Anexo IV |
— |
Anexo V |
— |
Anexo VI |
— |
Anexo VII |
Anexo II |
— |
Anexo III |
Anexo VIII |
— |
Anexo IX |
( 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 ) Regulamento (UE) 2017/459 da Comissão, de 16 de março de 2017, que institui um código de rede para os mecanismos de atribuição de capacidade em redes de transporte de gás e que revoga o Regulamento (UE) n.o 984/2013 (JO L 72 de 17.3.2017, p. 1).
( 3 ) Regulamento (UE) 2018/1999 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 11 de dezembro de 2018, relativo à Governação da União da Energia e da Ação Climática, que altera os Regulamentos (CE) n.o 663/2009 e (CE) n.o 715/2009 do Parlamento Europeu e do Conselho, as Diretivas 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE e 2013/30/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, as Diretivas 2009/119/CE e (UE) 2015/652 do Conselho, e revoga o Regulamento (UE) n.o 525/2013 do Parlamento Europeu e do Conselho (JO L 328 de 21.12.2018, p. 1).
( 4 ) Regulamento (UE) 2022/869 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 30 de maio de 2022, relativo às orientações para as infraestruturas energéticas transeuropeias, que altera os Regulamentos (CE) n.o 715/2009, (UE) 2019/942 e (UE) 2019/943 e as Diretivas 2009/73/CE e (UE) 2019/944 e que revoga o Regulamento (UE) n.o 347/2013 (JO L 152 de 3.6.2022, p. 45).
( 5 ) Regulamento (UE) n.o 182/2011 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 16 de fevereiro de 2011, que estabelece as regras e os princípios gerais relativos aos mecanismos de controlo pelos Estados-Membros do exercício das competências de execução pela Comissão (JO L 55 de 28.2.2011, p. 13).
( 6 ) O presente anexo está sujeito às obrigações pro rata de cada Estado-Membro por força do presente regulamento, nomeadamente dos artigos 6.o-A, 6.o-B e 6.o-C.
Para os Estados-Membros abrangidos pelo artigo 6.o-A, n.o 2, a meta intermédia pro rata é calculada multiplicando o valor indicado no quadro pelo limite de 35% e dividindo o resultado por 80%.
( 7 ) Se esta missão tiver sido delegada por uma autoridade competente, indicar o nome dos organismos responsáveis pela preparação da presente avaliação dos riscos em nome dessa autoridade.
( 8 ) Para a primeira avaliação, incluir os dados dos últimos dois anos. Para as atualizações, incluir os dados dos últimos quatro anos.
( 9 ) 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). Indique também o volume de consumo dos clientes protegidos.
( 10 ) Descreva a metodologia aplicada.
( 11 ) Se esta missão tiver sido delegada por uma autoridade competente, indicar o nome dos organismos que responsáveis pela preparação da presente avaliação dos riscos em nome dessa autoridade.
( 12 ) Para efeitos de simplificação, apresente as informações ao mais alto nível dos grupos de risco, se possível, e agrupe informações adicionais, se necessário.
( 13 ) Para a primeira avaliação, incluir os dados dos últimos dois anos. Para as atualizações, incluir os dados dos últimos quatro anos.
( 14 ) Incluindo os clientes industriais, a produção de eletricidade, o aquecimento urbano, o setor residencial e de serviços e outros (especifique o tipo de clientes aqui incluído). Indique também o volume de consumo dos clientes protegidos.
( 15 ) Descreva a metodologia aplicada.
( 16 ) Se esta missão tiver sido delegada por uma autoridade competente, indicar o nome dos organismos responsáveis pela na preparação do presente plano em nome dessa autoridade.
( 17 ) Para efeitos de simplificação, apresente as informações ao mais alto nível dos grupos de risco, se possível, e agrupe informações adicionais, conforme necessário.
( 18 ) Para o primeiro plano, inclua os dados dos últimos dois anos. Para as atualizações, inclua os dados dos últimos quatro anos.
( 19 ) Incluindo os clientes industriais, a produção de eletricidade, o aquecimento urbano, o setor residencial e de serviços e outros (especifique o tipo de clientes aqui incluído).
( 20 ) Descreva a metodologia aplicada.
( 21 ) Se esta missão tiver sido delegada por uma autoridade competente, indique o nome dos organismos responsáveis pela preparação do presente plano em nome dessa autoridade.
( 22 ) Inclua medidas regionais e nacionais.
( 23 ) 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).