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)

▼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:

«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;

10)

«Contrato de fornecimento de gás» significa contrato de fornecimento de gás, na aceção do artigo 2.o, ponto 34, da Diretiva 2009/73/CE;

11)

«Transporte» significa transporte, na aceção do artigo 2.o, ponto 3, da Diretiva 2009/73/CE;

12)

«Operador de rede de transporte» significa operador de rede de transporte, na aceção do artigo 2.o, ponto 4, da Diretiva 2009/73/CE;

13)

«Distribuição» significa distribuição, na aceção do artigo 2.o, ponto 5, da Diretiva 2009/73/CE;

14)

«Operador de rede de distribuição» significa operador de rede de distribuição, na aceção do artigo 2.o, ponto 6, da Diretiva 2009/73/CE;

15)

«Interligação» significa interligação, na aceção do artigo 2.o, ponto 17, da Diretiva 2009/73/CE;

16)

«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;

17)

«Capacidade de armazenamento» significa capacidade de armazenamento, na aceção do artigo 2.o, ponto 28, do Regulamento (CE) n.o 715/2009;

18)

«Capacidade técnica» significa capacidade técnica, na aceção do artigo 2.o, ponto 18, do Regulamento (CE) n.o 715/2009;

19)

«Capacidade firme» significa capacidade firme, na aceção do artigo 2.o, ponto 16, do Regulamento (CE) n.o 715/2009;

20)

«Capacidade interruptível» significa capacidade interruptível, na aceção do artigo 2.o, ponto 13, do Regulamento (CE) n.o 715/2009;

21)

«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;

22)

«Instalação de GNL» significa instalação de GNL na aceção do artigo 2.o, ponto 11, da Diretiva 2009/73/CE;

23)

«Instalação de armazenamento» significa instalação de armazenamento, na aceção do artigo 2.o, ponto 9, da Diretiva 2009/73/CE;

24)

«Rede» significa rede, na aceção do artigo 2.o, ponto 13, da Diretiva 2009/73/CE;

25)

«Utilizador de rede» significa utilizador de rede, na aceção do artigo 2.o, ponto 23, da Diretiva 2009/73/CE;

26)

«Serviços auxiliares» significa serviços auxiliares, na aceção do artigo 2.o, ponto 14, da Diretiva 2009/73/CE;

▼M2

27)

«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;

28)

«Meta de enchimento», uma meta vinculativa para o nível de enchimento agregado das instalações de armazenamento subterrâneo de gás;

29)

«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);

30)

«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;

31)

«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.

▼B

Artigo 3.o

Responsabilidade pela segurança do aprovisionamento de gás

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

Cada Estado-Membro designa uma autoridade competente. As autoridades competentes cooperam entre si na aplicação do presente regulamento. Os Estados-Membros podem permitir que as autoridades competentes deleguem noutros organismos competências específicas previstas no presente regulamento. Caso as autoridades competentes decidam delegar a competência para declarar uma situação de emergência de qualquer um dos níveis referidos no artigo 11.o, n.o 1, apenas a podem delegar numa autoridade pública ou num operador da rede de transporte ou de distribuição. Essa competência delegada é exercida sob a supervisão da autoridade competente e deve ser especificada no plano preventivo de ação e no plano de emergência.

Cada Estado-Membro notifica, sem demora, à Comissão, e torna público, o nome da autoridade competente que tiver designado e quaisquer alterações subsequentes.

Para efeitos da aplicação das medidas previstas no presente regulamento, a autoridade competente define as competências e as responsabilidades dos diversos intervenientes em causa de forma a assegurar uma abordagem em três níveis que envolva, numa primeira fase, as empresas de gás natural relevantes, as empresas de eletricidade, quando adequado, e a indústria, numa segunda fase os Estados-Membros a nível nacional ou regional e, numa terceira fase, a União.

A Comissão coordena a ação das autoridades competentes a nível regional e a nível da União, conforme previsto no presente regulamento, designadamente por intermédio do GCG ou, em especial caso se verifique uma situação de emergência a nível regional ou da União, nos termos do artigo 12.o, n.o 1, através do grupo de gestão de crises referido no artigo 12.o, n.o 4.

Em situação de emergência a nível regional ou da União, os operadores de redes de transporte cooperam e trocam informações através do SCRG, criado pela REORT-G. A REORT-G informa a Comissão e as autoridades competentes dos Estados-Membros em causa.

Nos termos do artigo 7.o, n.o 2, há que identificar os principais riscos transnacionais para a segurança do aprovisionamento de gás na União, devendo estabelecer-se grupos de risco com base nos riscos identificados. Esses grupos de risco servem de base a uma cooperação regional reforçada para aumentar a segurança do aprovisionamento de gás e permitir o acordo sobre medidas transfronteiriças adequadas e eficazes de todos os Estados-Membros em causa, no âmbito dos grupos de risco ou fora dos grupos de risco, ao longo dos corredores de aprovisionamento de emergência.

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.

A Comissão fica habilitada a adotar atos delegados nos termos do artigo 19.o a fim de atualizar a composição dos grupos de risco constante do anexo I, através de uma alteração do mesmo, a fim de refletir a evolução dos principais riscos transnacionais para a segurança do aprovisionamento de gás na União e o seu impacto nos Estados-Membros, tendo em conta o resultado das simulações de cenários de perturbações a nível de toda a União no aprovisionamento e nas infraestruturas de gás, efetuadas pela REORT-G, nos termos do artigo 7.o, n.o 1. Antes de proceder a essa atualização, a Comissão consulta o GCG, na configuração estabelecida pelo artigo 4.o, n.o 4, quanto ao projeto de atualização.

Artigo 4.o

Grupo de Coordenação do Gás

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

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.

A Comissão convoca periodicamente o GCG e partilha as informações recebidas das autoridades competentes, preservando simultaneamente a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis.

A Comissão pode convocar o GCG numa formação limitada aos representantes dos Estados-Membros, e em especial das respetivas autoridades competentes. A Comissão convoca o GCG nessa formação limitada, se tal for solicitado por um ou mais representantes dos Estados-Membros, e em especial das respetivas autoridades competentes. Nesse caso, não se aplica o artigo 16.o, n.o 2.

Artigo 5.o

Normas relativas às infraestruturas

Os Estados-Membros ou, caso um Estado-Membro assim o decidir, a respetiva autoridade competente, asseguram que sejam tomadas as medidas necessárias para que, caso se verifique uma perturbação na maior infraestrutura individual de gás, a capacidade técnica das restantes infraestruturas, determinada segundo a fórmula N – 1 prevista no anexo II, ponto 2, possa, sem prejuízo do disposto no n.o 2 do presente artigo, satisfazer a procura total de gás da zona de cálculo durante um dia de procura de gás excecionalmente elevada, cuja probabilidade estatística de ocorrência seja uma vez em 20 anos. Devem ser tidas em conta as tendências relativas ao consumo de gás, o impacto a longo prazo das medidas de eficiência energética e as taxas de utilização das infraestruturas existentes.

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.

A obrigação de assegurar que as restantes infraestruturas disponham da capacidade técnica para satisfazer a procura total de gás, de acordo com o disposto no n.o 1 do presente artigo, é também considerada cumprida caso a autoridade competente demonstre, no plano preventivo de ação, que uma perturbação do aprovisionamento de gás pode ser suficiente e atempadamente compensada por medidas adequadas do lado da procura, baseadas no mercado. Para esse efeito, a fórmula N-1 é calculada de acordo com o anexo II, ponto 4.

Se adequado, de acordo com as avaliações dos riscos a que se refere no artigo 7.o, as autoridades competentes de Estados-Membros vizinhos podem acordar conjuntamente em cumprir a obrigação estabelecida no n.o 1 do presente artigo. Nesse caso, as autoridades competentes incluem, na avaliação dos riscos, o cálculo da fórmula N – 1, juntamente com uma explicação nos capítulos regionais dos planos preventivos de ação, do modo como as disposições acordadas permitem cumprir essa obrigação. É aplicável o anexo II, ponto 5.

