COMISIÓN EUROPEA

Bruselas, 16.2.2016

COM(2016) 52 final

2016/0030(COD)

Propuesta de

REGLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO

sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) nº 994/2010

(Texto pertinente a efectos del EEE)

{SWD(2016) 25 final}
{SWD(2016) 26 final}

EXPOSICIÓN DE MOTIVOS

1.CONTEXTO DE LA PROPUESTA

•Motivación y objetivos de la propuesta

El objetivo del proyecto de Reglamento es garantizar que todos los Estados miembros establezcan los instrumentos adecuados para prepararse ante una escasez de gas debida a una interrupción del suministro o a una demanda excepcionalmente elevada y puedan de este modo gestionar los efectos de la misma. Existen tres niveles de responsabilidad para garantizar la seguridad del suministro de gas. Las empresas de gas natural, sujetas a los mecanismos de mercado, son las principales responsables del suministro de gas. En caso de disfunción del mercado en un determinado Estado miembro, corresponde a las autoridades competentes de dicho Estado y de los Estados miembros de la región tomar las medidas necesarias para garantizar el suministro de gas a los clientes protegidos. En otro nivel, la Comisión Europea se encarga de la coordinación general y vela por que las medidas adoptadas sean coherentes entre sí.

Para alcanzar este objetivo, el proyecto de Reglamento propone una mayor coordinación regional, con determinados principios y normas establecidos a escala de la UE. De acuerdo con este planteamiento, los Estados miembros han de cooperar estrechamente en el ámbito regional a la hora de efectuar evaluaciones regionales de riesgos. Para garantizar la coherencia en toda la UE, las evaluaciones regionales de riesgos se llevarán a cabo sobre la base de una simulación a escala de la UE con arreglo a normas comunes y supuestos específicos. Los riesgos detectados en las evaluaciones regionales de riesgos se abordarán en planes de acción preventivos y planes de emergencia regionales, que se someterán a una revisión por homólogos y serán aprobados por la Comisión.

Para garantizar que las evaluaciones de riesgos y los planes sean exhaustivos y coherentes entre sí, el Reglamento establece modelos obligatorios que recogen los aspectos que deben tenerse en cuenta en la evaluación de riesgos y la elaboración de los planes. Es preciso intensificar la cooperación regional por cuanto es muy probable que una interrupción del suministro de gas pueda afectar a varios Estados miembros al mismo tiempo. Las evaluaciones de riesgos y los planes de alcance nacional no resultan idóneos para hacer frente a tales situaciones.

El Reglamento también introduce mejoras en la aplicación de la norma relativa al suministro a los clientes protegidos (principalmente los hogares) y de la norma relativa a las infraestructuras (posibilidad de suministrar gas aun cuando la principal infraestructura no esté disponible). Prevé asimismo una dotación de flujo bidireccional permanente. Por último, propone la introducción de medidas adicionales para garantizar la transparencia de los contratos de suministro de gas, ya que dichos contratos pueden afectar a la seguridad del abastecimiento en la UE.

Cinco años después de la adopción del Reglamento (UE) nº 994/2010, la seguridad del suministro de gas sigue siendo una cuestión candente, dadas las tensiones existentes entre Ucrania y Rusia. Se están desplegando esfuerzos a escala nacional y de la UE con miras a una mayor seguridad de los suministros de gas en el invierno de 2015-2016 y temporadas siguientes.

•Coherencia con las disposiciones vigentes en el ámbito de actuación considerado

•Coherencia con otras políticas de la Unión Europea

2.BASE JURÍDICA, SUBSIDIARIEDAD Y PROPORCIONALIDAD

•Base jurídica

•Subsidiariedad (por competencias no exclusivas)

•Proporcionalidad

•Elección del instrumento

3.RESULTADOS DE LAS EVALUACIONES EX POST, LAS CONSULTAS A LAS PARTES INTERESADAS Y LAS EVALUACIONES DE IMPACTO

•Evaluaciones ex post y controles de aptitud de la normativa vigente

•Consultas de las partes interesadas

En la consulta pública de las partes interesadas, que se desarrolló del 15 de enero al 8 de abril de 2015, se recibieron 106 respuestas. Puede considerase por tanto que su alcance fue muy amplio 6 . Aunque la mayoría de los participantes procedía del sector privado y de asociaciones de consumidores, reguladores y de la industria, también cabe destacar las contribuciones de un número relativamente elevado de administraciones del sector público.

La consulta seguía la doble estructura del Reglamento vigente, que se basa en la prevención y la atenuación. Las preguntas sobre la prevención se habían concebido para averiguar si era necesario mejorar las disposiciones legales en vigor, aunque también permitían poner a prueba nuevas ideas, especialmente en lo tocante a la aplicación de medidas para cumplir la norma relativa al suministro. Las preguntas referentes a la atenuación tenían por objeto averiguar si los Estados miembros estaban preparados para gestionar una situación de emergencia y plantearse soluciones coordinadas y eficaces ante ella, en lugar de adoptar planteamientos meramente nacionales y optar por medidas contraproducentes que afectaran a sus vecinos.

•Obtención y utilización de asesoramiento técnico

•Evaluación de impacto

1. Costes y repercusión en los precios

El impacto global en los costes y los precios será muy limitado. Algunas propuestas se han concebido para evitar gastos innecesarios y aprovechar sinergias en las medidas para aumentar la seguridad del suministro. Con ello deberían reducirse los costes globales del marco de seguridad del suministro para todos los consumidores. Medidas tales como las evaluaciones regionales de riesgos, los planes regionales o las disposiciones que regulan los contratos no aumentarán los costes de forma significativa. Sí podrían incidir en la carga administrativa.

Los instrumentos que probablemente pueden afectar más a los costes son el perfeccionamiento en los cálculos N-1 y las obligaciones de flujo en sentido inverso. Por lo que se refiere a la norma N-1, resulta sin embargo poco probable que el perfeccionamiento de la fórmula haga que un Estado miembro pase de ser conforme a no conforme, lo cual activaría las inversiones obligatorias. Se mantiene la posibilidad de adoptar medidas que incidan en la demanda a fin de cumplir la norma N-1. Un ajuste de la norma N-1 podría dar lugar a mayores inversiones, pero debería basarse en una evaluación del Estado miembro interesado y una mejor visión de conjunto de la situación de capacidad real. Por consiguiente, parece una medida rentable, dados los beneficios derivados de un mejor diagnóstico del sector mediante una inversión mínima (por ejemplo, contribución real del almacenamiento gracias a una estimación más realista de los índices de retirada en función del nivel de gas almacenado). Tampoco el cálculo hidráulico 9 debería acarrear costes adicionales, ya que los gestores de redes de transporte (GRT) disponen de instrumentos para llevar a cabo estas evaluaciones. Las simulaciones a escala de la UE pueden correr a cargo de la REGRT de Gas dentro de las perspectivas anuales de suministro para invierno y verano exigidas por el Reglamento (CE) nº 715/2009. Pueden contribuir a determinar qué medidas resultan rentables para reducir al mínimo los posibles efectos negativos.

2. Impacto en las partes interesadas, en particular las pequeñas y medianas empresas

Globalmente, la opción 3 ha de resultar favorable para los participantes en el mercado y los consumidores. Una mejor supervisión de las medidas estándar de suministro garantizará que estas se cumplan de forma transparente y rentable. Muchos representantes de la industria que respondieron a la consulta pública señalaron que querían más transparencia y medidas plenamente justificadas sujetas a revisión o pruebas periódicas.

Las pequeñas y medianas empresas seguirán siendo «clientes protegidos» si un Estado miembro así lo decide, por lo que esta opción no les afectará negativamente. Con arreglo a esta opción, la principal diferencia consistirá en que no se verán necesariamente amparadas por el principio de solidaridad. Cabe recordar, sin embargo, que este principio tiene por objeto garantizar la continuidad del suministro a los hogares y los servicios sociales esenciales en situaciones de emergencia. Este mecanismo constituye un último recurso al que solo ha de recurrirse en situaciones de extrema escasez de gas. El Reglamento revisado se ha concebido para evitar tales situaciones, si bien debemos estar preparados para afrontarlas.

3. Realización del mercado interior

•Adecuación y simplificación de la reglamentación

•Derechos fundamentales

4.REPERCUSIONES PRESUPUESTARIAS

5.OTROS ELEMENTOS

•Planes de aplicación y disposiciones sobre seguimiento, evaluación e información

•Documentos explicativos (en el caso de las directivas)

•Explicación detallada de las disposiciones específicas de la propuesta

2016/0030 (COD)

Propuesta de

REGLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO

sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) nº 994/2010

(Texto pertinente a efectos del EEE)

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,

Vista la propuesta de la Comisión Europea,

Previa transmisión del proyecto de acto legislativo a los parlamentos nacionales,

Visto el dictamen del Comité Económico y Social Europeo 11 ,

Visto el dictamen del Comité de las Regiones 12 ,

De conformidad con el procedimiento legislativo ordinario,

Considerando lo siguiente:

(1)El gas natural (en lo sucesivo, «el gas») sigue siendo un componente fundamental del suministro energético de la Unión. Un elevado porcentaje de ese gas se importa en la Unión a partir de terceros países.

(2)Una interrupción importante del suministro de gas puede afectar a todos los Estados miembros, a la Unión en su conjunto 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 perturbaciones en el suministro de gas. Estos objetivos deben alcanzarse a través de las medidas que resulten más rentables y de tal manera que los mercados de la energía no sufran trastornos.

(4)El Reglamento (UE) nº 994/2010 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 20 de octubre de 2010, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas, ya ha tenido efectos beneficiosos importantes en la situación de la Unión en lo que respecta a la seguridad del suministro de gas, 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 elaborar planes con medidas preventivas y 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 aplicación del Reglamento (UE) nº 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 la Unión.

(5)La Comunicación de la Comisión sobre la capacidad de reacción a corto plazo del sistema de gas europeo 13 , de octubre de 2014, 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 perturbaciones graves, los enfoques exclusivamente nacionales no son demasiado eficaces debido a su ámbito de aplicación, que por definición es limitado. Estas 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 Comunicación de la Comisión Estrategia Marco para una Unión de la Energía resiliente con una política climática prospectiva 14 , de febrero de 2015, resalta que la Unión de la Energía se basa en la solidaridad y la confianza, que son elementos imprescindibles de la seguridad energética. El presente Reglamento debe fomentar una mayor solidaridad y confianza entre los Estados miembros y establecer las medidas necesarias para lograrlo, allanando así el camino para la consecución 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 energía en toda la Unión y reducir la exposición de cada uno de los Estados miembros a los efectos perjudiciales de las interrupciones de suministro. Cuando está en peligro la seguridad del suministro 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 del suministro que se produzcan realmente.

(8)Hasta ahora no se ha aprovechado plenamente la posibilidad de adoptar medidas más eficaces y menos costosas en el marco de la cooperación regional. Con ellas se lograría una mejor coordinación no solo de las actuaciones nacionales de atenuación en situaciones de emergencia, sino también de las medidas preventivas nacionales, tales como las de almacenamiento nacional o las políticas en materia de gas natural licuado (GNL), que pueden revestir importancia estratégica en determinadas regiones.

(9)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 determinar los riesgos pertinentes en cada región y optimizar las ventajas de las medidas coordinadas para atenuarlos y aplicar las medidas más rentables para los consumidores de la Unión.

(10)Algunos clientes, entre ellos los clientes domésticos y los que prestan servicios sociales esenciales, son especialmente vulnerables y pueden requerir protección social. La definición de esos clientes protegidos no debe entrar en conflicto con los mecanismos de solidaridad de la Unión.

(11)La seguridad del suministro de gas ha de 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. 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.

(12)Tal como se establece en la Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo 15 , 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.

(13)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 interrupción de la mayor infraestructura unitaria. Dado que un análisis con referencia al indicador N-1 constituye un mero planteamiento basado en la capacidad, los resultados de N-1 deben completarse con un análisis detallado que refleje también los flujos de gas.

