DOUE-L-2017-82112
Europeo
Unión Europea
Reglamento
20171025
1938/2017

Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2017, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) nº 994/2010.
Diario Oficial de la Unión Europea
20171028
280
L
1
56
/doue/2017/280/L00001-00056.pdf
L
20171101
N
N
N
L
https://data.europa.eu/eli/reg/2017/1938/spa
Acceso a la información
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Consumidores y usuarios
Cooperación internacional
Empresas
Energía
Gas
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Transporte de energía
Aplicable desde el 1 de noviembre de 2017, con la salvedad indicada.
DEROGA
Reglamento 994/2010, de 20 de octubre
CITA
Directiva 2009/73, de 13 de julio
CITA
Reglamento 715/2009, de 13 de julio
SE MODIFICA
los arts. 2, 6 bis, 6 ter, 6 quarter, 6 quinquies, 17 bis y anexo I ter y SE SUPRIME el art. 18 bis y el anexo I bis, por Reglamento 2025/1733, de 18 de julio de 2025
SE MODIFICA
determinados preceptos y AÑADE los arts. 8 bis y 13 bis, por Reglamento 2024/1789, de 13 de junio
SE MODIFICA
determinados preceptos, por Reglamento 2022/1032, de 29 de junio de 2022
SE SUSTITUYE
el anexo I, por Reglamento 2022/517, de 18 de noviembre
SE CORRIGEN errores
, sobre los criterios de calidad indicados, en DOUE L 245, de 22 de septiembre de 2022.
Consumidores y usuarios
Energía
Tecnología e investigación
EL PARLAMENTO EUROPEO Y EL CONSEJO DE LA UNIÓN EUROPEA,
Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea, y en particular su artículo 194, apartado 2,
Vista la propuesta de la Comisión Europea,
Previa transmisión del proyecto de texto legislativo a los Parlamentos nacionales,
Visto el dictamen del Comité Económico y Social Europeo (1),
Previa consulta al Comité de las Regiones,
De conformidad con el procedimiento legislativo ordinario (2),
Considerando lo siguiente:
(1)
El gas natural (en lo sucesivo, «gas») sigue siendo un componente fundamental del suministro energético de la Unión. Un elevado porcentaje de ese gas se importa de terceros países a la Unión.
(2)
Una interrupción importante en el suministro de gas puede afectar a todos los Estados miembros, a la Unión y a las Partes contratantes del Tratado de la Comunidad de la Energía, firmado en Atenas el 25 de octubre de 2005. También puede perjudicar gravemente a la economía de la Unión y tener efectos sociales graves, en particular en los grupos de clientes vulnerables.
(3)
El presente Reglamento tiene por objeto velar por que se tomen todas las medidas necesarias para garantizar el suministro ininterrumpido de gas en toda la Unión, especialmente a los clientes protegidos en caso de condiciones climáticas difíciles o interrupciones en el suministro de gas. Dichos objetivos deben alcanzarse a través de las medidas que resulten más rentables y de tal manera que los mercados del gas no sufran trastornos.
(4)
La legislación vigente de la Unión, en particular la Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (3), la Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (4), el Reglamento (CE) n.o 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (5), el Reglamento (CE) n.o 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (6), el Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo (7) y el Reglamento (UE) n.o 994/2010 del Parlamento Europeo y del Consejo (8), ya ha tenido efectos beneficiosos importantes en la seguridad del suministro de gas en la Unión, tanto en términos de preparación como de atenuación. Los Estados miembros están ahora mejor preparados para hacer frente a una crisis de suministro porque están obligados a establecer planes de acción preventivos y planes de emergencia, y están mejor protegidos por cuanto tienen que cumplir una serie de obligaciones en materia de capacidad de infraestructuras y suministro de gas. No obstante, el informe de la Comisión sobre la aplicación del Reglamento (UE) n.o 994/2010, de octubre de 2014, ponía de relieve los ámbitos en que la mejora de dicho Reglamento podría incrementar la seguridad del suministro de gas de la Unión.
(5)
La Comunicación de la Comisión de 16 de octubre de 2014 sobre la capacidad de reacción a corto plazo de la red de gas europea, analizaba los efectos de una interrupción parcial o total del suministro de gas procedente de Rusia y llegaba a la conclusión de que, en caso de interrupciones graves, los enfoques exclusivamente nacionales no son demasiado eficaces debido a su ámbito de aplicación, que por definición es limitado. Las pruebas de resistencia mostraron que un enfoque basado en una mayor cooperación entre los Estados miembros podría reducir de forma significativa los efectos de supuestos de interrupción del suministro de extrema gravedad en los Estados miembros más vulnerables.
(6)
La seguridad energética es uno de los objetivos de la estrategia de la Unión en materia de energía declarados en la Comunicación de la Comisión, de 25 de febrero de 2015, relativa a una «Estrategia Marco para una Unión de la Energía resiliente con una política climática prospectiva» que también insistió en el principio de «primero, la eficiencia energética» y la necesidad de aplicar plenamente los actos jurídicos de la Unión vigentes en el ámbito de la energía. La Comunicación resaltaba que la Unión de la Energía se basa en la solidaridad, principio consagrado en el artículo 194 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE), y la confianza, que son elementos imprescindibles de la seguridad energética. El presente Reglamento tiene el propósito de fomentar una mayor solidaridad y confianza entre los Estados miembros y establecer las medidas necesarias para lograr estos fines. Cuando evalúe los planes de acción preventivos y los planes de emergencia establecidos por los Estados miembros, la Comisión podrá asimismo llamar la atención de los Estados miembros sobre los objetivos de la Unión de la Energía.
(7)
Un mercado interior del gas que funcione correctamente es la mejor garantía para consolidar la seguridad del suministro de gas en toda la Unión y reducir la exposición de cada uno de los Estados miembros a los efectos perjudiciales de las interrupciones en el suministro de gas. Cuando está en peligro la seguridad del suministro de gas de un Estado miembro, existe el riesgo de que las medidas elaboradas unilateralmente por ese Estado miembro puedan comprometer el buen funcionamiento del mercado interior del gas e incidan negativamente en el suministro de gas a los clientes de otros Estados miembros. Para que el mercado interior del gas pueda funcionar incluso en caso de escasez de suministro, es necesario prever una respuesta solidaria y coordinada ante las crisis de suministro, tanto en lo relativo a las actuaciones preventivas como a la reacción ante las interrupciones en el suministro de gas que se produzcan realmente.
(8)
Un mercado interior de la energía verdaderamente interconectado, con múltiples puntos de entrada e inversión de flujos, puede crearse solamente mediante la plena interconexión de sus redes de gas, con la construcción de centros (en inglés, «hubs») de gas natural licuado (GNL) en las regiones meridionales y orientales de Europa, la realización de los corredores de gas Norte-Sur y Meridional y el desarrollo ulterior de la producción interior. Por lo tanto, es necesario un desarrollo acelerado de las interconexiones y proyectos destinados a diversificar las fuentes de suministro, desarrollo ya preseleccionado en la Estrategia Europea de Seguridad Energética.
(9)
Hasta ahora no se ha aprovechado plenamente la posibilidad de adoptar medidas más eficaces y menos costosas en el marco de la cooperación regional. Esto no solo consiste en una mejor coordinación de las actuaciones nacionales de atenuación en situaciones de emergencia, sino también en medidas preventivas nacionales, tales como las de almacenamiento nacional o las políticas en materia de GNL, que pueden revestir importancia estratégica en determinadas regiones de la Unión.
(10)
En un espíritu de solidaridad, la cooperación regional, con la intervención tanto de las autoridades públicas como de las empresas de gas natural, debe ser el principio rector del presente Reglamento, con el fin de atenuar x los riesgos identificados y optimizar las ventajas de las medidas coordinadas y aplicar las medidas más rentables para los consumidores de la Unión. La cooperación regional debe complementarse gradualmente con una orientación más sólida al nivel de la Unión, que permita recurrir a todos los suministros e instrumentos disponibles en todo el mercado interior del gas. Debe incorporarse a la cooperación regional la evaluación a nivel de la Unión de los corredores de suministro de emergencia.
(11)
El adoptar un enfoque basado en el riesgo para evaluar la seguridad del suministro y establecer medidas preventivas y de atenuación, permite coordinar los esfuerzos y aporta importantes beneficios en términos de eficacia de las medidas y optimización de los recursos. Así ocurre especialmente en el caso de las medidas destinadas a garantizar la continuidad del suministro, en condiciones extremadamente exigentes, a los clientes protegidos, así como en el de las medidas encaminadas a atenuar los efectos de una situación de emergencia. Gracias a una evaluación conjunta de los riesgos correlacionados por grupos de riesgo, que es más completa y precisa, los Estados miembros estarán mejor preparados frente a cualquier tipo de crisis. Por otra parte, en una situación de emergencia, un enfoque coordinado y previamente acordado en materia de seguridad del suministro garantiza una respuesta coherente y reduce el riesgo de que las medidas exclusivamente nacionales tengan efectos indirectos negativos en los Estados miembros vecinos.
(12)
Por lo que se refiere al enfoque basado en el riesgo, los grupos de riesgo deben definirse con respecto a los principales riesgos transnacionales para la seguridad del suministro de gas en la Unión. Dichos riesgos se han determinado en la Comunicación de la Comisión de 16 de octubre de 2014 sobre la capacidad de reacción a corto plazo de la red de gas europea y la evaluación incluida en el más reciente plan decenal de desarrollo de la red (TYNDP, por sus siglas en inglés), desarrollado por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (en lo sucesivo, «REGRT de Gas»). Para lograr una evaluación más precisa y centrada para las finalidades del presente Reglamento, los grupos de riesgo deben componerse teniendo en cuenta las principales fuentes y rutas de suministro de gas.
(13)
Al objeto de aportar datos para las evaluaciones de riesgos comunes y nacionales, la REGRT de Gas, en consulta con el Grupo de Coordinación del Gas (GCG) y con la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (en lo sucesivo, «REGRT de Electricidad»), debe llevar a cabo simulaciones de casos de interrupción del suministro e indisponibilidades de las infraestructuras de gas a escala de la Unión. Tales simulaciones deben repetirse al menos cada dos años. Como medio para reforzar la cooperación regional facilitando información acerca de los flujos de gas así como proporcionando asesoramiento técnico y operativo especializado, el Sistema de Coordinación Regional para el Gas (en lo sucesivo, «SCRG»), establecido por la REGRT de Gas y compuesto por grupos permanentes de expertos, debe participar en la realización de las simulaciones. La REGRT de Gas debe garantizar un nivel adecuado de transparencia y acceso a las hipótesis de modelización utilizadas en sus supuestos.
(14)
La Comisión debe estar facultada para actualizar la composición de los grupos de riesgo mediante un acto delegado basado en la evolución de los principales riesgos transnacionales para la seguridad del suministro de gas en la Unión y su repercusión en los Estados miembros, teniendo en cuenta el resultado de las simulaciones a escala de la Unión y el debate en el GCG.
(15)
Para que la cooperación regional sea viable, es conveniente que los Estados miembros acuerden un mecanismo de cooperación en cada grupo de riesgo. Se debe poder disponer de dicho mecanismo con tiempo suficiente para que sea posible realizar la evaluación de riesgos común y debatir y llegar a un acuerdo sobre medidas transfronterizas adecuadas y eficaces, que requerirán el acuerdo cada uno de los Estados miembros afectados, con el fin de que se incluyan en los capítulos regionales de los planes de acción preventivos y los planes de emergencia, previa consulta a la Comisión. Los Estados miembros pueden acordar el mecanismo de cooperación que resulte más idóneo para un grupo de riesgo determinado. La Comisión debe poder contribuir a facilitar el proceso global y compartir las mejores prácticas para organizar la cooperación regional, tales como una función de coordinación rotatoria dentro de los grupos de riesgo para la elaboración de los diferentes documentos o la creación de organismos específicos. A falta de acuerdo sobre el mecanismo de cooperación, la Comisión debe proponer un mecanismo de cooperación adecuado para un determinado grupo de riesgo.
(16)
A la hora de realizar la evaluación de riesgos común, las autoridades competentes deben evaluar todos los factores de riesgo relevantes que puedan conducir a la materialización del principal riesgo transnacional para el que se creó el grupo de riesgo, incluyendo la interrupción del suministro de gas procedente del principal suministrador. Debe hacerse frente a dichos factores de riesgo mediante las medidas transfronterizas adecuadas, acordadas por las autoridades competentes de los Estados miembros afectados. Las medidas transfronterizas deben incluirse en los capítulos regionales de los planes de acción preventivos y los planes de emergencia. Además, las autoridades competentes deben realizar una evaluación nacional de riesgos exhaustiva y evaluar losriesgos naturales, tecnológicos, comerciales, financieros, sociales, políticos y relacionados con el mercado, y cualesquiera otros que resulten pertinentes. Todos los riesgos deben abordarse con medidas eficaces, proporcionadas y no discriminatorias, que han de desarrollarse en los planes de acción preventivos y los planes de emergencia. Los resultados de las evaluaciones de riesgos comunes y nacionales deben contribuir, asimismo, a todas las evaluaciones de riesgos previstas en el artículo 6 de la Decisión n.o 1313/2013/UE (9) del Parlamento Europeo y del Consejo y deben tenerse plenamente en cuenta en las evaluaciones nacionales de riesgos.
(17)
Para garantizar el mayor grado de preparación posible y evitar de este modo una interrupción del suministro de gas o atenuar sus efectos en caso de que pese a todo se produjera, las autoridades competentes de un determinado grupo de riesgo deben, previa consulta a las partes interesadas, establecer planes de acción preventivos y planes de emergencia nacionales, que contengan capítulos regionales. Esos capítulos regionales deben estar diseñados para abordar los riesgos nacionales de tal manera que se aprovechen plenamente las oportunidades que ofrece la cooperación regional. Los planes deben de tener carácter técnico y operativo, pues su función es contribuir a prevenir la aparición o el agravamiento de situaciones de emergencia o atenuar sus efectos. Los planes deben tener en cuenta la seguridad de los sistemas eléctricos y debe guardar coherencia con la planificación estratégica y los instrumentos de información de la Unión de la Energía.
(18)
A la hora de establecer y aplicar los planes de acción preventivos y los planes de emergencia, las autoridades competentes deben tener en todo momento muy presente el funcionamiento seguro de la red de gas a escala regional y nacional. Asimismo, deben abordar e indicar en dichos planes las limitaciones técnicas que afectan al funcionamiento de la red, incluidas las razones técnicas y de seguridad que aconsejan la reducción de los flujos en situación de emergencia.
(19)
La Comisión debe evaluar los planes de acción preventivos y los planes de emergencia teniendo debidamente en cuenta los puntos de vista expresados en el GCG y recomendar la revisión de dichos planes, en particular si estos no tratan de manera eficaz los riesgos detectados en la evaluación de riesgos, si falsean la competencia u obstaculizan el funcionamiento del mercado interior de la energía, si ponen en peligro la seguridad del suministro de gas de otros Estados miembros o si no cumplen las disposiciones del presente Reglamento o de otros actos del Derecho de la Unión. La autoridad competente del Estado miembro debe tener en cuenta las recomendaciones de la Comisión. Cuando, a raíz de la posición definitiva de la autoridad competente, la Comisión concluya que la medida en cuestión puede poner en peligro la seguridad del suministro de gas de otro Estado miembro o de la Unión, la Comisión debe seguir dialogando con el Estado miembro afectado para acordar que modifique o retire la medida.
(20)
Los planes de acción preventivos y los planes de emergencia deben ser actualizados con regularidad y publicados. A fin de garantizar que los planes de emergencia estén siempre actualizados y sean eficaces, es conveniente que los Estados miembros lleven a cabo al menos una prueba entre las actualizaciones de los planes, simulando casos de impacto alto y mediano y respuestas en tiempo real. Las autoridades competentes deben presentar los resultados de las pruebas en el GCG.
(21)
Son necesarios modelos globales obligatorios que consignen todos los riesgos que ha de cubrir la evaluación de riesgos y todos los componentes de los planes de acción preventivos y los planes de emergencia con el fin de facilitar la evaluación de riesgos y la elaboración de los planes y su evaluación por parte de la Comisión.
(22)
Al objeto de facilitar la comunicación entre los Estados miembros y la Comisión, las evaluaciones de riesgos, los planes de acción preventivos, los planes de emergencia y todos los demás intercambios de documentos e información dispuestos por el presente Reglamento deben notificarse por medio de un sistema electrónico de notificación seguro y normalizado.
(23)
Algunos clientes, entre los que se incluyen los hogares y los clientes que prestan servicios sociales esenciales, son especialmente vulnerables y pueden requerir protección contra los efectos negativos de la interrupción del suministro de gas. La definición de esos clientes protegidos no debe entrar en conflicto con los mecanismos de solidaridad de la Unión.
(24)
Es conveniente restringir la definición de clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad, dado que así lo requiere la obligación que recae sobre los Estados miembros de solidaridad en caso de circunstancias extremas y para cubrir necesidades básicas. La definición de «clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad» debe por tanto limitarse a los hogares, si bien debe poder incluir aún, en condiciones precisas, algunos servicios sociales esenciales e instalaciones de calefacción urbana. Los Estados miembros pueden por tanto considerar, de acuerdo con lo establecido en ese marco, los servicios de asistencia sanitaria, asistencia social básica, urgencias y seguridad como clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad, también cuando dichos servicios los facilita una administración pública.
(25)
La seguridad del suministro de gas debe ser una responsabilidad compartida entre las empresas de gas natural, los Estados miembros por mediación de sus autoridades competentes y la Comisión, dentro de sus respectivos ámbitos de competencia. Esta responsabilidad compartida presupone una cooperación muy estrecha entre esas partes. No obstante, los clientes que utilizan gas para la generación de electricidad o con fines industriales también pueden contribuir decisivamente a la seguridad del suministro de gas, ya que pueden responder a una crisis adoptando medidas relativas a la demanda tales como los contratos interrumpibles y la sustitución de combustible, que tienen efectos inmediatos en el equilibrio entre la oferta y la demanda. Además, la seguridad del suministro de gas a determinados clientes que utilizan gas para la generación de electricidad también podrá considerarse esencial en algunos casos. En una situación de emergencia, un Estado miembro debe poder dar prioridad en determinadas condiciones al suministro de gas a dichos clientes incluso por encima del suministro de gas a los clientes protegidos. En circunstancias excepcionales, el suministro de gas concedido prioritariamente en situación de emergencia a algunos de dichos clientes por encima de los clientes protegidos puede también mantenerse en un Estado miembro que proporciona solidaridad como medida destinada a evitar graves daños al funcionamiento del sistema de electricidad o gas de dicho Estado miembro. Una medida específica de este tipo debe tomarse sin perjuicio de la Directiva 2005/89/CE del Parlamento Europeo y del Consejo (10).
(26)
Las autoridades competentes deben cooperar estrechamente con las demás autoridades nacionales pertinentes, en particular las autoridades reguladoras nacionales, al llevar a cabo las tareas previstas en el presente Reglamento.
(27)
La norma relativa a las infraestructuras debe obligar a los Estados miembros a mantener un nivel mínimo de infraestructuras que garantice cierto grado de redundancia del sistema en caso de indisponibilidad de la mayor infraestructura unitaria de gas. Dado que un análisis llevado a cabo sobre la base de la fórmula N – 1 constituye un mero enfoque basado en la capacidad, los resultados de la fórmula N – 1 deben complementarse con un análisis detallado que refleje también los flujos de gas.
(28)
El Reglamento (UE) n.o 994/2010 exige que los gestores de redes de transporte doten de capacidad bidireccional física permanente a todas las interconexiones transfronterizas, a menos que se haya concedido una exención de esa obligación. Su objetivo es garantizar que los posibles beneficios de la capacidad bidireccional permanente se tengan siempre en cuenta cuando se prevea una nueva interconexión. No obstante, la capacidad bidireccional puede utilizarse para suministrar gas tanto a un Estado miembro vecino como a los demás Estados miembros situados a lo largo del corredor de suministro de gas. Los beneficios que puede tener la dotación de capacidad bidireccional física permanente para la seguridad del suministro de gas deben examinarse desde una perspectiva más amplia, con un espíritu de solidaridad y cooperación reforzada. Al estudiar la conveniencia de implantar la capacidad bidireccional debe efectuarse un análisis exhaustivo coste-beneficio que tenga en cuenta el corredor de transporte en su conjunto. Debe instarse a las autoridades afectadas a examinar de nuevo las exenciones concedidas de conformidad con el Reglamento (UE) n.o 994/2010 sobre la base de los resultados de las evaluaciones de riesgos comunes. El objetivo general debe ser disponer de una capacidad bidireccional creciente y mantener la capacidad unidireccional en futuros proyectos transfronterizos al mínimo.
(29)
La capacidad en un punto de interconexión con un Estado miembro puede competir con la capacidad en los puntos de salida de la red de gas hacia una instalación de almacenamiento de gas. Por consiguiente, puede darse una situación en la que la reserva firme de capacidad de salida hacia el almacenamiento reduzca la capacidad técnicamente disponible que deba asignarse al punto de interconexión. Con objeto de garantizar un mayor nivel de seguridad energética en situaciones de emergencia, el presente Reglamento debe establecer una norma de prioridad clara. Debe darse prioridad a toda capacidad reservada en los puntos de interconexión sobre la capacidad concurrente en un punto de salida hacia una instalación de almacenamiento, permitiendo así al gestor de la red de transporte asignar la capacidad técnica máxima al punto de interconexión con objeto de permitir un mayor flujo de gas hacia el Estado miembro limítrofe que haya declarado una emergencia. Esto puede llevar a que no puedan realizarse inyecciones de gas en el almacenamiento o a que puedan realizarse únicamente con volúmenes reducidos a pesar de haberse reservado en firme con antelación. Con objeto de compensar la pérdida financiera resultante, el presente Reglamento debe establecer una compensación adecuada que se aplique directa y prontamente entre los usuarios del sistema afectado. Los gestores de redes de transporte afectados deben cooperar con arreglo a la normativa correspondiente a fin de aplicar la mencionada norma de prioridad.
(30)
La Directiva 2008/114/CE (11) del Consejo establece un proceso con vistas a incrementar la seguridad de las infraestructuras críticas europeas designadas, entre ellas determinadas infraestructuras de gas, en la Unión. La Directiva 2008/114/CE contribuye, junto al presente Reglamento, a crear un enfoque global en materia de seguridad energética de la Unión.
(31)
El presente Reglamento establece normas de seguridad del suministro que están lo suficientemente armonizadas y cubren como mínimo la situación que se produjo en enero de 2009 al interrumpirse el suministro de gas procedente de Rusia. Dichas normas toman en consideración las diferencias entre Estados miembros, las obligaciones de servicio público y las medidas de protección del cliente, contempladas en el artículo 3 de la Directiva 2009/73/CE. Las normas en materia de seguridad del suministro deben ser estables para ofrecer la seguridad jurídica necesaria, deben estar claramente definidas y no deben imponer cargas injustificadas y desproporcionadas a las empresas del gas natural. También deben garantizar la igualdad de acceso de las empresas de gas natural de la Unión a los clientes nacionales. Los Estados miembros deben establecer medidas que, de manera efectiva y proporcionada, garanticen que las empresas de gas natural cumplan dicha norma, contemplando también en dichas medidas la posibilidad de multar a los suministradores, cuando se considere adecuado.
(32)
Conviene determinar con precisión las funciones y responsabilidades de todas las empresas de gas natural y de las autoridades competentes a fin de mantener el buen funcionamiento del mercado interior del gas, especialmente en caso de crisis e interrupción del suministro. Esas funciones y responsabilidades deben establecerse de modo que garanticen el respeto de un enfoque de tres niveles que englobe, en primer lugar, a las empresas pertinentes de gas natural y a la industria, en segundo lugar, a los Estados miembros a escala nacional o regional, y en tercer lugar, a la Unión. El presente Reglamento debe hacer posible que las empresas de gas natural y los clientes puedan recurrir a medidas basadas en el mercado el máximo tiempo posible cuando se enfrenten con interrupciones del suministro. Con todo, también debe prever mecanismos que se activen cuando los mercados ya no puedan hacer frente adecuadamente por sí mismos a una interrupción del suministro de gas.
