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

Artigo 1.o

Objeto

O presente regulamento estabelece disposições que visam garantir a segurança do aprovisionamento de gás na União ao assegurar o funcionamento adequado e contínuo do mercado interno do 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

Artigo 2.o

Definições

Para efeitos do presente regulamento, são aplicáveis as seguintes definições:

▼M3 —————

▼B

2)

«Cliente» significa cliente, na aceção do artigo 2.o, ponto 24, da Diretiva 2009/73/CE;

3)

«Cliente doméstico» significa cliente doméstico, na aceção do artigo 2.o, ponto 25, da Diretiva 2009/73/CE;

4)

«Serviço social essencial», serviços de cuidados de saúde, de ajuda social essencial, de emergência, de segurança, de educação ou de administração pública;

5)

«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:

a)

Uma pequena ou média empresa, desde que esteja ligada a uma rede de distribuição de gás;

b)

Um serviço social essencial, desde que esteja ligado a uma rede de distribuição ou de transporte de gás;

c)

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;

6)

«Cliente protegido por razões de solidariedade», um cliente doméstico ligados a uma rede de distribuição de gás e que, além disso, pode abranger:

a)

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;

b)

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;

7)

«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;

8)

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

9)

«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;

▼M4

27)

«Trajetória de enchimento», uma série de metas intermédias indicativas para as instalações de armazenamento subterrâneo de gás de cada Estado-Membro, que representam o plano de enchimento desse Estado-Membro, estabelecidas nos termos do artigo 6.o-A, n.o 7;

▼M2

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:

a)

Escassez grave do aprovisionamento;

b)

Uma perturbação do aprovisionamento; ou

c)

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:

a)

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

b)

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;

▼M3

32)

«Gás» significa gás natural na aceção do artigo 2.o, ponto 1), da Diretiva (UE) 2024/1788 ( 1 );

▼M5

33)

«Disposição de obrigação de aquisição», uma disposição contratual que obriga o comprador a receber ou, alternativamente, a pagar uma determinada quantidade mínima de gás num determinado período, independentemente de o gás ser efetivamente recebido;

34)

«Disposição de obrigação de entrega», uma disposição contratual que obriga o vendedor a pagar uma multa contratual em caso de não entrega de gás.

▼B

Artigo 3.o Responsabilidade pela segurança do aprovisionamento de gás

Artigo 4.o Grupo de Coordenação do Gás

Artigo 5.o Normas relativas às infraestruturas

Artigo 6.o Normas de aprovisionamento de gás

Artigo 6.o-A Metas de enchimento e trajetórias de enchimento

Artigo 6.o-B Execução das metas de enchimento

Artigo 6.o-C Acordos em matéria de armazenamento e mecanismo de partilha dos encargos

Artigo 6.o-D Monitorização e Cumprimento

Artigo 7.o Avaliação dos riscos

Artigo 8.o Elaboração dos planos preventivos de ação e dos planos de emergência

Artigo 8.o-A Medidas sobre cibersegurança

Artigo 9.o Conteúdo dos planos preventivos de ação

Artigo 10.o Conteúdo dos planos de emergência

Artigo 11.o Declaração de crise

Artigo 12.o Medidas de emergência a nível regional e a nível da União

Artigo 13.o Solidariedade

Artigo 13.o-A Cooperação entre Estados-Membros indiretamente interligados que recorrem a medidas baseadas no mercado (medidas voluntárias)

Artigo 14.o Intercâmbio de informações

Artigo 15.o Sigilo profissional

Artigo 16.o Cooperação com as Partes Contratantes da Comunidade da Energia

Artigo 17.o Monitorização pela Comissão

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.

▼M5

A Comissão monitoriza continuamente a exposição do sistema energético da União ao aprovisionamento de gás que seja originário ou exportado, direta ou indiretamente, da Federação da Rússia, e também por intermédio de países terceiros, nomeadamente com base nas informações transmitidas à Comissão e às autoridades competentes nos termos do artigo 14.o, n.o 6, alínea c).

A Comissão avalia a concretização da eliminação progressiva do aprovisionamento de gás que seja originário ou exportado, direta ou indiretamente, da Federação da Rússia nos termos do Regulamento (UE) 2026/261 a nível nacional, regional e da União, com base nos planos nacionais de diversificação para o gás a que se refere o artigo 9.o desse regulamento e comunica a sua avaliação ao Grupo de Coordenação do Gás.

