Actividad legislativa de la Unión Europea en 2017
A continuación se presentan los principales hitos regulatorios acaecidos en 2017, así como las novedades registradas en los principales ámbitos de actividad que afectan al sector:El 25 de octubre de 2017, el DOUE publicó el Reglamento 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo por el que se derogó el Reglamento 994/2010 sobre seguridad del suministro de gas.
Esta revisión del reglamento mantuvo los fundamentos de seguridad de suministro introducidos por el 994/2010: definición de autoridad competente, estándar de infraestructuras (cálculo del N-1 a nivel nacional), bidireccionalidad en las interconexiones (salvo excepciones), estándares de suministro, elaboración de análisis de riesgos, un plan de acción preventivo y otro de emergencia, con declaración de distintos niveles de crisis y emergencia.
La revisión supuso, sin embargo, un cambio estructural en la política europea sobre seguridad de suministro energético, ya que por primera vez se obligó a la cooperación entre Estados miembros, se definió el concepto de solidaridad y se regularon sus mecanismos de aplicación.
Los principales cambios introducidos en el nuevo reglamento giran en torno a los siguientes principios fundamentales:
– Cooperación regional.
– Solidaridad para la protección de clientes vulnerables.
– Transparencia sobre los contratos comerciales de suministro de gas.
De acuerdo con lo establecido en el Reglamento 2017/1938 sobre medidas para garantizar la seguridad de suministro de gas, ENTSOG publicó, el 21 de noviembre de 2017, un informe con los resultados de las simulaciones en el que se presentaron diecisiete escenarios de fallo de suministro definidos en cooperación con el Gas Coordination Group (GCG).
El informe tenía como objetivo ayudar a las autoridades competentes nacionales en la preparación de sus análisis de riesgo. Los escenarios considerados recogían los once grupos de riesgo de los países definidos en el Reglamento 2017/1938.
Comunicación de la estrategia para el gas natural licuado y el almacenamiento de gas natural (Strategy for Liquefied Natural Gas and Gas Storage)
El objetivo principal de la Comisión con la comunicación de la estrategia europea para gas natural licuado y almacenamientos subterráneos es explotar el potencial del GNL y favorecer el uso óptimo de los almacenamientos. Esto contribuirá a la diversidad y flexibilidad del sistema gasista europeo, e impulsará la Unión Energética, basada en un suministro de gas más seguro, resiliente y competitivo.
La Comisión Europea publicó el 20 de diciembre de 2017 el estudio “Follow-up study to the LNG and storage strategy”, realizado por un consorcio de consultores (REEK, Tractebel y Energy Markets Global). Muchos aspectos de este estudio fueron cuestionados públicamente por diversos agentes. El estudio combinó el análisis del mercado de GNL con una serie de simulaciones para 2020 y 2025, buscando determinar ante diferentes escenarios la evolución de los suministros de gas en Europa, así como el grado de utilización de las infraestructuras.
Respecto a plantas de regasificación, destacó un incremento en la utilización media entre 2020 y 2025 como consecuencia de la disminución en la producción de gas en Europa y el incremento de disponibilidad de GNL en el mercado global.
En cuanto a almacenamientos subterráneos, señaló que proporcionan flexibilidad estacional y seguridad de suministro.
No obstante, el resultado de la modelización no mostró un futuro prometedor para los almacenamientos subterráneos. El volumen agregado almacenado estaría decreciendo a pesar de las obligaciones actuales en vigor en muchos Estados miembros. La tendencia observada era a nivel europeo; a nivel nacional, sí hay países donde se podría esperar un incremento de la utilización de los almacenamientos subterráneos.
Propuesta de decisión sobre Acuerdos Intergubernamentales (Intergovernmental Agreements, IGAs).
La nueva decisión sobre IGA cubre todos los acuerdos entre uno o más Estados miembros y entre uno o más países no pertenecientes a la UE que tienen un impacto en la seguridad del suministro de energía para la Unión y en el funcionamiento del mercado interno de la energía. Incluye, además, acuerdos intergubernamentales y compromisos legalmente no vinculantes, como declaraciones políticas conjuntas o Memorandum of Understanding (MOU) con interpretaciones de la ley de la UE que establezcan condiciones para el suministro de energía (por ejemplo, precios) o para el desarrollo de infraestructuras energéticas.
El Consejo de la Unión Europea aprobó en marzo de 2017 la decisión sobre el mecanismo de intercambio de información respecto a los acuerdos intergubernamentales e instrumentos no vinculantes entre los Estados miembros y terceros países en el área de la energía. El objetivo era corregir las deficiencias en los mecanismos de intercambio de información existentes en los contratos de energía para mejorar la transparencia y la consistencia de las relaciones energéticas externas de la UE, así como para reforzar su posición negociadora con terceros países. A tal fin, se introdujo un control de compatibilidad ex-ante a cargo de la Comisión que permitió comprobar la conformidad con las normas de competencia y el derecho de la Unión sobre el mercado interior de la energía antes de que los acuerdos se negociaran, firmaran y sellaran.
