ANEXO I Orientações

a)

Metodologia global, por exemplo o regime de proveitos máximos, o regime híbrido, o regime de custos aceites acrescidos de remuneração ou o regime baseado na avaliação comparativa das tarifas;

b)

Metodologia para estabelecer a base de ativos regulados (RAB, do inglês «regulatory asset base»), incluindo:

c)

Metodologia para determinar o custo do capital;

d)

Metodologia para determinar as despesas totais (TOTEX) ou, se for caso disso, as despesas operacionais (OPEX) e as despesas de capital (CAPEX);

e)

Metodologia para determinar a eficiência do custo, se for caso disso;

f)

Metodologia aplicada para determinar a inflação;

g)

Metodologia para determinar os prémios e os incentivos, se for caso disso;

h)

Custos não controláveis;

i)

Serviços prestados no âmbito da sociedade gestora de participações sociais, se for caso disso.

a)

Valores pormenorizados dos parâmetros que fazem parte do custo do capital próprio e do custo da dívida ou do custo médio ponderado do capital, expressos em percentagens;

b)

Períodos de depreciação, em anos, aplicáveis separadamente a gasodutos e compressores;

c)

Alterações do período de depreciação ou da aceleração da depreciação aplicadas aos ativos;

d)

Metas de eficiência, em percentagem;

e)

Índices de inflação;

f)

Prémios e incentivos.

a)

A RAB, por tipo de ativo discriminado por ano até à sua depreciação total, incluindo:

b)

O custo do capital, incluindo o custo do capital próprio e o custo da dívida;

c)

Despesas operacionais;

d)

Prémios e incentivos discriminados por item.

a)

Resultados antes de juros, impostos, depreciações e amortizações (EBITDA);

b)

Resultados antes de juros e impostos (EBIT);

c)

Rentabilidade dos ativos I (ROA) = EBITDA ÷ RAB;

d)

Rentabilidade dos ativos II (ROA) = EBIT ÷ RAB;

e)

Rentabilidade dos capitais próprios (RCP) = Capitais próprios ÷ lucros:

a)

Relativamente a, pelo menos, três produtos de capacidade firme com a duração de um mês;

b)

Relativamente a, pelo menos, dois produtos de capacidade firme com a duração de um trimestre;

c)

Relativamente a, pelo menos, um produto de capacidade firme com uma duração igual ou superior a um ano; ou

d)

Quando, durante pelo menos seis meses, não houve oferta de nenhum produto de capacidade firme com uma duração igual ou superior a um mês.

a)

O utilizador da rede utilizar, em média, menos de 80 % da sua capacidade contratada, tanto no período de 1 de abril a 30 de setembro como de 1 de outubro a 31 de março, com um contrato de duração efetiva superior a um ano sem terem sido apresentadas quaisquer razões adequadas; ou

b)

O utilizador da rede nomear, de forma sistemática, perto de 100 % da sua capacidade contratada e a renomear para níveis inferiores a fim de contornar as regras estabelecidas no ponto 2.2.3, n.o 3.

a)

Num sítio Web acessível ao público, gratuitamente e sem necessidade de registo ou de qualquer outra forma de inscrição junto do operador da rede de transporte;

b)

Regularmente ou permanentemente; a frequência dependerá das alterações que ocorram e da duração do serviço;

c)

De um modo facilmente utilizável pelo utilizador;

d)

De um modo significativo, claro de um ponto de vista quantificável, facilmente acessível e não discriminatório;

e)

Num formato descarregável que tenha sido acordado entre os operadores das redes de transporte e as entidades reguladoras — com base num parecer relativo a um formato harmonizado a facultar pela ACER — e que permita análises quantitativas e comparativas;

f)

Em unidades coerentes, sendo designadamente o kWh (com uma temperatura de combustão de referência de 298,15 K) a unidade de energia e o m3 (a 273,15 K e 1,01325 bar) a unidade de volume. Deve ser fornecido o fator constante de conversão em energia. Para além destas, podem utilizar-se na publicação outras unidades;

g)

Nas línguas oficiais do Estado-Membro e em inglês;

h)

Todos os dados devem ser disponibilizados numa plataforma central para toda a União, estabelecida pela Rede Europeia dos Operadores das Redes de Transporte de Gás (REORT-G) de uma forma economicamente eficiente.

a)

Uma descrição pormenorizada e completa dos diversos serviços propostos e das correspondentes tarifas aplicadas;

b)

Os diversos tipos de contratos de transporte disponíveis para esses serviços;

c)