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.

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

Na medida em que um investimento para a disponibilização ou o reforço da capacidade bidirecional não corresponde a uma exigência do mercado, mas é considerado necessário para fins de segurança do aprovisionamento de gás, e sempre que esse investimento acarrete custos em mais do que um Estado-Membro ou num Estado-Membro em benefício de outro, as autoridades reguladoras nacionais de todos os Estados-Membros em causa tomam uma decisão de forma coordenada sobre a repartição dos custos, antes de qualquer decisão de investimento. A repartição dos custos tem em conta os princípios descritos e os elementos incluídos no artigo 12.o, n.o 4, do Regulamento (UE) n.o 347/2013, e em especial conta a proporção dos benefícios dos investimentos em infraestruturas para o aumento da segurança do aprovisionamento de gás dos Estados-Membros em causa, bem como os investimentos já realizados nas infraestruturas em causa. A repartição dos custos não pode distorcer indevidamente a concorrência nem o funcionamento eficaz do mercado interno, e procurará evitar distorções indevidas do mercado.

A autoridade competente assegura que as novas infraestruturas de transporte contribuem para a segurança do aprovisionamento de gás mediante o desenvolvimento de uma rede bem articulada, incluindo, quando adequado, através de um número suficiente de interligações transfronteiriças, de acordo com a procura do mercado e os riscos identificados.

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 título de exceção ao n.o 1 do presente artigo, e nas condições estabelecidas no presente número, o Luxemburgo, a Eslovénia e a Suécia não estão vinculados pela obrigação nele prevista, mas devem procurar cumpri-la, garantindo simultaneamente o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos, nos termos do artigo 6.o.

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.

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

As obrigações impostas às empresas de gás natural para o cumprimento das normas de aprovisionamento de gás previstas no presente artigo não são discriminatórias nem impõem encargos indevidos a essas empresas.

As empresas de gás natural estão autorizadas a cumprir as suas obrigações decorrentes do presente artigo tendo por base o nível regional ou a nível da União, conforme adequado. As autoridades competentes não exigem que as normas de aprovisionamento de gás previstas no presente artigo sejam cumpridas tendo apenas em conta as infraestruturas situadas no seu território.

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

▼M2

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.

Não obstante o disposto no n.o 1, e sem prejuízo das obrigações de outros Estados-Membros relativas ao enchimento das instalações de armazenamento subterrâneo de gás em causa, a meta de enchimento de cada Estado-Membro em que estão situadas as instalações de armazenamento subterrâneo de gás é reduzida a um volume correspondente a 35% do consumo médio anual de gás nos cinco anos anteriores para esse Estado-Membro.

Não obstante o disposto no n.o 1, e sem prejuízo das obrigações de outros Estados-Membros relativas ao enchimento das instalações de armazenamento subterrâneo de gás em causa, à meta de enchimento de cada Estado-Membro em que estão situadas as instalações de armazenamento subterrâneo de gás é deduzido o volume que foi fornecido a países terceiros durante o período de referência 2016 a 2021, se o volume médio fornecido tiver sido superior a 15 TWh por ano durante o período de retirada de gás do armazenamento (outubro-abril).

No que respeita às instalações de armazenamento subterrâneo de gás enumeradas no anexo I-B, aplicam-se as metas de enchimento nos termos do n.o 1 e as trajetórias de enchimento nos termos do n.o 7. Os pormenores das obrigações para cada Estado-Membro serão determinados num acordo bilateral nos termos do anexo I-B.

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 2023 e os anos seguintes, cada Estado-Membro que dispõe de instalações de armazenamento subterrâneo de gás submete à Comissão, até 15 de setembro do ano anterior, um projeto de trajetória de enchimento, com metas intermédias para fevereiro, maio, julho e setembro, incluindo informações técnicas, para as instalações de armazenamento subterrâneo de gás no seu território e diretamente interligadas com a sua área de mercado de forma agregada. A trajetória de enchimento e as metas intermédias baseiam-se na taxa de enchimento média durante os cinco anos anteriores.

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.

Caso um Estado-Membro não consiga alcançar, num determinado ano, a sua meta de enchimento até 1 de novembro devido a características técnicas específicas de uma ou mais instalações de armazenamento subterrâneo de gás no seu território, tais como taxas de injeção excecionalmente baixas, é autorizado a alcançar a sua meta de enchimento até 1 de dezembro. O Estado-Membro informa a Comissão antes de 1 de novembro, indicando as razões do atraso.

A meta de enchimento não é aplicável enquanto persistir uma emergência a nível regional ou a nível da União declarada pela Comissão nos termos do artigo 12.o mediante pedido, consoante o caso, de um ou mais Estados-Membros que tenham declarado uma emergência nacional.

10.

A autoridade competente de cada Estado-Membro monitoriza continuamente o cumprimento da trajetória de enchimento e informa periodicamente o GCG. Se o nível de enchimento de um dado Estado-Membro for inferior em mais de cinco pontos percentuais ao nível da trajetória de enchimento, a autoridade competente toma, sem demora, medidas eficazes para aumentá-lo. Os Estados-Membros informam a Comissão e o GCG das medidas tomadas.

11.

Caso um Estado-Membro se desvie substancial e persistentemente da trajetória de enchimento de forma que comprometa o cumprimento da meta de enchimento, ou se desvie da meta de enchimento, a Comissão, após consulta do GCG e dos Estados-Membros em causa, dirige uma recomendação a esse Estado-Membro ou aos outros Estados-Membros em causa sobre as medidas a adotar imediatamente.

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

Os Estados-Membros tomam todas as medidas necessárias, incluindo providenciar incentivos financeiros ou compensações aos participantes no mercado, para alcançar as metas de enchimento estabelecidas nos termos do artigo 6.o-A. Ao garantir que as metas de enchimento são alcançadas, os Estados-Membros dão prioridade, sempre que possível, a medidas baseadas no mercado.

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.

As medidas tomadas pelos Estados-Membros nos termos do n.o1 limitam-se ao necessário para alcançar as trajetórias de enchimento e as metas de enchimento. As medidas referidas são claramente definidas, transparentes, proporcionadas, não discriminatórias e verificáveis. Não podem distorcer indevidamente a concorrência, obstar ao bom funcionamento do mercado interno do gás ou pôr em perigo a segurança do aprovisionamento de gás de outros Estados-Membros ou da União.

Os Estados-Membros tomam todas as medidas necessárias para assegurar a utilização eficiente das infraestruturas existentes a nível nacional e regional, em benefício da segurança do aprovisionamento de gás. Essas medidas não podem, em caso algum, bloquear ou restringir a utilização transfronteiriça de instalações de armazenamento ou de instalações de GNL e não podem limitar as capacidades de transporte transfronteiriças atribuídas em conformidade com o Regulamento (UE) 2017/459 da Comissão ( 2 ).

Ao tomarem medidas nos termos do presente artigo, os Estados-Membros aplicam o princípio da prioridade à eficiência energética, cumprindo simultaneamente os objetivos das respetivas medidas, em conformidade com o Regulamento (UE) 2018/1999 do Parlamento Europeu e do Conselho ( 3 ).