(14)El Reglamento (UE) nº 994/2010 exige que los gestores de redes de transporte doten de capacidad bidireccional permanente a todas las interconexiones transfronterizas, a menos que se haya concedido una exención de esta obligación. Su objetivo es garantizar que los posibles beneficios de la capacidad bidireccional permanente se tengan siempre en cuenta cuando se prevea un nuevo interconector. 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. Así pues, los beneficios que puede tener la dotación de flujo bidireccional permanente para la seguridad del suministro deben examinarse en una perspectiva más amplia, con un espíritu de solidaridad y cooperación reforzada. Por consiguiente, al estudiar la conveniencia de implantar la capacidad bidireccional debe efectuarse un análisis de costes y beneficios que tenga en cuenta el corredor de transporte en su conjunto. En consecuencia, debe instarse a las autoridades competentes a examinar de nuevo las exenciones concedidas de conformidad con el Reglamento (UE) nº 994/2010 sobre la base de los resultados de las evaluaciones regionales de riesgos.

(15)La Directiva 2008/114/CE del Consejo 16 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.

(16)El 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. Estas 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.

(17)Adoptar un planteamiento regional para evaluar los riesgos y elaborar y tomar medidas preventivas y de atenuación permite coordinar los esfuerzos, aportando 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 difíciles, 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 de los riesgos correlacionados a escala regional, 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 planteamiento 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.

(18)En la medida de lo posible, las regiones deben determinarse sobre la base de las actuales estructuras de cooperación regional establecidas por los Estados miembros y la Comisión, en particular los grupos regionales creados en virtud del Reglamento (UE) nº 347/2013 relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas (Reglamento RTE-E) 17 . No obstante, dado que el presente Reglamento y el Reglamento RTE-E tienen objetivos distintos, la concepción y el tamaño de los respectivos grupos regionales pueden presentar diferencias.

(19)A los efectos del presente Reglamento, a la hora de determinar los grupos regionales deben tomarse por tanto en consideración los siguientes criterios: las pautas de suministro, las interconexiones existentes y previstas y la capacidad de interconexión entre los Estados miembros, la evolución y madurez del mercado, las estructuras de cooperación regional existentes y el número de Estados miembros en una región, que debe ser limitado para garantizar que el grupo pueda seguir gestionándose con facilidad.

(20)Para que la cooperación regional sea viable, es conveniente que los Estados miembros establezcan un mecanismo de cooperación en cada región. El mecanismo o los mecanismos en cuestión deben desarrollarse con la suficiente antelación para que pueda efectuarse la evaluación de riesgos y se puedan elaborar planes coherentes a escala regional. Los Estados miembros pueden acordar el mecanismo de cooperación que resulte más idóneo para una región determinada. La Comisión debe contribuir a facilitar el proceso global y compartir las mejores prácticas para organizar la cooperación regional, tales como una función de coordinación rotatoria en la región para la preparación de los diferentes documentos o la creación de organismos específicos. A falta de acuerdo sobre el mecanismo de cooperación, la Comisión puede proponer un mecanismo de cooperación adecuado para una región determinada.

(21)A la hora de realizar una evaluación de riesgos global que deba prepararse a escala regional, las autoridades competentes han de evaluar los riesgos naturales, tecnológicos, comerciales, financieros, sociales, políticos y de mercado, así como cualesquiera otros riesgos que sean pertinentes, entre ellos, cuando proceda, la interrupción de los suministros del principal proveedor. Todos los riesgos deben abordarse con medidas eficaces, proporcionadas y no discriminatorias, que han de desarrollarse en el plan de acción preventivo y el plan de emergencia. Los resultados de las evaluaciones de riesgos también han de contribuir a todas las evaluaciones de riesgos previstas en el artículo 6 de la Decisión nº 1313/2013/UE 18 .

(22)Al objeto de aportar datos para las evaluaciones de riesgos, la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Gas (en lo sucesivo, «REGRT de Gas»), en consulta con el Grupo de Coordinación del Gas y con la Red Europea de Gestores de Redes de Transporte de Electricidad (en lo sucesivo, «REGRT de Electricidad»), debe llevar a cabo a escala de la Unión simulaciones similares a las pruebas de resistencia realizadas en 2014.

(23)Para garantizar el mayor grado de preparación posible y evitar de este modo una interrupción del suministro o atenuar sus efectos en caso de que pese a todo se produjera, las autoridades competentes de una determinada región deben elaborar planes de acción preventivos y planes de emergencia, previa consulta a las partes interesadas. Los planes regionales deben tomar en consideración las características específicas de cada Estado miembro. Asimismo, han de definir claramente las funciones y responsabilidades de las empresas de gas natural y de las autoridades competentes. Las medidas que vayan a elaborarse a escala nacional deben tener plenamente en cuenta las medidas regionales establecidas en los planes de acción preventivos y los planes de emergencia. Esas medidas nacionales deberán estar diseñadas para abordar los riesgos nacionales de tal manera que se aprovechen plenamente las oportunidades que ofrece la cooperación regional. Los planes han de tener carácter técnico y operativo, pues su función es contribuir a prevenir la aparición o el agravamiento de emergencias y atenuar sus efectos. Los planes han de tener en cuenta la seguridad de las redes eléctricas y guardar coherencia con la planificación estratégica y los instrumentos de información de la Unión de la Energía.

(24)Por consiguiente, 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, por último, a la Unión. El presente Reglamento ha de hacer posible que las empresas de gas natural y los clientes puedan recurrir a mecanismos del 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.

(25)En caso de crisis de suministro, conviene ofrecer a los agentes del mercado suficientes oportunidades para responder a la situación con medidas basadas en el mercado. En caso de que las medidas de 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 las crisis de suministro.

(26)Cuando los Estados miembros tengan previsto adoptar medidas no basadas en el mercado, estas han de 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 la parte que les corresponde en el precio del gas.

(27)En marzo de 2015, el Consejo Europeo pidió que se estudiaran opciones para establecer mecanismos de agrupación voluntaria de la demanda que se ajustaran plenamente a las normas de la Organización Mundial del Comercio (en lo sucesivo, «OMC») y las normas de competencia de la Unión. De este modo, los Estados miembros y las empresas de gas natural podrían examinar los posibles beneficios de la compra colectiva de gas natural como medio para hacer frente a situaciones de escasez de suministro con arreglo a dichas normas.

(28)Las medidas con efecto en la demanda, como la sustitución de combustibles o la reducción del suministro de gas a los grandes consumidores industriales de forma económicamente eficiente, pueden desempeñar un valioso papel a la hora de garantizar la seguridad energética si pueden aplicarse con rapidez y reducir la demanda de forma significativa en respuesta a una interrupción del suministro. Debería ponerse mayor empeño en fomentar el uso eficiente de la energía, especialmente cuando sean precisas medidas relacionadas con la demanda. Es necesario tomar en consideración los efectos en el medio ambiente de las medidas que inciden en 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 y la competitividad.

(29)A la hora de elaborar 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, han de 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 caso de emergencia.

(30)En algunas regiones de la Unión se suministra gas de bajo valor calorífico. Dadas sus características, ese gas no puede utilizarse en los equipos diseñados para gas de alto valor calorífico. No obstante, el gas de alto valor calorífico sí puede utilizarse en los equipos concebidos para gas de bajo valor calorífico, siempre que se haya convertido previamente en gas de bajo valor calorífico, por ejemplo mediante la adición de nitrógeno. Conviene examinar a nivel nacional y regional las características específicas del gas de bajo valor calorífico y tenerlas presentes en la evaluación de riesgos y en los planes de acción preventivos y de emergencia.

(31)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, atenerse a 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 anuncien 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) nº 312/2014 de la Comisión 19 , 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.

(32)Los planes de acción preventivos y los planes de emergencia han de ser actualizados con regularidad y publicados. También deben someterse a una revisión por homólogos. El proceso de revisión por homólogos permite la pronta detección de incoherencias y medidas que podrían comprometer la seguridad del suministro en otros Estados miembros y, por tanto, garantiza la coherencia entre los planes de las diversas regiones. Permite asimismo que los Estados miembros compartan las mejores prácticas.

(33)A fin de garantizar que los planes de emergencia estén siempre actualizados y sean eficaces, es conveniente que los Estados miembros lleven a cabo pruebas entre las actualizaciones de los planes, simulando supuestos de impacto alto y mediano y respuestas en tiempo real. Las autoridades competentes deben presentar los resultados de las pruebas en el Grupo de Coordinación del Gas.

(34)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, su revisión por homólogos y su evaluación por parte de la Comisión.

(35)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 contemplados en el presente Reglamento deben notificarse por medio de un sistema electrónico de notificación normalizado.

(36)Tal y como demostraron las pruebas de resistencia de octubre de 2014, la solidaridad es imprescindible para garantizar la seguridad del suministro en toda la Unión y mantener los costes globales en un nivel mínimo. Si se declara una emergencia en cualquier Estado miembro, conviene aplicar un planteamiento en dos fases para reforzar la solidaridad. En primer lugar, todos los Estados miembros que hayan introducido una norma de suministro superior deben reducirla a los valores por defecto para que el mercado del gas sea más líquido. En segundo lugar, si en esa primera fase no se logra el suministro necesario, los Estados miembros vecinos, aunque no se encuentren en una situación de emergencia, deben activar nuevas medidas para garantizar el suministro a los clientes domésticos, los servicios sociales esenciales y las instalaciones de calefacción urbana del Estado miembro que se halla en situación de emergencia. Es oportuno que los Estados miembros determinen y describan los pormenores de esas medidas de solidaridad en sus planes de emergencia para así asegurar una compensación justa y equitativa a las empresas de gas natural.

(37)La solidaridad europea 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 ha de ser facilitada y coordinada por el Mecanismo de Protección Civil de la Unión, creado por la Decisión nº 1313/2013/UE del Parlamento Europeo y del Consejo 20 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.

(38)El acceso a la información pertinente resulta esencial para poder evaluar la situación de seguridad del suministro de un Estado miembro o región determinados o 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, pues estos son elementos esenciales para la concepción de las políticas de seguridad del suministro. En circunstancias debidamente justificadas e 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. Esa información adicional suele consistir en datos sobre el suministro de gas no relacionados con los precios, por ejemplo, los volúmenes mínimos y máximos de gas, los puntos de entrega o los márgenes de suministro. 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.

(39)En marzo de 2015, el Consejo Europeo concluyó que los contratos de suministro de gas suscritos con proveedores de terceros países deberían ser más transparentes y compatibles con las disposiciones relativas a la seguridad energética de la Unión. En este contexto, un mecanismo eficaz y específico para el acceso de los Estados miembros a los contratos de suministro de gas esenciales garantizaría una evaluación exhaustiva de los riesgos pertinentes que pueden dar lugar a una interrupción de suministro o afectar a las medidas de atenuación necesarias en caso de que, pese a todo, se produjera una crisis. En el marco de ese mecanismo, algunos contratos de suministro de gas esenciales se deberían notificar de forma automática a los Estados miembros inmediatamente después de su conclusión. No obstante, toda obligación de notificar un contrato automáticamente debe ser proporcionada. Aplicar esta obligación a los contratos entre un proveedor y un comprador que cubran el 40 % del mercado nacional representa un equilibrio justo en términos de eficiencia administrativa y establece obligaciones claras para los participantes en el mercado. Ello no significa que los demás contratos de suministro de gas no sean pertinentes para la seguridad del suministro. En consecuencia, los Estados miembros deben tener derecho a solicitar la notificación de otros contratos que puedan afectar negativamente a la seguridad del suministro de un Estado miembro, de una región o de la Unión en su conjunto. Es conveniente que la Comisión pueda acceder a los contratos de suministro de gas en las mismas condiciones que los Estados miembros, dado el papel que desempeña en la evaluación de la coherencia y la eficacia de los planes de acción preventivos y los planes de emergencia ante los riesgos para la seguridad del suministro a escala nacional, regional y de la UE. La Comisión puede pedir a los Estados miembros que modifiquen los planes atendiendo a la información obtenida de los contratos. Es necesario garantizar la confidencialidad de la información delicada a efectos comerciales. Un mayor acceso de la Comisión a la información sobre contratos comerciales no ha de afectar a sus actividades de supervisión del mercado del gas, y la Comisión debe intervenir si se constata que se ha vulnerado el Derecho de la Unión. 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 Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (TFUE) y de aplicar las normas de competencia, incluidas las que regulan las ayudas estatales.