Com base na avaliação a que se refere o terceiro parágrafo, a Comissão publica um relatório anual, que apresenta uma panorâmica global dos progressos alcançados pelos Estados-Membros na execução dos planos nacionais de diversificação para o gás.

Se pertinente, a Comissão pode emitir, no prazo de três meses a contar da apresentação de um plano nacional de diversificação para o gás, uma recomendação que identifique possíveis ações e medidas para garantir a diversificação segura do aprovisionamento de gás e a eliminação progressiva e atempada do gás que seja originário ou exportado, direta ou indiretamente, da Federação da Rússia.

Na sequência dessa recomendação, os Estados-Membros em causa atualizam os seus planos nacionais de diversificação para o gás no prazo de três meses, tendo em conta a recomendação da Comissão.

Artigo 17.o-A Relatórios da Comissão

Artigo 18.o Notificações

Artigo 18.o

Notificações

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

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

Artigo 19.o Exercício da delegação

Artigo 20.o Derrogação

Artigo 21.o Revogação

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

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.

▼M4

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 20.o, n.o 4, e o anexo I-B são aplicáveis até 31 de dezembro de 2027.

▼B

ANEXO I Cooperação regional

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:

1.

Grupo de risco para o aprovisionamento de GNL:

a)

Bélgica, Bulgária, Chéquia, Dinamarca, Alemanha, Estónia, Irlanda, Grécia, Espanha, França, Croácia, Itália, Chipre, Letónia, Lituânia, Luxemburgo, Hungria, Malta, Países Baixos, Áustria, Polónia, Portugal, Roménia, Eslovénia, Eslováquia, Finlândia e Suécia.

2.

Grupo de risco para o aprovisionamento de gás através da rota do mar do Norte:

b)

Bélgica, Chéquia, Dinamarca, Alemanha, Estónia, Irlanda, França, Letónia, Lituânia, Luxemburgo, Países Baixos, Áustria, Polónia, Finlândia e Suécia.

3.

Grupo de risco para o aprovisionamento de gás através da rota do Norte de África:

c)

Espanha, França, Itália, Malta, Áustria, Portugal e Eslovénia.

4.

Grupo de risco para o aprovisionamento de gás através da rota do Sudeste:

d)

Bulgária, Chéquia, Grécia, Croácia, Itália, Chipre, Hungria, Áustria, Roménia, Eslovénia e Eslováquia.

ANNEX Ib Shared responsibility for the filling target and the filling trajectory

ANNEX Ib

Shared responsibility for the filling target and the filling trajectory

With regard to the filling target and the filling trajectory pursuant to Article 6a, the Slovak Republic and Czechia share the responsibility concerning the storage facilities of Dolní Bojanovice. The exact ratio and extent of that responsibility of the Slovak Republic and Czechia is subject to a bilateral agreement of those Member States.

Without prejudice to Article 13 and in accordance with Article 11(6), point (b), the Slovak Republic and Czechia shall ensure that, when a crisis is declared pursuant to this Regulation, no measures affecting the Dolní Bojanovice storage facility that are likely to seriously endanger the gas supply situation or to undermine the ability of natural gas undertakings to supply gas to protected customers in line with the national gas supply standard are introduced.

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:

a)

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

b)

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:

a)

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;

b)

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

c)

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 ( 9 )

1. Descrição do sistema

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

a)

Os principais valores relativos ao consumo de gás ( 10 ): consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos) e distribuição por tipo de clientes ( 11 ) e picos de procura (total e repartição por categoria de clientes em hm3/dia);

b)

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.;

c)

Uma repartição, na medida do possível, das fontes de importação de gás, por país de origem ( 12 );

d)

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

i)

a capacidade de armazenamento (volume total e volume útil de gás) em comparação com a procura na estação de aquecimento,

ii)

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

e)

Uma descrição do papel da produção interna no grupo de risco:

i)

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

ii)

a capacidade de produção diária máxima;

f)

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

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:

a)

Fórmula N – 1

i)

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);

b)

Capacidade bidirecional

i)

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:

a)

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;

b)

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;

c)

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;

d)

Sociais

—

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

—

Sabotagem,

—

Vandalismo,

—

Furto;

e)

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

a)

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;

b)

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

c)

Estabeleça uma lista dos cenários de risco relevantes em conformidade com as fontes de riscos e descreva o modo de seleção;

d)

Indique em que medida foram considerados os cenários elaborados pela REORT-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:

a)

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

b)

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

5. Conclusões

Descreva os principais resultados da avaliação 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 ( 13 )

1. Descrição do sistema

1.1.