Artigo 6.o-C

Acordos em matéria de armazenamento e mecanismo de partilha dos encargos

Os Estados-Membros que não dispõem de instalações de armazenamento subterrâneo de gás asseguram que os participantes no mercado nesse Estado-Membro têm acordos em vigor com operadores da rede de armazenamento subterrâneo ou outros participantes no mercado em Estados-Membros que dispõem de instalações de armazenamento subterrâneo de gás. Esses acordos devem prever a utilização, até 1 de novembro, de volumes de armazenamento correspondentes a, pelo menos, 15% do consumo médio anual de gás do Estado-Membro que não dispõe de instalações de armazenamento subterrâneo de gás nos cinco anos anteriores. Contudo, caso a capacidade de transporte transfronteiriço ou outras limitações técnicas impeçam a plena utilização por parte de um Estado-Membro que não dispõe de instalações de armazenamento subterrâneo de gás de 15% desses volumes de armazenamento, esse Estado-Membro apenas armazena os volumes cujo transporte é tecnicamente possível.

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.

Em derrogação do n.o 1, um Estado-Membro que não disponha de instalações de armazenamento subterrâneo pode estabelecer um mecanismo de partilha dos encargos com um ou mais Estados-Membros que disponham de instalações de armazenamento subterrâneo de gás («mecanismo de partilha dos encargos»).

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.

Como medida transitória, os Estados-Membros que não dispõem de instalações de armazenamento subterrâneo de gás mas que dispõem de instalações de armazenamento subterrâneo de gás incluídas na última lista de projetos de interesse comum referida no Regulamento (EU) 2022/869 do Parlamento Europeu e do Conselho ( 4 ), podem cumprir parcialmente o disposto no n.o 1 mediante a contabilização das reservas de GNL nas unidades flutuantes de armazenamento existentes, até que as suas instalações de armazenamento subterrâneo de gás estejam em funcionamento.

Os Estados-Membros que não dispõem de instalações de armazenamento subterrâneo de gás podem conceder incentivos ou compensações financeiras aos participantes no mercado ou aos operadores de rede de transporte, conforme pertinente, pela perda de receitas ou pelos custos por eles suportados em resultado do seu cumprimento das obrigações de armazenamento que lhes sejam impostas ao abrigo do presente artigo, caso tal perda ou custos não possam ser cobertos por receitas, a fim de garantir o cumprimento da obrigação de armazenar gás noutros Estados-Membros nos termos do n.o 1 ou a aplicação do mecanismo de partilha dos encargos. Se o incentivo ou compensação financeira for financiada por uma imposição, essa imposição não é aplicável aos pontos de interligação transfronteiriços.

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.

Salvo disposição em contrário no anexo I-B, no caso de instalações de armazenamento subterrâneo de gás situadas num Estado-Membro que não são abrangidas pelo n.o 5, mas que estão diretamente ligadas à área de mercado de outro Estado-Membro, esse último Estado-Membro tem a obrigação de garantir que, a 1 de novembro, os volumes de armazenamento correspondem, pelo menos, à média da capacidade de armazenamento reservada no ponto transfronteiriço pertinente nos cinco anos anteriores.

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

▼C1

A partir de 2023: conforme estabelecido no artigo 6.o-A, n.o 7.

▼M2

No final de cada mês, a autoridade competente e, se for caso disso, a entidade designada de cada Estado-Membro monitorizam os níveis de enchimento das instalações de armazenamento subterrâneo de gás no seu território e comunicam os resultados à Comissão sem demora injustificada.

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.

A Comissão apresenta relatórios periódicos ao GCG com base nas informações fornecidas pela autoridade competente e, se for caso disso, pela entidade designada de cada Estado-Membro.

O GCG assiste a Comissão na monitorização das trajetórias de enchimento e das metas de enchimento e elabora orientações para a Comissão sobre medidas adequadas para garantir o cumprimento caso os Estados-Membros se desviem das trajetórias de enchimento ou não alcancem as metas de enchimento.

Os Estados-Membros tomam as medidas necessárias para alcançar as trajetórias de enchimento e as metas de enchimento e para assegurar que os participantes no mercado cumprem as obrigações de armazenamento necessárias para o efeito, incluindo mediante a imposição de sanções e coimas suficientemente dissuasivas a esses participantes no mercado.

Os Estados-Membros informam a Comissão sem demora das medidas coercivas adotadas para fazer cumprir o presente número.

Em caso de trocas de informações comercialmente sensíveis, a Comissão pode convocar reuniões do GCG reservadas a ela própria e aos Estados-Membros.

Quaisquer informações trocadas devem limitar-se ao necessário para a monitorização do cumprimento do presente regulamento.

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

Até 1 de setembro de 2022, a REORT-G efetua uma simulação a nível de toda a União dos cenários de perturbações no aprovisionamento de gás e nas infraestruturas, incluindo cenários de perturbação prolongada de uma única fonte de aprovisionamento. A simulação abrange a identificação e avaliação dos corredores de aprovisionamento de gás de emergência e identifica igualmente os Estados-Membros que podem proporcionar uma solução para fazer face aos riscos identificados, incluindo em relação ao GNL. Os cenários da simulação de perturbações no aprovisionamento de gás e nas infraestruturas e a metodologia da simulação são definidos pela REORT-G, em cooperação com o GCG. A REORT-G garante um nível adequado de transparência e acesso aos pressupostos de modelização utilizados nos seus cenários. A simulação a nível de toda a União dos cenários de perturbações no aprovisionamento de gás e nas infraestruturas é repetida de quatro em quatro anos, a menos que as circunstâncias justifiquem atualizações mais frequentes.

▼B

As autoridades competentes no âmbito de cada grupo de risco constantes do anexo I, efetuam conjuntamente uma avaliação a nível do grupo de risco («avaliação comum dos riscos») de todos os fatores de risco pertinentes, tais como catástrofes naturais e riscos tecnológicos, comerciais, sociais, políticos e outros riscos suscetíveis de provocar o maior risco transnacional para a segurança no aprovisionamento de gás para o qual o grupo de risco foi criado. As autoridades competentes têm em conta os resultados da simulação a que se refere o n.o 1 do presente artigo ao prepararem as avaliações dos riscos, os planos preventivos de ação e os planos de emergência.

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).

A autoridade competente de cada Estado-Membro procede a uma avaliação nacional dos riscos («avaliação nacional dos riscos»), que abranja todos os riscos relevantes que afetem a segurança do aprovisionamento de gás. Essa avaliação deve ser plenamente coerente com os pressupostos e os resultados da ou das avaliações comuns dos riscos.

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

ii)

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;

▼M2

Tomando em consideração os cenários de perturbação prolongada de uma única fonte de aprovisionamento.

▼B

As avaliações comuns e nacionais dos riscos são elaboradas de acordo com o modelo aplicável que figura nos anexos IV ou V. Os Estados-Membros podem, se necessário, incluir informações complementares. A Comissão fica habilitada a adotar atos delegados nos termos do artigo 19.o a fim de alterar esses modelos que figuram nos anexos IV e V, após consulta ao GCG, com vista a refletir a experiência adquirida na aplicação do presente regulamento, e a reduzir tempo os encargos administrativos dos Estados-Membros.

As empresas de gás natural, os clientes industriais de gás, as organizações relevantes representativas dos interesses dos clientes domésticos e industriais de gás, bem como os Estados-Membros e a entidade reguladora nacional, caso não seja a autoridade competente, cooperam com as autoridades competentes e facultam-lhes, a pedido, todas as informações necessárias para as avaliações comuns e nacionais dos riscos.

Até 1 de outubro de 2018, os Estados -Membros notificam à Comissão a primeira avaliação comum dos riscos, uma vez acordada por todos os Estados-Membros no grupo de risco, e as avaliações nacionais dos riscos. As avaliações dos riscos são subsequentemente atualizadas de quatro em quatro anos, a menos que as circunstâncias justifiquem atualizações mais frequentes. As avaliações dos riscos têm em conta os progressos realizados em termos dos investimentos necessários para satisfazer a norma relativa às infraestruturas definida no artigo 5.o e as dificuldades específicas verificadas em cada país na aplicação de novas soluções alternativas. As avaliações têm também em consideração a experiência adquirida na simulação dos planos de emergência previstos no artigo 10.o, n.o 3.