Por tanto, los Estados miembros debían tener en cuenta la evaluación de la Comisión y tomar todas las medidas necesarias para alcanzar una solución satisfactoria que permitiera eliminar cualquier incompatibilidad.
La Decisión 2017/684 del Parlamento Europeo y del Consejo se publicó en el DOUE el 5 de abril de 2017. Estableció un mecanismo de intercambio de información con respecto a los acuerdos intergubernamentales y los instrumentos no vinculantes entre los Estados miembros y terceros países en el sector de la energía, y derogó la decisión nº 994/2012/UE.
Códigos de Red
Procedimientos de gestión de la congestión (CMP NC)
Alcance descriptivo: Establecer procedimientos de gestión de la congestión contractual en conexiones internacionales, devolviendo al mercado la capacidad no utilizada para su reasignación durante los procesos normales de asignación, a fin de maximizar la capacidad disponible.
Contexto regulatorio: El 28 de agosto de 2012 se publicó en el DOUE la Decisión de la Comisión de 24 de agosto de 2012, que modifica el Anexo I del Reglamento (CE) nº 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural en lo relativo a procedimientos de gestión de la congestión en caso de congestión contractual (CMP). Marcó como inicio de la utilización de los mecanismos CMP el 1 de octubre de 2013, excepto para el procedimiento UIOLI ST (Use it or lose it – Short term), que se implementó en julio de 2016.
Actividad en 2017: Durante 2017 se trabajó en la implementación nacional/regional de los procedimientos de gestión de la congestión mediante la coordinación de los reguladores de la región sur de Europa (CNMC, ERSE y CRE) y de los TSOs (Enagás, REN, TIGF y GRTgaz).
Código de Red sobre Mecanismos de Asignación de Capacidad (NC CAM)
Alcance descriptivo: Establecer un mecanismo estandarizado de asignación de capacidad (subastas) en conexiones internacionales entre países miembros de la UE, así como productos estandarizados para ser ofertados y asignados.
Contexto regulatorio: Publicado en el DOUE el Reglamento (UE) nº 984/2013 de la Comisión de 14 de octubre de 2013, por el que se establece un código de red sobre los mecanismos de asignación de capacidad en las redes de transporte de gas y se completa el Reglamento (CE) nº 715/2009. España implementó este código en marzo de 2014.
El ámbito de aplicación del Reglamento (UE) nº 984/2013 no definía las normas para asignación de la capacidad incremental, por lo que la Comisión Europea propuso realizar una enmienda al citado reglamento. Esta enmienda se realizó a través del procedimiento de elaboración de los códigos de red incluido en el artículo 6 del Reglamento 715/2009.
Actividad en 2017: El 17 de marzo de 2017 se publicó en el DOUE el Reglamento (UE) nº 2017/459 de la Comisión Europea, por el que se estableció un código de red de mecanismos de asignación de capacidad y se derogó al Reglamento nº 984/2013. Definió los mecanismos de asignación de capacidad en las redes de transporte de gas para la capacidad existente e incremental. Además, indicó cómo tenían que cooperar los transportistas adyacentes para facilitar las ventas de capacidad, atendiendo a las normas generales y técnicas relativas a los mecanismos de asignación de capacidad. El reglamento fue de aplicación a todos a los puntos de interconexión y pudo aplicarse a los puntos de entrada y salida desde y hacia terceros países, sujeto a decisión del National Regulatory Authority (NRA).
Código de Red de Balance de Gas en el Sistema de Transporte (BAL NC)
Alcance descriptivo: Facilitar el comercio transfronterizo de gas desarrollando sistemas de balances no discriminatorios y transparentes a través de las siguientes medidas:
-Sistemas de balance basados en mecanismos de mercado.
-Clara definición de las responsabilidades de balance entre los TSOs y los usuarios de la red.
-Armonización en el proceso de (re-)nominaciones (tiempos y procesos de comunicación).
-Nuevas reglas de cargos por desbalances, obligaciones intradiarias.
-Provisión, precisa y en tiempo, de información necesaria para balances.
Contexto regulatorio:
El 27 de marzo de 2014 se publicó en el DOUE el Reglamento (UE) nº 312/2014 de la Comisión de 26 de marzo de 2014, por el que se estableció un Código de Red de Balance de Gas en Sistemas de Transporte.
ACER y ENTSOG monitorizaron la correcta implementación de este código de red. El primer informe de implementación del código de balance realizado por ACER se publicó en noviembre de 2016.
Actividad en 2017: ENTSOG publicó el 13 de junio de 2017 el informe sobre la monitorización de la implementación del Código de Red de Balance, el segundo desde la aplicación del código, en octubre de 2015.
El 16 de noviembre de 2017, ACER publicó el segundo informe sobre la implementación del código de balance en los distintos países europeos.
De los informes se observó que la implementación del Código de Red de Balance no era uniforme en Europa: en algunos países el régimen de balance estaba bien desarrollado y en otros países apenas había habido progreso.