Apresente uma breve descrição consolidada da rede de gás regional para cada grupo de risco ( 14 ) em que o Estado-Membro participa, que inclua:

a)

Os principais valores relativos ao consumo de gás ( 15 ): consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos e MWh) e repartição por tipo de clientes ( 16 ) e picos de procura (total e repartição por categoria de clientes em hm3/dia);

b)

Uma descrição do funcionamento do(s) sistema(s) de gás nos grupos de risco pertinentes: principais fluxos (entrada/saída/trânsito), capacidade das interligações de e para a região ou regiões dos grupos de risco e por Estado-Membro, incluindo a taxa de utilização, as instalações de GNL (capacidade diária máxima, taxa de utilização e regime de acesso), etc.;

c)

Uma repartição, na medida do possível, das percentagens das fontes de importação de gás, por país de origem ( 17 );

d)

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

i)

a capacidade de armazenamento (volume total e volume útil de gás) em comparação com a procura na estação de aquecimento,

ii)

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

e)

Uma descrição do papel da produção interna no(s) grupo(s) de risco:

i)

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

ii)

a capacidade de produção diária máxima e descrição de como pode cobrir o consumo máximo diário;

f)

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

1.2.

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

a)

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

b)

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

c)

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

d)

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

e)

Uma descrição do papel da produção interna, incluindo:

i)

a capacidade de armazenamento (volume total e volume útil de gás) em comparação com a procura na estação de aquecimento,

ii)

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

f)

Uma descrição do papel da produção interna, incluindo:

i)

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

ii)

a capacidade de produção diária máxima;

g)

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

2. Normas relativas às infraestruturas (artigo 5.o)

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

a)

Fórmula N – 1

i)

a identificação da maior infraestrutura individual de gás,

ii)

o cálculo da fórmula N – 1 a nível nacional,

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 utilizadas, se for caso disso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula N – 1 (por exemplo, Dmax) (juntar anexos para explicações pormenorizadas),

v)

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;

b)

Capacidade bidirecional:

i)

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:

a)

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;

b)

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.;

c)

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;

d)

Sociais

—

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

—

Sabotagem,

—

Vandalismo,

—

Furto;

e)

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

a)

Identifique os fatores de risco para o Estado-Membro em causa, incluindo a sua probabilidade e impacto;

b)

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

c)

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:

a)

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

b)

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

5. Conclusões

Descreva os principais resultados da avaliação 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 ( 18 )

1. Descrição da rede

1.1.

Apresente uma breve descrição consolidada das redes de gás regionais para cada grupo de risco ( 19 ) em que os Estados-Membros participam, que inclua:

a)

Os principais valores relativos ao consumo de gás ( 20 ): consumo anual final de gás (em milhares de milhões de metros cúbicos) e distribuição por tipo de clientes ( 21 ) e picos de procura (total e repartição por categoria de clientes em hm3/dia);

b)

Uma descrição do funcionamento da rede de gás nos grupos de risco: principais fluxos (entrada/saída/trânsito), capacidade das interligações de e para as regiões do grupo de risco e por Estado-Membro, incluindo a taxa de utilização, as instalações de GNL (capacidade diária máxima, taxa de utilização e regime de acesso),etc.;

c)

Uma repartição, na medida do possível, das fontes de importação de gás, por país de origem ( 22 );

d)

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

i)

a capacidade de armazenamento (volume total e volume útil de gás) em comparação com a procura na estação de aquecimento,

ii)

a capacidade de retirada diária máxima a diferentes níveis de enchimento (idealmente com armazenamento completo e níveis de fim de estação),

e)

Uma descrição do papel da produção interna na região:

i)

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

ii)

a capacidade de produção diária máxima;

f)

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

g)

Uma descrição do papel das medidas de eficiência energética e o seu impacto no consumo anual final de gás.

1.2.

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

a)

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

b)

Uma descrição do funcionamento da rede de gás a nível nacional, incluindo infraestruturas (na medida em que não estejam abrangidas pelo ponto 1.1., alínea b));

c)

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

d)

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

e)

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

i)

a capacidade de armazenamento (volume total e volume útil de gás) em comparação com a procura na estação de aquecimento,

ii)

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

f)

Uma descrição do papel da produção interna, incluindo:

i)

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

ii)

a capacidade de produção diária máxima;

g)

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

h)

Uma descrição do papel das medidas de eficiência energética e o seu impacto no consumo anual final de gás.