(40)El Grupo de Coordinación del Gas debe asesorar a la Comisión para facilitar la coordinación de las medidas de seguridad del suministro en caso de que se declare una emergencia en 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 por las diversas regiones y revisados por equipos de homólogos.

(41)Uno de los objetivos de la Unión es consolidar la Comunidad de la Energía, lo cual garantizaría una aplicación efectiva del acervo de la Unión en el ámbito de la energía, impulsaría la reforma del mercado de la energía y fomentaría las inversiones en el sector de la energía mediante una mayor integración de los mercados de la energía de la Unión y de la Comunidad de la Energía. Ello entraña asimismo implantar un sistema de gestión común de las crisis, proponiendo planes preventivos y de emergencia a escala regional, incluidas las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía. Además, la Comunicación de la Comisión sobre la capacidad de reacción a corto plazo del sistema de gas europeo, de octubre de 2014, señala la necesidad de aplicar las normas del mercado interior de la energía a los flujos de energía entre los Estados miembros de la Unión y las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía. A este respecto, a fin de garantizar una gestión eficiente de las crisis en las fronteras entre los Estados miembros de la Unión y las Partes contratantes, tras la adopción de un acto conjunto es conveniente establecer las disposiciones necesarias para que puedan desarrollarse actividades específicas de cooperación con cualquier Parte contratante de la Comunidad de la Energía en cuanto se hayan establecido debidamente las disposiciones necesarias en materia de reciprocidad.

(42)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 crisis y 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 terceros países interesados, y, cuando se produzca una crisis debida a dificultades en un tercer país, pueda actuar como mediadora.

(43)Cuando se cuente con información fiable sobre una situación fuera de la Unión que amenace la seguridad del suministro de uno o varios Estados miembros y pueda activar un mecanismo de alerta temprana entre la Unión y un tercer país, la Comisión debe informar al Grupo de Coordinación del Gas sin demora y la Unión debe realizar las actuaciones adecuadas con vistas a solventar esa situación.

(44)Los Estados miembros no pueden alcanzar satisfactoriamente por sí solos el objetivo del presente Reglamento, que es el de garantizar la seguridad del suministro de gas en la Unión. Debido a la dimensión o a los efectos de la actuación, tal objetivo puede lograrse mejor a escala de la Unión. La Unión puede adoptar por tanto medidas con arreglo al principio de subsidiariedad establecido en el artículo 5 del Tratado de la Unión Europea. De conformidad con el principio de proporcionalidad enunciado en dicho artículo, el presente Reglamento no excede de lo necesario para alcanzar ese objetivo.

(45)Para facilitar la rápida respuesta de la Unión ante circunstancias cambiantes en el ámbito de la seguridad del suministro de gas, los poderes para adoptar actos de conformidad con el artículo 290 del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea deben delegarse en la Comisión en lo que se refiere a la modificación de las regiones y los modelos de evaluación de riesgos y planes. Reviste especial importancia que la Comisión lleve a cabo las consultas oportunas durante la fase preparatoria, en particular con expertos. A la hora de preparar y elaborar los actos delegados, debe velar por que los documentos pertinentes se envíen simultáneamente al Parlamento Europeo y al Consejo, con la debida antelación y de la forma adecuada.

(46)Procede derogar el Reglamento (UE) nº 994/2010. Para evitar lagunas, los planes de acción preventivos y los planes de emergencia elaborados con arreglo al Reglamento (UE) nº 994/2010 deben seguir en vigor hasta que se adopten por primera vez los nuevos planes de acción preventivos y planes de emergencia elaborados con arreglo al presente Reglamento.

HAN ADOPTADO EL PRESENTE REGLAMENTO:

Artículo 1
Objeto

El presente Reglamento establece disposiciones destinadas a garantizar la seguridad del suministro de gas mediante el funcionamiento adecuado y continuo del mercado interior del gas natural (en lo sucesivo, «el gas»), permitiendo la aplicación de medidas excepcionales cuando el mercado no pueda seguir aportando los suministros necesarios de gas 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 del suministro. El presente Reglamento también establece, en un espíritu de solidaridad, mecanismos transparentes para coordinar la planificación de medidas y la respuesta ante situaciones de emergencia a escala nacional, regional y de la Unión.

Artículo 2
Definiciones

A los efectos del presente Reglamento, serán de aplicación las definiciones que figuran en el artículo 2 de la Directiva 2009/73/CE 21 y en el artículo 2 del Reglamento (CE) nº 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo 22 .

Asimismo, se entenderá por:

1)«cliente protegido»: un cliente doméstico conectado a una red de distribución de gas; adicionalmente, cuando el Estado miembro interesado así lo decida, esta definición también se podrá aplicar:

a)a una pequeña y mediana empresa, siempre que esté conectada a una red de distribución de gas, o a un servicio social esencial, siempre que esté conectado a una red de transporte o distribución de gas, y a condición de que tales empresas o servicios no representen conjuntamente más del 20 % del consumo final total anual de gas de ese Estado miembro;

b)a una instalación de calefacción urbana en la medida en que esta suministre calefacción a los clientes domésticos o a las empresas o los servicios mencionados en la letra a), siempre que dicha instalación no pueda cambiar a otros combustibles y esté conectada a una red de transporte o distribución de gas;

2)«servicio social esencial»: un servicio de atención sanitaria, de urgencias o de seguridad;

3)«autoridad reguladora nacional»: una autoridad reguladora nacional designada de conformidad con el artículo 39, apartado 1, de la Directiva 2009/73/CE.

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 a una autoridad gubernamental nacional o una autoridad reguladora nacional como autoridad competente encargada de velar por la aplicación de las medidas establecidas en el presente Reglamento. 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. Las tareas delegadas se desempeñarán bajo la supervisión de la autoridad competente y deberán especificarse en los planes contemplados en el artículo 7. La declaración de cualquiera de los niveles de crisis mencionados en el artículo 10, apartado 1, solo podrá delegarse en una autoridad pública.

3.Cada Estado miembro notificará sin demora a la Comisión el nombre de la autoridad competente y cualquier cambio en la información transmitida. Cada Estado miembro deberá hacer público el nombre de la autoridad competente.

4.Al aplicar las medidas previstas en el presente Reglamento, la autoridad competente determinará las funciones y responsabilidades de los diversos intervinientes de modo que se respete un enfoque de tres niveles que englobe, en primer lugar, a las empresas de gas natural pertinentes y a la industria; en segundo lugar, a los Estados miembros, a escala nacional o regional, y, por último, a la Unión.

5.La Comisión coordinará, cuando proceda, las actuaciones de las autoridades competentes en los niveles regional y de la Unión, según se establecen en el presente Reglamento, especialmente por mediación del Grupo de Coordinación del Gas mencionado en el artículo 14 o del grupo de gestión de crisis contemplado en el artículo 11, apartado 4, en particular en caso de que se produzca una emergencia a escala regional o de la Unión a tenor del artículo 11, apartado 1.

6.Las medidas para garantizar la seguridad del suministro incluidas en los planes de acción preventivos y los planes 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 en su conjunto.

7.La composición de las regiones a los efectos de la cooperación regional prevista en el presente Reglamento se basará en los siguientes criterios:

a)proximidad geográfica;

b)interconexiones existentes y previstas y capacidad de interconexión entre los Estados miembros, así como pautas de suministro;

c)posibilidad de poner en común recursos y sopesar riesgos para la seguridad del suministro de gas en la región;

d)desarrollo y madurez de los mercados;

e)número razonable de Estados miembros en cada región;

f)en la medida de lo posible, existencia de estructuras de cooperación regional.

La lista de las regiones y su composición se establece en el anexo I.

La Comisión tendrá poderes para adoptar actos delegados de conformidad con el artículo 18 para modificar el anexo I sobre la base de los criterios establecidos en el párrafo primero del presente apartado, en caso de que las circunstancias justifiquen la necesidad de introducir cambios en una región.

Artículo 4
Norma relativa a las infraestructuras

1.Los Estados miembros o, cuando un Estado miembro así lo establezca, la autoridad competente, velarán por que se adopten las medidas necesarias para que, en caso de interrupción de la mayor infraestructura unitaria de gas, la capacidad técnica de las infraestructuras restantes, determinada con arreglo a la fórmula N-1 incluida 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. Ello se entenderá sin perjuicio de la responsabilidad de los gestores de redes de realizar las correspondientes inversiones y de las obligaciones de los gestores de redes de transporte, según se establece en la Directiva 2009/73/CE y en el Reglamento (CE) nº 715/2009.

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 apartado 1, cuando la autoridad competente demuestre en el plan de acción preventivo que una interrupción del suministro puede ser compensada de forma suficiente y oportuna mediante medidas apropiadas de mercado que incidan en la demanda. A tal efecto, se utilizará la fórmula incluida en el anexo II, punto 4.

3.En su caso, de conformidad con la evaluación de riesgos contemplada en el artículo 6, las autoridades competentes 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 el plan de acción preventivo el cálculo de la fórmula N-1, adjuntando una explicación de la manera en que los acuerdos alcanzados cumplen dicha obligación. Se aplicará el punto 5 del anexo II.

4.Los gestores de redes de transporte dotarán de capacidad física permanente para transportar gas en ambas direcciones («capacidad bidireccional») a todos los interconectores 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.

El procedimiento para dotar de capacidad bidireccional permanente a un interconector o aumentarla, o para obtener o prorrogar la exención respecto de esta obligación se regirá por lo dispuesto en el anexo III.

5.Las autoridades reguladoras nacionales tendrán en cuenta los costes eficientes generados por el cumplimiento de la obligación establecida en el apartado 1 y los costes derivados de la dotación de capacidad bidireccional permanente 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 41, apartado 8, de la Directiva 2009/73/CE y el artículo 13 del Reglamento (CE) nº 715/2009.

6.En la medida en que el mercado no precise una inversión para dotar de capacidad bidireccional permanente o aumentarla 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 decidirán conjuntamente la distribución de los costes antes de adoptar una decisión sobre cualquier inversión. En la distribución de costes se tendrán particularmente en cuenta la proporción de las ventajas que reportan las inversiones en infraestructuras para el incremento de la seguridad del suministro de los Estados miembros interesados, así como las inversiones ya efectuadas en las infraestructuras en cuestión.

7.La autoridad competente garantizará que toda nueva infraestructura de transporte contribuya a la seguridad del suministro mediante el desarrollo de una red bien conectada, incluido, en su caso, un número suficiente de puntos transfronterizos de entrada y salida con arreglo a la demanda del mercado y los riesgos identificados. Las autoridades competentes examinarán en la evaluación de riesgos si se producen congestiones internas y si 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 interrupción de la mayor infraestructura unitaria de gas a escala nacional y la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común de la región identificada en la evaluación de riesgos.

8.Con carácter excepcional, Luxemburgo, Eslovenia y Suecia no estarán sujetos a la obligación establecida en el apartado 1 del presente artículo, aunque procurarán cumplirla, toda vez que asegurarán el suministro de gas a los clientes protegidos de conformidad con el artículo 5. Esta excepción se aplicará en tanto que:

a)en el caso de Luxemburgo, ese Estado miembro disponga de al menos dos interconectores con otros Estados miembros y al menos dos fuentes de suministro diferentes, y no posea instalaciones de almacenamiento de gas en su territorio;

b)en el caso de Eslovenia, ese Estado miembro disponga de al menos dos interconectores con otros Estados miembros y al menos dos fuentes de suministro diferentes, y no posea instalaciones de almacenamiento de gas ni instalaciones de GNL en su territorio;

c)en el caso de Suecia, ese Estado miembro no disponga de tránsito de gas hacia otros Estados miembros en su territorio, su consumo interior bruto anual de gas sea inferior a 2 Mtep y menos del 5 % de su consumo total de energía primaria corresponda al gas.

Luxemburgo, Eslovenia y Suecia velarán por que se realicen de manera transparente, detallada y no discriminatoria comprobaciones periódicas de mercado en lo que respecta a las inversiones en infraestructuras y publicarán los resultados de dichas comprobaciones. Informarán a la Comisión de todo cambio que se produzca en las condiciones establecidas en ese párrafo. La excepción establecida en el párrafo primero dejará de aplicarse en caso de que al menos una de esas condiciones deje de cumplirse.