O código da rede e/ou as condições-tipo que resumem os direitos e as responsabilidades de todos os utilizadores da rede, incluindo:

d)

Os procedimentos harmonizados aplicados à utilização da rede de transporte, incluindo a definição de termos fundamentais;

e)

Disposições relativas à atribuição de capacidade, à gestão de congestionamentos e a procedimentos de prevenção dos açambarcamentos e de reutilização;

f)

As regras aplicáveis às transações de capacidade no mercado secundário em relação ao operador da rede de transporte;

g)

Regras sobre compensação e método de cálculo dos encargos de compensação;

h)

Se for caso disso, os níveis de flexibilidade e de tolerância incluídos sem mais encargos nos serviços de transporte e noutros serviços, bem como qualquer flexibilidade oferecida para além desses níveis e os encargos correspondentes;

i)

Uma descrição pormenorizada do sistema de gás natural do operador da rede de transporte, com indicação dos seus pontos relevantes de interligação, conforme definidos no ponto 3.2, assim como os nomes dos operadores das redes ou instalações interligadas;

j)

As regras aplicáveis à ligação ao sistema de gás natural explorado pelo operador da rede de transporte;

k)

Informações sobre os mecanismos de emergência, na medida em que sejam da responsabilidade do operador da rede de transporte, como por exemplo medidas que possam conduzir ao corte de grupos de clientes e outras regras gerais de responsabilidade que se apliquem ao operador da rede de transporte;

l)

Os procedimentos acordados pelos operadores das redes de transporte em pontos de interligação, de relevância para o acesso dos utilizadores às redes de transporte em causa, respeitantes à interoperabilidade da rede, os procedimentos acordados para a nomeação e os procedimentos de equilibragem e outros procedimentos acordados que estabeleçam disposições relativas à atribuição e à compensação dos fluxos de gás, incluindo os métodos utilizados;

m)

Uma descrição pormenorizada e completa da metodologia e do processo de cálculo da capacidade técnica, incluindo informações sobre os parâmetros utilizados e os principais pressupostos.

a)

Todos os pontos de entrada e de saída de uma rede de transporte explorada por um operador da rede de transporte, com exceção dos pontos de saída ligados a um só cliente final e com exceção dos pontos de entrada ligados a uma instalação de produção de um só produtor, que esteja situada na União;

b)

Todos os pontos de entrada e de saída entre zonas de compensação dos operadores das redes de transporte;

c)

Todos os pontos de ligação da rede de um operador da rede de transporte a um terminal GNL, a centros físicos («hubs») de gás natural e a instalações de armazenamento e produção, exceto se estas instalações estiverem abrangidas pela exceção prevista na alínea a);

d)

Todos os pontos de ligação da rede de um determinado operadores das redes de transporte à infraestrutura necessária à prestação de serviços auxiliares.

a)

Capacidade técnica de fluxo em ambas as direções;

b)

Capacidade total contratada firme e interruptível em ambas as direções;

c)

Nomeações e renomeações em ambas as direções;

d)

Capacidade disponível firme e interruptível em ambas as direções;

e)

Fluxos físicos reais;

f)

Interrupção planeada e efetiva da capacidade interruptível;

g)

Interrupções planeadas e não planeadas de serviços firmes, assim como informações sobre o restabelecimento dos serviços firmes, entre outros, a manutenção da rede e a duração provável de qualquer interrupção para manutenção; as interrupções planeadas devem ser publicadas com pelo menos 42 dias de antecedência;

h)

Ocorrência de pedidos não satisfeitos e legalmente válidos de produtos de capacidade firme com uma duração igual ou superior a um mês, incluindo o número e o volume dos pedidos não satisfeitos;

i)

No caso de leilões, se e quando os produtos de capacidade firme com uma duração igual ou superior a um mês foram transacionados a preços mais elevados do que o preço de reserva;

j)

Se e quando não foi oferecido qualquer produto de capacidade firme com uma duração igual ou superior a um mês no processo de atribuição regular;

k)

Capacidade total disponibilizada mediante a aplicação dos procedimentos de gestão de congestionamentos estabelecidos nos pontos 2.2.2 a 2.2.5, por procedimento de gestão de congestionamentos aplicado.

a)

Ponto de interligação em que a capacidade é vendida;

b)

Tipo de capacidade que seja entrada, saída, firme, interruptível;

c)

Quantidade e duração dos direitos de utilização da capacidade;

d)

Tipo de venda, por exemplo transferência ou atribuição;

e)

Número total de transações ou transferências;

f)

