02017R1938 — PT — 01.07.2022 — 002.002

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►B	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:

		Jornal Oficial
		n.°	página	data
►M1	REGULAMENTO DELEGADO (UE) 2022/517 DA COMISSÃO de 18 de novembro de 2021	L 104	53	1.4.2022
►M2	REGULAMENTO (UE) 2022/1032 DO PARLAMENTO EUROPEU E DO CONSELHO de 29 de junho de 2022	L 173	17	30.6.2022

Retificado por:

►C1	Rectificação, JO L 245, 22.9.2022, p.  70 (2022/1032)

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▼B

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:

▼M2

▼B

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

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.

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.

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:

A exceção é aplicável à Eslovénia desde que:

A exceção é aplicável à Suécia desde que:

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

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.

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.

▼M2

Artigo 6.o-A

Metas de enchimento e trajetórias de enchimento

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.

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:

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:

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:

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.

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

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.

▼B

Artigo 7.o

Avaliação dos riscos

▼M2

▼B

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).

Artigo 8.o

Elaboração dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência

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.

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

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;

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

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

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.

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.

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.

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.

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

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.

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

Artigo 16.o

Cooperação com as Partes Contratantes da Comunidade da Energia

▼M2

▼B

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.

▼M2

Artigo 17.o-A

Relatórios da Comissão

▼B

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.

▼M2

Artigo 18.o-A

Procedimento de comité

▼B

Artigo 19.o

Exercício da delegação

Artigo 20.o

Derrogação

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.

▼M2

▼B

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.

▼M2

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.

▼B

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

▼M1

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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:

▼M2

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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

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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.

▼B

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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.

Definição relativa à procura

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

Definições relativas à oferta

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

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

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

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

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

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

, N – 1 ≥ 100 %

Definição relativa à procura

«Deff» : A parte (em hm3/dia) da Dmax que, em caso de perturbação do aprovisionamento 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.

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ANEXO III

Capacidade bidirecional permanente

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.

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.

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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:

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:

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:

Análise

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:

5.    Conclusões

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

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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)  Os principais valores relativos ao consumo de gás ( 13 ): consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos e MWh) e repartição por tipo de clientes ( 14 ) e picos de procura (total e repartição por categoria de clientes em hm3/dia); 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:

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:

Análise

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:

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.

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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)  Os principais valores relativos ao consumo de gás ( 18 ): consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos) e distribuição por tipo de clientes ( 19 ) e picos de procura (total e repartição por categoria de clientes em hm3/dia); 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:

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

3.2.   Nível nacional

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:

5.    Medidas preventivas

Descreva as medidas preventivas adotadas ou a adotar:

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

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:

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

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:

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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

2.    Medidas a adotar por nível de crise ( 22 )

2.1.   Alerta precoce

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

2.2.   Nível de alerta

2.3.   Nível de emergência

3.    Medidas específicas para a eletricidade e o aquecimento urbano

4.    Gestor ou célula de crise

Indique o gestor de crise e defina a sua função.

5.    Funções e responsabilidades dos diferentes intervenientes

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

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:

8.1.2.   Nível de alerta

8.1.3.   Nível de emergência

8.2.   Mecanismos de cooperação

8.3.   Solidariedade entre Estados-Membros

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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:

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ANEXO IX

Tabela de correspondência

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( 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).