Artigo 8.o

Elaboração dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência

As medidas destinadas a garantir a segurança do aprovisionamento de gás constantes dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência são claramente definidas, transparentes, proporcionadas, não discriminatórias e verificáveis, não distorcem indevidamente a concorrência, não obstam ao funcionamento eficaz do mercado interno do gás nem põem em perigo a segurança do aprovisionamento de gás dos outros Estados-Membros ou da União.

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.

O plano preventivo de ação e o plano de emergência incluem um capítulo regional, ou vários capítulos regionais caso um Estado-Membro seja membro de vários grupos de risco, conforme definido no anexo I.

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.

As autoridades competentes informam periodicamente o GCG sobre os progressos realizados na elaboração e adoção dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência, e especialmente dos capítulos regionais. Em especial, as autoridades competentes acordam num mecanismo de cooperação para a elaboração dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência, incluindo a troca de projetos de planos. As autoridades competentes comunicam informações ao GCG sobre esse mecanismo de cooperação acordado, 16 meses antes do final do prazo para o acordo relativo a esses planos e às atualizações desses planos.

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.

O plano preventivo de ação e o plano de emergência são elaborados de acordo com os modelos constantes dos anexos VI e VII. A Comissão fica habilitada a adotar atos delegados nos termos do artigo 19.o a fim de proceder à alteração desses modelos constantes dos anexos VI e VII, após consulta ao GCG, de modo a refletir a experiência adquirida na aplicação do presente regulamento e a reduzir os encargos administrativos dos Estados-Membros.

As autoridades competentes dos Estados-Membros vizinhos consultam-se mutuamente, de forma atempada, a fim de garantir a coerência entre os seus planos preventivos de ação e os seus 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.

Até 1 de março de 2019, os planos preventivos de ação e os planos de emergência são disponibilizados ao público e notificados à Comissão. A Comissão informa o GCG sobre a notificação dos planos e procede à sua publicação no sítio web da Comissão.

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.

No prazo de três meses a contar da notificação do parecer da Comissão a que se refere o n.o 8, a autoridade competente em causa notifica à Comissão o plano preventivo de ação ou o plano de emergência alterado ou informa-a das razões por que não está de acordo com as recomendações.

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.

10.

Às medidas não baseadas no mercado e adotadas em 1 de novembro de 2017 ou após esta data aplica-se o procedimento previsto no artigo 9.o, n.os 4, 6, 8 e 9.

11.

É preservada a confidencialidade das informações comercialmente sensíveis.

12.

Os planos preventivos de ação e os planos de emergência elaborados ao abrigo do Regulamento (UE) n.o 994/2010, atualizados de acordo com o referido regulamento, permanecem em vigor até que os planos preventivos de ação e os planos de emergência referidos no n.o 1 do presente artigo sejam estabelecidos pela primeira vez.

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;

O plano preventivo de ação, em especial as ações destinadas a cumprir as normas relativas às infraestruturas previstas no artigo 5.o, tem em conta o PDDR à escala da União elaborado pela REORT-G de acordo com o disposto no artigo 8.o, n.o 10, do Regulamento (CE) n.o 715/2009.

O plano preventivo de ação baseia-se principalmente em medidas de mercado e não cria um ónus indevido às empresas de gás natural nem tem um impacto negativo no funcionamento do mercado interno do gás.

Os Estados-Membros, e em especial as suas autoridades competentes, asseguram que todas as medidas preventivas não baseadas no mercado, como as referidas no anexo VIII, adotadas em 1 de novembro de 2017 ou após esta data, independentemente de fazerem parte do plano preventivo de ação ou de terem sido adotadas posteriormente, cumprem os critérios previstos no artigo 6.o, n.o 2, primeiro parágrafo.

A autoridade competente torna pública qualquer medida referida no n.o 4 que ainda não tenha sido incluída no plano preventivo de ação, e notifica à Comissão a descrição dessa medida e o seu impacto no mercado nacional do gás, bem como, na medida do possível, nos mercados de gás dos outros Estados-Membros.

Caso a Comissão tenha dúvidas de que a medida a que se refere o n.o 4 do presente artigo cumpre os critérios definidos no artigo 6.o, n.o 2, primeiro parágrafo, solicita ao Estado-Membro em causa a notificação de uma avaliação de impacto.

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.

Se a Comissão considerar, com base na avaliação de impacto, que a medida é suscetível de pôr em risco a segurança do aprovisionamento de gás de outros Estados-Membros ou da União, toma uma decisão, no prazo de quatro meses a contar da notificação da avaliação de impacto, solicitando, na medida do necessário, a alteração ou a retirada da medida.

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.

Caso a Comissão considere, com base na avaliação de impacto, que a medida não cumpre os critérios estabelecidos no artigo 6.o, n.o 2, primeiro parágrafo, pode emitir um parecer no prazo de quatro meses a contar da notificação da avaliação de impacto. É aplicável o procedimento previsto no artigo 8.o, n.os 8 e 9.

10.

O artigo 8.o, n.o 9, é aplicável às medidas sujeita ao disposto nos n.os 6 a 9 do presente artigo.

11.

O plano preventivo de ação é atualizado de quatro em quatro anos a partir de 1 de março de 2019, ou com maior frequência se as circunstâncias o justificarem, ou a pedido da Comissão. O plano atualizado reflete a avaliação dos riscos atualizada e os resultados dos testes efetuados nos termos do artigo 10.o, n.o 3. O artigo 8.o é aplicável ao plano atualizado.

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.

Após 1 de março de 2019, o plano de emergência é atualizado de quatro em quatro anos ou com maior frequência se as circunstâncias o justificarem, ou a pedido da Comissão. O plano atualizado reflete a avaliação dos riscos atualizada e os resultados dos testes efetuados nos termos do n.o 3 do presente artigo. Os n.os 4 a 11 do artigo 8.o são aplicáveis ao plano atualizado.

As medidas, as ações e os procedimentos constantes do plano de emergência são testados, no mínimo, uma vez entre as suas atualizações periódicas de quatro em quatro anos a que se refere o n.o 2. Para testar o plano de emergência, a autoridade competente simula cenários de impacto elevado e médio e respostas em tempo real de acordo com esse plano de emergência. A autoridade competente apresenta os resultados dos testes ao GCG.

O plano de emergência garante que o acesso transfronteiriço às infraestruturas, de acordo com o Regulamento (CE) n.o 715/2009, é mantido tanto quanto possível, atendendo aos condicionalismos do ponto de vista técnico e da segurança em caso de emergência, e não estabelece qualquer medida que restrinja indevidamente o fluxo transfronteiriço de gás.

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.

Se a autoridade competente declarar um dos níveis de crise a que se refere o n.o 1, informa imediatamente a Comissão, bem como as autoridades competentes dos Estados-Membros com os quais o Estado-Membro dessa autoridade competente está diretamente interligado e fornece-lhes todas as informações necessárias, designadamente sobre as medidas que tenciona tomar. Caso se verifique uma situação de emergência suscetível de resultar num pedido de assistência dirigido à União e aos seus Estados-Membros, a autoridade competente do Estado-Membro em causa notifica sem demora o Centro de Coordenação de Resposta de Emergência da Comissão (CCRE).

Caso um Estado-Membro tenha declarado uma situação de emergência e indicado que é necessária uma ação transfronteiriça, as normas de reforço de aprovisionamento ou obrigações suplementares previstas no artigo 6.o, n.o 2, impostas às empresas de gás natural noutros Estados-Membros no mesmo grupo de risco, são temporariamente reduzidas para o nível estabelecido no artigo 6.o, n.o 1.

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.