Quaisquer outras condições conhecidas do operador da rede de transporte a que se refere o ponto 3.3.

a)

Uma descrição dos produtos normalizados que podem ser vendidos no mercado secundário;

b)

Os prazos com que se comprometem para a implementação/aceitação/registo de transações no mercado secundário; em caso de atraso, as razões têm de ser publicadas;

c)

A notificação pelo vendedor ou pelo terceiro a que se refere o ponto 3.4.1 ao operador da rede de transporte do nome do vendedor e do comprador e das especificações de capacidades previstas no ponto 3.4.1.

a)

Num sítio Web acessível ao público, gratuitamente e sem necessidade de registo ou de qualquer outra forma de inscrição junto do operador da rede de hidrogénio;

b)

Regularmente ou permanentemente; a frequência dependerá das alterações que ocorram e da duração do serviço;

c)

De um modo facilmente utilizável pelo utilizador;

d)

De um modo claro, quantificável e facilmente acessível e não discriminatório;

e)

Num formato descarregável que tenha sido acordado entre os operadores das redes de hidrogénio e as entidades reguladoras — com base num parecer relativo a um formato harmonizado a facultar pela ACER — e que possibilite análises quantitativas;

f)

Em unidades coerentes, sendo designadamente o kWh a unidade de energia e o m3 a unidade de volume; deve ser fornecido o fator constante de conversão em energia; para além destas, podem utilizar-se na publicação outras unidades;

g)

Nas línguas oficiais do Estado-Membro e em inglês;

h)

Todos os dados devem ser disponibilizados a partir de 1 de outubro de 2026 numa plataforma central para toda a União, estabelecida pela REORH de uma forma economicamente eficiente.

a)

Uma descrição pormenorizada e completa dos diversos serviços propostos e das respetivas tarifas;

b)

Os diversos tipos de contratos de transporte disponíveis para esses serviços;

c)

Os códigos de rede e/ou as condições-tipo que resumem os direitos e as responsabilidades de todos os utilizadores da rede, incluindo:

d)

Os procedimentos harmonizados aplicados à utilização da rede de hidrogénio, incluindo a definição de termos fundamentais;

e)

Se for caso disso, os níveis de flexibilidade e de tolerância incluídos sem mais encargos nos serviços de transporte e noutros serviços, bem como qualquer flexibilidade oferecida para além desses níveis e os encargos correspondentes;

f)

Uma descrição pormenorizada da rede de hidrogénio do operador da rede de hidrogénio, com indicação dos seus pontos relevantes de interligação, conforme definidos no ponto 2, assim como os nomes dos operadores das redes ou instalações interligadas;

g)

As regras aplicáveis à ligação à rede explorada pelo operador da rede de hidrogénio;

h)

Informações sobre os mecanismos de emergência, na medida em que sejam da responsabilidade do operador da rede de hidrogénio, por exemplo medidas que possam conduzir à interrupção do serviço a grupos de clientes e outras regras gerais de responsabilidade que se apliquem ao operador da rede de transporte;

i)

Procedimentos acordados pelos operadores das redes de hidrogénio em pontos de interligação, de relevância para o acesso dos utilizadores às redes de hidrogénio em causa, relativos à interoperabilidade da rede.

a)

Todos os pontos de entrada e de saída de uma rede de hidrogénio explorada por um operador da rede de hidrogénio, com exceção dos pontos de saída ligados a um só cliente final e com exceção dos pontos de entrada ligados a uma instalação de produção de um só produtor, que esteja situada na União;

b)

Todos os pontos de entrada e de saída que ligam as redes dos operadores das redes de hidrogénio;

c)

Todos os pontos de ligação da rede de um operador da rede de hidrogénio a um terminal GNL, a terminais de hidrogénio, a centros físicos («hubs») de gás natural e a instalações de armazenamento e produção, exceto se essas instalações estiverem abrangidas pela exceção prevista na alínea a);

d)

Todos os pontos de ligação da rede de um operador da rede de hidrogénio específico à infraestrutura necessária à prestação de serviços auxiliares.

a)

Capacidade técnica de fluxo em ambas as direções;

b)

Capacidade total contratada em ambas as direções;

c)

Nomeações e renomeações em ambas as direções;

d)

Capacidade disponível em ambas as direções;

e)

Fluxos físicos reais;

f)

Interrupção planeada e efetiva da capacidade;

g)

Interrupções planeadas e não planeadas dos serviços; as interrupções planeadas devem ser publicadas com pelo menos 42 dias de antecedência.