2. Resumo da avaliação dos riscos

Descreva sucintamente os resultados das avaliações comuns e nacionais dos riscos pertinentes efetuadas em conformidade com o artigo 7.o, incluindo:

a)

Uma lista dos cenários avaliados e uma breve descrição dos pressupostos aplicados em cada um deles, bem como os riscos/deficiências identificados;

b)

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

i)

identificação da maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para a região,

ii

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

a)

Fórmula N – 1

i)

identificação da maior infraestrutura individual de gás,

ii)

cálculo da fórmula N – 1 a nível nacional,

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 utilizadas, se for caso disso, para o cálculo dos parâmetros da fórmula N – 1 (por exemplo, Dmax) (juntar anexos para explicações pormenorizadas),

v)

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 3, alínea a), subalínea iii), do presente anexo),

—

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,

—

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 3, alínea a), subalínea iii), do presente anexo),

—

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;

b)

Capacidade bidirecional

i)

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:

a)

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);

b)

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;

c)

Capacidade necessária para o cumprimento da norma de aprovisionamento de acordo com os cenários descritos no artigo 6.o, n.o 1, primeiro parágrafo;

d)

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

i)

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;

v)

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:

1)

Na segurança do aprovisionamento de outro Estado-Membro;

2)

No mercado nacional;

3)

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;

e)

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

i)

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,

v)

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:

a)

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

i)

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,

▼M3

—

Medidas para prevenir o açambarcamento de capacidade,

▼B

—

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

b)

Descreva outras medidas adotadas por outros motivos que não sejam a avaliação dos riscos, mas com um impacto positivo na segurança do aprovisionamento do Estado-Membro do(s) grupo(s) de risco pertinente;

c)

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

i)

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:

1)

Na segurança do aprovisionamento de outro Estado-Membro;

2)

No mercado nacional;

3)

No mercado interno;

4)

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

5)

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

a)

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;

b)

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:

a)

Empresas de gás;

b)

Organizações representantes dos interesses dos clientes domésticos;

c)

Organizações relevantes representantes dos interesses dos clientes industriais de gás, incluindo os produtores de eletricidade;

d)

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

a)

Identificação da maior infraestrutura individual de gás de interesse comum para o grupo de risco;

b)

Cálculo da fórmula N – 1 a nível do grupo de risco;

c)

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);

d)

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:

a)

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

i)

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,

▼M3

—

Medidas para prevenir o açambarcamento de capacidade,

▼B

—

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

b)

Descreva outras medidas adotadas por outros motivos que não sejam a avaliação dos riscos, mas com um impacto positivo na segurança do aprovisionamento do grupo de risco;

c)

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

i)

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:

1)

Na segurança do aprovisionamento em outro Estado-Membro;

2)

No mercado nacional;

3)

No mercado interno.

d)

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

e)

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 ( 23 )

1. Definição de níveis de crise

a)

Indique o organismo responsável pela declaração de cada nível de crise e os procedimentos a seguir em cada caso para tais declarações;

b)

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

2. Medidas a adotar por nível de crise ( 24 )

2.1. Alerta precoce

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

i)

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

a)

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

i)

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;

b)

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

2.3. Nível de emergência

a)

Elabore uma lista de 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;

b)

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

i)

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;

c)

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

i)

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,

v)

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;

d)

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

3. Medidas específicas para a eletricidade e o aquecimento urbano

a)

Aquecimento urbano:

i)

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;

b)

Aprovisionamento de eletricidade produzida a partir do gás:

i)

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

a)

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

i)

empresas de gás natural,

ii)

Clientes industriais,

iii)

produtores de eletricidade relevantes;

b)

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

a)

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

b)

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

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

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:

i)

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

a)

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

i)

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;

b)

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

a)

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;

b)

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

i)

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;

c)

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

i)

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,

v)

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;

d)

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

8.2. Mecanismos de cooperação

a)

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;

b)

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

a)

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;

b)

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:

a)

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 ( 25 )),

—

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;

b)

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

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)

1. Visão geral

1.1 Referências

1.2 Requisitos identificados

1.3 Normas relacionadas

2. Requisitos identificados

3. Normas relacionadas