Se a autoridade competente declarar uma situação de emergência, aplica as medidas predefinidas previstas no seu plano de emergência e informa imediatamente a Comissão e as autoridades competentes no grupo de risco, bem como as autoridades competentes dos Estados-Membros com os quais o Estado-Membro dessa autoridade competente está diretamente interligado, em especial das ações que tenciona empreender. Em circunstâncias excecionais devidamente justificadas, a autoridade competente pode tomar medidas que se afastem do plano de emergência. A autoridade competente informa imediatamente dessas medidas a Comissão e as autoridades competentes no seu grupo de risco constantes do anexo I, bem como as autoridades competentes dos Estados-Membros com os quais o Estado-Membro dessa autoridade competente está diretamente interligado e apresenta a correspondente justificação das medidas que se afastem do plano de emergência.

O operador da rede de transporte assegura que, quando é declarado num Estado-Membro vizinho o nível de emergência, a capacidade nos pontos de interligação para esse Estado-Membro, independentemente de ser firme ou interruptível, e de ter sido reservada antes ou durante o nível de emergência, tem prioridade sobre a capacidade concorrente nos pontos de saída para as instalações de armazenamento. O utilizador da rede da capacidade a que foi atribuída prioridade paga, de imediato, uma compensação justa ao utilizador do sistema da capacidade firme pelas perdas financeiras incorridas devido ao tratamento prioritário aplicado, incluindo um reembolso proporcionado dos custos relacionados com a interrupção da capacidade firme. O processo de determinação e pagamento da compensação não afeta a aplicação da regra da prioridade.

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.

A Comissão verifica, o mais rapidamente possível, mas em qualquer caso no prazo de cinco dias após a receção das informações referidas no n.o 2 por parte da autoridade competente, se a declaração de emergência se justifica nos termos do n.o 1, alínea c), e se as medidas tomadas seguem tanto quanto possível as ações previstas no plano de emergência, e não impõem um ónus indevido às empresas de gás natural e cumprem o disposto no n.o 6. A Comissão, a pedido de uma outra autoridade competente, de empresas de gás natural ou por sua própria iniciativa, pode solicitar à autoridade competente que altere as medidas se forem contrárias às condições referidas na primeira frase do presente número. A Comissão pode igualmente solicitar à autoridade competente que revogue a declaração de emergência, caso conclua que a declaração de emergência não se justifica ou deixou de se justificar nos termos do n.o 1, alínea c).

No prazo de três dias a contar da notificação do pedido da Comissão, a autoridade competente 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.

Caso a autoridade competente revogue a declaração de qualquer um dos níveis de crise a que se refere o n.o 1, informa desse facto a Comissão e as autoridades competentes dos Estados-Membros com os quais o Estado-Membro dessa autoridade competente está diretamente interligado.

Artigo 12.o

Medidas de emergência a nível regional e a nível da União

A pedido de uma autoridade competente que tenha pronunciado uma declaração de emergência, e após ter efetuado a verificação prevista no artigo 11.o, n.o 8, a Comissão pode pronunciar uma declaração de emergência a nível regional ou 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.

A Comissão convoca o GCG assim que pronunciar uma declaração de emergência a nível regional ou a nível da União.

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.

A Comissão pode convocar um grupo de gestão de crise composto pelos gestores de crise referidos no artigo 10.o, n.o 1, alínea g), dos Estados-Membros afetados pela emergência. Com o acordo desses gestores de crise, a Comissão pode convidar outras partes interessadas a participar. A Comissão assegura que o GCG é periodicamente informado dos trabalhos do grupo de gestão de crise.

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

Caso, a pedido de uma autoridade competente ou de uma empresa de gás natural ou por sua própria iniciativa, a Comissão entenda que durante uma emergência a nível regional ou da União, uma ação empreendida por um Estado-Membro ou por uma autoridade competente ou o comportamento de uma empresa de gás natural é contrário ao n.o 5, a Comissão solicita ao Estado-Membro ou à autoridade competente que altere a sua ação ou que tome medidas para assegurar o cumprimento do n.o 5, informando-o das razões desse pedido. É devidamente tomada em conta a necessidade de explorar a rede de gás em condições de segurança em todas as circunstâncias.

No prazo de três dias a contar da notificação do pedido da Comissão, o 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.

Após consulta ao GCG, a Comissão estabelece uma lista de reserva permanente para um grupo de missão de controlo composto por peritos da indústria e por representantes da Comissão. O grupo de missão de controlo pode agir fora da União, quando necessário, e monitoriza e comunica os fluxos de gás que entram na União, em cooperação com os países terceiros fornecedores e de trânsito.

A autoridade competente fornece ao CCRE as informações sobre todas as necessidades de assistência. O CCRE avalia a situação geral e dá conselhos sobre a assistência a prestar aos Estados-Membros mais afetados e, se adequado, a países terceiros.

Artigo 13.o

Solidariedade

Se um Estado-Membro tiver solicitado a execução da medida de solidariedade nos termos do presente artigo, um Estado-Membro diretamente interligado ao Estado-Membro requerente — ou, caso o Estado-Membro o preveja, a sua autoridade competente ou o operador de rede de transporte ou o operador de rede de distribuição — toma, na medida do possível sem criar situações de insegurança, as medidas necessárias para garantir que o aprovisionamento de gás a outros clientes que não os clientes protegidos por razões de solidariedade no seu território seja reduzido ou interrompido na medida do necessário, e enquanto o aprovisionamento de gás aos clientes protegidos por razões de solidariedade no Estado-Membro requerente, não for assegurado. O Estado-Membro requerente assegura que o volume de gás em causa é efetivamente entregue aos clientes protegidos por razões de solidariedade no seu território.

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.

Um Estado-Membro também presta a medida de solidariedade a outro Estado-Membro a que esteja interligado através de uma ligação com um país terceiro, a menos que os fluxos que transitam pelo país terceiro sejam reduzidos. A prorrogação da medida fica sujeita ao comum acordo dos Estados-Membros em causa que associam, sempre que adequado, o país terceiro através do qual estão interligados.

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.

No caso de haver mais do que um Estado-Membro que possa prestar solidariedade a um Estado-Membro requerente, o Estado-Membro requerente deve procurar, após consulta a todos os Estados-Membros aos quais impende a obrigação de prestar solidariedade, obter a proposta mais vantajosa com base no custo, na rapidez de entrega, na fiabilidade e na diversificação dos aprovisionamentos de gás. Os Estados-Membros em causa apresentam essas propostas com base em medidas voluntárias do lado da procura, na medida do possível e durante tanto tempo quanto possível, antes de recorrerem a medidas não baseadas no mercado.

Caso as medidas baseadas no mercado se revelem insuficientes para o Estado-Membro que presta solidariedade para resolver o problema do défice de aprovisionamento de gás aos clientes protegidos por razões de solidariedade no Estado-Membro requerente, o Estado-Membro que presta solidariedade pode introduzir medidas não baseadas no mercado, a fim de cumprir as obrigações previstas nos n.os 1 e 2.

A autoridade competente do Estado-Membro requerente informa imediatamente a Comissão e as autoridades competentes dos Estados-Membros que prestam solidariedade quando o fornecimento de gás aos clientes protegidos por razões de solidariedade no seu território se encontra restabelecido ou quando as obrigações previstas nos n.os 1 e 2 se encontram, com base nas suas necessidades, reduzidas, ou quando são suspensas a pedido do Estado-Membro recetor de solidariedade.

As obrigações estabelecidas nos n.os 1 e 2 são aplicáveis sob reserva do funcionamento tecnicamente seguro e fiável da rede de gás de um Estado-Membro que presta solidariedade e do limite da capacidade máxima de exportação da interconexão da infraestrutura do Estado-Membro em causa para o Estado-Membro requerente. As medidas técnicas, jurídicas e financeiras podem refletir essas circunstâncias, em especial aquelas em que o mercado será chamado a contribuir com entregas até à capacidade máxima de interligação.