A más tardar el 3 de diciembre de 2018, Luxemburgo, Eslovenia y Suecia transmitirán un informe a la Comisión en el que se describa la situación con respecto a las respectivas condiciones fijadas en dicho párrafo y las perspectivas de cumplimiento de la obligación establecida en el apartado 1, teniendo en cuenta el impacto económico derivado del cumplimiento de la norma relativa a las infraestructuras, los resultados de la comprobación del mercado, el desarrollo del mercado del gas y los proyectos de infraestructuras de gas en la región. Sobre la base del informe, y si se siguen cumpliendo las condiciones mencionadas en el párrafo primero, la Comisión podrá decidir que la excepción siga aplicándose por cuatro años más. En caso de decisión positiva, el procedimiento establecido en el presente párrafo se repetirá transcurridos cuatro años.

Artículo 5
Norma relativa al suministro

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 al menos 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 al menos 30 días en caso de interrupción de la mayor infraestructura unitaria de gas en condiciones invernales medias.

A más tardar el 31 de marzo de 2017, los Estados miembros notificarán a la Comisión su definición de clientes protegidos, los volúmenes de consumo anual de gas de los clientes protegidos y el porcentaje que 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 1, letras a) o b), deberá especificar en la notificación a la Comisión los volúmenes de consumo de gas correspondientes a los consumidores pertenecientes a esas categorías y el porcentaje que representa cada uno de esos grupos de consumidores en términos de utilización final anual de gas.

La autoridad competente determinará las empresas de gas natural a que se refiere el párrafo primero y las indicará en el plan de acción preventivo. Toda nueva medida prevista para garantizar el cumplimiento de la norma relativa al suministro deberá ajustarse al procedimiento establecido en el artículo 8, apartado 4.

Los Estados miembros podrán cumplir la obligación establecida en el párrafo primero sustituyendo el gas por otras fuentes de energía, siempre que se alcance el mismo nivel de protección.

2.Toda norma de incremento del suministro 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 contemplada en el artículo 6, se expondrá en el plan de acción preventivo y:

a)se ajustará a lo dispuesto en el artículo 3, apartado 6;

b)no incidirá negativamente en la capacidad de cualquier otro Estado miembro de asegurar el suministro 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 los criterios especificados en el artículo 11, apartado 5, en caso de emergencia a escala regional o de la Unión.

El plan de acción preventivo incluirá una justificación de la adecuación de las medidas contempladas en el párrafo primero a las condiciones establecidas en dicho párrafo. Además, toda nueva medida contemplada en el párrafo primero deberá ajustarse al procedimiento establecido en el artículo 8, apartado 4.

3.Tras los períodos establecidos por la autoridad competente de conformidad con los apartados 1 y 2, o en circunstancias más graves que las contempladas 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 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 que les impone el presente artículo a escala regional o de la Unión, según proceda. Las autoridades competentes no exigirán que el cumplimiento de las normas 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 6
Evaluación de riesgos

1.Las autoridades competentes de cada una de las regiones enumeradas en el anexo I elaborarán conjuntamente una evaluación a escala regional de todos los riesgos que afecten a la seguridad del suministro de gas. La evaluación tendrá en cuenta todos los riesgos pertinentes, tales como catástrofes naturales y riesgos de carácter tecnológico, comercial, social, político o de otros tipos. En la evaluación de riesgos:

a)se aplicarán las normas previstas en los artículos 4 y 5; la evaluación de riesgos describirá el cálculo de la fórmula N-1 a escala nacional e incluirá un cálculo de la fórmula N-1 a escala regional; la evaluación de riesgos incluirá asimismo las hipótesis barajadas, incluidas 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 interrupción de la mayor infraestructura unitaria utilizando un modelo hidráulico, así como 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 % de la capacidad total;

b)se tomarán en consideración todas las circunstancias nacionales y regionales 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 la combinación energética, 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 de gas excepcionalmente elevada e interrupción del suministro, teniendo en cuenta los antecedentes, la probabilidad, la temporada, la frecuencia y la duración de esos incidentes, y se evaluarán sus posibles consecuencias, tales como:

i)trastornos en las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro, 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 de la región y con otros Estados miembros, según proceda, en particular con respecto a las interconexiones, los suministros transfronterizos, el acceso transfronterizo a las instalaciones de almacenamiento y la capacidad bidireccional;

e)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.

2.Las autoridades competentes de cada región acordarán un mecanismo de cooperación para llevar a cabo la evaluación de riesgos dentro del plazo previsto en el apartado 5 del presente artículo. Las autoridades competentes informarán al Grupo de Coordinación del Gas sobre el mecanismo de cooperación acordado para la realización de la evaluación de riesgos 18 meses antes de la fecha límite para la adopción de la evaluación de riesgos y las actualizaciones de dicha evaluación. La Comisión podrá contribuir a facilitar en general la elaboración de la evaluación de riesgos, en especial en lo que se refiere al establecimiento del mecanismo de cooperación. Si las autoridades competentes de una región no logran acordar un mecanismo de cooperación, la Comisión podrá proponer un mecanismo de cooperación para esa región.

En el marco del mecanismo de cooperación acordado, cada autoridad competente dará a conocer y actualizará un año antes de la fecha límite de notificación de la evaluación de riesgos todos los datos nacionales necesarios para su elaboración y especialmente para el desarrollo de los distintos supuestos a que se refiere el apartado 1, letra c).

3.La evaluación de riesgos se elaborará de acuerdo con el modelo que figura en el anexo IV. La Comisión tendrá poderes para adoptar actos delegados de conformidad con el artículo 18 para modificar esos modelos.

4.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 la autoridad reguladora nacional, cuando esta no sea la autoridad competente, cooperarán con las autoridades competentes y, si así se les solicita, facilitarán toda la información necesaria para la evaluación de riesgos.

5.Una vez aprobada por todos los Estados miembros de la región, la evaluación de riesgos se notificará por primera vez a la Comisión a más tardar el 1 de septiembre de 2018. La evaluación de riesgos se actualizará cada cuatro años, salvo si las circunstancias exigen una puesta al día más frecuente. La evaluación de riesgos tendrá en cuenta los avances realizados en las inversiones necesarias para cumplir la norma relativa a las infraestructuras definida en el artículo 4 y las dificultades nacionales específicas que haya planteado la aplicación de nuevas soluciones alternativas. Asimismo, se basará en la experiencia adquirida mediante la simulación de los planes de emergencia a que se refiere el artículo 9, apartado 2.

6.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 y perturbaciones en las infraestructuras. La REGRT de Gas elaborará esos supuestos en consulta con el Grupo de Coordinación del Gas. Las autoridades competentes facilitarán a la REGRT de Gas los datos necesarios para las simulaciones, como los valores de demanda máxima, la capacidad de producción y las medidas relacionadas con la demanda. Las autoridades competentes tendrán en cuenta los resultados de las simulaciones a la hora de preparar las evaluaciones de riesgos, los planes de acción preventivos y los planes de emergencia. La simulación a escala de la Unión de supuestos de interrupción del suministro y perturbaciones en las infraestructuras se actualizará cada cuatro años, salvo si las circunstancias exigen una puesta al día más frecuente.

Artículo 7
Elaboración de un plan de acción preventivo y de un plan de emergencia

1.Las autoridades competentes de los Estados miembros de cada una de las regiones enumeradas en el anexo I, 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, y las autoridades reguladoras nacionales, cuando no sean las autoridades competentes, elaborarán conjuntamente:

a)un plan de acción preventivo que incluya las medidas que deban adoptarse para eliminar o atenuar los riesgos detectados en la región, incluidos los riesgos de dimensión meramente nacional, con arreglo a la evaluación de riesgos realizada de conformidad con el artículo 6 y el artículo 8, y

b)un plan de emergencia que incluya las medidas que deban adoptarse para eliminar o atenuar los efectos de una interrupción del suministro de gas en la región, de conformidad con el artículo 9.

2.Las autoridades competentes de cada región acordarán un mecanismo de cooperación con la suficiente antelación para elaborar los planes y permitir su notificación y la notificación de los planes actualizados.

Las medidas necesarias para eliminar y atenuar los riesgos de dimensión meramente nacional, así como las medidas que se deban adoptar para eliminar o atenuar los efectos de incidentes que, debido a sus dimensiones limitadas, deben abordarse exclusivamente a escala nacional, serán elaboradas por cada una de las autoridades competentes de la región y se incluirán en los planes elaborados a escala regional. Esas medidas nacionales no comprometerán en forma alguna la eficacia de las medidas a escala regional. Asimismo, cada autoridad competente deberá determinar los ámbitos de cooperación regional y las posibles medidas conjuntas. Las medidas nacionales y las propuestas de cooperación regional se darán a conocer a las demás autoridades competentes de la región un año antes de la fecha límite de notificación de los planes.

Las autoridades competentes informarán periódicamente al Grupo de Coordinación del Gas de los progresos alcanzados en la preparación y adopción de los planes de acción preventivos y los planes de emergencia. En particular, 18 meses antes de la fecha límite de adopción de los planes y las actualizaciones de los planes, las autoridades competentes informarán al Grupo de Coordinación del Gas del mecanismo de cooperación acordado. La Comisión podrá contribuir a facilitar en general la elaboración de los planes, en especial en lo que se refiere al establecimiento del mecanismo de cooperación. Si las autoridades competentes de una región no logran acordar un mecanismo de cooperación, la Comisión podrá proponer un mecanismo de cooperación para esa región. Dichas autoridades garantizarán la supervisión periódica de la aplicación de tales planes.

3.El plan de acción preventivo y el plan de emergencia se elaborarán de acuerdo con los modelos que figuran en el anexo V. La Comisión tendrá poderes para adoptar actos delegados de conformidad con el artículo 18 para modificar esos modelos.

4.Los planes de acción preventivos y los planes de emergencia serán aprobados por todos los Estados miembros de la región, se publicarán y se notificarán a la Comisión a más tardar el 1 de marzo de 2019. La notificación tendrá lugar cuando los planes hayan sido aprobados por todos los Estados miembros de la región. La Comisión informará al Grupo de Coordinación del Gas de la notificación de los planes y los publicará en el sitio web de la Comisión.

5.En un plazo de cuatro meses a partir de la fecha de la notificación de las autoridades competentes, la Comisión evaluará dichos planes teniendo debidamente en cuenta la revisión por homólogos y los puntos de vista expresados en el Grupo de Coordinación del Gas. El procedimiento de revisión por homólogos se regirá por lo dispuesto en el anexo VI.

La Comisión dirigirá un dictamen a la autoridades competentes de la región con la recomendación de revisar el plan de acción preventivo o el plan de emergencia pertinente si considera que el plan presenta alguna de las siguientes deficiencias:

a)no es eficaz para atenuar los riesgos detectados en la evaluación de riesgos;

b)es incoherente con los supuestos de riesgo evaluados o con los planes de otra región;

c)puede falsear la competencia u obstaculizar el funcionamiento del mercado interior de la energía;

d)no cumple las disposiciones del presente Reglamento o de otras disposiciones del Derecho de la Unión;

e)pone en peligro la seguridad del suministro de gas de otros Estados miembros o de la Unión en su conjunto.

6.En un plazo de tres meses a partir de la notificación del dictamen de la Comisión mencionado en el apartado 4, las autoridades competentes de que se trate notificarán el plan modificado a la Comisión o la informarán de las razones por las que no están de acuerdo con las recomendaciones.

En caso de desacuerdo, la Comisión, en un plazo de tres meses a partir de la respuesta de las autoridades competentes, podrá adoptar una decisión por la que exija la modificación del plan pertinente. Las autoridades competentes aprobarán y publicarán el plan en un plazo de tres meses a partir de la notificación de la decisión de la Comisión.

7.Se garantizará la confidencialidad de la información delicada a efectos comerciales.

8.Los planes de acción preventivos y los planes de emergencia elaborados en virtud del Reglamento (UE) nº 994/2010, si procede actualizados, seguirán en vigor hasta que los planes de acción preventivos y los planes de emergencia a que se refiere el apartado 1 se elaboren por primera vez.