(33)
En caso de interrupción del suministro de gas, debe ofrecerse a los agentes del mercado suficientes oportunidades para responder a la situación con medidas basadas en el mercado. En caso de que las medidas basadas en el mercado ya no den más de sí y sigan resultando insuficientes, los Estados miembros y sus autoridades competentes deben adoptar medidas para eliminar o reducir los efectos de la interrupción del suministro de gas.
(34)
Cuando los Estados miembros tengan previsto adoptar medidas no basadas en el mercado, la adopción de estas deben ir acompañadas de una descripción de sus efectos económicos. De este modo, los clientes dispondrán de la información necesaria sobre los costes de dichas medidas y se garantizará la transparencia de estas, especialmente en lo que se refiere a su repercusión en el precio del gas.
(35)
,La Comisión debe tener la facultad de garantizar que las nuevas medidas preventivas no basadas en el mercado no pongan en peligro la seguridad del suministro de gas de otros Estados miembros o de la Unión. Habida cuenta de que dichas medidas pueden ser particularmente perjudiciales para la seguridad del suministro de gas, es conveniente que sean aprobadas por la Comisión, o bien modificadas conforme a una decisión de la Comisión, antes de su entrada en vigor.
(36)
Las medidas relativas a la demanda, como la sustitución de combustibles o la reducción del suministro de gas a los grandes clientes industriales de forma económicamente eficiente, pueden desempeñar un valioso papel a la hora de garantizar la seguridad del suministro de gas si pueden aplicarse con rapidez y reducir la demanda de forma significativa en respuesta a una interrupción del suministro de gas. Debe ponerse mayor empeño en fomentar el uso eficiente de la energía, especialmente cuando sean precisas medidas relativas a la demanda. Se deben tomar en consideración los efectos en el medio ambiente de las medidas relativas a la oferta y la demanda, optándose preferentemente, en la medida de lo posible, por aquellas que tengan menos impacto en el medio ambiente. Al mismo tiempo, no deben olvidarse los aspectos relacionados con la seguridad del suministro de gas y la competitividad.
(37)
Es necesario garantizar la previsibilidad de las actuaciones que han de realizarse en caso de emergencia de modo que todos los participantes en el mercado dispongan de tiempo suficiente para reaccionar y prepararse para tales circunstancias. Por regla general, las autoridades competentes deben, pues, actuar de acuerdo con sus planes de emergencia. En circunstancias extraordinarias debidamente justificadas, es conveniente autorizarlas a realizar actuaciones que se aparten de tales planes. También es importante procurar que las situaciones de emergencia se declaren de una manera más transparente y previsible. La información sobre la posición de balance de la red (estado general de la red de transporte), cuyo marco se establece en el Reglamento (UE) n.o 312/2014 (12) de la Comisión, puede desempeñar un papel importante a este respecto. Esta información debe estar disponible para que puedan consultarla en tiempo real las autoridades competentes y las autoridades reguladoras nacionales, cuando estas no sean la autoridad competente.
(38)
Tal y como se demostró en el contexto del ejercicio de las pruebas de resistencia, la solidaridad es necesaria para garantizar la seguridad del suministro de gas en la Unión. Propaga los efectos de manera más homogénea y reduce los efectos generales de una grave interrupción del suministro. El mecanismo de solidaridad estáconcebido para hacer frente a situaciones extremas en las que un Estado miembro considera el suministro a clientes protegidos por motivos de solidaridad como una necesidad esencial y una prioridad necesaria. La solidaridad garantiza la cooperación con los Estados miembros más vulnerables. Al mismo tiempo, la solidaridad es una medida de último recurso que se aplica únicamente en una situación de emergencia y en condiciones restrictivas. Si se declara una situación de emergencia en cualquier Estado miembro, se debe aplicar, en consecuencia, un enfoque gradual y proporcionado con el fin de garantizar la seguridad del suministro de gas. El Estado miembro que haya declarado la situación de emergencia debe, en particular, en primer lugar ejecutar todas las medidas de emergencia establecidas en su plan de emergencia con el fin de garantizar el suministro del gas a sus clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad. Al mismo tiempo, todos los Estados miembros que hayan introducido una norma de incremento del suministro deben reducirla temporalmente a la norma de suministro ordinaria con el fin de que el mercado del gas sea más líquido, en caso de que el Estado miembro que declara la situación de emergencia indique que se necesita una acción transfronteriza. Si esos dos conjuntos de medidas no logran facilitar el suministro necesario, los Estados miembros directamente conectados deben entonces adoptar medidas de solidaridad para garantizar el suministro de gas a los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad en el Estado miembro que sufre la situación de emergencia a solicitud de dicho Estado miembro Dichas medidas de solidaridad de último recurso deben consistir en garantizar la reducción o la interrupción del suministro de gas a los clientes que no estén protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad en el territorio del Estado miembro que proporciona su solidaridad con objeto de liberar volumen de gas en la medida y tiempo necesarios para que se satisfaga el suministro de gas a los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad en el Estado miembro que solicita las medidas de solidaridad. En ningún modo debe entenderse en el presente Reglamento que se solicita o permite a un Estado miembro que ejerza como autoridad pública en otro Estado miembro.
(39)
Las medidas de solidaridad deben también aportarse como último recurso cuando un Estado miembro está conectado a otro a través de un tercer país, a menos que se restrinjan los flujos a través del tercer país, y siempre que exista un acuerdo entre los Estados miembros pertinentes que debe incluir, en su caso, al tercer país a través del cual están conectados.
(40)
Cuando se apliquen medidas de solidaridad adoptadas como último recurso, la reducción o interrupción del suministro de gas en el Estado miembro que proporciona su solidaridad debe ser aplicable, si ello es necesario para que el Estado miembro cumpla sus obligaciones de solidaridad, y con objeto de evitar un tratamiento discriminatorio, a todos los clientes que no estén protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad, independientemente de que reciban gas directamente o en forma de calor a través de instalaciones de calefacción urbana protegidas en virtud del mecanismo de solidaridad. Lo mismo debe garantizarse a su vez en lo que respecta a los clientes que no estén protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad en el Estado miembro que recibe el gas en virtud del mecanismo de solidaridad.
(41)
Cuando se adopten medidas de solidaridad como último recurso, es preferible que el consumo de gas del Estado miembro que ofrezca su solidaridad se reduzca, en un primer momento, de manera voluntaria, mediante medidas basadas en el mercado, tales como medidas voluntarias relativas a la demanda o subastas inversas, en las que determinados clientes tales como los clientes industriales indiquen al gestor de la red de transporte u otra autoridad responsable el precio al que reducirán su consumo o dejarán de consumir gas. Si las medidas basadas en el mercado resultaran insuficientes para compensar el déficit del suministro de gas solicitado, y dada la importancia de la solidaridad como medida de último recurso, el Estado miembro que proporciona su solidaridad debe, en una segunda fase, poder valerse de medidas no basadas en el mercado, entre las que figuran las restricciones a determinados grupos de clientes, con el fin de cumplir sus obligaciones de solidaridad.
(42)
Las medidas de solidaridad de último recurso deben facilitarse a cambio de una compensación. El Estado miembro al que se brinda solidaridad debe compensar pronta y adecuadamente al Estado miembro que proporciona su solidaridad, en particular por el gas suministrado en su territorio y pagar todos los demás costes pertinentes y razonables en los que el segundo haya incurrido al proporcionar su solidaridad. Las medidas de solidaridad de último recurso deben estar sujetas a la condición de que el Estado miembro que solicite las medidas de solidaridad se comprometa a pagar prontamente esa justa compensación. El presente Reglamento no armoniza todos los aspectos de la justa compensación. Los Estados miembros afectados deben adoptar las medidas necesarias, en particular los acuerdos técnicos, jurídicos y financieros para aplicar las disposiciones relativas a una pronta y justa compensación entre ellos.
(43)
Cuando se adoptan medidas de solidaridad con arreglo a las disposiciones del presente Reglamento, los Estados miembros están aplicando el Derecho de la Unión y están por tanto obligados a respetar los derechos fundamentales que garantiza el Derecho de la Unión. Así pues dichas medidas podrán dar lugar a la obligación por parte de un Estado miembro de pagar una compensación a aquellos a los que hayan afectado sus medidas. Por consiguiente, los Estados miembros deben asegurarse de que existan normas de compensación a nivel nacional, que se adecuen al Derecho de la Unión, y en particular a los derechos fundamentales. Asimismo, debe garantizarse que el Estado miembro que recibe solidaridad asuma en última instancia todos los costes razonables derivados de dicha obligación de pagar una compensación al Estado miembro que haya ofrecido su solidaridad además de los costes razonables en los que haya incurrido para pagar la compensación con arreglo a las citadas normas de compensación a nivel nacional.
(44)
Dado que es posible que más de un Estado miembro ofrezca su solidaridad a un Estado miembro que la requiera, debe existir un mecanismo de reparto de la carga. Con arreglo a este mecanismo, el Estado miembro que solicite las medidas de solidaridad debe buscar, previa consulta a todos los Estados miembros en cuestión, la oferta más ventajosa en cuanto al coste, la rapidez de entrega, la fiabilidad y la diversificación de los suministros de gas entre las presentadas por los distintos Estados miembros. Las ofertas que presenten los Estados miembros deben estar basadas en medidas voluntarias que incidan todo lo posible y durante todo el tiempo posible en la demanda, antes de recurrir a medidas no basadas en el mercado.
(45)
El presente Reglamento introduce, por primera vez, el mecanismo de solidaridad entre Estados miembros como instrumento para mitigar los efectos de una situación de emergencia grave dentro de la Unión, incluyendo un mecanismo de reparto de la carga. La Comisión debe por tanto revisar dicho mecanismo de reparto de la carga, así como en general el mecanismo de solidaridad a la luz de la experiencia de su funcionamiento, y proponer, en su caso, las modificaciones oportunas.
(46)
Los Estados miembros deben adoptar las medidas necesarias para la aplicación de las disposiciones relativas al mecanismo de solidaridad, y en particular mediante la aprobación por los Estados miembros implicados de acuerdos técnicos, jurídicos y financieros. Los Estados miembros deben describir los detalles de dichos acuerdos en sus planes de emergencia. La Comisión debe elaborar orientaciones jurídicas no vinculantes respecto a los elementos esenciales que deben incluirse en dichas disposiciones.
(47)
Siempre que un Estado miembro pueda cubrir el consumo de gas de sus clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad con su propia producción y no necesite, por tanto, solicitar solidaridad, debe estar exento en dicha medida de la obligación de celebrar acuerdos técnicos, jurídicos y financieros con otros Estados miembros con el fin de recibir solidaridad. Ello no debe afectar a la obligación del Estado miembro en cuestión de facilitar solidaridad a otros Estados miembros.
(48)
Debe establecerse una salvaguarda para los casos en que la Unión incurriera en costes por causa de una responsabilidad distinta de la derivada de actos o conductas ilegales de las mencionadas en el artículo 340, párrafo segundo del TFUE, en relación con las medidas que los Estados miembros deben tomar en virtud de lo dispuesto en el presente Reglamento sobre el mecanismo de solidaridad. En tales casos es conveniente que el Estado miembro al que se brinda solidaridad reembolse dichos costes asumidos por la Unión.
(49)
La solidaridad debe plasmarse también, cuando sea necesario, en la prestación de ayuda de protección civil por parte de la Unión y sus Estados miembros. Dicha ayuda debe ser facilitada y coordinada por el Mecanismo de Protección Civil de la Unión, creado por la Decisión n.o 1313/2013/UE al objeto de reforzar la cooperación entre la Unión y los Estados miembros y facilitar la coordinación en el ámbito de la protección civil con el fin de mejorar la eficacia de los sistemas de prevención, preparación y respuesta ante catástrofes naturales o de origen humano.
(50)
El acceso a la información pertinente resulta esencial para evaluar la seguridad del suministro de gas de un Estado miembro o de parte o el conjunto de la Unión. Más concretamente, es necesario que los Estados miembros y la Comisión puedan acceder periódicamente a la información de las empresas de gas natural sobre los principales parámetros del suministro de gas, que incluya medidas precisas de las reservas almacenadas disponibles, pues estos son elementos esenciales para la concepción de las políticas de seguridad del suministro de gas. Independientemente de que se declare o no una situación de emergencia, también se ha de poder acceder a la información adicional necesaria para evaluar la situación global del suministro de gas por motivos razonables. Esa información adicional suele consistir en datos sobre el suministro de gas no relacionados con los precios, tales como, los volúmenes mínimos y máximos de gas, los puntos de suministro o las condiciones de suspensión de las entregas de gas.
(51)
Un mecanismo eficaz y específico de acceso por parte de los Estados miembros y de la Comisión a los contratos esenciales de suministro de gas debe garantizar una evaluación exhaustiva de los riesgos pertinentes que pueden dar lugar a una interrupción de suministro de gas o afectar a las medidas de atenuación necesarias en caso de que, pese a todo, se produjera una crisis. Con arreglo a dicho mecanismo, determinados contratos esenciales de suministro de gas deben ser automáticamente notificados, independientemente del origen del gas, dentro o fuera de la Unión, a las autoridades competentes de los Estados miembros más afectados. Los nuevos contratos y sus modificaciones deben notificarse inmediatamente después de su celebración. Con objeto de garantizar la transparencia y la fiabilidad, los contratos existentes deben también notificarse. La obligación de notificación deberá abarcar también todos los acuerdos comerciales pertinentes para la ejecución del contrato de suministro de gas, incluidos los acuerdos pertinentes que puedan estar relacionados con la infraestructura, el almacenamiento y cualquier otro aspecto importante para la seguridad del suministro de gas.
(52)
Toda obligación de notificar un contrato automáticamente a la autoridad competente debe ser proporcionada. Aplicar esa obligación a los contratos entre un proveedor y un comprador que cubran el equivalente al 28 % o más del consumo anual de gas en el mercado nacional representa un equilibrio justo en términos de eficiencia administrativa y transparencia y establece obligaciones claras para los participantes en el mercado. La autoridad competente debe evaluar el contrato en términos de seguridad del suministro de gas y remitir los resultados de suevaluación a la Comisión. En caso de que la autoridad competente tuviera dudas sobre si un contrato determinado pone en peligro la seguridad del suministro de gas del Estado miembro o de una región, notificará el contrato a la Comisión para que esta lo evalúe. Ello no significa que los demás contratos de suministro de gas no sean relevantes para la seguridad del suministro. Por lo tanto, cuando la autoridad competente de los Estados miembros más afectados o la Comisión consideren que un contrato de suministro de gas que no esté sujeto a la notificación automática con arreglo al presente Reglamento pudiera, debido a su especificidad, al grupo de clientes al que sirve, o a su relevancia para la seguridad del suministro de gas, poner en peligro la seguridad del suministro de gas de un Estado miembro, de una región, o de la Unión, la autoridad competente o la Comisión deben poder consultar dicho contrato con el fin de evaluar su impacto en la seguridad del suministro de gas. Así, por ejemplo, se podría solicitar dicha información en caso de que las pautas de suministro de gas a un comprador o compradores determinados de un Estado miembro experimentaran cambios inesperados que no se hubieran producido si los mercados estuvieran funcionando con normalidad y que podrían afectar al suministro de gas en la Unión o en algunas zonas de ella. Dicho mecanismo asegurará que quede garantizado el acceso a otros contratos esenciales de suministro de gas pertinentes para la seguridad del suministro. Dicha solicitud debe justificarse adecuadamente, teniendo en cuenta la necesidad de limitar al máximo la carga administrativa de dicha medida.
(53)
La Comisión podrá proponer a los Estados miembros que modifiquen las evaluaciones de riesgos y los planes de acción preventivos y los planes de emergencia atendiendo a la información procedente de los contratos. Las disposiciones del presente Reglamento han de entenderse sin perjuicio del derecho de la Comisión de incoar procedimientos de infracción de conformidad con el artículo 258 del TFUE y de aplicar las normas de competencia, incluidas las normas de ayudas estatales.
(54)
Todos los contratos y toda información contractual recibidos en ese marco, en particular las evaluaciones realizadas por la autoridad competente o la Comisión, deben ser confidenciales, en particular con objeto de proteger la información delicada a efectos comerciales y la integridad y el correcto funcionamiento del sistema de intercambio de información. Dicha confidencialidad puede ser pertinente asimismo para la seguridad pública dada la importancia que puede tener para los Estados miembros una materia prima esencial como el gas. Además, las evaluaciones exhaustivas y significativas realizadas por las autoridades competentes o la Comisión incluirán, en particular, información relacionada con la seguridad pública, información comercial o referencias a ambas. Por tanto es necesario garantizar el carácter confidencial de las evaluaciones. Es importante asimismo que las personas que reciban la información confidencial con arreglo al presente Reglamento estén sometidas al secreto profesional. La Comisión, las autoridades competentes y las autoridades reguladoras nacionales, los organismos y personas que reciban la información confidencial en virtud del presente Reglamento deben garantizar la confidencialidad de la información que reciban.
(55)
Debe establecerse un sistema de gestión de crisis e intercambio de información proporcionado y basado en los tres niveles de crisis: alerta temprana, alerta y emergencia. Cuando una autoridad competente de un Estado miembro declare uno de los niveles de crisis, debe informar inmediatamente de ello a la Comisión, así como a las autoridades competentes de los Estados miembros a los que el Estado miembros de dicha autoridad competente está directamente conectado. En caso de que se declare una situación de emergencia, también debe informarse a los Estados miembros que formen parte del grupo de riesgo. La Comisión debe declarar una situación de emergencia a escala regional o de la Unión si así lo solicitan al menos dos autoridades competentes que hayan declarado la situación de emergencia. Con objeto de asegurarse de un nivel de intercambio de comunicación y de cooperación adecuado en una situación de emergencia a escala regional o de la Unión, la Comisión debe coordinar las actuaciones de las autoridades competentes, teniendo plenamente en cuenta la información pertinente y los resultados obtenidos de la consulta con el GCG. La Comisión debe declarar el final de la situación de emergencia a escala regional o de la Unión cuando, tras evaluar la situación, concluya que la declaración de situación de emergencia ya no se justifica.
(56)
El GCG debe asesorar a la Comisión para facilitar la coordinación de las medidas de seguridad del suministro de gas en caso de que se declare una situación de emergencia a escala de la Unión. También debe supervisar la adecuación e idoneidad de las medidas que se adopten en virtud del presente Reglamento y comprobar la coherencia de los planes de acción preventivos y los planes de emergencia elaborados en el seno de los diversos grupos de riesgo.
(57)
Una crisis gasista puede extenderse más allá de las fronteras de la Unión y afectar también a las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía. Como Parte en el Tratado por el que se establece la Comunidad de la Energía, la Unión debe promover que se modifique el Tratado con el fin de crear un mercado integrado y un único espacio reglamentario mediante el establecimiento de un marco reglamentario estable y adecuado. Con el fin de garantizar que exista una gestión eficiente de la crisis en las fronteras entre los Estados miembros y las Partes Contratantes, al mismo tiempo, se les invita a que cooperen más estrechamente a la hora de prevenir, preparar y gestionar una crisis gasista.
(58)
Habida cuenta de que los suministros de gas procedentes de terceros países son cruciales para la seguridad del suministro de gas en la Unión, la Comisión debe coordinar las actuaciones con respecto a los terceros países, trabajar con los terceros países de suministro y de tránsito sobre acuerdos para gestionar las situaciones de crisisy garantizar flujos de gas estables hacia la Unión. Es conveniente que la Comisión pueda crear un grupo operativo para supervisar los flujos de gas hacia la Unión en situaciones de crisis previa consulta con los Estados miembros y con los terceros países interesados y, cuando se produzca una crisis debida a dificultades en un tercer país, pueda actuar como mediadora y facilitadora. La Comisión debe informar con regularidad al GCG.
(59)
Cuando se cuente con información fiable sobre una situación fuera de la Unión que amenace la seguridad del suministro de gas de uno o varios Estados miembros y se pueda activar un mecanismo de alerta temprana entre la Unión y un tercer país, la Comisión debe informar al GCG sin demora y la Unión debe realizar las actuaciones adecuadas con vistas a solventar esa situación.
(60)
Dado que el objetivo del presente Reglamento, a saber, salvaguardar la seguridad del suministro de gas en la Unión, no puede ser alcanzado de manera suficiente por los Estados miembros, sino que, debido a sus dimensiones y efectos, puede lograrse mejor a escala de la Unión, esta puede adoptar medidas de acuerdo con el principio de subsidiariedad establecido en el artículo 5 del Tratado de la Unión Europea. De conformidad con el principio de proporcionalidad establecido en el mismo artículo, el presente Reglamento no excede de lo necesario para alcanzar dicho objetivo.
(61)
A fin de facilitar la rápida respuesta de la Unión ante circunstancias cambiantes en el ámbito de la seguridad del suministro de gas, deben delegarse en la Comisión los poderes para adoptar actos de conformidad con el artículo 290 del TFUE en lo que se refiere a la composición de los grupos de riesgo así como a los modelos para las evaluaciones de riesgos y para los planes de acción preventivos y los planes de emergencia. Reviste especial importancia que la Comisión lleve a cabo las consultas apropiadas durante sus trabajos preparatorios, también a nivel de expertos, y que esas consultas se realicen de conformidad con los principios establecidos en el Acuerdo interinstitucional sobre la mejora de la legislación de 13 de abril de 2016. (13) En particular, a fin de garantizar una participación en pie de igualdad en la elaboración de los actos delegados, el Parlamento Europeo y el Consejo reciben toda la documentación al mismo tiempo que los expertos de los Estados miembros, y sus expertos tienen acceso sistemáticamente a las reuniones de los grupos de expertos de la Comisión encargados de la elaboración de actos delegados.
(62)
El presente Reglamento no afecta al derecho de los Estados miembros de determinar las condiciones para la explotación de sus recursos energéticos en virtud del artículo 194, apartado 2, del TFUE.
(63)
Procede derogar el Reglamento (UE) n.o 994/2010. No obstante, para evitar la inseguridad jurídica, los planes de acción preventivos y los planes de emergencia elaborados en virtud de dicho Reglamento deben seguir en vigor hasta que se adopten por primera vez los nuevos planes de acción preventivos y planes de emergencia elaborados de conformidad con el presente Reglamento.
HAN ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:
Artículo 1
Objeto
El presente Reglamento establece disposiciones destinadas a garantizar la seguridad del suministro de gas en la Unión mediante el funcionamiento adecuado y continuo del mercado interior del gas natural (en lo sucesivo, «gas»), permitiendo la aplicación de medidas excepcionales cuando el mercado no pueda seguir aportando los suministros de gas necesarios, incluidas medidas de solidaridad de último recurso, y estableciendo una definición y una atribución claras de las responsabilidades entre las empresas de gas natural, los Estados miembros y la Unión, tanto en lo relativo a las actuaciones preventivas como a la reacción ante interrupciones concretas en el suministro de gas. El presente Reglamento también establece, en un espíritu de solidaridad, mecanismos transparentes relativos a la coordinación de la planificación de medidas y la respuesta ante situaciones de emergencia a escala nacional, regional y de la Unión.