Código de Red de Interoperabilidad y Reglas de Intercambio de Datos (INT NC)
ACER publicó su primer informe de monitorización del Código de Red de Interoperabilidad Intercambio de Datos, que exploraba la efectividad de la implementación del código, y cubría tres áreas fundamentales: acuerdos de interconexión, calidad del gas e intercambio de datos.
El informe destacó que aún existía un número limitado de puntos de interconexión que carecían del requerido acuerdo de interconexión, mientras que otros no incluían todos los términos obligatorios que detallaba el código. ACER también subrayó que en general los acuerdos de interconexión eran confusos, instando a los NRAs a proponer modificaciones, y destacando como ejemplo de buena estructura y legibilidad el acuerdo de interconexión entre España y Portugal. Además, ACER incidió en que el código se centrara en el acceso a la información sobre calidad de gas.
Asimismo, el informe analizó la implementación de la solución común de intercambio de datos definida por ENTSOG en las Common Network Operation Tools (CNOT).
Código de Red sobre Armonización de Estructuras Tarifarias de Transporte de Gas (TAR NC)
Publicado en el DOUE el Reglamento (UE) nº 2017/460 de la Comisión, de 16 de marzo de 2017, por el que se estableció un Código de Red sobre la Armonización de Estructuras Tarifarias de Transporte de Gas.
Este reglamento estableció un código de red que fijó las normas de armonización de las estructuras tarifarias de transporte de gas, incluidas las normas sobre la aplicación de una metodología de precios de referencia, los correspondientes requisitos de publicación y de consulta, así como el cálculo de los precios de reserva para productos de capacidad normalizados.
Es de aplicación a todos los puntos de entrada y de salida de las redes de transporte de gas, a excepción de algunos capítulos. Entró en vigor 20 días después de su publicación en el DOUE.
Desarrollo de infraestructuras
Ten-Year Network Development Plan (TYNDP)
Según el artículo 8 del Reglamento (CE) nº 715/2009, ENTSOG emite, cada dos años, un plan decenal de desarrollo de la red de ámbito comunitario, no vinculante, que incluye una perspectiva europea en materia de adecuación del suministro.
Tras la publicación de la versión inicial del documento TYNDP 2017 a finales de 2016 y la realización de una consulta pública sobre el mismo, ENTSOG publicó la versión final el 28 de abril de 2017, así como un nuevo anexo del documento con los resultados de la consulta pública.
Gas Regional Investment Plan (GRIP)
Según el artículo 12.1 del Reglamento (CE) nº 715/2009, los TSOs tenían que publicar un plan regional de inversiones cada dos años y podrían tomar decisiones sobre inversiones basándose en él.
El artículo 12.3 del mismo reglamento estableció que, con el fin de alcanzar los objetivos establecidos en los apartados 1 y 2 del artículo 12, la Comisión Europea podría definir la zona geográfica cubierta por cada estructura de cooperación regional, teniendo presente las estructuras de cooperación regional existentes. Actualmente, existen seis regiones y España pertenece a la Región Sur, junto con Francia y Portugal.
El 27 de julio de 2017 los TSOs de la Región Sur publicaron el “Plan Regional de Inversiones de la Región Sur 2017”. Esta nueva edición del GRIP South se basó en ediciones previas. Complementó el TYNDP 2017 de ENTSOG y analizó en detalle demanda, suministros e infraestructuras de la Región Sur.
Summer/Winter Outlook Supply
El 27 de abril de 2017, ENTSOG publicó el documento “Summer Supply Outlook 2017” y el “Summer Review 2016”.
En el Summer Supply Outlook 2017, ENTSOG llevó a cabo un análisis de las infraestructuras de los sistemas gasistas europeos (de abril a septiembre de 2017) y se enfocó en la habilidad de las infraestructuras para permitir niveles adecuados de inyección en los almacenamientos subterráneos. Las conclusiones muestran que la red gasista europea es lo suficientemente robusta, en la mayor parte de Europa, para alcanzar al menos el 90% de llenado en los almacenamientos y permitir flexibilidad a los usuarios de la red gasista europea.
En el Summer Review 2016, ENTSOG realizó una revisión del verano de 2016 con el objetivo de conocer mejor las dinámicas estacionales de la demanda y de los suministros.
El 16 de octubre de 2017, ENTSOG publicó el documento “Winter Supply Outlook 2017/18” y el “Winter Review 2016/2017”. En el primero, analizó la capacidad de la red gasista europea para hacer frente a un invierno de “referencia”, así como la resiliencia de la red en el caso de afrontar un invierno especialmente frío, incluyendo periodos de alta demanda. En el segundo, se centró en el episodio de frío intenso de enero de 2017 a lo largo de toda Europa, y analizó cómo el sector gasista le hizo frente. Recogió también un análisis de cómo cada país se enfrentó a esta ola de frio excepcional (Bulgaria, Rumanía, Grecia, Italia), incluyendo los países que se vieron afectados por el fallo de las centrales nucleares francesas (Bélgica, Francia y España).
Fuente: Enagás