Artículo 8
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, establecidos en el artículo 6, apartado 1, letra c);

b)la definición de los clientes protegidos en cada uno de los Estados miembros de la región y la información descrita en el artículo 5, 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 en cada uno de los Estados miembros de la región, tal como se establece en los artículos 4 y 5, indicándose, en su caso, si las medidas que inciden en la demanda pueden compensar de manera suficiente y oportuna una interrupción del suministro con arreglo al artículo 4, apartado 2, la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común en caso de aplicación del artículo 4, apartado 3, los volúmenes de gas necesarios por categoría de clientes protegidos y por supuesto a que se refiere el artículo 5, apartado 1, y toda norma de incremento del suministro con arreglo al artículo 5, apartado 2, incluida una justificación del cumplimiento de las condiciones establecidas en el artículo 5, apartado 2, y una descripción de un mecanismo para reducir temporalmente toda norma de incremento del suministro u obligación adicional de conformidad con el artículo 12;

d)las obligaciones impuestas a las empresas de gas natural y 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 y la posibilidad de diversificar las rutas y fuentes de suministro de gas, si procede, para abordar los riesgos identificados 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)la descripción de los efectos de las medidas incluidas en el plan en el funcionamiento del mercado interior de la energía, así como de los mercados nacionales, incluidas las obligaciones mencionadas en la letra k);

h)la descripción de los efectos de las medidas en el medio ambiente y los consumidores;

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 existentes y futuras, incluidas las que ofrecen acceso a la red de gas de la Unión, 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.

2.El plan de acción preventivo, en particular las actuaciones destinadas a cumplir la norma relativa a las infraestructuras contemplada en el artículo 4, tendrá en cuenta el plan decenal de desarrollo de la red en la Unión que deberá elaborar la REGRT de Gas de conformidad con el artículo 8, apartado 10, del Reglamento (CE) nº 715/2009.

3.El plan de acción preventivo se basará principalmente en medidas de 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 llevarán a cabo una evaluación de impacto de todas las medidas preventivas no relacionadas con el mercado que vayan a adoptarse después de la entrada en vigor del presente Reglamento, en particular de las medidas destinadas a cumplir la norma relativa al suministro prevista en el artículo 5, apartado 1, y las medidas relativas a la norma de incremento de suministro a que se hace referencia en el artículo 5, apartado 2. Dicha evaluación de impacto abarcará, como mínimo, los siguientes aspectos:

a)repercusión de la medida propuesta en el desarrollo del mercado nacional del gas y la competencia a escala nacional;

b)impacto de las medidas propuestas en el mercado interior del gas;

c)posible impacto en la seguridad del suministro de gas de los Estados miembros vecinos, en especial 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)costes y beneficios de las medidas, evaluados en comparación con medidas de mercado alternativas;

e)evaluación de la necesidad y la proporcionalidad de la medida en relación con posibles medidas de mercado;

f)apertura de la medida, a fin de garantizar la igualdad de oportunidades para todos los participantes en el mercado;

g)estrategia de eliminación progresiva, duración prevista de la medida proyectada y calendario de revisión apropiado.

Los análisis a que se hace referencia en las letras a) y b) correrán a cargo de las autoridades reguladoras nacionales.

5.La evaluación de impacto y las medidas adoptadas serán publicadas por la autoridad competente y se notificarán a la Comisión. En un plazo de cuatro meses a partir de la notificación, la Comisión adoptará una decisión y podrá exigir a los Estados miembros que modifiquen las medidas adoptadas. Ese plazo comenzará a contar a partir del día siguiente a la recepción de la notificación completa. El plazo también podrá prorrogarse con el consentimiento de la Comisión y del Estado miembro interesado.

La Comisión podrá tomar una decisión por la que exija la modificación o retirada de una medida que:

a)pueda falsear el mercado interior de la Unión;

b)pueda falsear el desarrollo del mercado nacional del gas;

c)no sea necesaria ni proporcionada para garantizar la seguridad del suministro, o

d)pueda poner en peligro la seguridad del suministro en otros Estados miembros.

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.

6.El plan de acción preventivo se actualizará cada cuatro años a partir del 1 de marzo de 2019, salvo si las circunstancias exigieran una puesta al día más frecuente 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 9, apartado 2. El plan actualizado se regirá por lo dispuesto en el artículo 7, apartados 3 a 7.

Artículo 9
Contenido del plan de emergencia

1.El plan de emergencia deberá:

a)basarse en los niveles de crisis fijados en el artículo 10, apartado 1;

b)determinar la función y las responsabilidades de las empresas de gas natural 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 definidos en el artículo 10, 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 definidos en el artículo10, 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;

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;

f)establecer las medidas y procedimientos detallados que habrán de seguirse en cada nivel de crisis, incluidos los correspondientes mecanismos para la transmisión de información;

g)designar a una persona o equipo para gestionar las crisis y definir su función;

h)determinar la contribución de las medidas de 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 12;

j)describir los mecanismos utilizados para cooperar con otros Estados miembros en cada nivel de crisis;

k)detallar las obligaciones en materia de información impuestas a las empresas de gas natural 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 no protegidos que estén conectados a una red de transporte o distribución de gas;

m)describir las disposiciones técnicas y financieras vigentes para aplicar las obligaciones en materia de solidaridad previstas en el artículo 12;

n)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.

2.Las medidas, las actuaciones y los procedimientos que figuren en el plan de emergencia se pondrán a prueba al menos dos veces entre sus actualizaciones cuatrienales periódicas, contempladas en el apartado 3. A fin de poner a prueba el plan de emergencia, los Estados miembros simularán supuestos de impacto alto y mediano y las respuestas en tiempo real de acuerdo con su plan de emergencia. Las autoridades competentes presentarán los resultados de las pruebas al Grupo de Coordinación del Gas.

3.El plan de emergencia se actualizará cada cuatro años a partir del 1 de marzo de 2019, salvo si las circunstancias exigieran una puesta al día más frecuente o a petición de la Comisión. El plan actualizado reflejará la evaluación de riesgos actualizada y las conclusiones de las pruebas realizadas de conformidad con el apartado 2. El plan actualizado se regirá por lo dispuesto en el artículo 7, apartados 3 a 7.

4.El plan de emergencia garantizará el mantenimiento del acceso transfronterizo a las infraestructuras con arreglo al Reglamento (CE) nº 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 10
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 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 o la demanda de gas sea excepcionalmente elevada y ello provoque un importante deterioro de la situación del suministro, pero el mercado todavía sea capaz de gestionar esa interrupción o demanda sin necesidad de recurrir a medidas distintas de las de mercado;

c)nivel de emergencia (emergencia): en caso de demanda excepcionalmente elevada de gas, interrupción importante del suministro u otro deterioro considerable de la situación del suministro y en caso de que se hayan aplicado todas las medidas pertinentes de mercado pero el suministro de gas sea insuficiente para satisfacer la demanda restante de gas, de manera que deban introducirse adicionalmente medidas distintas de las de mercado con vistas, en particular, a salvaguardar el suministro de gas a los clientes protegidos de conformidad con el artículo 5.

2.Cuando la autoridad competente declare alguno de los niveles de crisis mencionados en el apartado 1, informará inmediatamente a la Comisión y le facilitará toda la información necesaria, en particular información sobre las actuaciones que tiene la intención de realizar. Cuando una emergencia pueda dar lugar a una petición de ayuda a la Unión y a sus Estados miembros, la autoridad competente del Estado miembro afectado notificará sin dilación el hecho al Centro de Coordinación de la Respuesta a Emergencias de la Comisión.

3.Cuando la autoridad competente declare una emergencia, deberá seguir las actuaciones predefinidas establecidas en su plan de emergencia e informará inmediatamente a la Comisión y a las autoridades competentes de la región, en particular de las actuaciones que tenga la intención de realizar. En circunstancias extraordinarias debidamente justificadas, la autoridad competente podrá realizar actuaciones que se aparten del plan de emergencia. La autoridad competente informará inmediatamente a la Comisión y a las autoridades competentes de la región sobre esas actuaciones y las motivará.

4.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) nº 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.

5.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 de la autoridad competente a que se refiere el apartado 2, 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 4. La Comisión podrá, a petición de una 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 párrafo. La Comisión podrá solicitar igualmente a la autoridad competente que derogue la declaración de emergencia si considera que dicha declaración no está o ya no está justificada a tenor del 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 tal caso, la Comisión podrá, en un plazo de tres días, 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 Grupo de Coordinación del Gas. 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.

Artículo 11
Respuestas de emergencia a escala regional y de la Unión

1.A petición de una autoridad competente que haya declarado una situación de emergencia y previa verificación de conformidad con el artículo 10, apartado 5, la Comisión podrá declarar 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 10, apartado 5, la Comisión, cuando las razones para esas emergencias estén relacionadas entre sí, declarará, según proceda, una emergencia a escala regional o de la Unión. En todo caso, 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 considere que las razones subyacentes para la emergencia regional o de la Unión ya no justifican su mantenimiento, la Comisión pondrá fin a la emergencia a escala regional o de la Unión. En todo caso, la Comisión expondrá sus razones e informará al Consejo de su decisión.

2.La Comisión convocará al Grupo de Coordinación del Gas tan pronto como declare una emergencia a escala regional o de la Unión. Durante la emergencia a escala regional o de la Unión, la Comisión, a petición de al menos tres Estados miembros, podrá restringir la participación en el Grupo de Coordinación del Gas, para toda una reunión o una parte de esta, a los representantes de los Estados miembros y las autoridades competentes.

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 y los resultados pertinentes obtenidos de la consulta con el Grupo de Coordinación del Gas. 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 9, 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 Grupo de Coordinación del Gas acerca de las tareas emprendidas 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) nº 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 la notificará a la Comisión o le expondrá las razones por las que no está de acuerdo con la solicitud. En tal caso, la Comisión, en un plazo de tres días, podrá modificar o retirar su solicitud o convocar al Estado miembro o a la autoridad competente y, si la Comisión lo considera necesario, al Grupo de Coordinación del Gas 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 Grupo de Coordinación del Gas, elaborará una lista de reserva permanente para un grupo operativo de seguimiento integrado por expertos de la industria y representantes de la Comisión. Este 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 Centro de Coordinación de la Respuesta a Emergencias (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 12
Solidaridad

1.Cuando un Estado miembro haya declarado el nivel de crisis de emergencia de conformidad con el artículo 10, apartado 1, las normas de incremento de suministro o las obligaciones adicionales impuestas a las empresas de gas natural en otros Estados miembros en virtud del artículo 5, apartado 2, deberán reducirse temporalmente al nivel establecido en el artículo 5, apartado 1.

2.Mientras el suministro a los clientes domésticos, los servicios sociales esenciales y las instalaciones de calefacción urbana del Estado miembro que haya declarado la emergencia no esté garantizado pese a la aplicación de la medida prevista en el apartado 1, el suministro de gas a clientes distintos de los clientes domésticos, los servicios sociales esenciales y las instalaciones de calefacción urbana de cualquier otro Estado miembro, directamente conectado al Estado miembro que haya declarado la emergencia, quedará interrumpido en la medida necesaria para asegurar el suministro de los clientes domésticos, los servicios sociales esenciales y las instalaciones de calefacción urbana de los Estados miembros que hayan declarado la emergencia.

El párrafo primero se aplicará a los servicios sociales esenciales y a las instalaciones de calefacción urbana en la medida en que estén cubiertos por la definición de clientes protegidos en su Estado miembro respectivo.

3.Las autoridades competentes adoptarán las medidas necesarias para que el gas no suministrado a los clientes distintos de los clientes domésticos, los servicios sociales esenciales y las instalaciones de calefacción urbana de su territorio en la situación descrita en el apartado 2 pueda suministrarse al Estado miembro que se encuentre en la situación de emergencia descrita en el mismo apartado para destinarlo a los clientes domésticos, los servicios sociales esenciales y las instalaciones de calefacción urbana de ese Estado miembro.

4.Las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras para la aplicación del apartado 3 se acordarán entre los Estados miembros que estén directamente conectados entre sí y se describirán en los planes de emergencia de sus regiones respectivas. Tales disposiciones podrán abarcar, en particular, los precios del gas que deban aplicarse, el uso de los interconectores, incluida la capacidad bidireccional, los volúmenes de gas y la cobertura de los costes de compensación. Las medidas basadas en el mercado, tales como las subastas, se considerarán prioritarias con miras a la aplicación de la obligación prevista en el apartado 3. En caso de modificación de las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras necesarias para la aplicación del apartado 3, el plan de emergencia correspondiente se actualizará en consecuencia.