Artículo 2
Definiciones
A efectos del presente Reglamento se entenderá por:
1) «seguridad»: la seguridad, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 32;
2) «cliente»: el cliente, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 24;
3) «cliente doméstico»: el cliente doméstico, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 25;
4) «servicio social esencial»: el servicio relacionado con la asistencia sanitaria asistencia social básica, emergencia, seguridad, educación o los servicios de administración pública;
5) «cliente protegido»: un cliente doméstico que está conectado a una red de distribución de gas; y adicionalmente, cuando el Estado miembro afectado así lo decida, esta definición también se podrá aplicar, siempre que las empresas o servicios a que se refieren las letras a) y b) no representen conjuntamente más del 20 % del consumo total anual de gas en ese Estado miembro, a uno o más de los siguientes:
a)a una pequeña y mediana empresa, siempre que esté conectada a una red de distribución de gas,
b)a un servicio social esencial, siempre que esté conectado a una red de transporte o distribución de gas,
c)a una instalación de calefacción urbana en la medida en que esta suministre calefacción a los clientes domésticos, a las pequeñas o medianas empresas o a los servicios sociales esenciales, siempre que dicha instalación no pueda cambiar a otros combustibles distintos del gas;
6) «cliente protegido en virtud del mecanismo de solidaridad»: un cliente doméstico conectado a una red de distribución de gas, y, además, puede incluir una de las condiciones siguientes o ambas:
a)una instalación de calefacción urbana si se trata de un «cliente protegido» en el Estado miembro de que se trate, y únicamente en la medida en que suministre calefacción a hogares o a servicios sociales esenciales que no sean servicios educativos ni de administración pública,
b)un servicio social esencial si se trata de un «cliente protegido» en el Estado miembro pertinente, que no sean servicios educativos ni de administración pública;
7) «autoridad competente»: una autoridad gubernamental nacional o una autoridad reguladora nacional designada por un Estado miembro para velar por la aplicación de las medidas establecidas en el presente Reglamento;
8) «autoridad reguladora nacional»: una autoridad reguladora nacional designada de conformidad con el artículo 39, apartado 1, de la Directiva 2009/73/CE;
9) «compañía de gas natural»: una compañía de gas natural, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 1;
10) «contrato de suministro de gas»: un contrato para el suministro de gas, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 34;
11) «transporte»: el transporte de gas natural, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 3;
12) «gestor de la red de transporte»: un gestor de la red de transporte, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 4;
13) «distribución»: la distribución, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 5;
14) «gestor de la red de distribución»: un gestor de la red de distribución, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 6;
15) «interconector»: un interconector, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 17;
16) «corredores de suministro de emergencia»: rutas de suministro de gas de la Unión que sirven para que los Estados miembros puedan mitigar mejor los efectos de posibles interrupciones del suministro o indisponibilidad de las infraestructuras;
17) «capacidad de almacenamiento»: la capacidad de almacenamiento tal como se define en Reglamento (CE) n.o 715/2009, artículo 2, punto 28;
18) «capacidad técnica»: la capacidad técnica tal como se define en Reglamento (CE) n.o 715/2009, artículo 2, punto 18;
19) «capacidad firme»: la capacidad firme tal como se define en Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Conejo, artículo 2, punto 16;
20) «capacidad interrumpible»: la capacidad interrumpible tal como se define en Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, artículo 2, punto 13;
21) «capacidad de una instalación de GNL»: la capacidad de una instalación de GNL tal como se define en Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, artículo 2, punto 24;
22) «instalación de GNL»: una instalación de GNL, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 11;
23) «instalación de almacenamiento»: una instalación de almacenamiento, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 9;
24) «red»: cualesquiera redes tal como se definen en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 13;
25) «usuario de la red»: cualquier usuario de la red tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 23;
26) «servicios auxiliares»: los servicios auxiliares tal como se definen en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 14.
Artículo 3
Responsabilidad de la seguridad del suministro de gas
1. La seguridad del suministro de gas será una responsabilidad compartida entre las empresas de gas natural, los Estados miembros, en particular por mediación de sus autoridades competentes, y la Comisión en sus respectivos ámbitos de actividad y competencia.
2. Cada Estado miembro designará una autoridad competente. Las autoridades competentes cooperarán entre sí en la aplicación del presente Reglamento. Los Estados miembros podrán autorizar a la autoridad competente a delegar en otros organismos tareas específicas establecidas en el presente Reglamento. Cuando las autoridades competentes deleguen la función de declaración de alguno de los niveles de crisis del artículo 11, apartado 1 solo podrán hacerlo en una autoridad pública, un gestor de redes de transporte o en un gestor de red de distribución. Las tareas delegadas se desempeñarán bajo la supervisión de la autoridad competente y se especificarán en los planes de acción preventivos y en los planes de emergencia.
3. Cada Estado miembro notificará sin demora a la Comisión, y hará público, el nombre de su autoridad competente y cualquier cambio en la información transmitida.
4. Al aplicar las medidas previstas en el presente Reglamento, la autoridad competente determinará las funciones y responsabilidades de los diversos afectados de modo que se garantice un enfoque de tres niveles que englobe, en primer lugar, a las empresas de gas natural pertinentes, a las empresas eléctricas, cuando sea preciso, y a la industria; en segundo lugar, a los Estados miembros, a escala nacional o regional, y en tercer lugar, a la Unión.
5. La Comisión coordinará las actuaciones de las autoridades competentes en los niveles regional y de la Unión, según se establece en el presente Reglamento, especialmente por mediación del GCG o, en particular, en el caso de que se produzca una emergencia a escala regional o de la Unión en virtud del artículo 12, apartado 1, del grupo de gestión de crisis contemplado en el artículo 12, apartado 4.
6. En caso de que se produzca una emergencia regional o en la Unión, los gestores de red de transporte cooperarán e intercambiarán información valiéndose del sistema de coordinación regional para el gas (en lo sucesivo, «SCRG») donde haya sido establecido por la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (en lo sucesivo, «REGRT de Gas»). La REGRT de Gas informará en consecuencia a la Comisión y a las autoridades competentes de los Estados miembros afectados.
7. De conformidad con el artículo 7, apartado 2, deben determinarse los principales riesgos transnacionales de la seguridad del suministro de gas en la Unión y, basándose en los mismos, deben establecerse grupos de riesgo. Dichos grupos de riesgo servirán de base para reforzar la cooperación regional con el fin de acrecentar la seguridad del suministro de gas y harán posible la celebración de acuerdos sobre medidas transfronterizas apropiadas y eficaces de todos los Estados miembros interesados dentro de los grupos de riesgo o fuera de ellos a lo largo de los corredores de suministro de emergencia.
La lista de dichos grupos de riesgo y su composición figuran en el anexo I. La composición de los grupos de riesgo no impedirá ninguna otra forma de cooperación regional que beneficie a la seguridad de suministro.
8. Se conceden a la Comisión los poderes para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 19 con el fin de actualizar la composición de los grupos de riesgo establecidos en el anexo I, modificándolo para reflejar la evolución de los principales riesgos transnacionales por lo que respecta a la seguridad del suministro de gas en la Unión y su impacto en los Estados miembros, teniendo en cuenta el resultado de las simulaciones realizadas a escala de la Unión de los supuestos de interrupción del suministro de gas e indisponibilidad de las infraestructuras llevadas a cabo por la REGRT de Gas con arreglo al artículo 7, apartado 1. Antes de proceder a la actualización, la Comisión consultará al GCG según lo establecido en el artículo 4, apartado 4, sobre el proyecto de actualización.
Artículo 4
Grupo de Coordinación del Gas
1. Se creará un Grupo de Coordinación del Gas (GCG) para facilitar la coordinación de las medidas relacionadas con la seguridad del suministro de gas. El GCG estará integrado por representantes de los Estados miembros, en particular por representantes de sus autoridades competentes, así como por la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (en lo sucesivo, «Agencia»), la REGRT de Gas y organismos representativos del sector y de los clientes pertinentes. La Comisión, en consulta con los Estados miembros, decidirá la composición del GCG, garantizando su plena representatividad. La Comisión presidirá el GCG. El GCG adoptará su reglamento interno.
2. Se deberá consultar al GCG y este asistirá a la Comisión, en particular en las cuestiones siguientes:
a)la seguridad del suministro de gas, en cualquier momento y en particular en caso de emergencia;
b)toda la información pertinente para la seguridad del suministro de gas a escala nacional, regional y de la Unión;
c)las mejores prácticas y posibles orientaciones para todas las partes afectadas;
d)el nivel de seguridad del suministro de gas, los niveles de referencia y las metodologías de evaluación;
e)los supuestos a escala nacional, regional y de la Unión y la comprobación de los niveles de preparación;
f)la evaluación de los planes de acción preventivos y de los planes de emergencia, la coherencia entre los diversos planes y la aplicación de las medidas previstas en ellos;
g)la coordinación de las medidas para hacer frente a una emergencia de la Unión, con las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía y con otros terceros países;
h)la asistencia requerida por los Estados miembros más afectados.
3. La Comisión convocará al GCG de manera periódica y compartirá la información recibida de las autoridades competentes, manteniendo la confidencialidad de la información delicada a efectos comerciales.
4. La Comisión podrá convocar al GCG en una formación restringida a los representantes de los Estados miembros y en particular de sus autoridades competentes. La Comisión convocará al GCG en esta formación restringida si así lo pide (n) uno o más representante (s) de los Estados miembros y en particular de sus autoridades competentes. En este caso no se aplicará el apartado 2 del artículo 16.
Artículo 5
Norma relativa a la infraestructura
1. Los Estados miembros o, cuando un Estado miembro así lo establezca, su autoridad competente, velarán por que se adopten las medidas necesarias para que, en caso de indisponibilidad de la mayor infraestructura unitaria de gas, la capacidad técnica de las infraestructuras restantes, determinada de conformidad con la fórmula N – 1 como se establece en el anexo II, punto 2, permita, sin perjuicio del apartado 2 del presente artículo, satisfacer la demanda total de gas de la zona calculada durante un día de demanda de gas excepcionalmente elevada con una probabilidad estadística de producirse una vez cada 20 años. Esto deberá llevarse a cabo teniendo en cuenta las tendencias de consumo de gas, la repercusión a largo plazo de las medidas de eficiencia energética y los índices de utilización de la infraestructura existente.
La obligación establecida en el presente apartado, párrafo primero, se entenderá sin perjuicio de la responsabilidad de los gestores de redes de transporte de realizar las correspondientes inversiones y de las obligaciones de los gestores de redes de transporte, según se establece en el Reglamento (CE) n.o 715/2009 y la Directiva 2009/73/CE.
2. También se considerará que se cumple la obligación de velar por que las infraestructuras restantes posean capacidad técnica para satisfacer la demanda total de gas, a tenor del presente artículo, apartado 1, cuando la autoridad competente demuestre en el plan de acción preventivo que una interrupción del suministro de gas puede ser compensada de forma suficiente y oportuna mediante medidas apropiadas de mercado que incidan en la demanda. A tal efecto, se calculará la fórmula N – 1 como se establece en el anexo II, punto 4.
3. En su caso, de conformidad con las evaluaciones de riesgos contempladas en el artículo 7, las autoridades competentes de los grupos de riesgo de los Estados miembros vecinos podrán ponerse de acuerdo para cumplir conjuntamente la obligación establecida en el apartado 1 del presente artículo. En tal caso, las autoridades competentes presentarán en la evaluación de riesgos el cálculo de la fórmula N – 1, adjuntando una explicación en los capítulos regionales de los planes de acción preventivos de la manera en que los acuerdos alcanzados cumplen dicha obligación. Se aplicará el anexo II, punto 5.
4. Los gestores de redes de transporte dotarán de capacidad física permanente para transportar gas en ambas direcciones («capacidad bidireccional») a todas las interconexiones entre los Estados miembros, excepto:
a)en el caso de las conexiones a las instalaciones de producción, a las instalaciones de GNL y a las redes de distribución, o
b)cuando se haya concedido una exención respecto de esa obligación, después de realizar una evaluación detallada y de consultar a otros Estados miembros y a la Comisión con arreglo al anexo III.
El procedimiento para dotar de capacidad bidireccional a una interconexión o aumentarla, o para obtener o prorrogar la exención respecto de esta obligación se regirá por el anexo III. La Comisión hará pública la lista de exenciones y la mantendrá actualizada.
5. Una propuesta de dotar de capacidad bidireccional o aumentarla, o una solicitud de concesión o prórroga de una exención, incluirá un análisis de costes y beneficios elaborado sobre la base de la metodología contemplada en el artículo 11 del Reglamento (UE) n.o 347/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo (14), y se basará en los siguientes elementos:
a)en una evaluación de la demanda del mercado;
b)las proyecciones de la demanda y del suministro;
c)la posible repercusión económica en la infraestructura existente;
d)el estudio de viabilidad;
e)los costes de la capacidad bidireccional incluido el refuerzo necesario de la red de transporte, y
f)sus ventajas para la seguridad del suministro de gas, teniendo en cuenta la eventual contribución de la capacidad bidireccional al cumplimiento de la norma relativa a las infraestructuras establecida en el presente artículo.
6. Las autoridades reguladoras nacionales tendrán en cuenta los costes eficientes generados por el cumplimiento de la obligación establecida en el apartado 1 del presente artículo y los costes derivados de la dotación de capacidad bidireccional a fin de conceder un incentivo adecuado cuando establezcan o aprueben, de manera transparente y detallada, las tarifas o metodologías de conformidad con el artículo 13 del Reglamento (CE) n.o 715/2009 y el artículo 41, apartado 8, de la Directiva 2009/73/CE.
7. En la medida en que el mercado no precise una inversión para dotar de capacidad bidireccional o aumentarla, pero se considere necesario para la seguridad del suministro de gas, y en caso de que esa inversión genere costes en más de un Estado miembro o en un Estado miembro en beneficio de otro Estado miembro, las autoridades reguladoras nacionales de todos los Estados miembros interesados adoptarán una decisión coordinada sobre la distribución de los costes antes de adoptar una decisión sobre cualquier inversión. En la distribución de costes se tendrán en cuenta los principios descritos y los elementos contenidos en el artículo 12, apartado 4, del Reglamento (UE) n.o 347/2013, en particular la proporción de las ventajas que reportan las inversiones en infraestructuras para el incremento de la seguridad del suministro de gas de los Estados miembros interesados, así como las inversiones ya efectuadas en las infraestructuras en cuestión. La distribución de costes no distorsionará indebidamente la competencia y el funcionamiento eficaz del mercado interior y tratará de evitar cualquier efecto distorsionador en el mercado.
8. La autoridad competente garantizará que toda nueva infraestructura de transporte contribuya a la seguridad del suministro de gas mediante el desarrollo de una red bien conectada, incluido, en su caso, un número suficiente de puntos transfronterizos de entrada y salida en relación con la demanda del mercado y los riesgos identificados.
La autoridad competente examinará en la evaluación de riesgos si, con una perspectiva integrada sobre las redes de gas y electricidad, se producen congestiones internas y las infraestructuras y capacidad nacionales de entrada, en particular las redes de transporte, pueden adaptar los flujos nacionales y transfronterizos de gas al supuesto de indisponibilidad de la mayor infraestructura unitaria de gas a escala nacional y la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común del grupo de riesgo determinado en la evaluación de riesgos.
9. Como excepción al presente artículo, apartado 1, y a reserva de las condiciones establecidas en el presente apartado, Luxemburgo, Eslovenia y Suecia no estarán sujetas a la obligación establecida en dicho apartado aunque procurarán cumplirla, toda vez que asegurarán el suministro de gas a los clientes protegidos de conformidad con el artículo 6.
La excepción se aplicará a Luxemburgo siempre que ese Estado miembro:
a)disponga de al menos dos interconectores con otros Estados miembros;
b)disponga de al menos dos fuentes de suministro de gas diferentes, y
c)no posea instalaciones de almacenamiento de gas en su territorio.
La excepción se aplicará a Eslovenia siempre que ese Estado miembro:
a)disponga de al menos dos interconectores con otros Estados miembros;
b)disponga de al menos dos fuentes de suministro de gas diferentes, y
c)no posea instalaciones de almacenamiento de gas ni instalaciones de GNL en su territorio.
La excepción se aplicará a Suecia siempre que ese Estado miembro:
a)no disponga de tránsito de gas hacia otro Estado miembro en su territorio;
b)disponga de un consumo interior bruto anual de gas inferior a 2 Mtep, y
c)menos del 5 % del consumo total de energía primaria corresponda al gas.
Luxemburgo, Eslovenia y Suecia informarán a la Comisión de cualquier cambio que afecte a las condiciones establecidas en el presente apartado. La excepción establecida en el presente apartado dejará de aplicarse en caso de que al menos una de esas condiciones deje de cumplirse.
Como parte de la evaluación nacional de riesgo llevada a cabo con arreglo al artículo 7, apartado 3, Luxemburgo, Eslovenia y Suecia describirán la situación con respecto a las respectivas condiciones establecidas en presente apartado y las perspectivas de cumplimiento de la obligación establecida en el apartado 1 del presente artículo, teniendo en cuenta la repercusión económica derivada del cumplimiento de la norma relativa a las infraestructuras, el desarrollo del mercado del gas y los proyectos de infraestructuras de gas del grupo de riesgo. Sobre la base de la información facilitada en la evaluación nacional de riesgo y si se siguen cumpliendo las condiciones establecidas en el presente apartado, la Comisión podrá decidir que la excepción siga aplicándose durante cuatro años más. En caso de decisión positiva, el procedimiento establecido en el presente párrafo se repetirá transcurridos cuatro años.
Artículo 6
Norma de suministro de gas
1. La autoridad competente instará a las empresas de gas natural que determine a adoptar medidas para garantizar el suministro de gas a los clientes protegidos del Estado miembro en cada uno de los siguientes casos:
a)temperaturas extremas durante un período punta de siete días con una probabilidad estadística de producirse una vez cada 20 años;
b)cualquier período de 30 días de demanda de gas excepcionalmente elevada, con una probabilidad estadística de producirse una vez cada 20 años, y
c)durante un período de 30 días en el caso de indisponibilidad de la mayor infraestructura unitaria de gas en condiciones invernales medias.
A más tardar el 2 de febrero de 2018, cada Estado miembro notificará a la Comisión su definición de clientes protegidos, los volúmenes de consumo anual de gas de los clientes protegidos y el porcentaje que los volúmenes de consumo representan en el consumo final total anual de gas en ese Estado miembro. Cuando un Estado miembro incluya en su definición de clientes protegidos las categorías mencionadas en el artículo 2, apartado 5, letras a) o b), deberá especificar los volúmenes de consumo de gas correspondientes a los clientes pertenecientes a esas categorías y el porcentaje que representa cada uno de esos grupos de clientes en el consumo final total anual de gas.
La autoridad competente determinará las empresas de gas natural y las especificará en el plan de acción preventivo.
Toda nueva medida no basada en el mercado prevista para garantizar el cumplimiento de la norma relativa al suministro de gas deberá ajustarse al procedimiento establecido en el artículo 9, apartados 4 a 9.
Los Estados miembros podrán cumplir la obligación establecida en el párrafo primero mediante la aplicación de medidas de eficiencia energética o sustituyendo el gas por otra fuente de energía, en particular de energía renovable, siempre que se alcance el mismo nivel de protección.
2. Toda norma de incremento de la norma de del suministro de gas que supere el período de 30 días mencionado en el apartado 1, letras b) y c), o toda obligación adicional impuesta por razones de seguridad del suministro de gas, se basará en la evaluación de riesgos, se expondrá en el plan de acción preventivo y:
a)se ajustará al artículo 8, apartado 1;
b)no incidirá negativamente en la capacidad de cualquier otro Estado miembro de asegurar el suministro de gas a sus clientes protegidos de conformidad con el presente artículo en caso de emergencia a escala nacional, regional o de la Unión, y
c)cumplirá con el artículo 12, apartado 5, en caso de emergencia a escala regional o de la Unión.
La Comisión podrá requerir que se justifique fehacientemente el cumplimiento de cualquier medida a que se refiere el párrafo primero en las condiciones que este establece. La autoridad competente del Estado miembro que introduce la medida hará pública dicha justificación.
Toda nueva medida no basada en el mercado que se adopte en virtud del párrafo primero del presente apartado, después del 1 de noviembre de 2017, deberá cumplir el procedimiento establecido en el artículo 9, apartados 4 a 9.
3. Tras la expiración de los períodos establecidos por la autoridad competente de conformidad con los apartados 1 y 2, o en circunstancias más graves que las establecidas en el apartado 1, la autoridad competente y las empresas de gas natural deberán procurar mantener el suministro de gas en la medida de lo posible, en particular a los clientes protegidos.
4. Las obligaciones impuestas a las empresas de gas natural para el cumplimiento de las normas relativas al suministro de gas que se establecen en el presente artículo no serán discriminatorias ni impondrán una carga indebida a dichas empresas.
5. Las empresas de gas natural podrán cumplir las obligaciones basadas en el presente artículo a escala regional o de la Unión, según proceda. Las autoridades competentes no exigirán que el cumplimiento de las normas de suministro de gas establecidas en el presente artículo se base en infraestructuras situadas únicamente en su territorio.
6. Las autoridades competentes garantizarán que las condiciones de suministro a los clientes protegidos se establezcan sin perjuicio del funcionamiento adecuado del mercado interior de la energía y a un precio que respete el valor de mercado de los suministros.
Artículo 7
Evaluación de riesgos
1. Antes del 1 de noviembre de 2017, la REGRT de Gas llevará a cabo una simulación a escala de la Unión de supuestos de interrupción del suministro de gas e indisponibilidad de las infraestructuras. La simulación incluirá la identificación y la evaluación de los corredores de suministro de gas de emergencia y determinará también los Estados miembros que pueden dar una solución a los riesgos determinados, incluido en relación con el GNL. La REGRT de Gas elaborará esos supuestos y la metodología para la simulación en cooperación con el GCG. La REGRT de Gas debe garantizar un nivel adecuado de transparencia y acceso a sus hipótesis de modelización utilizadas en sus supuestos. La simulación a escala de la Unión de supuestos de interrupción del suministro de gas e indisponibilidad de las infraestructuras se repetirá cada cuatro años, salvo si las circunstancias exigen una puesta al día con mayor frecuencia.
2. Las autoridades competentes dentro de cada grupo de riesgo que se enumera en el anexo I realizarán una evaluación en común a escala de grupo de riesgo («evaluación común de riesgos») de todos los factores de riesgo pertinentes tales como desastres naturales, tecnológicos, comerciales, sociales, políticos y demás riesgos, que podrían dar lugar a que se materialice el principal riesgo transnacional para la seguridad del suministro de gas para el que se creó el grupo de riesgo. Las autoridades competentes tendrán en cuenta los resultados de las simulaciones mencionadas en el apartado 1 del presente artículo a la hora de elaborar las evaluaciones de riesgos, los planes de acción preventivos y los planes de emergencia.
Las autoridades competentes de cada grupo de riesgo acordarán un mecanismo de cooperación para llevar a cabo la evaluación común de riesgo e informarán al GCG al respecto once meses antes de la fecha límite para la notificación de la evaluación de riesgos común y sus actualizaciones. A petición de una autoridad competente, la Comisión podrá contribuir a facilitar la elaboración de la evaluación común de riesgos, en especial en lo que se refiere al establecimiento del mecanismo de cooperación. Si las autoridades competentes de un grupo de riesgo no aprueban un mecanismo de cooperación, la Comisión propondrá un mecanismo de cooperación para dicho grupo de riesgo, previa consulta de las autoridades competentes afectadas.
Las autoridades competentes afectadas aprobarán un mecanismo de cooperación para ese grupo de riesgo que tenga en cuenta cuanto sea posible la propuesta de la Comisión.
3. La autoridad competente de cada Estado miembro realizará una evaluación nacional de riesgos pertinentes (en lo sucesivo, «evaluación nacional de riesgo») que afecten a la seguridad del suministro de gas. Tal evaluación será totalmente coherente con las hipótesis y los resultados de la evaluación común de riesgos.
4. Las evaluaciones de riesgos a que se refieren los apartados 2 y 3 del presente artículo se realizarán, en su caso:
a)utilizando las normas previstas en los artículos 5 y 6. La evaluación de riesgos describirá el cálculo de la fórmula N – 1 a escala nacional e incluirá, cuando proceda, un cálculo de la fórmula N – 1 a escala regional. La evaluación de riesgos incluirá asimismo las hipótesis barajadas, incluidas, cuando proceda, las utilizadas para el cálculo a escala regional de la fórmula N – 1, y los datos necesarios para ese cálculo. El cálculo de la fórmula N – 1 a escala nacional irá acompañado de una simulación de la indisponibilidad de la mayor infraestructura unitaria utilizando un modelo hidráulico para el territorio nacional, así como de un cálculo de la fórmula N – 1 teniendo en cuenta un nivel de gas en las instalaciones de almacenamiento de un 30 % y un 100 % del volumen máximo operativo;
b)se tomarán en consideración todas las circunstancias nacionales y transnacionales pertinentes, en particular el tamaño del mercado, la configuración de la red, los flujos reales, incluidos los flujos de salida de los Estados miembros interesados, la posibilidad de flujos físicos de gas en ambas direcciones, incluida la eventual necesidad de reforzar en consecuencia la red de transporte, la existencia de instalaciones de producción y almacenamiento y el peso del gas en el balance energético, en especial con respecto a la calefacción urbana, la generación de electricidad y el funcionamiento de las industrias, así como consideraciones relativas a la seguridad y calidad del gas;
c)se elaborarán varios supuestos de demanda excepcionalmente elevada e interrupción del suministro de gas, teniendo en cuenta los antecedentes, la probabilidad, la estación, la frecuencia y la duración de esos incidentes, y se evaluarán sus posibles consecuencias, tales como:
i)indisponibilidades en las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro de gas, en particular las infraestructuras de transporte, las instalaciones de almacenamiento o las terminales de GNL, incluida la mayor infraestructura determinada para el cálculo de la fórmula N – 1, y
ii)la interrupción del suministro procedente de proveedores de terceros países, así como, en su caso, riesgos geopolíticos;
d)se determinará la interacción y correlación de riesgos entre los Estados miembros del grupo de riesgo y con otros Estados miembros u otros grupos de riesgo, según proceda, incluyendo, con respecto a las interconexiones, los suministros transfronterizos, el acceso transfronterizo a las instalaciones de almacenamiento y la capacidad bidireccional;
e)se tomarán en consideración los riesgos relacionados con el control de la infraestructura relevante para la seguridad del suministro de gas en la medida en que puedan implicar, entre otros, riesgos de inversión insuficiente, debilitamiento de la diversificación, uso indebido de las infraestructuras existentes o violación de la legislación de la Unión;
f)se tomará en consideración la capacidad máxima de interconexión de cada uno de los puntos fronterizos de entrada y salida, así como diversos niveles de almacenamiento.