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.

Os Estados-Membros asseguram que as disposições do presente artigo são aplicadas de acordo com os Tratados, a Carta dos Direitos Fundamentais da União Europeia e as obrigações internacionais aplicáveis. Os Estados-Membros tomam as medidas necessárias para o efeito.

10.

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.

11.

Enquanto um Estado-Membro puder assegurar o consumo de gás dos seus clientes protegidos por razões solidariedade a partir da sua própria produção, fica isento da obrigação de estabelecer medidas técnicas, jurídicas e financeiras com os Estados-Membros com os quais está diretamente interligado ou, nos termos do n.o 2, através de uma ligação com um país terceiro, para efeitos de beneficiar de solidariedade. Essa isenção não afeta a obrigação do Estado-Membro em causa de prestar solidariedade a outros Estados-Membros nos termos do presente artigo.

12.

Até 1 de dezembro de 2017, e após consulta ao GCG, a Comissão estabelece orientações juridicamente não vinculativas para os principais elementos das medidas técnicas, jurídicas e financeiras, em especial sobre a forma de aplicar na prática os elementos descritos nos n.os 8 e 10.

13.

Se, até 1 de outubro de 2018, os Estados-Membros não chegarem a acordo sobre as medidas técnicas, jurídicas e financeiras necessárias, a Comissão pode, após consulta às autoridades competentes interessadas, propor um enquadramento para essas medidas que estabelece os princípios necessários para as tornar operacionais, e que tem por base as orientações da Comissão previstas no n.o 12. Os Estados-Membros finalizam as respetivas medidas até 1 de dezembro de 2018, tendo na melhor conta a proposta da Comissão.

14.

A aplicação do presente artigo não é prejudicada caso os Estados-Membros não consigam acordar ou finalizar as respetivas medidas técnicas, jurídicas e financeiras. Nesse caso, os Estados-Membros em causa chegam a acordo sobre as medidas ad hoc necessárias e o Estado-Membro que pede solidariedade assume um compromisso de acordo com o n.o 3, alínea d).

15.

As obrigações previstas nos n.os 1 e 2 do presente artigo deixam imediatamente de se aplicar se a declaração de emergência for revogada, ou se a Comissão concluir, nos termos do artigo 11.o, n.o 8, primeiro parágrafo, que a declaração de emergência não é, ou deixou de ser, justificada.

16.

Caso a União incorra em custos por força de qualquer responsabilidade, com exceção da responsabilidade por atos ilícitos ou condutas ilícitas nos termos do artigo 340.o, segundo parágrafo, do TFUE, no que diz respeito às medidas que os Estados-Membros estão obrigados a adotar nos termos do presente artigo, esses custos ser-lhe-ão reembolsados pelo Estado-Membro que beneficia da solidariedade.

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.

Após uma situação de emergência, a autoridade competente referida no n.o 1 fornece à Comissão, logo que possível e no prazo máximo de seis semanas após a revogação da declaração de emergência, uma avaliação pormenorizada da emergência e da eficácia das medidas aplicadas, incluindo uma avaliação do impacto económico da emergência, o impacto no setor da eletricidade e a assistência prestada à União e aos seus Estados-Membros, ou deles recebida. A referida avaliação é facultada ao GCG e tida em conta nas atualizações dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência.

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.

Em circunstâncias devidamente justificadas, e independentemente de uma declaração de emergência, a autoridade competente do Estado-Membro mais diretamente afetado pode solicitar às empresas de gás natural que facultem as informações referidas no n.o 1 ou informações adicionais necessárias para avaliar a situação geral de aprovisionamento de gás no Estado-Membro ou noutros Estados-Membros, incluindo informações contratual, para além das informações sobre preços. A Comissão pode solicitar às autoridades competentes as informações facultadas pelas empresas de gás natural ao abrigo do presente número, caso as mesmas informações não tenham sido já transmitidas à Comissão.

Se considerar que o aprovisionamento de gás da União ou de uma parte da União está em risco ou é suscetível de ficar em risco, o que pode levar à declaração de um dos níveis de crise mencionados no artigo 11.o, n.o 1, a Comissão pode solicitar às autoridades competentes em causa a recolha e apresentação à Comissão das informações necessárias para avaliar a situação do aprovisionamento de gás. A Comissão partilha a sua avaliação com o 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,

ii)

os volumes anuais contratados,

iii)

os volumes diários máximos contratados em caso de alerta ou de emergência,

iv)

os pontos de entrega contratados,

os volumes mínimos diários e mensais de gás,

vi)

as condições para a suspensão das entregas de gás,

vii)

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.

Em circunstâncias devidamente justificadas pela necessidade de assegurar a transparência de contratos chave de fornecimento de gás relevantes para a segurança do aprovisionamento, e se a autoridade competente do Estado-Membro mais diretamente afetado ou a Comissão considerar que um contrato de fornecimento de gás pode pôr em causa a segurança do aprovisionamento de gás num Estado-Membro, numa região ou na União, a autoridade competente do Estado-Membro ou a Comissão podem pedir à empresa de gás natural que apresente o contrato, com exclusão das informações sobre preços, para a avaliação do seu impacto na segurança do aprovisionamento de gás. O pedido é fundamentado e pode abranger também informações sobre outros acordos comerciais relevantes para a execução do contrato de fornecimento de gás com exclusão de informações sobre preços. A fundamentação inclui a proporcionalidade dos encargos administrativos decorrentes do pedido.

As autoridades competentes que recebem informações com base no n.o 6, alínea b), ou no n.o 7 do presente artigo avaliam, no prazo de três meses, as informações recebidas para fins de segurança do aprovisionamento de gás e apresentam os resultados da sua avaliação à Comissão.

A autoridade competente tem em conta as informações recebidas nos termos do presente artigo na preparação da avaliação dos riscos, do plano preventivo de ação e do plano de emergência ou das respetivas atualizações. A Comissão pode adotar um parecer em que proponha à autoridade competente que altere as avaliações de riscos ou os planos com base nas informações recebidas nos termos do presente artigo. A autoridade competente em causa revê a avaliação dos riscos e os planos visados pelo pedido, pelo procedimento previsto no artigo 8.o, n.o 9.

10.

Até 2 de maio de 2019, os Estados-Membros estabelecem regras sobre as sanções aplicáveis em caso de infração, pelas empresas de gás natural, aos n.os 6 ou 7 do presente artigo, e adotam todas as medidas necessárias para garantir a sua aplicação. As sanções previstas devem ser efetivas, proporcionadas e dissuasivas.

11.

Para efeitos do presente artigo, considera-se como «Estado-Membro mais diretamente afetado» o Estado-Membro em que se situa o essencial das vendas de gás ou dos clientes de uma parte num determinado contrato.

12.

Todos os contratos ou informações contratuais recebidas nos termos dos n.os 6 e 7, bem como as respetivas avaliações pelas autoridades competentes ou pela Comissão, permanecem confidenciais. As autoridades competentes e a Comissão asseguram uma total confidencialidade.

Artigo 15.o

Sigilo profissional

Todas as informações comercialmente sensíveis recebidas, trocadas ou transmitidas nos termos do artigo 14.o, n.os 4 a 8, e do artigo 18.o, com exclusão dos resultados das avaliações referidas no artigo 14.o, n.os 3 e 5, são confidenciais e sujeitas à obrigação de sigilo profissional estabelecida no presente artigo.

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.

Sem prejuízo dos casos abrangidos pelo direito penal, de outras disposições do presente regulamento ou do direito da União aplicável, as informações confidenciais recebidas, no exercício das suas funções, pelas pessoas a que se refere o n.o 2 não podem ser divulgadas a outra pessoa ou autoridade, exceto sob forma resumida ou agregada que impeça a identificação individual de um participante no mercado ou de um mercado.