5.El apartado 2 se aplicará a partir del 1 de marzo de 2019.

6.    En caso de que los Estados miembros no lleguen a un acuerdo sobre las disposiciones técnicas, jurídicas y financieras necesarias, la Comisión podrá proponer un marco para tales medidas en su dictamen y su decisión sobre los planes.

Artículo 13
Intercambio de información

1.Durante una emergencia, las empresas de gas natural afectadas facilitarán en particular la siguiente información a diario a la autoridad competente:

a)las previsiones de la oferta y la demanda de gas diarias para los tres días siguientes;

b)el flujo de gas diario en todos los puntos de entrada y salida transfronterizos, así como en todos los puntos de conexión de una instalación de producción, una instalación de almacenamiento o una terminal de GNL a la red, en millones de metros cúbicos por día (Mm3/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 estará facultada para solicitar a la autoridad competente 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 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 recibido la Unión y sus Estados miembros. Dicha evaluación se pondrá a disposición del Grupo de Coordinación del Gas 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 Grupo de Coordinación del Gas de los resultados de su análisis.

4.En circunstancias debidamente justificadas e independientemente de que se declare o no una situación de emergencia, la autoridad competente podrá exigir a las empresas de gas 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. La Comisión podrá solicitar a las autoridades competentes la información presentada por las empresas de gas natural.

5.Cuando la Comisión considere que el suministro de gas de una región o de la Unión en su conjunto se ve o puede verse afectado, podrá exigir a las autoridades competentes que reúnan y le presenten la información necesaria para evaluar la situación del suministro de gas en la Unión. La Comisión podrá dar a conocer su evaluación al Grupo de Coordinación del Gas.

6.Para que las autoridades competentes y la Comisión puedan evaluar la situación de la seguridad del suministro a escala nacional, regional y de la Unión, las empresas de gas natural notificarán:

a)a las autoridades competentes interesadas los siguientes pormenores sobre los contratos de suministro de gas de duración superior a un año:

i)duración del contrato,

ii)volúmenes contratados en total, anualmente y volumen medio por mes,

iii)volúmenes diarios máximos contratados en caso de alerta o emergencia,

iv)puntos de entrega acordados,

v)volúmenes de gas mínimos diarios, mensuales y anuales,

vi)condiciones para la suspensión del suministro de gas;

b)a la autoridad competente y a la Comisión inmediatamente después de su conclusión o modificación, los contratos de suministro de gas de duración superior a un año celebrados o modificados después del [OP: insértese la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento] que, individualmente o conjuntamente con otros contratos con el mismo proveedor o sus empresas asociadas, representen más del 40 % del consumo anual de gas natural del Estado miembro de que se trate. La obligación de notificación 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 pertinentes para la ejecución del contrato de suministro de gas.

La autoridad competente notificará anualmente a la Comisión, antes de finales de septiembre, los datos indicados en el párrafo primero, letra a).

7.En circunstancias debidamente justificadas, cuando la autoridad competente o la Comisión considere que un contrato de suministro de gas no cubierto por el apartado 6, letra b), del presente artículo pueda afectar a la seguridad del suministro de un Estado miembro, de una región o de la Unión en su conjunto, la autoridad competente del Estado miembro en que desarrolle su actividad la empresa de gas natural que ha suscrito el contrato o la Comisión podrá solicitar a la empresa de gas natural que presente el contrato con miras a la evaluación de su impacto en la seguridad de suministro. La solicitud también podrá abarcar cualquier otro acuerdo comercial pertinente para la ejecución del contrato de suministro de gas.

8.La autoridad competente tomará en consideración la información recibida en virtud del presente artículo a la hora de preparar la evaluación de riesgos, el plan de acción preventivo y el plan de emergencia o sus respectivas actualizaciones. La Comisión podrá adoptar una decisión por la que solicite a la autoridad competente que modifique los planes sobre la base de la información recibida en virtud del presente artículo.

9.Las autoridades competentes y la Comisión preservarán el carácter confidencial de la información delicada a efectos comerciales.

Artículo 14
Grupo de Coordinación del Gas

1.Se crea un Grupo de Coordinación del Gas para facilitar la coordinación de las medidas relacionadas con la seguridad del suministro de gas. El Grupo estará integrado por representantes de los Estados miembros, en particular de sus autoridades competentes, así como por la Agencia de Cooperación de los Reguladores de la Energía (en lo sucesivo, «la 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 Grupo, garantizando su plena representatividad. La Comisión presidirá el Grupo. El Grupo adoptará su reglamento interno.

2.El Grupo de Coordinación del Gas deberá ser consultado y 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, 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 y la aplicación de las medidas previstas en ellos;

g)la coordinación de las medidas para hacer frente a una emergencia dentro de la Unión, con terceros países que son Partes contratantes del Tratado 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 Grupo de Coordinación del Gas de manera periódica y compartirá la información recibida de las autoridades competentes, manteniendo la confidencialidad de la información delicada a efectos comerciales.

Artículo 15
Cooperación con las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía

1.La segunda frase del artículo 3, apartado 2, el artículo 3, apartado 6, el artículo 4, apartados 3, 4 y 6, el artículo 5, apartado 2, el artículo 6, apartado 1, letra d), el artículo 7, apartado 5, letras b) y e), el artículo 8, apartado 1, letras e), g) e i), el artículo 8, apartado 4, letras b) y c), el artículo 9, apartado 1, letras j) y m), el artículo 9, apartado 4, el artículo 10, apartado 4, el artículo 11, apartado 5, y el artículo 12 crearán obligaciones para los Estados miembros con respecto a una Parte contratante de la Comunidad de la Energía con arreglo al siguiente procedimiento:

a)el Consejo Ministerial de la Comunidad de la Energía adoptará e integrará el presente Reglamento en la Comunidad de la Energía por medio de un acto conjunto sobre la seguridad del suministro que establezca obligaciones recíprocas para las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía en las relaciones con los Estados miembros; 

b)la Parte contratante de la Comunidad de la Energía pondrá en aplicación el acto conjunto y notificará debidamente la plena aplicación a la Secretaría de la Comunidad de la Energía, incluyendo una solicitud de aplicación del presente apartado en lo que a ella respecta, y

c)la Secretaría de la Comunidad de la Energía notificará la aplicación a la Comisión y le solicitará que confirme la aplicabilidad de las obligaciones recíprocas entre la Parte contratante de la Comunidad de la Energía solicitante y los Estados miembros.

Tras la notificación de la Secretaría de la Comunidad de la Energía, la Comisión adoptará una decisión por la que confirme la aplicabilidad de las obligaciones recíprocas entre los Estados miembros y la Parte contratante de la Comunidad de la Energía con miras a la aplicación del presente apartado, indicando la fecha a partir de la cual serán aplicables esas obligaciones mutuas.

2.    Una vez adoptada la decisión de la Comisión mencionada en el apartado 1, se invitará a los representantes de la Parte contratante de la Comunidad de la Energía interesada a participar en las reuniones del Grupo de Coordinación del Gas cuando se examinen asuntos que afecten directamente a esa Parte contratante y entren en el ámbito de aplicación del apartado 1.

Artículo 16
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 Grupo de Coordinación del Gas.

Sobre la base de las evaluaciones contempladas en el artículo 7, apartado 5, la Comisión, cuando proceda, extraerá conclusiones sobre las posibles maneras de incrementar la seguridad del suministro a escala de la Unión e informará al Parlamento Europeo y al Consejo sobre la aplicación del presente Reglamento, incluyendo, en su caso, recomendaciones para mejorarlo.

Artículo 17
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 18
Ejercicio de la delegación

1.Se otorgan a la Comisión poderes para adoptar actos delegados en las condiciones establecidas en el presente artículo.

2.Los poderes para adoptar actos delegados a que se refieren el artículo 6, apartado 3, y el artículo 7, apartado 3, se otorgarán a la Comisión por un período indefinido a partir del [OP: insértese la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento].

3.La delegación de poderes a que se refieren el artículo 6, apartado 3, y el artículo 7, apartado 3, 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.Tan pronto como la Comisión adopte un acto delegado lo notificará simultáneamente al Parlamento Europeo y al Consejo.

5.Los actos delegados adoptados en virtud del artículo 6, apartado 3, y el artículo 7, apartado 3, 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 19
Exenciones

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 a partir de la fecha en que se suministre gas por primera vez en sus respectivos territorios:

a)artículo 2, párrafo segundo, punto 1), artículo 3, apartado 2, artículo 6, apartado 6, y artículo 13, apartado 6, letra a): 12 meses;

b)artículo 5, apartado 1: 18 meses;

c)artículo 7, apartado 4: 24 meses;

d)artículo 4, apartado 4: 36 meses;

e)artículo 4, apartado 1: 48 meses.

Artículo 20
Derogación

Queda derogado el Reglamento (UE) nº 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 VIII. 

Artículo 21
Entrada en vigor

El presente Reglamento entrará en vigor a los veinte días de su publicación en el Diario Oficial de la Unión Europea.

El presente Reglamento será obligatorio en todos sus elementos y directamente aplicable en cada Estado miembro.

Hecho en Bruselas, el

(1) Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo y al Consejo, COM(2014) 330 final.

(2) Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo, al Consejo, al Comité Económico y Social Europeo, al Comité de las Regiones y al Banco Europeo de Inversiones, COM(2015) 80 final.

(3) Con arreglo al enfoque basado en corredores, todos los Estados miembros por los que pasa un conducto de transporte de gas deben evaluar todos los posibles beneficios que pueda entrañar allende sus fronteras la inversión de flujos permanente en el gasoducto.

(4) https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/SWD%202014%20325%20Implementation%20of%20the%20Gas%20SoS%20Regulation%20en.pdf

(5) Fuente: Comisión Europea.

(6) Véase la lista de participantes en: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/List%20of%20stakeholders%20FOR%20PUBLICATION%20-%20updated%2018%2006.pdf  

(7) Study on the role of gas storage in internal market and in ensuring security of supply, elaborado por REF4E, Mercados y E-Bridge para la DG Energía. https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/REPORT-Gas%20Storage-20150728.pdf

(8) Economic analysis of costs and benefits of different approaches to enhancing the bargaining power of EU buyers in the wholesale markets of natural gas. La Comisión publicará el estudio en su página de Internet.

(9) El cálculo hidráulico es el resultado de una simulación en la que se emplea un modelo matemático que describe el transporte de gas en una red (nacional o regional), habida en cuenta de su topología y sus características físicas. El modelo toma en consideración las limitaciones de presión en los puntos de entrega y los perfiles de la demanda. La simulación del supuesto N-1 con un modelo hidráulico permite saber si el gas disponible en la red puede llegar a todos los puntos de entrega en caso de interrupción de la principal infraestructura de gas.

(10) Reglamento (UE) nº 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) nº 713/2009, (CE) nº 714/2009 y (CE) nº 715/2009 (DO L 115 de 25.4.2013, p. 39).

(11) DO C de , p. .

(12) DO C de , p. .

(13) COM(2014) 654 final.

(14) Comunicación de la Comisión al Parlamento Europeo, al Consejo, al Comité Económico y Social Europeo, al Comité de las Regiones y al Banco Europeo de Inversiones, COM(2015) 80 final.

(15) 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).

(16) 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).

(17) Reglamento (UE) nº 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) nº 713/2009, (CE) nº 714/2009 y (CE) nº 715/2009 (DO L 115 de 25.4.2013, p. 39).

(18) Decisión nº 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).

(19) Reglamento (UE) nº 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).

(20) Decisión nº 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).

(21) 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).

(22) Reglamento (CE) nº 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) nº 1775/2005 (DO L 211 de 14.8.2009, p. 36).