5. Las evaluaciones de riesgos comunes y nacionales se prepararán con arreglo a la correspondiente plantilla establecida en el anexo IV o V. Si es necesario, los Estados miembros podrán incluir datos suplementarios. La Comisión estará facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 19 a fin de modificar las plantillas establecidas en los anexos IV y V, previa consulta al GCG, con objeto de reflejar la experiencia adquirida en la aplicación del presente Reglamento, y reducir la carga administrativa de los Estados miembros.
6. Las empresas de gas natural, los clientes industriales de gas, las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los clientes domésticos e industriales de gas, así como los Estados miembros y las autoridades reguladoras nacionales, cuando estas no sean las autoridades competentes, cooperarán con las autoridades competentes y, si así se les solicita, les facilitarán toda la información necesaria para las evaluaciones de riesgos comunes y nacionales.
7. A más tardar el 1 de octubre de 2018, los Estados miembros notificarán a la Comisión la primera evaluación común de riesgos, una vez aprobada por todos los Estados miembros del grupo de riesgo, y las evaluaciones nacionales de riesgos se Las evaluaciones de riesgos se actualizarán cada cuatro años a partir de entonces, salvo si las circunstancias exigen una puesta al día más frecuente. Las evaluaciones de riesgos tendrán en cuenta los avances realizados en las inversiones necesarias para cumplir la norma relativa a las infraestructuras definida en el artículo 5 y las dificultades nacionales específicas que haya planteado la aplicación de nuevas soluciones alternativas. Asimismo, se basarán en la experiencia adquirida mediante la simulación de los planes de emergencia a que se refiere el artículo 10, apartado 3.
Artículo 8
Establecimiento de un plan de acción preventivo y de un plan de emergencia
1. Las medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas incluidas en el plan de acción preventivo y en el plan de emergencia estarán claramente definidas, serán transparentes, proporcionadas, no discriminatorias y verificables, no falsearán indebidamente la competencia, no comprometerán el funcionamiento eficaz del mercado interior del gas ni harán peligrar la seguridad del suministro de gas de otros Estados miembros o de la Unión.
2. La autoridad competente de cada Estado miembro, previa consulta a las empresas de gas natural, las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los clientes domésticos e industriales de gas, incluidos los productores de electricidad, los operadores de redes de transporte de electricidad y la autoridad reguladora nacional, cuando no sea la autoridad competente, elaborarán:
a)un plan de acción preventivo que incluya las medidas necesarias para eliminar o atenuar los riesgos determinados, incluidos los efectos de las medidas de eficiencia energética y de las medidas relativas a la demanda en las evaluaciones de riesgos comunes y nacionales y con arreglo al artículo 9;
b)un plan de emergencia que incluya las medidas que se deban adoptar para eliminar o atenuar el impacto de una interrupción del suministro de gas de conformidad con el artículo 10.
3. El plan de acción preventivo y el plan de emergencia contendrán un capítulo regional o varios capítulos regionales cuando un Estado miembro pertenezca a diferentes grupos de riesgo según se define en el anexo I.
Todos los Estados miembros elaborarán conjuntamente estos capítulos regionales antes de su incorporación a los respectivos planes nacionales. La Comisión actuará como mediadora con el fin de permitir que los capítulos regionales mejoren colectivamente la seguridad del suministro de gas de la Unión en su conjunto, no den lugar a ninguna contradicción y superen cualquier obstáculo que dificulte la cooperación.
Los capítulos regionales contendrán medidas transfronterizas apropiadas y eficaces, incluso en relación con el GNL, sujetas al acuerdo entre los Estados miembros que apliquen las medidas del mismo o de diferentes grupos de riesgo afectados por la medida basándose en la simulación a que se refiere el artículo 7, apartado 1, y la evaluación común de riesgos.
4. Las autoridades competentes informarán periódicamente al GCG de los progresos alcanzados en la preparación y adopción de los planes de acción preventivos y los planes de emergencia, en especial los capítulos regionales. En particular, las autoridades competentes aprobarán un mecanismo de cooperación para la elaboración del plan de acción preventivo y de emergencia, incluido el intercambio de proyectos de plan. Informarán al GCG sobre este mecanismo de cooperación aprobado dieciséis meses antes del plazo final para el acuerdo sobre dichos planes y las actualizaciones de tales planes.
La Comisión podrá contribuir a facilitar en general la elaboración del plan de acción preventivo y de emergencia, en especial en lo que se refiere al establecimiento del mecanismo de cooperación. Si las autoridades competentes de un grupo de riesgo no logran acordar un mecanismo de cooperación, la Comisión propondrá un mecanismo de cooperación para ese grupo de riesgo. Las autoridades competentes afectadas aprobarán el mecanismo de cooperación para ese grupo de riesgo teniendo en cuenta la propuesta de la Comisión. Las autoridades competentes garantizarán la supervisión periódica de la aplicación del plan de acción preventivo y de emergencia.
5. El plan de acción preventivo y el plan de emergencia se desarrollarán con arreglo a las plantillas recogidas en los anexos VI y VII. La Comisión está facultada para adoptar actos delegados con arreglo al artículo 19 para modificar las plantillas, establecidas en los anexos VI y VII previa consulta al GCG, con objeto de reflejar la experiencia adquirida en la aplicación del presente Reglamento, al tiempo que reduce la carga administrativa de los Estados miembros.
6. A su debido tiempo las autoridades competentes de los Estados miembros vecinos se consultarán mutuamente para velar por la coherencia de los planes de acción preventivos y de emergencia en todo el grupo de riesgo afectado.
Las autoridades competentes de cada grupo de riesgo intercambiarán los proyectos planes de acción preventivos y de emergencia con propuestas de cooperación, a más tardar cinco meses antes del final del plazo para presentar planes.
Todos los Estados miembros del grupo de riesgo aprobarán las versiones definitivas de los capítulos regionales a que se refiere el apartado 1. Asimismo, los planes de acción preventivos y de emergencia contendrán las medidas nacionales necesarias para aplicar y ejecutar las medidas transfronterizas de los capítulos regionales.
7. Los planes de acción preventivos y los planes de emergencia se harán públicos y se notificarán a la Comisión a más tardar el 1 de marzo de 2019. La Comisión informará al GCG de la notificación de los planes y los publicará en el sitio web de la Comisión.
En un plazo de cuatro meses a partir de la fecha de la notificación por las autoridades competentes, la Comisión evaluará los planes teniendo debidamente en cuenta los puntos de vista expresados en el GCG.
8. La Comisión dirigirá un dictamen a la autoridad competente con la recomendación de revisar un plan de acción preventivo o un plan de emergencia cuando se den una o varias de las circunstancias siguientes:
a)no sea eficaz para atenuar los riesgos detectados en la evaluación de riesgos;
b)sea incoherente con los supuestos de riesgo evaluados o con los planes de otro Estado miembro o grupo de riesgo;
c)no cumpla el requisito establecido en el apartado 1 de no falsear indebidamente la competencia o el funcionamiento eficaz del mercado interior;
d)no cumpla las disposiciones del presente Reglamento u otras disposiciones del Derecho de la Unión.
9. En un plazo de tres meses a partir de la notificación del dictamen de la Comisión mencionado en el apartado 8, la autoridad competente de afectada notificará, los planes de acción preventivos y de emergencia modificados a la Comisión o le informará de las razones por las que no está de acuerdo con las recomendaciones.
En caso de desacuerdo en relación con los elementos a que se hace referencia en el apartado 8, la Comisión, en el plazo de cuatro meses a partir de la respuesta de la autoridad competente, podrá retirar su solicitud o convocar a la autoridad competente de que se trate y, si lo considera necesario, al GCG, para examinar el asunto. La Comisión expondrá pormenorizadamente sus razones para solicitar toda modificación de los planes de acción preventivos o de emergencia. La autoridad competente afectada tendrá plenamente en cuenta la motivación detallada de la Comisión.
Cuando proceda, la autoridad competente afectada modificará los planes de acción preventivos y de emergencia y hará públicos los planes de acción preventivos y de emergencia modificados.
Cuando la posición final de la autoridad competente afectada se aparte de la motivación detallada de la Comisión, dicha autoridad competente ofrecerá y publicará, en el plazo de dos meses a partir de la recepción de dicha motivación detallada de la Comisión, junto con su posición y la motivación detallada de la Comisión, los argumentos que sustentan su posición.
10. Para nuevas medidas no basadas en el mercado adoptadas el o después del 1 de noviembre de 2017, se aplicará el procedimiento previsto en el artículo 9, apartados 4, 6, 8 y 9.
11. Se garantizará la confidencialidad de la información delicada a efectos comerciales.
12. Los planes de acción preventivos y los planes de emergencia elaborados en virtud del Reglamento (UE) n.o 994/2010, actualizados de conformidad con dicho Reglamento, seguirán en vigor hasta que los planes de acción preventivos y los planes de emergencia a que se refiere el apartado 1 del presente artículo se elaboren por primera vez.
Artículo 9
Contenido de los planes de acción preventivos 1. Los planes de acción preventivos incluirán:
a)los resultados de la evaluación de riesgos y un resumen de los supuestos considerados, a que se refiere el artículo 7, apartado 4, letra c);
b)la definición de clientes protegidos y la información descrita en el artículo 6, apartado 1, párrafo segundo;
c)las medidas, los volúmenes y las capacidades necesarios para dar cumplimiento a las normas relativas a las infraestructuras y al suministro de gas, que se establece en los artículos 5 y 6, indicándose, en su caso, si las medidas que inciden en la demanda pueden compensar de manera suficiente y oportuna una interrupción del suministro de gas con arreglo al artículo 5, apartado 2, la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común en caso de aplicación del artículo 5, apartado 3, los volúmenes de gas necesarios por categoría de clientes protegidos y por supuesto a que se refiere el artículo 6, apartado 1, y toda norma de incremento del suministro de gas, incluida una justificación fehaciente del cumplimiento de las condiciones establecidas en el artículo 6, apartado 2, y una descripción de un mecanismo para reducir temporalmente toda norma de incremento del suministro de gas u obligación adicional de conformidad con el artículo 11, apartado 3;
d)las obligaciones impuestas a las empresas de gas natural, a las empresas eléctricas cuando proceda y a otros organismos pertinentes que puedan tener efectos en la seguridad del suministro de gas, tales como las obligaciones relativas al funcionamiento seguro de la red de gas;
e)las demás medidas preventivas concebidas para hacer frente a los riesgos determinados en la evaluación de riesgos, como las relativas a la necesidad de mejorar las interconexiones entre Estados miembros vecinos, seguir aumentando la eficiencia energética, reducir la demanda de gas y la posibilidad de diversificar las rutas y fuentes de suministro de gas y la utilización regional de las capacidades de almacenamiento y GNL existentes, si procede, con vistas a mantener el suministro de gas a todos los clientes en la medida de lo posible;
f)información sobre el impacto económico, la eficacia y la eficiencia de las medidas contenidas en el plan, incluidas las obligaciones mencionadas en la letra k);
g)una descripción de los efectos de las medidas incluidas en el plan sobre el funcionamiento del mercado interior de la energía, así como de los mercados nacionales, incluidas las obligaciones mencionadas en la letra k);
h)una descripción de los efectos de las medidas en el medio ambiente y los clientes;
i)los mecanismos que deben emplearse en el marco de la cooperación con otros Estados miembros, incluidos los mecanismos para preparar y aplicar los planes de acción preventivos y los planes de emergencia;
j)información sobre las interconexiones e infraestructuras existentes y futuras, incluidas las que ofrecen acceso al mercado interior, los flujos transfronterizos, el acceso transfronterizo a las instalaciones de almacenamiento y de GNL y la capacidad bidireccional, en particular en caso de emergencia;
k)información sobre todas las obligaciones de servicio público relacionadas con la seguridad del suministro de gas.
Podrá excluirse la información crítica relativa al primer párrafo, letras a), c) y d), que pudiera poner en peligro la seguridad del suministro de gas en caso de revelarse.
2. El plan de acción preventivo, en particular las actuaciones destinadas a cumplir la norma relativa a las infraestructuras contemplada en el artículo 5, tendrá en cuenta el plan decenal de desarrollo de la red en la Unión elaborado por la REGRT de Gas de conformidad con el artículo 8, apartado 10, del Reglamento (CE) n.o 715/2009.
3. El plan de acción preventivo se basará principalmente en medidas basadas en el mercado y no entrañará ninguna carga indebida para las empresas de gas natural ni repercutirá negativamente en el funcionamiento del mercado interior del gas.
4. Los Estados miembros y, en particular, sus autoridades competentes, garantizarán que todas las nuevas medidas preventivas no basadas en el mercado, como aquellas a que se refiere el anexo VIII, adoptadas el o después del 1 de noviembre de 2017, con independencia de que formen parte del plan de acción preventivo o se adopten posteriormente, cumplan los criterios establecidos en el artículo 6, apartado 2, párrafo primero.
5. La autoridad competente hará pública cualquier medida a que se refiere el apartado 4 que aún no se haya incluido en el plan de acción preventivo y notificará a la Comisión la descripción de tal medida y sus consecuencias en el mercado nacional de gas y, en la medida de lo posible, en los mercados de gas de otros Estados miembros.
6. Si la Comisión duda de que una medida a que se refiere el apartado 4 del presente artículo cumple los criterios establecidos en el artículo 6, apartado 2, párrafo primero, pedirá al Estado miembro afectado la notificación de una evaluación de impacto.
7. Una evaluación de impacto con arreglo al artículo 6 abarcará al menos lo siguiente:
a)las posibles consecuencias en el desarrollo del mercado nacional del gas y la competencia a escala nacional;
b)las posibles consecuencias en el mercado interior del gas;
c)las posibles consecuencias en la seguridad del suministro de gas de los Estados miembros vecinos, en particular en lo que se refiere a las medidas que podrían reducir la liquidez de los mercados regionales o restringir los flujos hacia Estados miembros vecinos;
d)los costes y beneficios, evaluados en comparación con medidas de mercado alternativas;
e)una evaluación de la necesidad y la proporcionalidad en relación con posibles medidas de mercado;
f)una apreciación de si la medida garantiza la igualdad de oportunidades para todos los participantes en el mercado;
g)
una estrategia de eliminación progresiva, la duración prevista de la medida proyectada y un calendario de revisión apropiado.
Los análisis a que se hace referencia en las letras a) y b) correrán a cargo de la autoridad reguladora nacional. La autoridad competente hará pública la evaluación de impacto y se notificará a la Comisión.
8. Cuando la Comisión, sobre la base de una evaluación de impacto, considere que es probable que la medida ponga en peligro la seguridad del suministro de gas de otros Estados miembros o de la Unión tomará una decisión en un plazo de cuatro meses a partir de la notificación de la evaluación de impacto que requiera, en la medida necesaria, que se modifique o retire la medida.
La medida adoptada solo entrará en vigor cuando haya sido aprobada por la Comisión o se haya modificado de conformidad con la decisión de la Comisión.
El plazo de cuatro meses comenzará a contar a partir del día siguiente a la recepción de la notificación completa. El plazo de cuatro meses podrá prorrogarse con el consentimiento de la Comisión y de la autoridad competente.
9. Cuando la Comisión, sobre la base de una evaluación de impacto, considere que la medida no cumple las condiciones establecidas en el artículo 6, apartado 2, párrafo primero, podrá formular un dictamen en los cuatro meses siguientes a la notificación de la evaluación de impacto. Será aplicable el procedimiento establecido en el artículo 8, apartados 8 y 9.
El plazo de cuatro meses comenzará a contar a partir del día siguiente a la recepción de la notificación completa. El plazo de cuatro meses podrá prorrogarse con el consentimiento de la Comisión y de la autoridad competente.
10. El artículo 8, apartado 9, se aplicará también a cualquier medida sujeta a lo dispuesto en los apartados 6 a 9 del presente artículo.
11. El plan de acción preventivo se actualizará cada cuatro años a partir del 1 de marzo de 2019, o con mayor frecuencia si las circunstancias lo exigieran o a petición de la Comisión. El plan actualizado reflejará la evaluación de riesgos actualizada y los resultados de las pruebas realizadas de conformidad con el artículo 10, apartado 3. El plan actualizado se regirá por el artículo 8.
Artículo 10
Contenido de los planes de emergencia
1. El plan de emergencia deberá:
a)basarse en los niveles de crisis a que se refiere el artículo 11, apartado 1;
b)determinar la función y las responsabilidades de las empresas de gas natural, de los gestores de red de transporte de electricidad, si procede, y de los clientes industriales de gas, incluidos los productores de electricidad pertinentes, teniendo en cuenta los distintos grados en que se verían afectados en caso de interrupción del suministro de gas, y su interacción con las autoridades competentes y, en su caso, con las autoridades reguladoras nacionales en cada uno de los niveles de crisis a que se refiere el artículo 11, apartado 1;
c)determinar la función y las responsabilidades de las autoridades competentes y de los demás organismos en que se hayan delegado tareas de conformidad con el artículo 3, apartado 2, en cada uno de los niveles de crisis a que se refiere el artículo 11, apartado 1;
d)asegurar que se conceda a las empresas de gas natural y a los clientes industriales de gas, incluidos los productores de electricidad pertinentes, suficientes posibilidades para reaccionar en cualquier nivel de crisis de los referidos en el artículo 11, apartado 1;
e)determinar, en su caso, las medidas y actuaciones necesarias para atenuar el impacto potencial de una interrupción del suministro de gas en la calefacción urbana y el suministro de electricidad generada a partir de gas, también a través de una visión integrada de las operaciones de los sistemas energéticos de electricidad y gas, si procede;
f)establecer las medidas y procedimientos detallados que habrán de seguirse en cada nivel de crisis de los referidos en el artículo 11, apartado 1, incluidos los correspondientes mecanismos para la transmisión de información;
g)designar a una persona para gestionar las crisis y definir su función;
h)determinar la contribución de las medidas basadas en el mercado para hacer frente a la situación en el nivel de alerta y atenuar la situación en el nivel de emergencia;
i)determinar la contribución de las medidas no basadas en el mercado previstas o que vayan a aplicarse en el nivel de emergencia y evaluar hasta qué punto es necesario recurrir a ellas para hacer frente a una crisis; se evaluarán los efectos de las medidas no basadas en el mercado y se establecerán procedimientos para su aplicación; solamente deberá recurrirse a medidas no basadas en el mercado cuando los mecanismos de mercado ya no puedan garantizar por sí solos los suministros, en particular a los clientes protegidos, o para la aplicación del artículo 13;
j)describir los mecanismos utilizados para cooperar con otros Estados miembros para cada nivel de crisis de los referidos en el artículo 11, apartado 1 y los acuerdos de intercambio de información entre las autoridades competentes;
k)detallar las obligaciones en materia de información impuestas a las empresas de gas natural y, en su caso, a las empresas eléctricas en los niveles de alerta y de emergencia;
l)describir las disposiciones técnicas o jurídicas vigentes para evitar un consumo de gas indebido por parte de clientes que estén conectados a una red de distribución o transporte de gas pero no son clientes protegidos;
m)describir las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras vigentes para aplicar las obligaciones en materia de solidaridad previstas en el artículo 13;
n)
estimación de los volúmenes de gas que puedan consumir los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad, que abarquen al menos los supuestos descritos en el artículo 6, apartado 1;
o)elaborar una lista de actuaciones predefinidas para garantizar la disponibilidad de gas en caso de emergencia, incluidos los acuerdos comerciales entre las partes interesadas en dichas actuaciones y, cuando proceda, los mecanismos de compensación para las empresas de gas natural, tomando debidamente en consideración la confidencialidad de la información delicada. Dichas actuaciones podrán incluir acuerdos transfronterizos entre Estados miembros o empresas de gas natural.
Para evitar un consumo de gas indebido durante una emergencia al que se refiere la letra l) del primer párrafo, o durante la aplicación de las medidas a que se refiere el artículo 11, apartado 3 y el artículo 13, la autoridad competente del Estado miembro afectado informará a los clientes que no son clientes protegidos de que deben interrumpir o reducir su consumo de gas evitando crear situaciones técnicamente inseguras.
2. El plan de emergencia se actualizará cada cuatro años a partir del 1 de marzo de 2019, o con mayor frecuencia si las circunstancias así lo exigieran o a petición de la Comisión. El plan actualizado reflejará la evaluación de riesgos actualizada y los resultados de las pruebas realizadas de conformidad con el apartado 3 del presente artículo. El plan actualizado se regirá por el artículo 8, apartados 4 a 11.
3. Las medidas, las actuaciones y los procedimientos que figuren en el plan de emergencia se pondrán a prueba al menos una vez entre sus actualizaciones cuatrienales periódicas, contempladas en el apartado 2. A fin de poner a prueba el plan de emergencia, la autoridad competente simulará supuestos de impacto alto y medio y las respuestas en tiempo real de acuerdo con dicho plan de emergencia. La autoridad competente presentará los resultados de las pruebas al GCG.
4. El plan de emergencia garantizará el mantenimiento del acceso transfronterizo a las infraestructuras con arreglo al Reglamento (CE) n.o 715/2009 en la medida en que ello sea posible desde los puntos de vista técnico y de la seguridad en caso de emergencia y no introducirá ninguna medida que restrinja indebidamente los flujos de gas a través de las fronteras.
Artículo 11
Declaración de crisis
1. Los tres niveles de crisis serán los siguientes:
a)nivel de alerta temprana («alerta temprana»): cuando exista información concreta, seria y fidedigna de que puede producirse un suceso susceptible de provocar un importante deterioro de la situación del suministro de gas y de desencadenar el nivel de alerta o de emergencia; el nivel de alerta temprana se podrá activar mediante un mecanismo de alerta temprana;
b)nivel de alerta («alerta»): cuando se produzca una interrupción del suministro de gas o la demanda de gas sea excepcionalmente elevada y ello provoque un importante deterioro de la situación del suministro de gas, pero el mercado todavía sea capaz de gestionar esa interrupción o demanda sin necesidad de recurrir a medidas no basadas en el mercado;
c)nivel de emergencia («emergencia»): en caso de demanda excepcionalmente elevada de gas, interrupción importante del suministro de gas u otro deterioro considerable de la situación del suministro de gas y se hayan aplicado todas las medidas basadas en el mercado pero el suministro de gas sea insuficiente para satisfacer la demanda restante de gas, de manera que deban introducirse adicionalmente medidas no basadas en el mercado con vistas, en particular, a salvaguardar el suministro de gas a los clientes protegidos de conformidad con el artículo 6.
2. Cuando la autoridad competente declare uno de los niveles de crisis a que se refiere el apartado 1 informará de inmediato a la Comisión, así como a las autoridades competentes de los Estados miembros con los que el Estado miembro de dicha autoridad competente está directamente conectado, y les proporcionará toda la información necesaria, en particular sobre la acción que pretende adoptar. En caso de tratarse de una emergencia que pueda resultar en una solicitud de asistencia de la Unión y sus Estados miembros, la autoridad competente del Estado miembro afectado informará de inmediato al Centro de Coordinación de la Respuesta a Emergencias (CECRE) de la Comisión.
3. Cuando un Estado miembro haya declarado una emergencia e indicado que se precisa una actuación transfronteriza, las normas de incremento de suministro de gas o las obligaciones adicionales impuestas en virtud del artículo 6, apartado 2 a las empresas de gas natural en otros Estados miembros del mismo grupo de riesgo, deberán reducirse temporalmente al nivel establecido en el artículo 6, apartado 1.