Sem prejuízo dos casos abrangidos pelo direito penal, a Comissão, as autoridades competentes e as entidades reguladoras nacionais, os organismos ou as pessoas que recebam informações confidenciais ao abrigo do presente regulamento só as podem utilizar para o desempenho das funções e para o exercício das suas atribuições. Essas informações podem ser utilizadas por outras autoridades, organismos ou pessoas para o efeito para o qual as mesmas lhes tenham sido facultadas ou no contexto de processos administrativos ou judiciais especificamente relacionados com o desempenho das suas funções.

Artigo 16.o

Cooperação com as Partes Contratantes da Comunidade da Energia

Caso os Estados-Membros e as Partes Contratantes na Comunidade da Energia cooperem no processo de elaboração de avaliações dos riscos, de planos preventivos de ação e de planos de emergência, essa cooperação pode incluir, nomeadamente, a identificação da interação e correlação dos riscos e consultas a fim de garantir a coerência transfronteiriça dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência.

No que se refere ao n.o 1, as Partes Contratantes na Comunidade da Energia podem participar, a convite da Comissão, no GCG em todas as questões de interesse mútuo.

▼M2

Os Estados-Membros garantem que as obrigações de armazenamento ao abrigo do presente regulamento são cumpridas utilizando instalações de armazenamento na União. No entanto, a cooperação entre os Estados-Membros e as Partes Contratantes na Comunidade da Energia pode incluir acordos voluntários com vista a utilizar a capacidade de armazenamento fornecida pelas Partes Contratantes na Comunidade da Energia para armazenar volumes adicionais de gás para os Estados-Membros.

▼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

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.

▼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

A Comissão é assistida por um comité. Este comité é um comité na aceção do Regulamento (UE) n.o 182/2011 do Parlamento Europeu e do Conselho ( 5 ).

Caso se remeta para o presente número, aplica-se o artigo 5.o do Regulamento (UE) n.o 182/2011.

▼B

Artigo 19.o

Exercício da delegação

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

O poder de adotar atos delegados referido no artigo 3.o, n.o 8, no artigo 7.o, n.o 5, e no artigo 8.o, n.o 5, é conferido à Comissão por um prazo de cinco anos a contar de 1 de novembro de 2017. A Comissão elabora um relatório sobre a delegação de poderes pelo menos nove meses antes do fim do prazo de cinco anos. A delegação de poderes é tacitamente prorrogada por iguais períodos, salvo se o Parlamento Europeu ou o Conselho a tal se opuserem, o mais tardar três meses antes do final de cada prazo.

A delegação de poderes referida no artigo 3.o, n.o 8, no artigo 7.o, n.o 5, e no artigo 8.o, n.o 5, pode ser revogada em qualquer momento pelo Parlamento Europeu ou pelo Conselho. A decisão de revogação põe termo à delegação dos poderes nela especificada. A decisão de revogação produz efeitos a partir do dia seguinte ao da sua publicação no Jornal Oficial da União Europeia ou de uma data posterior nela especificada. A decisão de revogação não afeta a validade dos atos delegados já em vigor.

Antes de adotar um ato delegado, a Comissão consulta os peritos designados por cada Estado-Membro, em conformidade com os princípios estabelecidos no Acordo Interinstitucional sobre Legislar Melhor, de 13 de abril de 2016.

Assim que adotar um ato delegado, a Comissão notifica-o simultaneamente ao Parlamento Europeu e ao Conselho.

Os atos delegados adotados em aplicação do artigo 3, n.o 8, do artigo 7.o, n.o 5, e do artigo 8.o, n.o 5, só entram em vigor se não tiverem sido formuladas objeções pelo Parlamento Europeu ou pelo Conselho no prazo de dois meses a contar da notificação do ato ao Parlamento Europeu e ao Conselho ou se, antes do termo desse prazo, o Parlamento Europeu e o Conselho tiverem informado a Comissão de que não têm objeções a formular. O referido prazo é prorrogável por dois meses por iniciativa do Parlamento Europeu ou do Conselho.

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.

As obrigações relacionadas com o trabalho dos grupos de risco previstas nos artigos 7.o e 8.o relativamente aos grupos de risco do Corredor de Gás Meridional e do Mediterrâneo Oriental começam a ser aplicáveis a partir da data em que se iniciarem os ensaios das grandes infraestruturas/gasoduto.

Enquanto a Suécia apenas tiver acesso ao gás através de interligações exclusivamente a partir da Dinamarca, que constitui a sua única fonte de gás e o único prestador possível de solidariedade, a Dinamarca e a Suécia ficam isentas da obrigação prevista no artigo 13.o, n.o 10, de celebrar acordos sobre medidas técnicas, jurídicas e financeiras para a Suécia prestar solidariedade à Dinamarca. Tal não afeta a obrigação da Dinamarca de prestar solidariedade e de celebrar acordos sobre medidas técnicas, jurídicas e financeiras necessárias para esse efeito nos termos do artigo 13.o.

▼M2

Os artigos 6.o-A a 6.o-D não são aplicáveis à Irlanda, a Chipre ou Malta enquanto estes países não estiverem diretamente ligados à rede de gás interligada de quaisquer outros Estados-Membros.

▼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

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.

▼M2

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.

▼B

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.

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

—

Estados-Membros no grupo de risco

—

Nome das autoridades competentes responsáveis pela preparação da avaliação dos riscos ( 7 )

1. Descrição do sistema

Apresente uma breve descrição da rede de gás do grupo de risco, incluindo:

Os principais valores relativos ao consumo de gás ( 8 ): consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos) e distribuição por tipo de clientes ( 9 ) e picos de procura (total e repartição por categoria de clientes em hm3/dia);

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,

ii)

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,

ii)

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,

ii)

o cálculo da fórmula N – 1 a nível regional,

iii)

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),

iv)

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,

ii)

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

iii)

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

—

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

—

Instabilidade política (quer no país de origem quer num país de trânsito),

—

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

—

Terrorismo;

Tecnológicos

—

Explosões/Incêndios,

—

Incêndios (no interior de uma determinada instalação),

—

Fugas,

—

Falta de manutenção adequada,

—

Avaria de equipamentos (falha no arranque, avaria durante o período de funcionamento, etc.),

—

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

—

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

—

Ciberataques,

—

Impacto devido a obras de desaterro (escavações, estacas), trabalhos de preparação do terreno, etc;

Comerciais/de mercado/financeiros

—

Acordos com fornecedores de países terceiros,

—

Litígios comerciais,

—

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

—

Volatilidade dos preços,

—

Subinvestimento,

—

Pico de procura repentino e inesperado,

—

Outros riscos que possam resultar em subdesempenho estrutural;

Sociais

—

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

—

Sabotagem,

—

Vandalismo,

—

Furto;

Naturais

—

Sismos,

—

Deslizamentos de terras,

—

Inundações (chuvas torrenciais, cheias),

—

Tempestades (marítimas),

—

Avalanches,

—

Condições meteorológicas extremas,

—

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

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:

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);

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.;

Uma repartição, na medida do possível, das percentagens das fontes de importação de gás, por país de origem ( 15 );

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,

ii)

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(s) grupo(s) de risco:

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;

1.2.