COMISIÓN EUROPEA

Bruselas, 16.2.2016

COM(2016) 52 final

ANEXOS

de la

PROPUESTA DE REGLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO

sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) nº 994/2010

{SWD(2016) 25 final}
{SWD(2016) 26 final}

ANEXOS

de la

PROPUESTA DE REGLAMENTO DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO

sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) nº 994/2010

ANEXO I

Cooperación regional

Las regiones a que se hace referencia en el artículo 3, apartado 7, son las siguientes:

–Noroeste: Irlanda y Reino Unido;

–Norte-Sur de Europa occidental: Bélgica, España, Francia, Luxemburgo, Países Bajos y Portugal;

–Corredor Meridional de Gas: Bulgaria, Grecia y Rumanía;

–Centro-Este: República Checa, Alemania, Polonia y Eslovaquia;

–Sudeste: Croacia, Italia, Hungría, Austria y Eslovenia;

–Mercado Báltico de la Energía (BEMIP I): Estonia, Letonia, Lituania y Finlandia;

–Mercado Báltico de la Energía (BEMIP II): Dinamarca y Suecia;

–Chipre;

–Malta, mientras no esté conectada a otro Estado miembro. En caso de que Malta esté conectada a otro Estado miembro, se considerará parte de la región de ese Estado miembro.

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) nº 715/2009, de la infraestructura de gas para satisfacer la demanda total de gas de la zona calculada en caso de interrupción 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, incluidos los interconectores, 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 interrupción 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

, 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 

«EPm»: por 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.

«Pm»: por 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.

«Sm»: por 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.

«LNGm»: por 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

, 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 interrupción del suministro, puede cubrirse suficiente y oportunamente con medidas basadas en el mercado relativas a la demanda de conformidad con el artículo 8, apartado 1, letra c), y el artículo 4, apartado 2.

5.Cálculo de la fórmula N-1 a nivel regional

La zona calculada contemplada en el punto 3 se extenderá al nivel regional adecuado. Serán aplicables las regiones recogidas en el anexo I. 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 regional N-1 solo podrá sustituir al cálculo nacional N-1 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 de riesgos conjunta.

Para los cálculos a que se refiere el artículo 6, apartado 1, se utilizará la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para las regiones que se enumeran en el anexo I.

ANEXO III

Capacidad bidireccional permanente

1.Para dotar de capacidad bidireccional a un interconector o aumentarla, u obtener o prorrogar una exención de esa obligación, los gestores de redes de transporte situados a ambos lados del interconector presentarán a sus autoridades competentes (autoridades competentes interesadas), previa consulta a todos los gestores de redes de transporte situados a lo largo del corredor de suministro de gas:

a)una propuesta de capacidad bidireccional permanente con respecto al sentido inverso («capacidad de flujo en sentido inverso»), o

b)una solicitud de exención de la obligación de implantar capacidad bidireccional.

Esa presentación se efectuará a más tardar el 1 de diciembre de 2018 en el caso de todos los interconectores existentes en la fecha de entrada en vigor del presente Reglamento, 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 los nuevos interconectores.

2.La propuesta de dotar de capacidad de flujo en sentido inverso o aumentarla, o la solicitud de concesión o prórroga de una exención, se basarán en una evaluación de la demanda del mercado, las proyecciones de la demanda y de la oferta, el estudio de viabilidad, el coste de la capacidad de flujo en sentido inverso, incluido el refuerzo necesario de la red de transporte, y sus ventajas para la seguridad del suministro, teniendo en cuenta la eventual contribución de la capacidad de flujo en sentido inverso al cumplimiento de la norma relativa a las infraestructuras establecida en el artículo 4. La propuesta incluirá un análisis de costes y beneficios elaborado sobre la base de la metodología contemplada en el artículo 11 del Reglamento (UE) nº 347/2013 del Parlamento Europeo y del Consejo 1 .

3.Tras la recepción de la propuesta o de la solicitud de exención, las autoridades competentes interesadas consultarán sin demora a las autoridades competentes situadas a lo largo del corredor de suministro de gas, a la Agencia y a la Comisión sobre la propuesta o la solicitud de exención. Las autoridades consultadas podrán emitir un dictamen dentro de los cuatro meses siguientes a la recepción de la solicitud de consulta.

4.Dentro de los dos meses siguientes a la expiración del plazo contemplado en el punto 3, las autoridades competentes interesadas, basándose en la evaluación de riesgos, la información enumerada en el punto 2, los dictámenes recibidos a raíz de la consulta de conformidad con el punto 3 y teniendo en cuenta la seguridad del suministro de gas y la contribución al mercado interior del gas, adoptarán una decisión conjunta por la que, según los casos:

a)aceptarán la propuesta de capacidad de flujo en sentido inverso; dicha decisión incluirá un análisis de costes y beneficios, una distribución transfronteriza de costes, un calendario de ejecución y las disposiciones para su uso posterior;

b)concederán o prorrogarán una exención temporal por un período 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 incrementará la seguridad del suministro de ningún Estado miembro situado a lo largo del corredor de suministro de gas o cuando los costes de inversión sean muy superiores a las ventajas previstas para la seguridad del suministro, o

c)exigirán a los gestores de las redes de transporte que modifiquen y vuelvan a presentar su propuesta o solicitud de exención.

5.Las autoridades competentes interesadas presentarán sin demora la decisión conjunta a las autoridades competentes situadas a lo largo del corredor de suministro de gas, a la Agencia y a la Comisión, incluyendo los dictámenes recibidos en respuesta a la consulta con arreglo al punto 4.

6.En un plazo de dos meses a partir de la recepción de la decisión conjunta, las autoridades competentes de los Estados miembros situados a lo largo del corredor de suministro de gas podrán formular sus objeciones a la decisión conjunta y presentarlas a las autoridades competentes 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 con arreglo al punto 4.

7.En un plazo de tres meses a partir de la recepción de la decisión conjunta con arreglo al punto 5, la Agencia formulará un dictamen sobre todos los elementos de la decisión conjunta en el que tendrá en cuenta cualquier posible objeción y lo presentará a todas las autoridades competentes situadas a lo largo del corredor y a la Comisión.

8.En un plazo de cuatro meses a partir de la recepción del dictamen emitido por la Agencia con arreglo a lo dispuesto en el punto 7, la Comisión podrá adoptar una decisión por la que solicite la modificación de la decisión conjunta.

9.Cuando las autoridades competentes interesadas no hayan podido adoptar una decisión conjunta en el plazo indicado en el punto 4, informarán de ello a la Agencia y la Comisión el día en que expire el plazo. En un plazo de dos meses a partir de la recepción de esta información, la Agencia formulará un dictamen con una propuesta que abarque todos los elementos de una decisión conjunta que se enumeran en el punto 4 y presentará este dictamen a las autoridades competentes interesadas y a la Comisión.

10.En un plazo de cuatro meses a partir de la recepción del dictamen formulado por la Agencia de conformidad con el punto 9, la Comisión adoptará una decisión que abarque todos los elementos de una decisión conjunta que se enumeran en el punto 4 y tenga en cuenta dicho dictamen. Si la Comisión solicita información adicional, el plazo de cuatro meses comenzará a contar a partir del día de la recepción de la totalidad de la información solicitada. Ese plazo podrá prorrogarse por dos meses más con el acuerdo de todas las autoridades competentes interesadas.

11.La Comisión, las autoridades competentes y los gestores de la red de transmisión preservarán el carácter confidencial de la información delicada a efectos comerciales.

12.Las exenciones de la obligación de dotar de capacidad bidireccional concedidas en virtud del Reglamento (UE) nº 994/2010 seguirán siendo válidas hasta el 1 de diciembre de 2018, a no ser que su período de validez expire antes.

ANEXO IV

Modelo de evaluación de riesgos

El siguiente modelo se rellenará en inglés.

Información general

–Estados miembros de la región.

–Nombre de las autoridades competentes que intervienen en la preparación de la presente evaluación de riesgos 2 .

1.Descripción de la red

1.1.Facilítese una breve descripción de la red regional de gas 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 consumidores 4 , demanda máxima (total y desglose por categorías de consumidores en millones de m3/d);

b)una descripción del funcionamiento de la red de gas en la región: 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.; inclúyase, en la medida en que sea pertinente para los Estados miembros de la región, la red de gas de bajo valor calorífico;

c)un desglose 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:

1)capacidad de almacenamiento (total y útil) con respecto a la demanda durante la temporada de calefacción,

2)capacidad de retirada 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:

1)valor de la producción con respecto al consumo final de gas anual,

2)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).

1.2.Facilítese una breve descripción de la red de gas por Estados miembros que incluya:

a)las principales cifras de consumo de gas: consumo final de gas anual (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de consumidores, 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 indicación de las infraestructuras clave pertinentes para la seguridad del suministro;

d)un desglose a escala nacional 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:

1)la capacidad de almacenamiento (total y útil) con respecto a la demanda durante la temporada de calefacción,

2)la capacidad de retirada 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:

1)del valor de la producción con respecto al consumo final de gas anual,

2)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).

2.Norma relativa a las infraestructuras (artículo 4)

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:

2.1.Nivel regional

Fórmula N-1

a)Identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para la región.

b)Cálculo de la fórmula N-1 a nivel regional.

c)Descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula, 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)Indíquense las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas).

2.2.Nivel nacional (descríbase respecto de cada Estado miembro de la región)

a)Fórmula N-1

1)Identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas.

2)Cálculo de la fórmula N-1 a nivel nacional.

3)Descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula, incluidos los valores intermedios empleados para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro).

4)Indíquense las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas).

5)Explíquense los resultados del cálculo de la fórmula N-1 sobre la base de unos niveles de almacenamiento del 30 % y el 100 % de la capacidad total.

6)Explíquense los principales resultados de la simulación del supuesto N-1 con un modelo hidráulico.

7)Si así lo decide el Estado miembro, cálculo de la fórmula N-1 utilizando medidas que inciden en la demanda:

–Cálculo de la fórmula N-1 con arreglo al punto 5 del anexo II.

–Descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo [si son distintas de las cifras descritas en el punto 2.2.a).3)].

–Indíquense las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula (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 y su impacto esperado (Deff).

8)Si así lo acuerdan las autoridades competentes de los Estados miembros vecinos, cálculo conjunto de la norma N-1:

–Cálculo de la fórmula N-1 con arreglo al punto 5 del anexo II.

–Descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula, incluidos los valores intermedios empleados para su cálculo [si son distintos de las cifras descritas en el punto 2.2.a).3)].

–Indíquense las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas).

–Explíquense las disposiciones acordadas para garantizar el cumplimiento de la obligación N-1.

b)Capacidad bidireccional

1)Indíquense los puntos de interconexión dotados de capacidad bidireccional y la capacidad máxima de los flujos bidireccionales.

2)Indíquense las disposiciones que regulan la utilización de la capacidad de flujo en sentido inverso (por ejemplo, capacidad interrumpible).

3)Indíquense los puntos de interconexión en los casos en que se haya concedido una exención de conformidad con el artículo 4, apartado 4, la duración de la exención y las razones por las que se haya concedido.

3.Identificación de riesgos

Descríbanse las fuentes de riesgo que podrían tener efectos negativos en la seguridad del suministro de gas en el Estado miembro o la región pertinentes en términos de probabilidad y consecuencias.

Lista no exhaustiva de los tipos de fuentes de riesgo:

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.

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.

Comerciales/relacionados con el mercado/financieros

–Acuerdos con proveedores de terceros países.

–Litigios comerciales.

–Control de las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro 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.

Sociales

–Huelgas (en diferentes sectores relacionados, como el sector del gas, los puertos, el transporte, etc.).

–Sabotajes.

–Vandalismo.

–Robos.

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.).

3.1.Nivel regional

a)Identifíquense las fuentes de riesgo pertinentes para la región, 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.

3.2.Nivel nacional (cuando sea pertinente)

a)Identifíquense las fuentes 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 las fuentes de riesgos, 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, tales como la norma N-1 y la norma relativa al suministro. Por cada escenario 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 de riesgos, indicando los supuestos de riesgo que requieren medidas adicionales.

ANEXO V

Modelos de los planes

Los siguientes modelos se rellenarán en inglés.

Modelo de plan de acción preventivo

Información general

–Estados miembros de la región.

–Nombre de las autoridades competentes que intervienen en la preparación del presente plan 6 .