Las obligaciones establecidas en el presente apartado, párrafo primero, dejarán de aplicarse inmediatamente en cuanto la autoridad competente declare el fin de la emergencia, o cuando la Comisión considere, de conformidad con el apartado 8, párrafo primero, que la declaración de emergencia no, o ya no, se justifica.
4. Cuando la autoridad competente declare una emergencia, seguirá la acción definida previamente recogida en su plan de emergencia e informará de inmediato a la Comisión y a las autoridades competentes del grupo de riesgo, así como a las autoridades competentes de los Estados miembros con los que el Estado miembro de dicha autoridad competente está directamente conectado, en particular de la acción que pretende adoptar. En circunstancias extraordinarias debidamente justificadas, la autoridad competente podrá realizar actuaciones que se aparten del plan de emergencia. La autoridad competente informará de inmediato a la Comisión y a las autoridades competentes de su grupo de riesgo establecidas en el anexo I, así como a las autoridades competentes de los Estados miembros con los que el Estado miembro de dicha autoridad competente está directamente conectado de cualquier acción de este tipo y expondrá los motivos para tal desviación.
5. El gestor de red de transporte garantizará que, cuando se declare en un Estado miembro limítrofe una emergencia, la capacidad en los puntos de interconexión con dicho Estado miembro, independientemente de que dicha capacidad sea firme o interrumpible y de que haya sido reservada antes de la emergencia o durante esta, tenga prioridad sobre la capacidad concurrente en los puntos de salida hacia instalaciones de almacenamiento. El usuario de la red a cuya capacidad se ha dado prioridad pagará rápidamente una compensación justa al usuario de la red de la capacidad firme por la pérdida financiera sufrida como consecuencia de la priorización, incluido un reembolso proporcionado del coste de la interrupción de la capacidad firme. El proceso de determinación y pago de la compensación no afectará a la aplicación de la norma de prioridad.
6. Los Estados miembros y, en particular, las autoridades competentes velarán por que:
a)no se adopten medidas que restrinjan indebidamente el flujo de gas en el mercado interior en ningún momento;
b)no se adopten medidas que puedan hacer peligrar gravemente la situación del suministro de gas en otro Estado miembro, y
c)se mantenga el acceso transfronterizo a las infraestructuras con arreglo al Reglamento (CE) n.o 715/2009 en la medida en que ello sea posible desde los puntos de vista técnico y de la seguridad, de conformidad con el plan de emergencia.
7. Durante una emergencia, siempre que tenga motivos razonables, a petición del respectivo gestor de red de transporte de gas o electricidad, un Estado miembro podrá decidir conceder prioridad al suministro de gas a determinadas centrales eléctricas críticas alimentadas con gas frente al suministro de gas a determinadas categorías de clientes protegidos cuando la falta de suministro de gas a tales centrales de gas críticas:
a)pudiera causar daños graves al funcionamiento del sistema eléctrico, o bien
b)perjudicara a la producción y/o el transporte de gas.
Los Estados miembros basarán tales medidas en la evaluación de riesgos.
Las centrales de gas críticas a que se refiere el párrafo primero, junto con los posibles volúmenes de gas que estarían sujetos a tal medida, estarán claramente identificadas y se las incluirá en los capítulos regionales de los planes de acción preventivos y de emergencia. Su identificación se realizará en estrecha cooperación con los gestores de red de transporte del sistema eléctrico y de gas del Estado miembro afectado.
8. La Comisión verificará con la mayor prontitud, y en todo caso en un plazo de cinco días a partir de la recepción de la información a que se refiere el apartado 2 facilitada por la autoridad competente, si la declaración de emergencia está justificada de conformidad con el apartado 1, letra c), y si las medidas adoptadas se corresponden en el mayor grado posible con las actuaciones previstas en el plan de emergencia, no suponen una carga indebida para las empresas de gas natural y son conformes con el apartado 6. La Comisión podrá, a petición de otra autoridad competente o de empresas de gas natural o por propia iniciativa, pedir a la autoridad competente que modifique las medidas cuando estas sean contrarias a las condiciones recogidas en la primera frase del presente apartado. La Comisión podrá solicitar igualmente a la autoridad competente que declare el fin de la emergencia si concluye que la declaración de emergencia no está, o ya no está, justificada de conformidad con el apartado 1, letra c).
En un plazo de tres días a partir de la notificación de la solicitud de la Comisión, la autoridad competente modificará las medidas y lo notificará a la Comisión, o la informará de las razones por las que no está de acuerdo con la solicitud. En el último caso, la Comisión podrá, en un plazo de tres días a partir de que se le haya informado, modificar o retirar su solicitud o convocar, para examinar el asunto, a la autoridad competente o, en su caso, a las autoridades competentes de que se trate y, si lo considera necesario, al GCG. La Comisión expondrá pormenorizadamente sus razones para solicitar toda modificación de la actuación. La autoridad competente tendrá plenamente en cuenta la postura de la Comisión. Cuando la decisión final de la autoridad competente se aparte de la postura de la Comisión, la autoridad competente facilitará los argumentos que sustentan esa decisión.
9. Cuando la autoridad competente declare el fin de uno de los niveles de crisis a que se refiere el apartado 1, informará a la Comisión, así como a las autoridades competentes de los Estados miembros con los que el Estado miembro de dicha autoridad competente está directamente conectado.
Artículo 12
Respuestas de emergencia a escala regional y de la Unión
1. La Comisión podrá declarar una emergencia a escala regional o de la Unión a petición de una autoridad competente que haya declarado una situación de emergencia y previa verificación de conformidad con el artículo 11, apartado 8.
La Comisión declarará, según proceda, una emergencia a escala regional o de la Unión, a petición de al menos dos autoridades competentes que hayan declarado una situación de emergencia y previa verificación de conformidad con el artículo 11, apartado 8, y cuando las razones para esas emergencias estén relacionadas entre sí.
En todo caso, al declarar una emergencia a escala regional o de la Unión, la Comisión, sirviéndose de los medios de comunicación más adecuados a la situación, recabará los diferentes puntos de vista y tendrá debidamente en cuenta toda la información pertinente facilitada por las demás autoridades competentes. Cuando la Comisión considere, previa evaluación, que las razones subyacentes para la emergencia regional o de la Unión ya no justifican su mantenimiento, pondrá fin a la emergencia a escala regional o de la Unión y expondrá sus razones e informará al Consejo de su decisión.
2. La Comisión convocará al GCG tan pronto como declare una emergencia a escala regional o de la Unión.
3. En una situación de emergencia a escala regional o de la Unión, la Comisión coordinará las actuaciones de las autoridades competentes, teniendo plenamente en cuenta la información pertinente y los resultados obtenidos de la consulta con el GCG. En particular, la Comisión:
a)velará por el intercambio de información;
b)garantizará la coherencia y eficacia de las actuaciones en los niveles nacional y regional con respecto al nivel de la Unión;
c)y coordinará las actuaciones relativas a los terceros países.
4. La Comisión podrá convocar a un grupo de gestión de crisis compuesto por los gestores de crisis a que se refiere el artículo 10, apartado 1, letra g), de los Estados miembros afectados por la emergencia. La Comisión, de acuerdo con los gestores de crisis, podrá invitar a otras partes interesadas a participar en ese grupo. La Comisión velará por que se informe periódicamente al GCG acerca de las tareas emprendidas regularmente por el grupo de gestión de crisis.
5. Los Estados miembros y, en particular, las autoridades competentes velarán por que:
a)no se adopten medidas que restrinjan indebidamente el flujo de gas en el mercado interior en ningún momento, en particular el flujo de gas hacia los mercados afectados;
b)no se adopten medidas que puedan hacer peligrar gravemente la situación del suministro de gas en otro Estado miembro, y
c)se mantenga el acceso transfronterizo a las infraestructuras con arreglo al Reglamento (CE) n.o 715/2009 en la medida en que ello sea posible desde los puntos de vista técnico y de la seguridad, de conformidad con el plan de emergencia.
6. Si, a petición de una autoridad competente o una empresa de gas natural o por propia iniciativa, la Comisión considera que en una emergencia a escala regional o de la Unión, una actuación realizada por un Estado miembro o una autoridad competente o la conducta de una empresa de gas natural es contraria al apartado 5, pedirá al Estado miembro o a la autoridad competente que modifique su actuación o realice actuaciones para garantizar el cumplimiento del apartado 5, indicándole las razones para ello. Se tendrá debidamente presente la necesidad de que la red de gas funcione en todo momento de manera segura.
En un plazo de tres días a partir de la notificación de la solicitud de la Comisión, el Estado miembro o la autoridad competente modificará su actuación y lo notificará a la Comisión o le informará de las razones por las que no está de acuerdo con la solicitud. En tal caso, la Comisión, en un plazo de tres días a partir de que se le haya informado, podrá modificar o retirar su solicitud o convocar al Estado miembro o a la autoridad competente y, si la Comisión lo considera necesario, al GCG para examinar el asunto. La Comisión expondrá pormenorizadamente sus razones para solicitar toda modificación de la actuación. El Estado miembro o la autoridad competente tendrán plenamente en cuenta la postura de la Comisión. Cuando la decisión final de la autoridad competente o del Estado miembro se aparte de la postura de la Comisión, la autoridad competente o el Estado miembro facilitarán los argumentos que sustentan esa decisión.
7. La Comisión, previa consulta al GCG, elaborará una lista de reserva permanente para un grupo operativo de seguimiento integrado por expertos de la industria y representantes de la Comisión. El grupo operativo de seguimiento podrá desplegarse, en caso necesario, fuera de la Unión y deberá supervisar e informar acerca de los flujos de gas hacia la Unión, en cooperación con los terceros países de suministro y de tránsito.
8. La autoridad competente facilitará al (CECRE) de la Comisión la información relativa a cualquier necesidad de asistencia. El CECRE evaluará la situación global y asesorará sobre la asistencia que deba prestarse a los Estados miembros más afectados y, en su caso, a los terceros países.
Artículo 13
Solidaridad
1. Si un Estado miembro solicita la aplicación de las medidas de solidaridad en virtud del presente artículo, un Estado miembro directamente conectado al Estado miembro solicitante o, si él así lo dispusiera, su autoridad competente, su gestor de red de transporte, o su gestor de red de distribución tomará, sin crear en la medida de lo posible situaciones inseguras, las medidas necesarias para garantizar que el suministro de gas prestado en su territorio a clientes distintos de los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad, se interrumpa o se reduzca en la medida necesaria, mientras no se satisfaga el suministro de gas a los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad en el Estado miembro solicitante. El Estado miembro solicitante garantizará que se suministra efectivamente el volumen de gas correspondiente a los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad en su territorio.
En circunstancias excepcionales y previa petición debidamente motivada por el gestor pertinente de red de transporte de electricidad o gas a su autoridad competente, podrá proseguir también el suministro de gas a determinadas centrales eléctricas críticas alimentadas con gas, tal como se definen en el artículo 11, apartado 7, en el Estado miembro que proporciona solidaridad si la falta de suministro de gas a esas centrales ocasionara grave perjuicio al funcionamiento de la red eléctrica u obstaculizara la producción y/o transporte de gas.
2. Un Estado miembro también proporcionará las medidas de solidaridad a otro Estado miembro al que esté conectado a través de un tercer país a no ser que los flujos a través del tercer país estén restringidos. Esa ampliación de las medidas quedará sometida a acuerdo de los correspondientes Estados miembros que implicará, según proceda, al tercer país a través del que se conectan.
3. Las medidas de solidaridad se tomarán como último recurso y se aplicarán únicamente si el Estado miembro solicitante:
a)no ha sido capaz de cubrir el déficit de suministro de gas a los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad pese a la aplicación de la medida a que se refiere el artículo 11, apartado 3;
b)ha agotado todas las medidas basadas en el mercado y todas las medidas previstas en su plan de emergencia;
c)ha comunicado una petición expresa a la Comisión y a las autoridades competentes de todos los Estados miembros con los que está conectado directamente o, de conformidad con el apartado 2, a través de un tercer país, acompañada de una descripción de las medidas aplicadas mencionadas en la letra b) del presente apartado;
d)se compromete a pagar la compensación rápida y justa al Estado miembro que proporcione solidaridad de conformidad con el apartado 8.
4. Si hubiera más de un Estado miembro que pudiera proporcionar solidaridad a un Estado miembro solicitante, este deberá, previa consulta a todos los Estados miembros a que se haya solicitado que proporcionen solidaridad, buscar la oferta más ventajosa sobre la base de los costes, la rapidez de entrega, la fiabilidad y la diversificación de los suministros de gas Las ofertas que presenten los Estados miembros afectados deberán basarse en medidas voluntarias que incidan todo lo posible y durante todo el tiempo posible en la demanda, antes de recurrir a medidas no basadas en el mercado.
5. Cuando las medidas basadas en el mercado resulten insuficientes para el Estado miembro que proporciona su solidaridad para hacer frente al déficit de suministro de gas a los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad en el Estado miembro solicitante, el Estado miembro que proporciona su solidaridad podrá introducir medidas no basadas en el mercado para cumplir las obligaciones establecidas en los apartados 1 y 2.
6. La autoridad competente del Estado miembro solicitante informará de inmediato a la Comisión y a las autoridades competentes de los Estados miembros que proporcionen solidaridad cuando el suministro de gas a los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad en su territorio se lleve a cabo, o cuando las obligaciones en virtud de los apartados 1 y 2, se reduzcan, basándose en sus necesidades, o cuando se suspendan a petición del Estado miembro receptor de solidaridad.
7. Las obligaciones establecidas en los apartados 1 y 2 se aplicarán sin perjuicio del funcionamiento técnicamente seguro y fiable de la red de gas de un Estado miembro que proporcione solidaridad y del límite de la capacidad máxima de interconexión para exportación de la infraestructura del Estado miembro correspondiente hacia el Estado miembro solicitante. Las disposiciones técnicas, legales y financieras podrán reflejar esas circunstancias, en particular aquellas conforme a las cuales el mercado suministre la capacidad máxima de interconexión.
8. La solidaridad según el presente Reglamento se proporcionará sobre la base de compensaciones. El Estado miembro que solicite medidas de solidaridad pagará rápidamente una compensación justa, o garantizará su pronto pago, al Estado miembro que las proporcione. Dicha compensación justa abarcará al menos lo siguiente:
a)el gas suministrado al territorio del Estado miembro solicitante;
b)todos los demás costes pertinentes y razonables que se hayan producido en el ejercicio de la solidaridad, entre ellos, según proceda, los costes de las medidas que se hayan fijado de antemano;
c)el reembolso de toda compensación resultante de procedimientos judiciales, procedimientos de arbitraje o procedimientos similares y liquidaciones y costes relacionados con esos procedimientos en los que sean parte los Estados miembros que proporcionen solidaridad respecto a entidades participantes en el ejercicio de esa solidaridad.
La compensación justa a que hace referencia el párrafo primero incluirá, entre otras cosas, todos los costes razonables derivados de la obligación de pagar una compensación en virtud de los derechos fundamentales garantizados por el Derecho de la Unión y de las obligaciones internacionales aplicables al ejecutar el presente artículo en que incurra el Estado miembro que proporcione solidaridad así como los costes razonables en que incurra a raíz del pago de compensaciones de conformidad con la normativa nacional en materia de compensaciones.
A más tardar el 1 de diciembre de 2018, los Estados miembros adoptarán las medidas necesarias, en particular las disposiciones técnicas, legales y financieras con arreglo al apartado 10, para aplicar los párrafos primero y segundo del presente apartado,. Dichas medidas podrán establecer las modalidades prácticas para el pronto pago.
9. Los Estados miembros velarán por que las disposiciones del presente artículo se apliquen de conformidad con los Tratados, la Carta de los Derechos Fundamentales de la Unión Europea y las obligaciones internacionales aplicables. Los Estados miembros tomarán las medidas necesarias a tal efecto.
10. A más tardar el 1 de diciembre de 2018, las autoridades competentes adoptarán las medidas necesarias, incluso las acordadas en las disposiciones técnicas, legales y financieras, para garantizar, el suministro de gas a los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad en el Estado miembro solicitante acuerdo con los apartados 1 y 2. Las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras se acordarán entre los Estados miembros que estén conectados directamente o, de conformidad con el apartado 2, a través de un tercer país, y se describirán en sus respectivos planes de emergencia. Esas disposiciones podrán abarcar, entre otros, los siguientes elementos:
a)la seguridad operacional de las redes;
b)los precios del gas que se aplicarán y/o la metodología para fijarlos, teniendo en cuenta el impacto sobre el funcionamiento del mercado;
c)el uso de interconexiones, como la capacidad bidireccional y el almacenamiento subterráneo de gas;
d)los volúmenes de gas o la metodología para fijarlos;
e)categorías de costes que tendrán que quedar cubiertos mediante una compensación justa y rápida; ello podrá incluir perjuicios causados por la restricción de suministro a la industria;
f)una indicación del método de cálculo de la compensación justa.
La disposición financiera acordada entre Estados miembros antes de la solicitud de medidas de solidaridad contendrá disposiciones que permitan el cálculo de la compensación justa de al menos todos los costes pertinentes y razonables en que se incurra cuando se proporcione solidaridad y un compromiso de que se pagará dicha compensación.
Todo mecanismo de compensación contendrá incentivos para participar en soluciones basadas en el mercado, tales como subastas y mecanismos de respuesta a la demanda. No creará incentivos perversos, tampoco en términos financieros, que hagan que los agentes de mercado pospongan su intervención hasta que se apliquen medidas no basadas en el mercado. Los planes de emergencia contendrán todos los mecanismos de compensación o al menos su resumen.
11. Siempre que un Estado miembro pueda cubrir el consumo de gas de sus clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad a partir de su propia producción estará exento de la obligación de celebrar acuerdos técnicos, jurídicos y financieros con Estados miembros con los que esté conectado directamente o, de conformidad con el apartado 3, a través de un tercer país, con el fin de recibir solidaridad. Dicha exención no afectará a la obligación del Estado miembro en cuestión de proporcionar solidaridad a otros Estados miembros según el presente artículo.
12. A más tardar el 1 de diciembre de 2017 y previa consulta al GCG, la Comisión proporcionará orientación no vinculante jurídicamente respecto a los elementos clave de las disposiciones técnicas, legales y financieras, especialmente sobre cómo aplicar en la práctica los elementos descritos en los apartados 8 y 10.
13. En el caso de que, antes del 1 de octubre de 2018, los Estados miembros no estén de acuerdo sobre las disposiciones técnicas, legales y financieras necesarias, la Comisión podrá, previa consulta a las autoridades competentes correspondientes, proponer un marco para tales medidas que establezca los principios necesarios para que puedan entrar en funcionamiento y que se basará en la orientación de la Comisión expuesta en el apartado 12. Los Estados miembros ultimarán sus disposiciones antes del 1 de diciembre de 2018 teniendo en cuenta lo más posible la propuesta de la Comisión.
14. La aplicabilidad del presente artículo no se verá afectada si los Estados miembros no logran ponerse de acuerdo o no ultiman sus disposiciones técnicas, legales y financieras. De ser así, los Estados miembros afectados se pondrán de acuerdo sobre las medidas ad hoc necesarias y el Estado miembro que solicite las medidas de seguridad proporcionará un compromiso de conformidad con el apartado 3, letra d).
15. Las obligaciones detalladas en los apartados 1, y 2 del presente artículo dejarán de aplicarse de inmediato después de la declaración del fin de una emergencia o de que la Comisión concluya, de acuerdo con el artículo 11, apartado 8, párrafo primero, que no, o ya no, se justifica la misma.
16. En los casos en los que la Unión incurra en costes por causa de cualquier responsabilidad, con exclusión de la responsabilidad derivada de actos o conductas ilegales de las mencionadas en el artículo 340, párrafo segundo, del TFUE, derivada de medidas que los Estados miembros hayan tenido que adoptar en virtud del presente artículo, dichos costes le serán reembolsados por el Estado miembro que reciba solidaridad.
Artículo 14
Intercambio de información
1. Cuando un Estado miembro haya declarado uno de los niveles de crisis a los que se refiere el artículo 11, apartado 1, las empresas de gas natural afectadas facilitarán a diario a la autoridad competente del Estado miembro afectado, en particular, la siguiente información:
a)las previsiones de suministro de gas y demanda de gas diarios correspondientes a los tres días siguientes en millones de metros cúbicos por día (Mm (3)/d);
b)el flujo de gas diario en todos los puntos de entrada y salida transfronterizos, así como en todos los puntos de conexión a la red de una instalación de producción, una instalación de almacenamiento o una terminal de GNL, en millones de metros cúbicos por día (Mm (3)/d);
c)el período, expresado en días, durante el que se prevé que pueda garantizarse el suministro de gas a los clientes protegidos.
2. En caso de emergencia a escala regional o de la Unión, la Comisión podrá solicitar a la autoridad competente mencionada en el apartado 1 que le facilite sin demora como mínimo los siguientes datos:
a)la información que figura en el apartado 1;
b)información sobre las medidas programadas y sobre las ya aplicadas por la autoridad competente para atenuar la emergencia, e información sobre su eficacia;
c)las solicitudes de medidas adicionales que deban adoptar otras autoridades competentes;
d)las medidas aplicadas a petición de otras autoridades competentes.
3. Tras una emergencia, con la mayor prontitud y a más tardar seis semanas después del levantamiento de la emergencia, la autoridad competente mencionada en el apartado 1 facilitará a la Comisión una evaluación detallada de la emergencia y de la eficacia de las medidas aplicadas que incluirá una evaluación del impacto económico de la emergencia, el impacto en el sector de la electricidad y la asistencia que hayan prestado o se haya recibido la Unión y sus Estados miembros. Dicha evaluación se pondrá a disposición del GCG y se reflejará en las actualizaciones de los planes de acción preventivos y de los planes de emergencia.
La Comisión analizará las evaluaciones realizadas por las autoridades competentes e informará, de forma agregada, a los Estados miembros, al Parlamento Europeo y al GCG de los resultados de su análisis.
4. En circunstancias debidamente justificadas e independientemente de que se declare o no una emergencia, la autoridad competente del Estado miembro más afectado podrá exigir a las empresas de gas natural que proporcionen la información contemplada en el apartado 1 o la información adicional necesaria para evaluar la situación global del suministro de gas en el Estado miembro o en otros Estados miembros, incluida información contractual, distinta de la información sobre precios. La Comisión podrá solicitar a las autoridades competentes la información presentada por las empresas de gas natural conforme a este apartado, siempre que la misma información no se haya transmitido ya a la Comisión.
5. Cuando la Comisión considere que el suministro de gas en la Unión en su conjunto, o en una parte de ella, corre o puede correr un riesgo que puede llevar a la declaración de uno de los niveles de crisis a que se refiere el artículo 11, apartado 1, podrá exigir a las autoridades competentes interesadas que reúnan y le presenten la información necesaria para evaluar la situación del suministro de gas. La Comisión dará a conocer su evaluación al GCG.
6. Para que las autoridades competentes y la Comisión puedan evaluar la seguridad del suministro a escala nacional, regional y de la Unión, cada empresa de gas natural notificará:
a)a la autoridad competente afectada, los siguientes pormenores sobre los contratos de suministro de gas con una dimensión trasfronteriza y de duración superior a un año que hayan celebrado para el aprovisionamiento de gas:
i)la duración del contrato,
ii)volúmenes anuales contratados,
iii)los volúmenes diarios máximos contratados en caso de alerta o emergencia,
iv)los puntos de entrega acordados,
v)los volúmenes de gas mínimos diarios y mensuales,
vi)las condiciones para la suspensión del suministro de gas,
vii)una indicación de si el contrato, individualmente o conjuntamente con sus contratos con el mismo proveedor o sus empresas asociadas, alcanza o supera el umbral del 28 % en el Estado miembro más afectado, con arreglo al apartado 6, letra b);
b)a la autoridad competente del Estado miembro más afectado, inmediatamente después de su celebración o modificación, sus contratos de suministro de gas de duración superior a un año celebrados o modificados el o después del 1 de noviembre de 2017 que, individualmente o conjuntamente con sus contratos con el mismo proveedor o sus empresas asociadas, equivalgan al 28 % o más del consumo anual de gas de ese Estado miembro y que se calculará sobre la base de los datos disponibles más recientes. Además, a más tardar el 2 de noviembre de 2018 las empresas de gas natural notificarán a la autoridad competente todos los contratos existentes que cumplan las mismas condiciones. La obligación de notificación no abarcará la información sobre precios y no se aplicará a las modificaciones relacionadas únicamente con el precio del gas. La obligación de notificación también será aplicable a todos los acuerdos comerciales que sean pertinentes para la ejecución del contrato de suministro de gas con exclusión de la información sobre precios.