Apresente uma breve descrição da rede de gás do Estado-Membro, incluindo:

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);

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;

A identificação das infraestruturas-chave relevantes para a segurança do aprovisionamento de gás;

Uma repartição, na medida do possível, das fontes de importação de gás a nível nacional, por país de origem;

Uma descrição do papel da produção interna, incluindo:

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);

Uma descrição do papel da produção interna, incluindo:

o volume de produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás,

ii)

a capacidade de produção diária máxima;

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,

ii)

o cálculo da fórmula N – 1 a nível nacional,

iii)

iv)

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,

vi)

uma explicação dos principais resultados da simulação da fórmula N – 1 utilizando um modelo hidráulico,

vii)

se assim for decidido pelo Estado-Membro, cálculo da fórmula N – 1 utilizando medidas do lado da procura:

—

Cálculo da fórmula N – 1 de acordo com o ponto 2 do anexo II,

—

Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula N – 1, incluindo os valores intermédios utilizados para o seu cálculo (se diferentes dos dados descritos no ponto 2, alínea a), subalínea iii),

—

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),

—

Explicação das medidas do lado da procura com base no mercado adotadas/a adotar para compensar uma perturbação do aprovisionamento de gás e o seu impacto esperado (Deff);

viii)

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:

—

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

—

Descrição dos valores utilizados para todos os elementos da fórmula, N – 1, incluindo os valores intermédios utilizados para o seu cálculo (se diferentes dos dados descritos no ponto 2, alínea a), subalínea iii),

—

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),

—

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

Capacidade bidirecional:

indique os pontos de interligação equipados com capacidade bidirecional e a capacidade máxima dos fluxos bidirecionais,

ii)

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

iii)

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

—

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

—

Instabilidade política (quer no país de origem quer num país de trânsito),

—

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

—

Terrorismo;

Tecnológicos

—

Explosões/Incêndios,

—

Incêndios (no interior de uma determinada instalação),

—

Fugas,

—

Falta de manutenção adequada,

—

Avaria de equipamentos (falha no arranque, avaria durante o período de funcionamento, etc.),

—

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

—

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

—

Ciberataques,

—

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

Comerciais/de mercado/financeiros

—

Acordos com fornecedores de países terceiros,

—

Litígios comerciais,

—

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

—

Volatilidade dos preços,

—

Subinvestimento,

—

Pico de procura repentino e inesperado,

—

Outros riscos que possam resultar em subdesempenho estrutural;

Sociais

—

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

—

Sabotagem,

—

Vandalismo,

—

Furto;

Naturais

—

Sismos,

—

Deslizamentos de terras,

—

Inundações (chuvas torrenciais, cheias),

—

Tempestades (marítimas),

—

Avalanches,

—

Condições meteorológicas extremas,

—

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

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;

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

—

Estados-Membros no grupo de risco

—

Nome da autoridade competente responsável pela preparação do presente plano ( 16 )

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:

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);

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.;

Uma repartição, na medida do possível, das fontes de importação de gás, por país de origem ( 20 );

Uma descrição do papel das instalações de armazenamento relevantes para a região, incluindo o acesso transfronteiriço:

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),

Uma descrição do papel da produção interna na região:

o volume de produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás,

ii)

a capacidade de produção diária máxima;

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:

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);

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));

A identificação das infraestruturas-chave relevantes para a segurança do aprovisionamento;

Uma repartição, na medida do possível, das fontes de importação de gás a nível nacional, por país de origem;

Uma descrição do papel do armazenamento no Estado-Membro, incluindo:

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);

Uma descrição do papel da produção interna, incluindo:

o volume de produção no que diz respeito ao consumo anual final de gás,

ii)

a capacidade de produção diária máxima;

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,

iii)

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),

iv)

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,

ii)

cálculo da fórmula N – 1 a nível nacional,

iii)

iv)

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:

—

Cálculo da fórmula N – 1 de acordo com o ponto 2 do anexo II,

—

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),

—

Explicação das medidas do lado da procura com base no mercado adotadas/a adotar para compensar uma perturbação do aprovisionamento de gás e o seu impacto esperado (Deff);

vi)

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:

—

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

—

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),

—

Explicação das modalidades acordadas para assegurar a conformidade com a fórmula N – 1;

Capacidade bidirecional

indique os pontos de interligação equipados com capacidade bidirecional e a capacidade máxima dos fluxos bidirecionais,

ii)

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

iii)

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),

ii)

destinatários;

iii)

caso exista, descreva o sistema de monitorização ex ante para o cumprimento da norma de aprovisionamento,

iv)

regime de sanções, se aplicável;

descreva, para cada medida:

—

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

—

o impacto da medida no ambiente,

—

o impacto das medidas nos consumidores;

vi)

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;

vii)

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),

ii)

mecanismo de redução para os valores habituais, num espírito de solidariedade e em conformidade com o artigo 13.o,

iii)

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,

iv)

destinatários,

capacidades e volumes de gás em causa,

vi)

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,

ii)

o seu impacto económico, eficácia e eficiência,

iii)

o seu impacto nos clientes.

Quando adequado, incluindo:

—

Medidas destinadas a reforçar as interligações entre Estados-Membros vizinhos,

—

Medidas para diversificar as vias e fontes de aprovisionamento de gás,

—

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

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),

ii)

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),

iii)

apresente uma análise dos impactos de tal medida:

—

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

—

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

—

Apresente uma análise dos impactos de tal medida:

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,

ii)

o seu impacto económico, eficácia e eficiência,

iii)

o seu impacto no ambiente,

iv)

o seu impacto nos clientes,

Quando adequado, incluindo:

—

Medidas destinadas a reforçar as interligações entre Estados-Membros vizinhos,

—

Medidas para diversificar as vias e fontes de aprovisionamento de gás,

—

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),

ii)

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),

iii)

apresente uma análise dos impactos de tal medida:

—

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

—

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

—

Apresente uma análise dos impactos de tal medida:

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,

ii)

descreva o procedimento a seguir, se aplicável,

iii)

indique a contribuição previsível da medida para resposta aos impactos de qualquer acontecimento ou para fins de preparação antes da sua ocorrência,

iv)

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,

ii)

descreva o procedimento a seguir, se aplicável,

iii)

indique a contribuição previsível da medida para enfrentar a situação no nível de alerta,

iv)

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,

ii)

descreva o procedimento a seguir,

iii)

indique a contribuição previsível da medida para atenuar a situação ao nível de emergência,

iv)

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,

ii)

apresente uma avaliação da necessidade dessa medida para responder a uma crise, incluindo o seu grau de utilização,

iii)

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

iv)

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,

vi)

justifique a conformidade da medida com as condições estabelecidas no artigo 11.o, n.o 6,

vii)

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,

ii)

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,

ii)

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,

iii)

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,

ii)

Clientes industriais,

iii)

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,

ii)

descreva o procedimento a seguir, se aplicável,

iii)

indique a contribuição previsível da medida para resposta aos impactos de qualquer acontecimento ou para fins de preparação antes da sua ocorrência,

iv)

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,

ii)

descreva o procedimento a seguir, se aplicável,

iii)

indique a contribuição previsível da medida para resposta aos impactos de qualquer acontecimento ou para fins de preparação antes da sua ocorrência,

iv)

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

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

breve descrição das medidas e principais intervenientes,

ii)

descreva o procedimento a seguir,

iii)

indique a contribuição previsível da medida para atenuar a situação ao nível de emergência,

iv)

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,

ii)

apresente uma avaliação da necessidade dessa medida para responder a uma crise, incluindo o seu grau de utilização,

iii)

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

iv)

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,

vi)

justifique a conformidade da medida com as condições estabelecidas no artigo 11.o, n.o 6,

vii)

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:

—

Utilização da reserva estratégica de gás,

—

Utilização obrigatória de reservas de combustíveis alternativos (por exemplo, nos termos da Diretiva 2009/119/CE do Conselho ( 23 )),

—

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

—

Aumento obrigatório dos níveis de produção de gás,

—

Retirada obrigatória do armazenamento;

Medidas do lado da procura:

—

Várias medidas de redução obrigatória da procura, incluindo:

—

mudança obrigatória para outro combustível;

—

utilização obrigatória de contratos interruptíveis, sempre que esta possibilidade não seja plenamente utilizada como parte das medidas baseadas no mercado;

—

deslastre obrigatório de carga.

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).