1.Descripción de la red

1.1.Facilítese una breve descripción de la red regional de gas que abarque:

a)las principales cifras de consumo de gas 7 : consumo final de gas anual (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de consumidores 8 , demanda máxima (total y desglose por categorías de consumidores en millones de m3/d);

b)una descripción del funcionamiento de la red de gas en la región: 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.; inclúyase, en la medida en que sea pertinente para los Estados miembros de la región, la red de gas de bajo valor calorífico;

c)un desglose de las fuentes de importación de gas por países de origen 9 ;

d)una descripción del papel de las instalaciones de almacenamiento pertinentes para la región, incluido el acceso transfronterizo:

1)capacidad de almacenamiento (total y útil) con respecto a la demanda durante la temporada de calefacción,

2)la capacidad de retirada 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:

1)valor de la producción con respecto al consumo final de gas anual,

2)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), incluida 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 la red de gas por Estados miembros que incluya:

a)las principales cifras de consumo de gas: consumo final de gas anual (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de consumidores, 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 gas de bajo valor calorífico;

c)una indicación de las infraestructuras clave pertinentes para la seguridad del suministro;

d)un desglose a escala nacional 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:

1)la capacidad de almacenamiento (total y útil) con respecto a la demanda durante la temporada de calefacción,

2)la capacidad de retirada 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:

1)del valor de la producción con respecto al consumo final de gas anual,

2)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), incluida 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.Resumen de la evaluación de riesgos

Descríbanse brevemente los resultados de la evaluación de riesgos realizada de conformidad con el artículo 6, 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 4)

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.Nivel regional

Fórmula N-1

a)Identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para la región.

b)Cálculo de la fórmula N-1 a nivel regional.

c)Descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula, 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)Indíquense las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas).

3.2.Nivel nacional

a)Fórmula N-1

1)Identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas.

2)Cálculo de la fórmula N-1 a nivel nacional.

3)Descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula, incluidos los valores intermedios empleados para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro).

4)Indíquense las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas).

5)Si así lo decide el Estado miembro, cálculo de la fórmula N-1 utilizando medidas que inciden en la demanda:

–Cálculo de la fórmula N-1 con arreglo al punto 5 del anexo II.

–Descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo [si son distintas de las cifras descritas en el punto 3.2.a).3)].

–Indíquense las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula (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 y su impacto esperado (Deff).

6)Si así lo acuerdan las autoridades competentes de los Estados miembros vecinos, cálculo conjunto de la norma N-1:

–Cálculo de la fórmula N-1 con arreglo al punto 5 del anexo II.

–Descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula, incluidos los valores intermedios empleados para su cálculo [si son distintos de las cifras descritas en el punto 3.2.a).3)].

–Indíquense las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas).

–Explíquense las disposiciones acordadas para garantizar el cumplimiento de la obligación N-1.

b)Capacidad bidireccional

1)Indíquense los puntos de interconexión dotados de capacidad bidireccional y la capacidad máxima de los flujos bidireccionales.

2)Indíquense las disposiciones que regulan la utilización de la capacidad de flujo en sentido inverso (por ejemplo, capacidad interrumpible).

3)Indíquense los puntos de interconexión en los casos en que se haya concedido una exención de conformidad con el artículo 4, 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 5)

Descríbanse, por Estados miembros, 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 consumidores 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 5, 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 5, apartado 1, párrafo primero.

d)Medida(s) vigentes para dar cumplimiento a la norma relativa al suministro:

1)Descripción de la(s) medida(s).

2)Destinatarios.

3)Si existe, descríbase el sistema de control previo del cumplimiento de la norma relativa al suministro.

4)Régimen de sanciones, si procede.

5)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.

6)En caso de que 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:

a)en la seguridad del suministro de otro Estado miembro;

b)en el mercado nacional;

c)en el mercado interior.

7)En caso de que se adopten medidas después del [OP: insértese la fecha de la entrada en vigor del presente Reglamento], indíquese un enlace a la evaluación pública de impacto de la(s) medida(s), realizada de conformidad con el artículo 8, apartado 4.

e)Si procede, descríbanse cualesquiera normas de incremento del suministro u obligaciones adicionales impuestas por razones de seguridad del suministro de gas:

1)Descripción de la(s) medida(s).

2)Justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que es precisa la norma de incremento del suministro y, en caso de que se apliquen medidas no basadas en el mercado, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado).

3)Justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la cual una norma de incremento de suministro o una obligación adicional constituye el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado y, en caso de que se apliquen medidas no basadas en el mercado, estas son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado).

4)Destinatarios.

5)Volúmenes de gas y capacidades afectados.

6)Mecanismo para volver a los valores habituales en un espíritu de solidaridad y de conformidad con el artículo 12.

7)Indíquese cómo cumple esta medida las condiciones establecidas en el artículo 5, apartado 2.

5.Medidas preventivas

Descríbanse las medidas preventivas en vigor o pendientes de adopción, incluidas las relativas al gas de bajo valor calorífico:

a)Descríbase cada una de las medidas preventivas adoptadas por cada riesgo determinado de conformidad con la evaluación de riesgos, incluyendo una descripción de:

1)su dimensión nacional o regional;

2)su impacto económico, su eficacia y su eficiencia;

3)sus efectos en el medio ambiente;

4)su impacto en los consumidores.

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 de la región/Estado miembro.

c)En caso de que se apliquen medidas no basadas en el mercado (por medida):

1)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);

2)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);

3)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:

a)en la seguridad del suministro de otro Estado miembro;

b)en el mercado nacional;

c)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.

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 esta 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 la región, indicando el calendario previsto para su ejecución, las capacidades y la incidencia estimada en la seguridad del suministro de gas en la región.

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) nº 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.Desarrollo de mecanismos de cooperación

a)Descríbanse los mecanismos de cooperación entre los Estados miembros de la región, en particular a fin de preparar y aplicar este plan de acción preventivo y el plan de emergencia a los efectos del artículo 12.

b)Descríbanse los mecanismos de cooperación con otros Estados miembros que no pertenecen a la región a fin de elaborar y adoptar las disposiciones necesarias para la aplicación del artículo 12.

10.Consultas con las partes interesadas

De conformidad con el artículo 7, apartado 1, 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 consumidores industriales de gas, incluidos los productores de electricidad;

d)la autoridad reguladora nacional.

11.Características específicas nacionales

Indíquense las circunstancias y medidas nacionales pertinentes para la seguridad del suministro no cubiertas por las anteriores secciones de este plan, incluyendo el suministro de gas de bajo poder calorífico cuando este no sea pertinente a escala regional.

Modelo de plan de emergencia

Información general

–Estados miembros de la región.

–Nombre de las autoridades competentes que intervienen en la preparación del plan 10 .

1.Definición de los niveles de crisis

a)Con respecto a cada Estado miembro, 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)En caso de que 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 11

2.1.Alerta temprana

a)Indíquense las medidas que deben aplicarse en esta fase y, con respecto a cada una de ellas:

1)añádase una breve descripción de las medidas y de los principales intervinientes;

2)descríbase el procedimiento que deba seguirse, en su caso;

3)indíquese la contribución esperada de la medida para hacer frente a las consecuencias de cualquier suceso o prepararse antes de que ocurra;

4)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:

1)añádase una breve descripción de las medidas y de los principales intervinientes;

2)descríbase el procedimiento que deba seguirse, en su caso;

3)indíquese de qué modo se espera contribuya la medida a hacer frente a la situación en el nivel de alerta;

4)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:

1)añádase una breve descripción de la medida y de los principales intervinientes;

2)descríbase el procedimiento que deba seguirse;

3)indíquese de qué modo se espera contribuya la medida a atenuar la situación en el nivel de emergencia;

4)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:

1)añádase una breve descripción de la medida y de los principales intervinientes;

2)preséntese una evaluación de la necesidad de dicha medida para hacer frente a una crisis, incluido su grado de utilización;

3)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);

4)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;

5)evalúense los demás efectos de la medida;

6)justifíquese la conformidad de la medida con las condiciones establecidas en el artículo 10, apartado 4;

7)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

1)Descríbase brevemente el posible impacto de una interrupción del suministro en el sector de la calefacción urbana.

2)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, o indíquese por qué no resulta adecuada la adopción de medidas específicas.

b)Suministro de electricidad producida a partir del gas

1)Descríbase brevemente el posible impacto de una interrupción del suministro en el sector de la electricidad.

2)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, o indíquese por qué no resulta adecuada la adopción de medidas específicas.

3)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 o al equipo encargados 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:

1)las empresas de gas natural;

2)los consumidores industriales;

3)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.Mecanismos de cooperación

a)Descríbanse los mecanismos existentes para cooperar en la región 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 la región y coordinar las actuaciones en cada nivel de crisis.

7.Solidaridad entre los Estados miembros

a)Descríbanse las disposiciones acordadas entre los Estados miembros de la región para garantizar la aplicación del principio de solidaridad a que se refiere el artículo 12.

b)Descríbanse las disposiciones acordadas entre los Estados miembros de la región y los Estados miembros de otras regiones para garantizar la aplicación del principio de solidaridad a que se refiere el artículo 12.

8.Medidas en materia de consumo indebido por parte de clientes no protegidos

Descríbanse las medidas existentes para prevenir que clientes no 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.

9.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.

ANEXO VI

Revisión por homólogos de los planes de acción preventivos y los planes de emergencia

1.Cada plan de acción preventivo notificado y el plan de emergencia deberán ser objeto de un análisis efectuado por un equipo de revisión por homólogos.

2.Se creará un equipo de revisión por homólogos por región. Cada equipo de revisión por homólogos estará compuesto por un máximo de cinco autoridades competentes y por la REGRT de Gas, cada una representada por una sola persona, actuando la Comisión en calidad de observadora. La Comisión seleccionará a los representantes de las autoridades competentes y de la REGRT de Gas en los equipos de revisión por homólogos, teniendo en cuenta el equilibrio geográfico e incluyendo como mínimo a una autoridad competente de un Estado miembro vecino. Los miembros del equipo de revisión por homólogos no deberán pertenecer a ninguna autoridad competente ni a otros organismos o asociaciones que hayan participado en la preparación de los planes objeto de la revisión por homólogos.

3.La Comisión informará al equipo de revisión por homólogos de la notificación de los planes. En un plazo de dos meses a partir de la fecha de la notificación, el respectivo equipo de revisión por homólogos elaborará un informe y lo enviará a la Comisión. Antes de la presentación del informe, el equipo de revisión por homólogos examinará el plan de acción preventivo y el plan de emergencia, al menos una vez, con las autoridades competentes que hayan preparado los planes. La Comisión publicará el informe.

4.Teniendo en cuenta el informe de revisión por homólogos, el Grupo de Coordinación del Gas examinará los planes de acción preventivos y los planes de emergencia con el fin de garantizar la coherencia entre las distintas regiones y la Unión en su conjunto.

ANEXO VII

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:

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 12 );

–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.

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 de mercado;

–restricción de carga firme obligatoria.

ANEXO VIII

Tabla de correspondencias

(1) Reglamento (UE) nº 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) nº 713/2009, (CE) nº 714/2009 y (CE) nº 715/2009 (DO L 115 de 25.4.2013, p. 39).

(2) En caso de que esta tarea haya sido delegada por una autoridad competente, indíquese el nombre del organismo u organismos que participan en la preparación de la presente evaluación de riesgos en su nombre.

(3) La primera evaluación incluirá datos de los dos últimos años. Las actualizaciones incluirán datos de los cuatro últimos años.

(4) Consumidores industriales, producción de electricidad, calefacción urbana, vivienda, servicios y otros (especifíquese el tipo de consumidores incluidos). Indíquese también el volumen de consumo de los clientes protegidos.

(5) Descríbase la metodología aplicada.

(6) En caso de que esta tarea haya sido delegada por una autoridad competente, indíquese el nombre del organismo u organismos que participan en la preparación del presente plan en su nombre.

(7) El primer plan incluirá datos de los dos últimos años. Las actualizaciones incluirán datos de los cuatro últimos años.

(8) Consumidores industriales, producción de electricidad, calefacción urbana, vivienda y servicios y otros (especifíquese el tipo de consumidores incluidos). 

(9) Descríbase la metodología aplicada.

(10) En caso de que esta tarea haya sido delegada por una autoridad competente, indíquese el nombre del organismo u organismos que participan en la preparación del presente plan en su nombre.

(11) Inclúyanse las medidas regionales y nacionales.

(12) 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).