La autoridad competente notificará a la Comisión los datos enumerados en el párrafo primero, letra a), de forma anonimizada. En caso de celebración de nuevos contratos o de modificaciones de los contratos vigentes, se notificará todo el conjunto de datos antes del final de septiembre del año pertinente. Cuando la autoridad competente tenga dudas sobre si un contrato determinado obtenido en virtud del párrafo primero, letra b), supone un riesgo para la seguridad del suministro de gas de un Estado miembro o de una región, notificará el contrato a la Comisión.
7. En circunstancias debidamente justificadas por la necesidad de garantizar la transparencia de los contratos clave de suministro de gas pertinentes para la seguridad del suministro de gas, y cuando la autoridad competente del Estado miembro más afectado o la Comisión consideren que un contrato de suministro de gas puede suponer una amenaza para la seguridad del suministro de gas de un Estado miembro, de una región o de la Unión en su conjunto, la autoridad competente del Estado miembro o la Comisión podrán solicitar a la empresa de gas natural que presente el contrato, con exclusión de la información sobre precios, con miras a la evaluación de su impacto en la seguridad de suministro de gas. La solicitud se justificará y también podrá abarcar detalles de cualquier otro acuerdo comercial que sea pertinente para la ejecución del contrato de suministro de gas, con exclusión de la información sobre precios. La justificación incluirá la proporcionalidad de la carga administrativa que suponga.
8. Las autoridades competentes que reciban información sobre la base de los apartados 6, letra b), o 7 del presente artículo evaluarán la información recibida a efectos de seguridad del suministro de gas dentro del plazo de tres meses y presentarán los resultados de su evaluación a la Comisión.
9. La autoridad competente tomará en consideración la información recibida en virtud del presente artículo a la hora de elaborar la evaluación de riesgos, el plan de acción preventivo y el plan de emergencia o sus respectivas actualizaciones. La Comisión podrá adoptar un dictamen que proponga a la autoridad competente que modifique la evaluación de riesgo o los planes sobre la base de la información recibida en virtud del presente artículo. La autoridad competente afectada revisará la evaluación de riesgos y los planes correspondientes a que se refiera la petición de conformidad con el procedimiento establecido en el artículo 8, apartado 9.
10. A más tardar el 2 de mayo de 2019, los Estados miembros establecerán el régimen de sanciones aplicables en caso de incumplimiento de las disposiciones del apartado 6 o 7 del presente artículo por parte de las empresas de gas natural y adoptarán todas las medidas necesarias para garantizar su ejecución. Tales sanciones serán efectivas, proporcionadas y disuasorias.
11. A efectos del presente artículo, se entenderá por «el Estado miembro más afectado» el Estado miembro en el que una parte contratante de un contrato determinado realiza la mayor parte de sus ventas de gas o en el que están situados la mayor parte de sus clientes.
12. Todos los contratos e información contractual recibidos con arreglo a los apartados 6 y 7, así como las correspondientes evaluaciones realizadas por las autoridades competentes o la Comisión, serán confidenciales. Las autoridades competentes y la Comisión garantizarán su total confidencialidad.
Artículo 15
Secreto profesional
1. Toda información delicada a efectos comerciales recibida, intercambiada o transmitida conforme al artículo 14, apartados 4, 5, 6, 7 y 8 y al artículo 18, excluidos los resultados de las evaluaciones mencionadas en el artículo 14, apartados 3 y 5, será confidencial y estará sometida a las condiciones del secreto profesional expuestas en el presente artículo.
2. La obligación del secreto profesional se aplicará a las personas que reciban información confidencial de conformidad con el presente Reglamento:
a)las que trabajen o hayan trabajado para la Comisión;
b)los auditores y expertos que actúen por encargo de la Comisión;
c)las que trabajen o hayan trabajado para las autoridades competentes y reguladoras nacionales u otras autoridades pertinentes;
d)los auditores y expertos que actúen por encargo de las autoridades competentes y las autoridades reguladoras nacionales u otras autoridades pertinentes.
3. Salvo los supuestos regulados por el Derecho penal, por otras disposiciones del presente Reglamento u otra legislación pertinente de la Unión, la información confidencial recibida por razón de sus funciones por las personas mencionadas en el apartado 2 no podrá ser divulgada a ninguna persona o autoridad, salvo en forma resumida o agregada, de tal manera que no pueda identificarse a participantes en el mercado ni a mercados concretos.
4. Sin perjuicio de los casos cubiertos por el Derecho penal, la Comisión, las autoridades competentes y reguladoras nacionales, los órganos o personas que reciban información confidencial conforme al presente Reglamento podrán usarla solo en el cumplimiento de sus cometidos y para el ejercicio de sus funciones. Otras autoridades, organismos o personas podrán utilizar dicha información para el fin para el que se les haya proporcionado o en el marco de procedimientos administrativos o judiciales relacionados específicamente con el ejercicio de sus funciones.
Artículo 16
Cooperación con las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía
1. Cuando los Estados miembros y las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía cooperen en el proceso de establecimiento de evaluaciones de riesgos y en planes de acción preventivos y de emergencia, esa cooperación podrá comprender, en particular, la definición de la interacción y correlación de riesgos y las consultas para garantizar la coherencia transfronteriza de los planes de acción preventivos y de emergencia.
2. Por lo que respecta al apartado 1, las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía podrán participar en el GCG previa invitación de la Comisión en lo que respecta a todos los asuntos de preocupación mutua.
Artículo 17
Seguimiento por parte de la Comisión
La Comisión llevará a cabo un seguimiento permanente de las medidas destinadas a garantizar la seguridad del suministro de gas e informará con regularidad al GCG.
Sobre la base de las evaluaciones contempladas en el artículo 8, apartado 7, la Comisión, a más tardar el 1 de septiembre de 2023, extraerá conclusiones sobre las posibles maneras de incrementar la seguridad del suministro de gas a escala de la Unión y presentará un informe al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la aplicación del presente Reglamento, incluyendo, si procede, propuestas legislativas para su modificación.
Artículo 18
Notificaciones
La evaluación de riesgos, los planes de acción preventivos, los planes de emergencia y todos los demás documentos se notificarán a la Comisión por medios electrónicos a través de la plataforma CIRCABC.
Toda la correspondencia relacionada con una notificación se transmitirá por medios electrónicos.
Artículo 19
Ejercicio de la delegación
1. Se otorgan a la Comisión los poderes para adoptar actos delegados en las condiciones establecidas en el presente artículo.
2. Los poderes para adoptar actos delegados mencionados en el artículo 3, apartado 8, en el artículo 7, apartado 5 y en el artículo 8, apartado 5, se otorgan a la Comisión durante un período de cinco años a partir del 1 de noviembre de 2017. La Comisión elaborará un informe sobre la delegación de poderes a más tardar nueve meses antes de que finalice el período de cinco años. La delegación de poderes se prorrogará tácitamente por períodos de idéntica duración, excepto si el Parlamento Europeo o el Consejo se oponen a dicha prórroga a más tardar tres meses antes del final de cada período.
3. La delegación de poderes mencionada en el artículo 3, apartado 8, el artículo 7, apartado 5, y el artículo 8, apartado 5, podrá ser revocada en cualquier momento por el Parlamento Europeo o por el Consejo. La decisión de revocación pondrá término a la delegación de los poderes que en ella se especifiquen. La Decisión surtirá efecto al día siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea o en una fecha posterior indicada en la misma. No afectará a la validez de los actos delegados que ya estén en vigor.
4. Antes de la adopción de un acto delegado, la Comisión consultará a los expertos designados por cada Estado miembro de conformidad con los principios establecidos en el Acuerdo interinstitucional de 13 de abril de 2016 sobre la mejora de la legislación.
5. Tan pronto como la Comisión adopte un acto delegado lo notificará simultáneamente al Parlamento Europeo y al Consejo.
6. Los actos delegados adoptados en virtud del artículo 3, apartado 8, del artículo 7, apartado 5, y del artículo 8, apartado 5, entrarán en vigor únicamente si, en un plazo de dos meses desde su notificación al Parlamento Europeo y al Consejo, ni el Parlamento Europeo ni el Consejo formulan objeciones o si, antes del vencimiento de dicho plazo, tanto el uno como el otro informan a la Comisión de que no las formularán. El plazo se prorrogará dos meses a iniciativa del Parlamento Europeo o del Consejo.
Artículo 20
Excepciones
1. El presente Reglamento no se aplicará a Malta ni a Chipre mientras no dispongan de suministro de gas en sus respectivos territorios. En lo que respecta a Malta y Chipre, las obligaciones establecidas en las siguientes disposiciones, así como las opciones que esos Estados miembros tienen derecho a elegir de acuerdo con dichas disposiciones, deberán cumplirse y decidirse en el plazo establecido calculado a partir de la fecha en que se suministre gas por primera vez en sus respectivos territorios:
a)artículo 2, punto 5, artículo 3, apartado 2, artículo 7, apartado 5, y artículo 14, apartado 6, letra a): 12 meses;
b)artículo 6, apartado 1: 18 meses;
c)artículo 8, apartado 7: 24 meses;
d)artículo 5, apartado 4: 36 meses;
e)artículo 5, apartado 1: 48 meses.
Para cumplir con la obligación recogida en el artículo 5, apartado 1, Malta y Chipre podrán aplicar las disposiciones del artículo 5, apartado 2, incluso haciendo uso de medidas no basadas en el mercado que incidan en la demanda.
2. Las obligaciones relacionadas con el trabajo de los grupos de riesgo establecidas en los artículos 7 y 8 respecto a los grupos de riesgo del Corredor Meridional de Gas y del Mediterráneo oriental deberán empezar a aplicarse a partir de la fecha en que la principal infraestructura o el principal gasoducto realice su ensayo.
3. Mientras que Suecia tenga acceso al gas exclusivamente a través de las interconexiones con Dinamarca como única fuente de gas y como único suministrador suyo posible de medidas de solidaridad, Dinamarca y Suecia quedarán eximidas de la obligación expuesta en el artículo 13, apartado 10, de acordar disposiciones técnicas, legales y financieras a efectos de que Suecia proporcione solidaridad a Dinamarca. Esto no afectará a la obligación de Dinamarca de proporcionar solidaridad y acordar las disposiciones técnicas, legales y financieras necesarias a tal efecto conforme al artículo 13.
Artículo 21
Disposición derogatoria
Queda derogado el Reglamento (UE) n.o 994/2010.
Las referencias al Reglamento derogado se entenderán hechas al presente Reglamento y se leerán con arreglo a la tabla de correspondencias que figura en el anexo IX.
Artículo 22
Entrada en vigor
El presente Reglamento entrará en vigor a los cuatro días de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.
Será aplicable a partir del 1 de noviembre de 2017.
No obstante, el artículo 13, apartados 1 a 6, 8, párrafos primero y segundo, 14, y 15, se aplicarán a partir del 1 de diciembre de 2018.
El presente Reglamento será obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.
Hecho en Estrasburgo, el 25 de octubre de 2017.
Por el Parlamento Europeo
El Presidente
A. TAJANI
Por el Consejo
El Presidente
M. MAASIKAS
________________________
(1) DO C 487 de 28.12.2016, p. 70.
(2) Posición del Parlamento Europeo de 12 de septiembre de 2017 (pendiente de publicación en el Diario Oficial) y Decisión del Consejo de 9 de octubre de 2017.
(3) Directiva 2009/72/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y por la que se deroga la Directiva 2003/54/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 55).
(4) Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 94).
(5) Reglamento (CE) n.o 713/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, por el que se crea la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (DO L 211 de 14.8.2009, p. 1).
(6) Reglamento (CE) n.o 714/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, relativo a las condiciones de acceso a la red para el comercio transfronterizo de electricidad y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.o 1228/2003 (DO L 211 de 14.8.2009, p. 15).
(7) Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.o 1775/2005 (DO L 211 de 14.8.2009, p. 36).
(8) Reglamento (UE) n.o 994/2010 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 20 de octubre de 2010, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga la Directiva 2004/67/CE del Consejo (DO L 295 de 12.11.2010, p. 1).
(9) Decisión n.o 1313/2013/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 17 de diciembre de 2013, relativa a un Mecanismo de Protección Civil de la Unión (DO L 347 de 20.12.2013, p. 924).
(10) Directiva 2005/89/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 18 de enero de 2006, sobre las medidas de salvaguarda de la seguridad del abastecimiento de electricidad y la inversión en infraestructura (DO L 33 de 4.2.2006, p. 22).
(11) Directiva 2008/114/CE del Consejo, de 8 de diciembre de 2008, sobre la identificación y designación de infraestructuras críticas europeas y la evaluación de la necesidad de mejorar su protección (DO L 345 de 23.12.2008, p. 75).
(12) Reglamento (UE) n.o 312/2014 de la Comisión, de 26 de marzo de 2014, por el que se establece un código de red sobre el balance del gas en las redes de transporte (DO L 91 de 27.3.2014, p. 15).
(13) DO L 123 de 12.5.2016, p. 1.
(14) Reglamento (UE) n.o 347/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 17 de abril de 2013, relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas y por el que se deroga la Decisión no 1364/2006/CE y se modifican los Reglamentos (CE) n.o 713/2009, (CE) n.o 714/2009 y (CE) n.o 715/2009 (DO L 115 de 25.4.2013, p. 39).
ANEXO I
.
Cooperación regional
Los grupos de riesgo de Estados miembros que sirven como base para la cooperación asociada al riesgo a la que hace referencia el artículo 3, apartado 7, son los siguientes:
1.
Grupos de riesgo para el suministro de gas oriental:
a)
Ucrania: Bulgaria, Chequia, Alemania, Grecia, Croacia, Italia, Luxemburgo, Hungría, Austria, Polonia, Rumanía, Eslovenia y Eslovaquia;
b)
Bielorrusia: Bélgica, Chequia, Alemania, Estonia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Países Bajos, Polonia y Eslovaquia;
c)
Mar Báltico: Bélgica, Chequia, Dinamarca, Alemania, Francia Luxemburgo, Países Bajos, Austria, Eslovaquia y Suecia;
d)
Región nororiental: Estonia, Letonia, Lituania y Finlandia;
e)
Zona transbalcánica: Bulgaria, Grecia y Rumanía.
2.
Grupos de riesgo para el suministro de gas del mar del Norte:
a)
Noruega: Bélgica, Dinamarca, Alemania, Irlanda, España, Francia, Italia, Luxemburgo, Países Bajos, Portugal, Suecia y Reino Unido;
b)
Gas de bajo valor calorífico: Bélgica, Alemania, Francia y Países Bajos;
c)
Dinamarca: Dinamarca, Alemania, Luxemburgo, Países Bajos y Suecia;
d)
Reino Unido: Bélgica, Alemania, Irlanda, Luxemburgo, Países Bajos y Reino Unido.
3.
Grupos de riesgo para el suministro de gas del norte de África:
a)
Argelia: Grecia, España, Francia, Croacia Italia, Malta, Austria, Portugal y Eslovenia;
b)
Libia: Croacia, Italia, Malta Austria y Eslovenia.
4.
Grupos de riesgo para el suministro de gas sudoriental:
a)
Corredor Meridional de Gas — Caspio: Bulgaria, Grecia, Croacia, Italia, Hungría, Malta, Austria, Rumanía, Eslovenia y Eslovaquia;
b)
Mediterráneo oriental: Grecia, Italia, Chipre y Malta.
ANEXO II
.
Cálculo de la fórmula N – 1
1. Definición de la fórmula N – 1
La fórmula N – 1 describe la aptitud de la capacidad técnica, definida en el artículo 2, apartado 1, punto 18, del Reglamento (CE) n.o 715/2009, de la infraestructura de gas para satisfacer la demanda total de gas de la zona calculada en caso de indisponibilidad de la mayor infraestructura unitaria de gas durante un día de demanda de gas excepcionalmente elevada con una probabilidad estadística de producirse una vez cada veinte años.
La infraestructura de gas abarcará la red de transporte de gas, incluidas las interconexiones, así como las instalaciones de producción, de GNL y de almacenamiento conectadas a la zona calculada.
La capacidad técnica de todas las demás infraestructuras de gas en caso de indisponibilidad de la mayor infraestructura unitaria de gas deberá ser al menos equivalente a la suma de la demanda total de gas diaria de la zona calculada durante un día de demanda de gas excepcionalmente elevada con una probabilidad estadística de producirse una vez cada veinte años.
Los resultados de la fórmula N – 1, calculados como sigue, deberán ser como mínimo iguales al 100 %.
2. Método de cálculo de la fórmula N – 1 Formula, N – 1 ≥ 100 %
Los parámetros utilizados para el cálculo deberán describirse y justificarse claramente.
Para el cálculo de EPm se presentará una lista detallada de los puntos de entrada y su capacidad individual.
3. Definiciones de los parámetros de la fórmula N – 1 Por «zona calculada» se entiende una zona geográfica para la que se calcula la fórmula N – 1, tal como la determine la autoridad competente.
Definición relativa a la demanda
Por «Dmax» se entiende la demanda total de gas diaria (en millones de m3/d) de la zona calculada durante un día de demanda de gas excepcionalmente elevada con una probabilidad estadística de producirse una vez cada veinte años.
Definiciones relativas a la oferta
Por «EPm» o capacidad técnica de los puntos de entrada (en millones de m3/d), distintos de las instalaciones de producción, de GNL y de almacenamiento cubiertas por Pm, LNGm y Sm, se entiende la suma de la capacidad técnica de todos los puntos de entrada fronterizos que pueden suministrar gas a la zona calculada.
Por «Pm» o capacidad técnica de producción máxima (en millones de m3/d) se entiende la suma de la capacidad técnica de producción máxima diaria de todas las instalaciones de producción de gas que puede ser suministrada en los puntos de entrada de la zona calculada.
Por «Sm» o capacidad técnica máxima de extracción de almacenamiento (en millones de m3/d) se entiende la suma de la capacidad técnica máxima de extracción diaria de todas las instalaciones de almacenamiento que puede suministrarse en los puntos de entrada de la zona calculada, teniendo en cuenta sus respectivas características físicas.
Por «LNGm» o capacidad técnica máxima de instalación de GNL (en millones de m3/d) se entiende la suma de las capacidades técnicas máximas de emisión diarias ofrecidas por todas las instalaciones de GNL en la zona calculada, teniendo en cuenta elementos críticos como la descarga, los servicios auxiliares, el almacenamiento temporal y la regasificación del GNL, así como la capacidad técnica de emisión a la red.
Por «Im» se entiende la capacidad técnica de la mayor infraestructura unitaria de gas (en millones de m3/d) con la mayor capacidad para suministrar a la zona calculada. Cuando varias infraestructuras de gas estén conectadas a una infraestructura común ascendente o descendente de gas y no puedan gestionarse por separado, se considerarán una infraestructura unitaria de gas.
4. Cálculo de la fórmula N – 1 utilizando medidas relativas a la demanda Formula, N – 1 ≥ 100 %
Definición relativa a la demanda
Por «Deff» se entiende la parte (en millones de m3/d) de Dmax que, en caso de una interrupción del suministro de gas, puede cubrirse suficiente y oportunamente con medidas basadas en el mercado relativas a la demanda de conformidad con el artículo 9, apartado 1, letra c), y el artículo 5, apartado 2.
5. Cálculo de la fórmula N – 1 a nivel regional El área calculada recogida en el punto 3 se extenderá, en su caso, al nivel regional adecuado, según determinen las autoridades competentes de los Estados miembros implicados. El cálculo podrá extenderse también al nivel regional del grupo de riesgo, si así se aprueba junto con las autoridades competentes del grupo de riesgo. Para el cálculo de la formula N – 1 a escala regional se utilizará la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común. La mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para una región será la mayor infraestructura de gas de la región que contribuye directa o indirectamente al suministro de gas a los Estados miembros de esa región y se definirá en la evaluación de riesgos.
El cálculo de la fórmula N – 1 a nivel regional solo podrá sustituir al cálculo de la fórmula N – 1 a nivel nacional cuando la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común sea de gran importancia para el suministro de gas de todos los Estados miembros de que se trate de conformidad con la evaluación común de riesgos.
A nivel del grupo de riesgo, para los cálculos a que se refiere el artículo 7, apartado 4, se utilizará la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para los grupos de riesgo que se enumeran en el anexo I.
ANEXO III
.
Capacidad bidireccional permanente
1.
Para la ejecución de las disposiciones establecidas en el presente anexo, la autoridad reguladora nacional podrá actuar como autoridad competente si así lo decide el Estado miembro.
2.
Para dotar de capacidad bidireccional a una interconexión o aumentarla, u obtener o prorrogar una exención de esa obligación, los gestores de redes de transporte situados a ambos lados de la interconexión presentarán a sus autoridades competentes («autoridades competentes interesadas») y a sus autoridades reguladoras («autoridades reguladoras nacionales interesadas»), previa consulta a todos los gestores de redes de transporte potencialmente interesados:
a)
una propuesta, a fin de permitir una capacidad física permanente para transportar gas en ambas direcciones, de capacidad bidireccional permanente en relación con la dirección en sentido inverso («capacidad física de flujo inverso»), o
b)
una solicitud de exención de la obligación de implantar capacidad bidireccional.
Los gestores de redes de transporte harán lo posible por someter una propuesta conjunta o solicitar una exención. En caso de una propuesta que permita la capacidad bidireccional, los gestores de redes de transporte podrán presentar una propuesta motivada de distribución transfronteriza de costes. Esa presentación se efectuará a más tardar el 1 de diciembre de 2018 en el caso de todas las interconexiones existentes el 1 de noviembre de 2017, y después de la conclusión de la fase de estudio de viabilidad, pero antes del comienzo de la fase de diseño técnico pormenorizado en el caso de las nuevas interconexiones.
3.
Tras la recepción de la propuesta o de la solicitud de exención, las autoridades competentes interesadas consultarán sin demora a las autoridades competentes, y cuando estas no sean las autoridades competentes, a las autoridades reguladoras nacionales del Estado miembro que pudiera, de conformidad con la evaluación de riesgos, beneficiarse de la capacidad de flujo en sentido inverso, o, a la Agencia y a la Comisión sobre la propuesta o la solicitud de exención. Las autoridades consultadas podrán emitir un dictamen en el plazo de los cuatro meses siguientes a la recepción de la solicitud de consulta.
4.
Las autoridades reguladoras interesadas, en un plazo de seis meses a partir de la recepción de la propuesta conjunta y con arreglo al artículo 5, apartados 6 y 7, tras consultar a los promotores del proyecto interesados, tomarán medidas coordinadas sobre la distribución transfronteriza de los costes de inversión que deberá asumir cada uno de los gestores de redes de transporte del proyecto. Cuando las autoridades reguladoras nacionales interesadas no hayan llegado a un acuerdo en dicho plazo, informarán a las autoridades competentes interesadas sin demora.
5.
Las autoridades competentes interesadas, basándose en la evaluación de riesgos, en la información enunciada en el artículo 5, apartado 5, del presente Reglamento, en los dictámenes recibidos a raíz de la consulta efectuada de conformidad con el punto 3 del presente anexo, y teniendo en cuenta la seguridad de suministro de gas y la contribución al mercado interior del gas, tomarán una decisión coordinada. Esa decisión coordinada se tomará en el plazo de dos meses. Dicho plazo empezará a contar tras el período de cuatro meses que se permite para los dictámenes a que se refiere el punto 3 del presente anexo, a menos que todos los dictámenes se hayan recibido con anterioridad, o después del período de seis meses al que hace referencia el punto 4 del presente anexo para que las autoridades reguladoras interesadas adopten una decisión coordinada. Dicha decisión coordinada:
a)
aceptará la propuesta de capacidad bidireccional. Tal decisión incluirá un análisis de costes y beneficios, un calendario para la ejecución y las disposiciones para el uso posterior, e irá acompañada de la decisión coordinada sobre la distribución transfronteriza de costes a que se refiere el apartado 4 elaborada por las autoridades reguladoras interesadas;
b)
concederá o prorrogará una exención temporal por un plazo máximo de cuatro años, cuando el análisis de costes y beneficios incluido en la decisión muestre que la capacidad de flujo en sentido inverso no incrementaría la seguridad del suministro de gas de ningún Estado miembro pertinente o cuando los costes de inversión sean muy superiores a las ventajas previstas para la seguridad del suministro de gas, o
c)
exigirá a los gestores de las redes de transporte que modifiquen y vuelvan a presentar su propuesta o solicitud de exención en un plazo máximo de cuatro meses.
6.
Las autoridades competentes interesadas presentarán sin demora la decisión coordinada a las autoridades competentes y a las autoridades reguladoras nacionales que hayan sometido un dictamen con arreglo al punto 3, a las autoridades reguladoras interesadas, a la Agencia y a la Comisión, incluyendo los dictámenes recibidos en respuesta a la consulta de conformidad con el punto 3.
7.
En un plazo de dos meses a partir de la recepción de la decisión coordinada, las autoridades competentes a que se refiere el punto 6 podrán formular sus objeciones a la decisión coordinada y presentarlas a las autoridades competentes interesadas que la hayan adoptado, a la Agencia y a la Comisión. Las objeciones se limitarán a los hechos y a la evaluación, en particular la distribución transfronteriza de costes que no haya sido objeto de consulta de conformidad con el punto 3.
8.
En un plazo de tres meses a partir de la recepción de la decisión coordinada de conformidad con el punto 6, la Agencia formulará un dictamen sobre los elementos de la decisión coordinada en el que tendrá en cuenta cualquier posible objeción y lo presentará a todas las autoridades competentes interesadas, a las autoridades competentes a que se refiere el punto 6, y a la Comisión.
9.
En un plazo de cuatro meses a partir de la recepción del dictamen emitido por la Agencia con arreglo al punto 8, la Comisión podrá adoptar una decisión por la que solicite la modificación de la decisión coordinada. Cualquier decisión que tome la Comisión al respecto se adoptará con arreglo a los criterios establecidos en el punto 5, las razones para la decisión de las autoridades interesadas y el dictamen de la Agencia. Las autoridades competentes darán curso a la solicitud de la Comisión modificando su decisión en un plazo de cuatro semanas.
Si la Comisión no actúa en dicho plazo de cuatro meses, se considerará que no tiene objeciones contra la decisión de las autoridades competentes interesadas.
10.
Si las autoridades competentes interesadas no pudieran adoptar una decisión coordinada dentro del plazo establecido en el punto 5, o si las autoridades reguladoras interesadas no pudieran lograr un acuerdo sobre la distribución de costes dentro del plazo establecido en el punto 4, las autoridades competentes interesadas informarán a la Agencia y a la Comisión a más tardar el día de expiración de dicho plazo. En un plazo de cuatro meses a partir de la recepción de dicha información, la Comisión, tras la posible consulta con la Agencia, adoptará una decisión que incluya todos los elementos de una decisión coordinada como se enuncia en el punto 5, con la excepción de la distribución transfronteriza de costes, y presentará dicha decisión a las autoridades competentes interesadas y a la Agencia.
11.
Si la decisión de la Comisión prevista en el punto 10 del presente anexo requiere capacidad bidireccional, la Agencia adoptará una decisión que incluya la distribución transfronteriza de costes en consonancia con el artículo 5, apartado 7, del presente Reglamento en un plazo de tres meses a partir de la recepción de la decisión de la Comisión. Antes de adoptar tal decisión, la Agencia consultará a las autoridades reguladoras interesadas y a los gestores de las redes de transporte. El plazo de tres meses podrá prorrogarse por un plazo adicional de dos meses cuando la Agencia tenga que solicitar información adicional. El plazo adicional comenzará a contar a partir del día siguiente al de la recepción de la información completa.
12.
La Comisión, la Agencia, las autoridades competentes, las autoridades reguladoras nacionales y los gestores de la red de transmisión preservarán el carácter confidencial de la información delicada a efectos comerciales.
13.
Seguirán siendo válidas las exenciones de la obligación de permitir la capacidad bidireccional prevista en virtud del Reglamento (UE) n.o 994/2010, a menos que la Comisión o el otro Estado miembro interesado soliciten una revisión, o que expire su plazo de validez.
ANEXO IV
Modelo de evaluación común de riesgos
El siguiente modelo se rellenará en una lengua que se acuerde en el seno del grupo de riesgo.
Información general
—
Estados miembros del grupo de riesgo
—
Nombre de la autoridad competente responsable de la elaboración de la evaluación de riesgos (1)
1. Descripción de la red
Facilítese una breve descripción de las redes de gas del grupo de riesgo que incluya:
a)
las principales cifras de consumo de gas (2): consumo final de gas anual (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de consumidores (3), demanda máxima (total y desglose por categorías de clientes en millones de m3/día);
b)
una descripción del funcionamiento de la red de gas en el grupo de riesgo: flujos principales (entrada/salida/tránsito), capacidad de los puntos de entrada/salida de las infraestructuras hacia/desde la región y por Estados miembros, incluido el porcentaje de utilización, instalaciones de GNL (capacidad diaria máxima, porcentaje de utilización y régimen de acceso), etc.;
c)
un desglose, en la medida de lo posible, de las fuentes de importación de gas por países de origen (4);
d)
una descripción del papel de las instalaciones de almacenamiento pertinentes para el grupo de riesgo, incluido el acceso transfronterizo:
i)
la capacidad de almacenamiento (total y útil) con respecto a la demanda durante la temporada de calefacción,
ii)
la capacidad de extracción máxima diaria con distintos niveles de llenado (idealmente, con niveles de almacenamiento máximo y de final de temporada);
e)
una descripción del papel de la producción interior del grupo de riesgo:
i)
el volumen de la producción con respecto al consumo final de gas anual,
ii)
la capacidad de producción máxima diaria;
f)
una descripción de la función que desempeña el gas en la producción de electricidad (por ejemplo, importancia, papel de apoyo a las fuentes de energía renovables), incluyendo la capacidad de producción alimentada con gas (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total) y la cogeneración (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total).
2. Norma relativa a las infraestructuras (artículo 5) Descríbase el cálculo de la (s) fórmula (s) N – 1 a nivel regional del grupo de riesgo, si así se acuerda con las autoridades competentes del grupo de riesgo y la capacidad bidireccional ya existente, según se indica a continuación:
a)
fórmula N – 1
i)
la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para el grupo de riesgo;
ii)
el cálculo de la fórmula N-1 a nivel regional;
iii)
una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N-1, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro);
iv)
una indicación de las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas);
b)
capacidad bidireccional
i)
indíquense los puntos de interconexión dotados de capacidad bidireccional y la capacidad máxima de los flujos bidireccionales;
ii)
indíquense las disposiciones que regulan la utilización de la capacidad de flujo en sentido inverso (por ejemplo, capacidad interrumpible);
iii)
indíquense los puntos de interconexión en los casos en que se haya concedido una exención de conformidad con el artículo 5, apartado 4, la duración de la exención y las razones por las que se haya concedido.
3. Definición de los riesgos
Descríbase el principal riesgo transnacional por el que se creó el grupo, así como los factores de riesgo en varios casos que puedan hacer que dicho riesgo se materialice, su probabilidad y sus consecuencias.
Lista no exhaustiva de factores de riesgo que deben incluirse en la evaluación, solo si es aplicable de conformidad con la autoridad competente correspondiente:
a)
políticos
—
interrupción del suministro de gas procedente de terceros países por diversas razones,
—
inestabilidad política (en el país de origen o en el país de tránsito),
—
guerra/guerra civil (en el país de origen o en el país de tránsito),
—
terrorismo;
b)
tecnológicos
—
explosiones/incendios,
—
incendios (dentro de una instalación determinada),
—
fugas,
—
falta de mantenimiento adecuado,
—
averías de los equipos (arranque fallido, fallos durante el funcionamiento, etc.),
—
falta de electricidad (o de otra fuente de energía),
—
averías de las TIC (fallos del equipo o el soporte lógico, Internet, problemas del sistema SCADA, etc.),
—
ciberataques,
—
efectos de obras de excavación (perforación, hinca de pilotes), movimientos de tierras, etc;
c)
comerciales/relacionados con el mercado/financieros
—
acuerdos con proveedores de terceros países,
—
litigios comerciales,
—
control de las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro de gas por entidades de terceros países, lo cual puede entrañar, en particular, riesgos de inversión insuficiente, falta de diversificación o incumplimiento del Derecho de la Unión,
—
volatilidad de los precios,
—
inversión insuficiente,
—
demanda máxima súbita e inesperada,
—
otros riesgos que podrían dar lugar a deficiencias estructurales;
d)
sociales
—
huelgas (en diferentes sectores relacionados, como el sector del gas, los puertos, el transporte, etc.),
—
sabotajes,
—
vandalismo,
—
robos;
e)
naturales
—
terremotos,
—
corrimientos de tierras,
—
inundaciones (fuertes lluvias, crecidas de ríos),
—
tormentas (en el mar),
—
avalanchas,
—
condiciones climáticas extremas,
—
incendios (fuera de la instalación, como en bosques o prados cercanos, etc.).
Nota de análisis
a)
descríbase el riesgo transnacional más importante y otros factores de riesgo pertinentes para el grupo de riesgo, indicando su probabilidad e impacto, así como la interacción y correlación de riesgos entre los Estados miembros, según proceda;
b)
descríbanse los criterios utilizados para determinar si una red está expuesta a riesgos elevados/inaceptables;
c)
adjúntese una lista de los supuestos de riesgo pertinentes según las fuentes de riesgos y descríbase de qué manera se ha efectuado la selección;
d)
indíquese en qué medida se han tomado en consideración los supuestos elaborados por la REGRT de Gas.
4. Análisis y evaluación de riesgos
Analícese el conjunto de los supuestos de riesgo pertinentes indicados en el punto 3. En la simulación de supuestos de riesgo inclúyanse las medidas vigentes para garantizar la seguridad del suministro de gas, tales como la norma relativa a las infraestructuras calculada mediante la fórmula N-1 tal como se establece en el anexo II, punto 2, en su caso, y la norma relativa al suministro. Por cada supuesto de riesgo:
a)
descríbase detalladamente el supuesto de riesgo, incluyendo todas las hipótesis y, en su caso, las metodologías aplicadas para su cálculo;
b)
descríbanse detalladamente los resultados de las simulaciones realizadas, incluida una cuantificación de los impactos (por ejemplo, volúmenes de gas no suministrados, repercusiones socioeconómicas, efectos en la calefacción urbana e impacto en la producción de electricidad).
5. Conclusiones
Descríbanse los principales resultados de la evaluación común de riesgos, indicando los supuestos de riesgo que requieren medidas adicionales.
(1) Cuando esta tarea haya sido delegada por una autoridad competente, indíquese el nombre del organismo u organismos responsables de la elaboración de la presente evaluación de riesgos en su nombre.
(2) La primera evaluación incluirá datos de los dos últimos años. Las actualizaciones incluirán datos de los cuatro últimos años.
(3) Clientes industriales, producción de electricidad, calefacción urbana, vivienda y servicios y otros (especifíquese el tipo de clientes incluidos). Indíquese también el volumen de consumo de los clientes protegidos.
(4) Descríbase la metodología aplicada.
ANEXO V
Modelo de evaluación nacional de riesgos Información general
Nombre de la autoridad competente responsable que interviene en la elaboración de la presente evaluación de riesgos (1).
1. Descripción de la red
1.1. Facilítese una breve descripción consolidada de la red regional de gas para cada grupo de riesgo (2) de Estados miembros en los que participe el Estado miembro que abarque:
a)
las cifras principales de consumo de gas (3): consumo final anual de gas (en miles de millones de m3 y MWh) y desglose por tipo de cliente (4), demanda máxima (total y desglose por categorías de consumidores en millones de m3/día);
b)
una descripción del funcionamiento de la red o las redes de gas en los grupos de riesgo pertinentes: flujos principales (entrada/salida/tránsito), capacidad de los puntos de entrada/salida de las infraestructuras hacia/desde la región o regiones de los grupos de riesgo y por Estado miembro, incluido el porcentaje de utilización, instalaciones de GNL (capacidad diaria máxima, porcentaje de utilización y régimen de acceso), etc.;
c)
un desglose, en la medida de lo posible, en porcentajes de las fuentes de importación de gas por países de origen (5);
d)
una descripción del papel de las instalaciones de almacenamiento pertinentes para la región, incluido el acceso transfronterizo:
i)
la capacidad de almacenamiento (total y útil) con respecto a la demanda,
ii)
la capacidad de extracción máxima diaria con distintos niveles de llenado (idealmente, con niveles de almacenamiento máximo y de final de temporada);
e)
una descripción del papel de la producción interior del grupo o grupos de riesgo:
i)
el volumen de la producción con respecto al consumo final de gas anual,
ii)
la capacidad de producción máxima diaria y descripción de la manera en que puede satisfacer el consumo máximo diario;
f)
una descripción de la función que desempeña el gas en la producción de electricidad (por ejemplo, importancia, papel de apoyo a las fuentes de energía renovables), incluyendo la capacidad de producción alimentada con gas (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total) y la cogeneración (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total).
1.2. Facilítese una breve descripción de las redes de gas del Estado miembro que incluya:
a)
las cifras principales de consumo de gas: consumo final anual de gas (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de clientes, demanda máxima (en millones de m3/d);
b)
una descripción del funcionamiento de la red de gas a escala nacional, incluidas las infraestructuras [en la medida en que no esté cubierto por el punto 1.1.b)]; en su caso, inclúyase la red de bajo valor calorífico;
c)
una identificación de las infraestructuras clave pertinentes para la seguridad del suministro de gas;
d)
un desglose a escala nacional, en la medida de lo posible, de las fuentes de importación de gas por países de origen;
e)
una descripción del papel del almacenamiento, con indicación de:
i)
la capacidad de almacenamiento (total y útil) con respecto a la demanda durante la temporada de calefacción,
ii)
la capacidad de extracción máxima diaria con distintos niveles de llenado (idealmente, con niveles de almacenamiento máximo y de final de temporada);
f)
una descripción del papel de la producción interior, con indicación de:
i)
volumen de la producción con respecto al consumo final de gas anual,
ii)
capacidad de producción máxima diaria;
g)
una descripción de la función que desempeña el gas en la producción de electricidad (por ejemplo, importancia, papel de apoyo a las fuentes de energía renovables), incluyendo la capacidad de producción alimentada con gas (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total) y la cogeneración (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total).
2. Norma relativa a las infraestructuras (artículo 5) Descríbase cómo se da cumplimiento a la norma relativa a las infraestructuras, indicando los principales valores utilizados para la fórmula N – 1, otras opciones para su cumplimiento (con los Estados miembros conectados directamente, mediante medidas que inciden en la demanda) y la capacidad bidireccional ya existente, según se indica a continuación:
a)
fórmula N – 1
i)
la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas;
ii)
el cálculo de la fórmula N – 1 a nivel nacional;
iii)
una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas los valores intermedios empleadas para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro);
iv)
una indicación de las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas);
v)
una explicación de los resultados del cálculo de la fórmula N – 1 sobre la base de unos niveles de almacenamiento del 30 % y el 100 % del volumen máximo operativo;
vi)
una explicación de los principales resultados de la simulación de la fórmula N – 1 con un modelo hidráulico;
vii)
si así lo decide el Estado miembro, un cálculo de la fórmula N – 1 utilizando medidas que inciden en la demanda:
—
cálculo de la fórmula N – 1 de conformidad con el anexo II, punto 2,
—
descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo (si son distintas de las cifras descritas en el punto 2.a).iii,
—
indíquense las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas),
—
explíquense las medidas de mercado que inciden en la demanda adoptadas o por adoptar para compensar una interrupción del suministro de gas y su impacto esperado (Deff);
viii)
si así se acuerda con las autoridades competentes de los grupos de riesgo pertinentes o con los Estados miembros conectados directamente, cálculo (s) conjunto (s) de la fórmula N – 1:
—
cálculo de la fórmula N – 1 de conformidad con el anexo II punto 5,
—
descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidos los valores intermedios empleados para su cálculo (si son distintos de las cifras descritas en el punto 2).a).iii,
—
indíquense las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas),
—
explíquense las disposiciones acordadas para garantizar el cumplimiento de la fórmula N – 1;
b)
capacidad bidireccional
i)
indíquense los puntos de interconexión dotados de capacidad bidireccional y la capacidad máxima de los flujos bidireccionales;
ii)
indíquense las disposiciones que regulan la utilización de la capacidad de flujo en sentido inverso (por ejemplo, capacidad interrumpible);
iii)
indíquense los puntos de interconexión en los casos en que se haya concedido una exención de conformidad con el artículo 5, apartado 4, la duración de la exención y las razones por las que se haya concedido.
3. Definición de los riesgos
Descríbanse los factores de riesgo que podrían tener efectos negativos en la seguridad del suministro de gas en el Estado miembro en términos de probabilidad y consecuencias.
Lista no exhaustiva de tipos de factores de riesgo que deben incluirse en la evaluación, solo si es aplicable según la autoridad competente:
a)
políticos
—
interrupción del suministro de gas procedente de terceros países por diversas razones,
—
inestabilidad política (en el país de origen o en el país de tránsito),
—
guerra/guerra civil (en el país de origen o en el país de tránsito),
—
terrorismo;
b)
tecnológicos
—
explosiones/incendios,
—
incendios (dentro de una instalación determinada),
—
fugas,
—
falta de mantenimiento adecuado,
—
averías de los equipos (arranque fallido, fallos durante el funcionamiento, etc.),
—
falta de electricidad (o de otra fuente de energía),
—
averías de las TIC (fallos del equipo o el soporte lógico, Internet, problemas del sistema SCADA, etc.),
—
ciberataques,
—
efectos de obras de excavación (perforación, hinca de pilotes), movimientos de tierras, etc.;
c)
comerciales/relacionados con el mercado/financieros
—
acuerdos con proveedores de terceros países,
—
litigios comerciales,
—
control de las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro de gas por entidades de terceros países, lo cual puede entrañar, en particular, riesgos de inversión insuficiente, falta de diversificación o incumplimiento del Derecho de la Unión,
—
volatilidad de los precios,
—
inversión insuficiente,
—
demanda máxima súbita e inesperada,
—
otros riesgos que podrían dar lugar a deficiencias estructurales;
d)
sociales
—
huelgas (en diferentes sectores relacionados, como el sector del gas, los puertos, el transporte, etc.),
—
sabotajes,
—
vandalismo,
—
robos;
e)
naturales
—
terremotos,
—
corrimientos de tierras,
—
inundaciones (fuertes lluvias, crecidas de ríos),
—
tormentas (en el mar),
—
avalanchas,
—
condiciones climáticas extremas,
—
incendios (fuera de la instalación, como en bosques o prados cercanos, etc.);
Nota de análisis
a)
determínense los factores de riesgo pertinentes para el Estado miembro, indicando su probabilidad e impacto;
b)
descríbanse los criterios utilizados para determinar si una red está expuesta a riesgos elevados/inaceptables;
c)
adjúntese una lista de los supuestos de riesgo pertinentes según los factores de riesgo, indíquese su probabilidad y descríbase de qué manera se ha efectuado la selección.
4. Análisis y evaluación de riesgos
Analícese el conjunto de los supuestos de riesgo pertinentes indicados en el punto 3. En la simulación de supuestos de riesgo inclúyanse las medidas vigentes para garantizar la seguridad del suministro de gas, tales como la norma relativa a las infraestructuras calculada mediante la fórmula N – 1, tal como se establece en el anexo II, punto 2, y la norma relativa al suministro de gas. Por cada supuesto de riesgo:
a)
descríbase detalladamente el supuesto de riesgo, incluyendo todas las hipótesis y, en su caso, las metodologías aplicadas para su cálculo;
b)
descríbanse detalladamente los resultados de las simulaciones realizadas, incluida una cuantificación de los impactos (por ejemplo, volúmenes de gas no suministrados, repercusiones socioeconómicas, efectos en la calefacción urbana, impacto en la producción de electricidad).
5. Conclusiones
Descríbanse los principales resultados de la evaluación común de riesgos en la que haya participado el Estado miembro, indicando los supuestos de riesgo que requieren medidas adicionales.
(1) Cuando esta tarea haya sido delegada por la autoridad competente, indíquese el nombre del organismo u organismos responsables de la elaboración de la presente evaluación de riesgos en su nombre.
(2) En aras de la sencillez, procédase a la presentación de la información al nivel más elevado de los grupos de riesgo si fuera posible, y a la fusión de los datos en la medida necesaria.
(3) La primera evaluación incluirá datos de los dos últimos años. Las actualizaciones incluirán datos de los cuatro últimos años.
(4) Se incluirán los clientes industriales, producción de electricidad, calefacción urbana, vivienda y servicios y otros (especifíquese el tipo de clientes incluidos). Indíquese también el volumen de consumo de los clientes protegidos.
(5) Descríbase la metodología aplicada.
ANEXO VI
Modelo de plan de acción preventivo
Información general
—
Estados miembros del grupo de riesgo
—
Nombre de la autoridad competente responsable de la elaboración del plan (1).
1. Descripción de la red
1.1. Facilítese una breve descripción consolidada de la red regional de gas para cada grupo de riesgo (2) de Estados miembros en los que participe el Estado miembro que abarque:
a)
las principales cifras de consumo de gas (3): consumo final de gas anual (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de cliente (4), demanda máxima (total y desglose por categorías de consumidores en millones de m3/día);
b)
una descripción del funcionamiento de la red de gas de los grupos de riesgo: flujos principales (entrada/salida/tránsito), capacidad de los puntos de entrada/salida de las infraestructuras hacia/desde la región o regiones del grupo de riesgo y por Estados miembros, incluido el porcentaje de utilización, instalaciones de GNL (capacidad diaria máxima, porcentaje de utilización y régimen de acceso), etc.;
c)
un desglose, en la medida de lo posible, de las fuentes de importación de gas por países de origen (5);
d)
una descripción del papel de las instalaciones de almacenamiento pertinentes para la región, incluido el acceso transfronterizo:
i)
la capacidad de almacenamiento (total y útil) con respecto a la demanda durante la temporada de calefacción,
ii)
la capacidad de extracción máxima diaria con distintos niveles de llenado (idealmente, con niveles de almacenamiento máximo y de final de temporada);
e)
una descripción del papel de la producción interior de la región:
i)
volumen de la producción con respecto al consumo final de gas anual,
ii)
capacidad de producción máxima diaria;
f)
una descripción de la función que desempeña el gas en la producción de electricidad (por ejemplo, importancia, papel de apoyo a las fuentes de energía renovables), incluyendo la capacidad de producción alimentada con gas (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total) y la cogeneración (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total);
g)
una descripción del papel de las medidas de eficiencia energética y su efecto sobre el consumo final de gas anual.
1.2. Facilítese una breve descripción de la red de gas por Estado miembro que incluya:
a)
las principales cifras de consumo de gas: consumo final anual de gas (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de cliente, demanda máxima (en millones de m3/d);
b)
una descripción del funcionamiento de la red de gas a escala nacional, incluidas las infraestructuras [en la medida en que no esté cubierto por el punto 1.1.b)];
c)
una identificación de las infraestructuras clave pertinentes para la seguridad del suministro;
d)
un desglose a escala nacional, en la medida de lo posible, de las fuentes de importación de gas por países de origen;
e)
una descripción de la función que desempeña el almacenamiento en el Estado miembro, con indicación de:
i)
la capacidad de almacenamiento (total y útil) con respecto a la demanda durante la temporada de calefacción;
ii)
la capacidad de extracción máxima diaria con distintos niveles de llenado (idealmente, con niveles de almacenamiento máximo y de final de temporada).
f)
una descripción del papel de la producción interior, con indicación:
i)
del volumen de la producción con respecto al consumo final anual de gas;
ii)
de la capacidad de producción máxima diaria.
g)
una descripción de la función que desempeña el gas en la producción de electricidad (por ejemplo, importancia, papel de apoyo a las fuentes de energía renovables), incluyendo la capacidad de producción alimentada con gas (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total) y la cogeneración (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total);
h)
una descripción del papel de las medidas de eficiencia energética y su efecto sobre el consumo final de gas anual.
2. Resumen de la evaluación de riesgos
Descríbanse brevemente los resultados de la evaluación de riesgos comunes y nacionales pertinentes realizada de conformidad con el artículo 7, incluyendo:
a)
la lista de los supuestos evaluados y una breve descripción de las hipótesis aplicadas para cada uno de ellos, así como los riesgos y deficiencias detectados;
b)
las principales conclusiones de la evaluación de riesgos.
3. Norma relativa a las infraestructuras (artículo 5) Descríbase cómo se da cumplimiento a la norma relativa a las infraestructuras, indicando los principales valores utilizados para la fórmula N – 1, otras opciones para su cumplimiento (con los Estados miembros vecinos, mediante medidas que inciden en la demanda) y la capacidad bidireccional ya existente, según se indica a continuación:
3.1. Fórmula N – 1
i)
la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para la región;
ii)
el cálculo de la fórmula N – 1 a nivel regional;
iii)
una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro);
iv)
una indicación de las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas).
3.2. Nivel nacional
a)
fórmula N – 1
i)
la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas;
ii)
el cálculo de la fórmula N – 1 a nivel nacional;
iii)
una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas los valores intermedios empleadas para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro);
iv)
una indicación de las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas);
v)
si así lo decide el Estado miembro, cálculo de la fórmula N – 1 utilizando medidas que inciden en la demanda:
—
el cálculo de la fórmula N – 1 con arreglo al anexo II, punto 2,
—
una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo (si son distintas de las cifras descritas en el punto 3.a).iii. del presente anexo),
—
una indicación de las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas),
—
una explicación de las medidas de mercado que inciden en la demanda adoptadas o por adoptar para compensar una interrupción del suministro de gas y su impacto esperado (Deff);
vi)
si así se acuerda con las autoridades competentes de los grupos de riesgo pertinentes o con los Estados miembros conectados directamente, cálculo (s) conjunto (s) de la fórmula N – 1:
—
el cálculo de la fórmula N – 1 con arreglo al anexo II, punto 5,
—
una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidos los valores intermedios empleados para su cálculo (si son distintos de las cifras descritas en el punto 3.a).iii) del presente anexo),
—
una indicación de las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas),
—
una explicación de las disposiciones acordadas para garantizar cumplimiento de la fórmula N – 1;
b)
capacidad bidireccional
i)
indíquense los puntos de interconexión dotados de capacidad bidireccional y la capacidad máxima de los flujos bidireccionales;
ii)
indíquense las disposiciones que regulan la utilización de la capacidad de flujo en sentido inverso (por ejemplo, capacidad interrumpible);
iii)
Indíquense los puntos de interconexión en los casos en que se haya concedido una exención de conformidad con el artículo 5, apartado 4, la duración de la exención y las razones por las que se haya concedido.
4. Cumplimiento de la norma relativa al suministro (artículo 6) Descríbanse las medidas adoptadas para dar cumplimiento a la norma relativa al suministro, así como a cualesquiera normas de incremento del suministro u obligaciones adicionales impuestas por razones de seguridad del suministro de gas:
a)
definición de clientes protegidos aplicada, incluyendo las categorías de clientes cubiertos y su consumo anual de gas (por categoría, valor neto y porcentaje del consumo final nacional de gas anual);
b)
volúmenes de gas necesarios para dar cumplimiento a la norma relativa al suministro en función de los supuestos descritos en el artículo 6, apartado 1, párrafo primero;
c)
capacidad necesaria para dar cumplimiento a la norma relativa al suministro en función de los supuestos descritos en el artículo 6, apartado 1, párrafo primero;
d)
medida (s) vigentes para dar cumplimiento a la norma relativa al suministro:
i)
una descripción de la (s) medida (s);
ii)
destinatarios;
iii)
si existe, descríbase el sistema de control previo del cumplimiento de la norma relativa al suministro;
iv)
régimen de sanciones, si procede;
v)
descríbanse, con respecto a cada medida:
—
el impacto económico, la eficacia y la eficiencia de la medida,
—
los efectos de la medida en el medio ambiente,
—
los efectos de las medidas en los consumidores,
vi)
cuando se apliquen medidas no basadas en el mercado (por medida):
—
justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado),
—
justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la que las medidas no basadas en el mercado son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado),
—
preséntese un análisis de los efectos de esa medida:
1)
en la seguridad del suministro de otro Estado miembro;
2)
en el mercado nacional;
3)
en el mercado interior;
vii)
cuando se adopten medidas el o después del 1 de noviembre de 2017, facilítese un breve resumen de la evaluación de impacto o indíquese un enlace a la evaluación pública de impacto de la (s) medida (s), realizada de conformidad con el artículo 9, apartado 4;
e)
si procede, descríbanse cualesquiera normas de incremento del suministro u obligaciones adicionales impuestas por razones de seguridad del suministro de gas:
i)
una descripción de la (s) medida (s);
ii)
el mecanismo para volver a los valores habituales en un espíritu de solidaridad y de conformidad con el artículo 13;
iii)
si procede, descríbanse cualesquiera nuevas normas de incremento del suministro u obligaciones adicionales impuestas por razones de seguridad del suministro de gas adoptadas el o después del 1 de noviembre de 2017;
iv)
destinatarios;
v)
volúmenes de gas y capacidades afectados;
vi)
indíquese cómo cumple esta medida las condiciones establecidas en el artículo 6, apartado 2.
5. Medidas preventivas
Descríbanse las medidas preventivas en vigor o pendientes de adopción:
a)
descríbase cada una de las medidas preventivas adoptadas por cada riesgo determinado de conformidad con la evaluación de riesgos, incluyendo una descripción de:
i)
su dimensión nacional o regional;
ii)
su impacto económico, su eficacia y su eficiencia;
iii)
su impacto en los clientes.
Cuando proceda, inclúyanse:
—
medidas para mejorar las interconexiones entre Estados miembros vecinos,
—
medidas para diversificar las rutas y fuentes de suministro de gas,
—
medidas para proteger las infraestructuras clave pertinentes para la seguridad del suministro en relación con el control por parte de entidades de terceros países (incluyendo, en su caso, la normativa general o específica del sector en materia de estudios previos de inversión, los derechos especiales de algunos accionistas, etc.);
b)
descríbanse otras medidas adoptadas por motivos distintos de la evaluación de riesgos, pero con un impacto positivo para la seguridad del suministro del Estado miembro del/de los grupo (s) riesgo pertinente (s).
c)
cuando se apliquen medidas no basadas en el mercado (por medida):
i)
justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado);
ii)
justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la que las medidas no basadas en el mercado son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado);
iii)
preséntese un análisis de los efectos de esa medida:
—
justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado),
—
justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la que las medidas no basadas en el mercado son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado),
—
preséntese un análisis de los efectos de esa medida:
1)
en la seguridad del suministro de otro Estado miembro,
2)
en el mercado nacional,
3)
en el mercado interior;
4)
explíquese hasta qué punto se ha considerado adoptar medidas en pro de la eficiencia, incluidas medidas que inciden en la demanda, para aumentar la seguridad del suministro,
5)
explíquese en qué medida se han tenido en cuenta las fuentes de energía renovables para aumentar la seguridad del suministro.
6. Otras medidas y obligaciones (por ejemplo, funcionamiento seguro de la red) Descríbanse otras medidas y obligaciones impuestas a las empresas de gas natural y otros organismos pertinentes que puedan incidir en la seguridad del suministro de gas, como las obligaciones de funcionamiento seguro de la red, indicando quiénes resultarían afectados por esa obligación, así como los volúmenes de gas correspondientes. Indíquense con precisión los calendarios y modalidades de aplicación de dichas medidas.
7. Proyectos de infraestructuras
a)
descríbanse los proyectos de infraestructuras futuros, entre ellos los proyectos de interés común de los grupos de riesgo pertinentes, indicando el calendario previsto para su ejecución, las capacidades y la incidencia estimada en la seguridad del suministro de gas en el grupo de riesgo;
b)
indíquese cómo tomarán en consideración los proyectos de infraestructuras el plan decenal de desarrollo de la red en la Unión elaborado por la REGRT de Gas de conformidad con el artículo 8, apartado 10, del Reglamento (CE) n.o 715/2009.
8. Obligaciones de servicio público relativas a la seguridad del suministro Indíquense y descríbanse brevemente las obligaciones de servicio público vigentes relacionadas con la seguridad del suministro (adjúntense anexos con información más detallada). Explíquese claramente quién ha de cumplir tales obligaciones y cómo ha de hacerlo. Si procede, indíquese cuándo se activarían esas obligaciones de servicio público y cuáles serían sus modalidades de aplicación.
9. Consultas con las partes interesadas De conformidad con el artículo 8, apartado 2 del presente Reglamento, descríbase el mecanismo utilizado para la elaboración de este plan y del plan de emergencia, así como los resultados de las consultas con:
a)
las empresas de gas;
b)
las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los clientes domésticos;
c)
las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los clientes industriales de gas, incluidos los productores de electricidad;
d)
la autoridad reguladora nacional.
10. Dimensión regional
Indíquense todas las circunstancias y medidas nacionales pertinentes para la seguridad de suministro y que no hayan quedado cubiertas en las secciones anteriores del presente plan.
Indíquese cómo se han considerado los posibles comentarios recibidos de resultas de la consulta descrita en el artículo 8, apartado 2.
11.1. Cálculo del N – 1 en el nivel del grupo de riesgo si así lo acordaron las autoridades competentes del grupo de riesgo Fórmula N – 1
a)
la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para el grupo de riesgo;
b)
el cálculo de la fórmula N – 1 en el nivel del grupo de riesgo;
c)
una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro);
d)
una indicación de las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas).
11.2. Desarrollo de mecanismos de cooperación Descríbanse los mecanismos empleados para la cooperación entre los Estados miembros de los grupos de riesgo pertinentes, en particular a fin de elaborar medidas transfronterizas en el plan de acción preventivo y en el plan de emergencia.
Descríbanse los mecanismos empleados para la cooperación con otros Estados miembros para la creación y adopción las disposiciones necesarias para la aplicación del artículo 13.
11.3. Medidas preventivas
Descríbanse las medidas preventivas existentes o que se habrán de adoptar en el grupo de riesgo o como resultado de acuerdos regionales:
a)
descríbase cada una de las medidas preventivas adoptadas por cada riesgo determinado de conformidad con la evaluación de riesgos, incluyendo una descripción de:
i)
su impacto en los Estados miembros del grupo de riesgo;
ii)
su impacto económico, su eficacia y su eficiencia;
iii)
sus efectos en el medio ambiente;
iv)
su impacto en los clientes.
Cuando proceda, inclúyanse:
—
medidas para mejorar las interconexiones entre Estados miembros vecinos,
—
medidas para diversificar las rutas y fuentes de suministro de gas,
—
medidas para proteger las infraestructuras clave pertinentes para la seguridad del suministro en relación con el control por parte de entidades de terceros países (incluyendo, en su caso, la normativa general o específica del sector en materia de estudios previos de inversión, los derechos especiales de algunos accionistas, etc.);
b)
descríbanse otras medidas adoptadas por motivos distintos de la evaluación de riesgos, pero con un impacto positivo para la seguridad del suministro del grupo de riesgo.
c)
cuando se apliquen medidas no basadas en el mercado (por medida):
i)
justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado);
ii)
justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la que las medidas no basadas en el mercado son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado);
iii)
preséntese un análisis de los efectos de esa medida:
—
justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado),
—
justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la que las medidas no basadas en el mercado son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado),
—
preséntese un análisis de los efectos de esa medida:
1)
en la seguridad del suministro de otro Estado miembro,
2)
en el mercado nacional,
3)
en el mercado interior;
d)
Explíquese hasta qué punto se ha considerado adoptar medidas en pro de la eficiencia, incluidas medidas que inciden en la demanda, para aumentar la seguridad del suministro;
e)
Explíquese en qué medida se han tenido en cuenta las fuentes de energía renovables para aumentar la seguridad del suministro.
(1) Cuando esta tarea haya sido delegada por una autoridad competente, indíquese el nombre del organismo u organismos responsables de la elaboración del presente plan en su nombre.
(2) En aras de la sencillez, procédase a una presentación de la información al nivel más elevado de los grupos de riesgo si fuera posible, y a la fusión de los datos en la medida necesaria.
(3) El primer plan incluirá datos de los dos últimos años. Las actualizaciones incluirán datos de los cuatro últimos años.
(4) Se incluirán los clientes industriales, producción de electricidad, calefacción urbana, vivienda y servicios y otros (especifíquese el tipo de clientes incluidos).
(5) Descríbase la metodología aplicada.
ANEXO VII
Modelo de plan de emergencia
Información general
Nombre de la autoridad competente responsable de la elaboración del presente plan (1).
1. Definición de los niveles de crisis
a)
indíquense el organismo responsable de la declaración de cada nivel de crisis y los procedimientos que se han de seguir en cada caso para tales declaraciones;
b)
cuando existan, descríbanse los indicadores o parámetros utilizados para examinar si un suceso puede dar lugar a un importante deterioro de la situación del suministro y para decidir declarar un determinado nivel de crisis.
2. Medidas que deben adoptarse por niveles de crisis (2) 2.1. Alerta temprana
Indíquense las medidas que deben aplicarse en esta fase y, con respecto a cada una de ellas:
i)
añádase una breve descripción de la medida y de los principales intervinientes;
ii)
descríbase el procedimiento que deba seguirse, en su caso;
iii)
indíquese la contribución esperada de la medida para hacer frente a las consecuencias de cualquier suceso o prepararse antes de que ocurra;
iv)
descríbanse los flujos de información entre los intervinientes.
2.2. Nivel de alerta
a)
indíquense las medidas que deben aplicarse en esta fase y, con respecto a cada una de ellas:
i)
añádase una breve descripción de la medida y de los principales intervinientes;
ii)
descríbase el procedimiento que deba seguirse, en su caso;
iii)
indíquese de qué modo se espera contribuya la medida a hacer frente a la situación en el nivel de alerta;
iv)
descríbanse los flujos de información entre los intervinientes;
b)
detállense las obligaciones en materia de información impuestas a las empresas de gas natural en el nivel de alerta.
2.3. Nivel de emergencia
a)
elabórese una lista de acciones predefinidas que incidan en la oferta y la demanda para poner a disposición gas en caso de emergencia, incluidos los acuerdos comerciales entre las partes que intervengan en dichas acciones y, cuando proceda, los mecanismos de compensación para las empresas de gas natural;
b)
indíquense las medidas basadas en el mercado que deben aplicarse en esta fase y, con respecto a cada una de ellas:
i)
añádase una breve descripción de la medida y de los principales intervinientes;
ii)
descríbase el procedimiento que deba seguirse;
iii)
indíquese de qué modo se espera contribuya la medida a atenuar la situación en el nivel de emergencia;
iv)
descríbanse los flujos de información entre los intervinientes;
c)
indíquense las medidas no basadas en el mercado previstas o que vayan a aplicarse en el nivel de emergencia y, con respecto a cada una de ellas:
i)
añádase una breve descripción de la medida y de los principales intervinientes;
ii)
preséntese una evaluación de la necesidad de dicha medida para hacer frente a una crisis, incluido su grado de utilización;
iii)
descríbase detalladamente el procedimiento de aplicación de la medida (indicando, por ejemplo, qué circunstancias darían lugar a la introducción de esta medida y quién decidiría su aplicación);
iv)
indíquese de qué modo se espera contribuya la medida a atenuar la situación en el nivel de emergencia como complemento de las medidas basadas en el mercado;
v)
evalúense los demás efectos de la medida;
vi)
justifíquese la conformidad de la medida con las condiciones establecidas en el artículo 11, apartado 6;
vii)
descríbanse los flujos de información entre los intervinientes;
d)
detállense las obligaciones en materia de información impuestas a las empresas de gas natural.
3. Medidas específicas para la electricidad y la calefacción urbana
a)
calefacción urbana
i)
descríbase brevemente el posible impacto de una interrupción del suministro de gas en el sector de la calefacción urbana;
ii)
indíquense las medidas y acciones que deben adoptarse para atenuar el impacto potencial de una interrupción del suministro de gas en el sector de la calefacción urbana. Indíquese, si no, por qué no resulta adecuada la adopción de medidas específicas;
b)
suministro de electricidad producida a partir del gas
i)
descríbase brevemente el posible impacto de una interrupción del suministro de gas en el sector de la electricidad;
ii)
indíquense las medidas y acciones que deben adoptarse para atenuar el impacto potencial de una interrupción del suministro de gas en el sector de la electricidad. Indíquese, si no, por qué no resulta adecuada la adopción de medidas específicas;
iii)
indíquense los mecanismos o disposiciones existentes para garantizar la debida coordinación, incluyendo el intercambio de información entre los principales intervinientes de los sectores del gas y la electricidad, en particular los gestores de redes de transporte, en diferentes niveles de crisis.
4. Persona o equipo para gestionar las crisis Identifíquese a la persona encargada de gestionar las crisis y defínase su función.
5. Funciones y responsabilidades de los distintos intervinientes
a)
respecto de cada nivel de crisis, defínanse las funciones y responsabilidades, incluida la interacción con las autoridades competentes y, en su caso, con la autoridad reguladora nacional, de:
i)
las empresas de gas natural;
ii)
los clientes industriales;
iii)
los productores de electricidad pertinentes;
b)
respecto de cada nivel de crisis, defínanse la función y las responsabilidades de las autoridades competentes y de los organismos en los que se hayan delegado tareas.
6. Medidas en materia de consumo indebido por parte de CLIENTES que no son clientes protegidos Descríbanse las medidas existentes para prevenir, en la medida de lo posible y sin poner en peligro el funcionamiento seguro y fiable de la red de gas ni producir situaciones de inseguridad, que clientes que no son clientes protegidos consuman gas destinado a clientes protegidos durante una emergencia. Indíquense la naturaleza de la medida (de carácter administrativo, técnico, etc.), los principales intervinientes y los procedimientos que deben seguirse.
7. Pruebas del plan de emergencia
a)
indíquese el calendario de las simulaciones de respuesta en tiempo real a situaciones de emergencia;
b)
indíquense los intervinientes, los procedimientos y los supuestos concretos de impacto alto y mediano simulados.
En cuanto a las actualizaciones del plan de emergencia, descríbanse brevemente las pruebas efectuadas desde la presentación del último plan de emergencia y sus principales resultados. Indíquense las medidas adoptadas a raíz de esas pruebas.
8. Dimensión regional
8.1. Medidas que deben adoptarse por niveles de crisis 8.1.1. Alerta temprana
Indíquense las medidas que deben aplicarse en esta fase y, con respecto a cada una de ellas:
i)
añádase una breve descripción de la medida y de los principales intervinientes;
ii)
descríbase el procedimiento que deba seguirse, en su caso;
iii)
indíquese la contribución esperada de la medida para hacer frente a las consecuencias de cualquier suceso o prepararse antes de que ocurra;
iv)
descríbanse los flujos de información entre los intervinientes.
8.1.2. Nivel de alerta
a)
indíquense las medidas que deben aplicarse en esta fase y, con respecto a cada una de ellas:
i)
añádase una breve descripción de la medida y de los principales intervinientes;
ii)
descríbase el procedimiento que deba seguirse, en su caso;
iii)
indíquese la contribución esperada de la medida para hacer frente a las consecuencias de cualquier suceso o prepararse antes de que ocurra;
iv)
descríbanse los flujos de información entre los intervinientes.
b)
detállense las obligaciones en materia de información impuestas a las empresas de gas natural en el nivel de alerta.
8.1.3. Nivel de emergencia
a)
elabórese una lista de acciones predefinidas que incidan en la oferta y la demanda para poner a disposición gas en caso de emergencia, incluidos los acuerdos comerciales entre las partes que intervengan en dichas acciones y, cuando proceda, los mecanismos de compensación para las empresas de gas natural;
b)
indíquense las medidas basadas en el mercado que deben aplicarse en esta fase y, con respecto a cada una de ellas:
i)
añádase una breve descripción de la medida y de los principales intervinientes;
ii)
descríbase el procedimiento que deba seguirse;
iii)
indíquese de qué modo se espera contribuya la medida a atenuar la situación en el nivel de emergencia;
iv)
descríbanse los flujos de información entre los intervinientes;
c)
indíquense las medidas no basadas en el mercado previstas o que vayan a aplicarse en el nivel de emergencia y, con respecto a cada una de ellas:
i)
añádase una breve descripción de la medida y de los principales intervinientes;
ii)
preséntese una evaluación de la necesidad de dicha medida para hacer frente a una crisis, incluido su grado de utilización;
iii)
descríbase detalladamente el procedimiento de aplicación de la medida (indicando, por ejemplo, qué circunstancias darían lugar a la introducción de la medida y quién decidiría su aplicación);
iv)
indíquese de qué modo se espera contribuya la medida a atenuar la situación en el nivel de emergencia como complemento de las medidas basadas en el mercado;
v)
evalúense los demás efectos de la medida;
vi)
justifíquese la conformidad de la medida con las condiciones establecidas en el artículo 11, apartado 6;
vii)
descríbanse los flujos de información entre los intervinientes;
d)
detállense las obligaciones en materia de información impuestas a las empresas de gas natural.
8.2. Mecanismos de cooperación
a)
descríbanse los mecanismos existentes para cooperar dentro de cada uno de los grupos de riesgo pertinentes y garantizar la coordinación adecuada en cada nivel de crisis. Descríbanse, en la medida en que existan y no estén contemplados en el punto 2, los procedimientos de toma de decisiones para hacer posible una reacción apropiada a escala regional en cada nivel de crisis.
b)
descríbanse los mecanismos existentes para cooperar con otros Estados miembros que no pertenecen a los grupos de riesgo y coordinar las actuaciones en cada nivel de crisis.
8.3. Solidaridad entre los Estados miembros
a)
descríbanse las disposiciones acordadas entre los Estados miembros directamente conectados para garantizar la aplicación del principio de solidaridad a que se refiere el artículo 13.
b)
si procede, descríbanse las disposiciones acordadas entre los Estados miembros conectados entre ellos a través de un tercer país para garantizar la aplicación del principio de solidaridad a que se refiere el artículo 13.
(1) Cuando esta tarea haya sido delegada por una autoridad competente, indíquese el nombre del organismo u organismos que sean responsables de la elaboración del presente plan en su nombre.
(2) Inclúyanse las medidas regionales y nacionales.
ANEXO VIII
Lista de medidas no basadas en el mercado relativas a la seguridad del suministro de gas Cuando elabore el plan de acción preventivo y el plan de emergencia, la autoridad competente tendrá en cuenta la contribución de las medidas que figuran en la siguiente lista indicativa y no exhaustiva únicamente en caso de emergencia:
a)
Medidas que inciden en la oferta:
—
uso del almacenamiento estratégico de gas;
—
utilización obligatoria de reservas de combustibles alternativos (por ejemplo, de conformidad con la Directiva 2009/119/CE del Consejo (1));
—
utilización obligatoria de electricidad producida a partir de fuentes distintas del gas;
—
incremento obligatorio de los niveles de producción de gas;
—
extracción obligatoria de almacenamiento;
b)
Medidas que inciden en la demanda:
—
varias etapas de reducción obligatoria de la demanda incluyendo:
—
sustitución obligatoria del combustible;
—
utilización obligatoria de contratos interrumpibles, cuando no se utilicen plenamente como parte de las medidas basadas en el mercado;
—
restricción de carga firme obligatoria.
(1) Directiva 2009/119/CE del Consejo, de 14 de septiembre de 2009, por la que se obliga a los Estados miembros a mantener un nivel mínimo de reservas de petróleo crudo o productos petrolíferos (DO L 265 de 9.10.2009, p. 9).
ANEXO IX
.
Tabla de correspondencias
Reglamento (UE) n.o 994/2010
Presente Reglamento
Artículo 1
Artículo 1
Artículo 2
Artículo 2
Artículo 3
Artículo 3
Artículo 6
Artículo 5
Artículo 8
Artículo 6
Artículo 9
Artículo 7
Artículo 4
Artículo 8
Artículo 5
Artículo 9
Artículo 10
Artículo 10
Artículo 10
Artículo 11
Artículo 11
Artículo 12
—
Artículo 13
Artículo 13
Artículo 14
Artículo 12
Artículo 15
—
Artículo 16
Artículo 14
Artículo 17
—
Artículo 18
—
Artículo 19
Artículo 16
Artículo 20
Artículo 15
Artículo 21
Artículo 17
Artículo 22
Anexo I
Anexo II
Artículo 7
Anexo III
Anexo IV
Anexo I
—
Anexo IV
—
Anexo VI
—
Anexo VII
Anexo II
—
Anexo III
Anexo VIII
—
Anexo IX