REGLAMENTO (UE) 2017/1938 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 25 de octubre de 2017 sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) n. o 994/2010 (Texto pertinente a efectos del EEE)

Artículo 1 Objeto

Artículo 1

Objeto

El presente Reglamento establece disposiciones destinadas a garantizar la seguridad del suministro de gas en la Unión mediante el funcionamiento adecuado y continuo del mercado interior del gas, permitiendo la aplicación de medidas excepcionales cuando el mercado no pueda seguir aportando los suministros de gas necesarios, incluidas medidas de solidaridad de último recurso, y estableciendo una definición y una atribución claras de las responsabilidades entre las compañías de gas natural, los Estados miembros y la Unión, tanto en lo relativo a las actuaciones preventivas como a la reacción ante interrupciones concretas en el suministro de gas. El presente Reglamento también establece, en un espíritu de solidaridad, mecanismos transparentes relativos a la coordinación de la planificación de medidas y la respuesta ante situaciones de emergencia a escala nacional, regional y de la Unión.

Artículo 2 Definiciones

Artículo 2

Definiciones

A efectos del presente Reglamento se entenderá por:

▼M3 —————

▼B

2)	«cliente» : el cliente, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 24;

3)	«cliente doméstico» : el cliente doméstico, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 25;

4)	«servicio social esencial» : el servicio relacionado con la asistencia sanitaria asistencia social básica, emergencia, seguridad, educación o los servicios de administración pública;

5)

«cliente protegido» :

un cliente doméstico que está conectado a una red de distribución de gas; y adicionalmente, cuando el Estado miembro afectado así lo decida, esta definición también se podrá aplicar, siempre que las empresas o servicios a que se refieren las letras a) y b) no representen conjuntamente más del 20 % del consumo total anual de gas en ese Estado miembro, a uno o más de los siguientes:

a)

a una pequeña y mediana empresa, siempre que esté conectada a una red de distribución de gas,

b)

a un servicio social esencial, siempre que esté conectado a una red de transporte o distribución de gas,

c)

a una instalación de calefacción urbana en la medida en que esta suministre calefacción a los clientes domésticos, a las pequeñas o medianas empresas o a los servicios sociales esenciales, siempre que dicha instalación no pueda cambiar a otros combustibles distintos del gas;

6)

«cliente protegido en virtud del mecanismo de solidaridad» :

un cliente doméstico conectado a una red de distribución de gas, y, además, puede incluir una de las condiciones siguientes o ambas:

a)

una instalación de calefacción urbana si se trata de un «cliente protegido» en el Estado miembro de que se trate, y únicamente en la medida en que suministre calefacción a hogares o a servicios sociales esenciales que no sean servicios educativos ni de administración pública,

b)

un servicio social esencial si se trata de un «cliente protegido» en el Estado miembro pertinente, que no sean servicios educativos ni de administración pública;

7)	«autoridad competente» : una autoridad gubernamental nacional o una autoridad reguladora nacional designada por un Estado miembro para velar por la aplicación de las medidas establecidas en el presente Reglamento;

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

9)	«compañía de gas natural» : una compañía de gas natural, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 1;

10)	«contrato de suministro de gas» : un contrato para el suministro de gas, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 34;

11)	«transporte» : el transporte de gas natural, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 3;

12)	«gestor de la red de transporte» : un gestor de la red de transporte, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 4;

13)	«distribución» : la distribución, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 5;

14)	«gestor de la red de distribución» : un gestor de la red de distribución, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 6;

15)	«interconector» : un interconector, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 17;

16)	«corredores de suministro de emergencia» : rutas de suministro de gas de la Unión que sirven para que los Estados miembros puedan mitigar mejor los efectos de posibles interrupciones del suministro o indisponibilidad de las infraestructuras;

17)	«capacidad de almacenamiento» : la capacidad de almacenamiento tal como se define en Reglamento (CE) n.o 715/2009, artículo 2, punto 28;

18)	«capacidad técnica» : la capacidad técnica tal como se define en Reglamento (CE) n.o 715/2009, artículo 2, punto 18;

19)	«capacidad firme» : la capacidad firme tal como se define en Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Conejo, artículo 2, punto 16;

20)	«capacidad interrumpible» : la capacidad interrumpible tal como se define en Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, artículo 2, punto 13;

21)	«capacidad de una instalación de GNL» : la capacidad de una instalación de GNL tal como se define en Reglamento (CE) n.o 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, artículo 2, punto 24;

22)	«instalación de GNL» : una instalación de GNL, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 11;

23)	«instalación de almacenamiento» : una instalación de almacenamiento, tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 9;

24)	«red» : cualesquiera redes tal como se definen en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 13;

25)	«usuario de la red» : cualquier usuario de la red tal como se define en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 23;

26)	«servicios auxiliares» : los servicios auxiliares tal como se definen en la Directiva 2009/73/CE, artículo 2, punto 14;

▼M4

27)	«trayectoria de llenado» : una serie de objetivos intermedios orientativos para las instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas de cada Estado miembro, que representan el plan de llenado de dicho Estado miembro, establecidos de conformidad con el artículo 6 bis, apartado 7;

▼M2

28)	«objetivo de llenado» : objetivo vinculante en cuanto al nivel de llenado de la capacidad agregada de las instalaciones de almacenamiento subterráneo de gas;

29)

«almacenamiento estratégico» : un almacenamiento subterráneo o parte de un almacenamiento subterráneo de gas natural no licuado adquirido, gestionado y almacenado por los gestores de redes de transporte, una entidad designada por los Estados miembros o una empresa, y que solo puede desbloquearse tras la notificación previa o la autorización de desbloqueo por parte de la autoridad pública y que generalmente se desbloquea en caso de:

a)

escasez grave de suministro;

b)

perturbaciones en el suministro, o

c)

la declaración de emergencia a que se refiere el artículo 11, apartado 1, letra c);

30)

«reserva de balance» : gas natural no licuado que:

a)

se ha adquirido, gestionado y almacenado subterráneamente por parte de los gestores de redes de transporte o por una entidad designada por el Estado miembro con el solo fin de llevar a cabo las funciones de gestores de redes de transporte y de la seguridad del suministro de gas, y

b)

solo se ha despachado cuando ha sido necesario para mantener el sistema en funcionamiento en condiciones seguras y fiables, de conformidad con el artículo 13 de la Directiva 2009/73/CE y con los artículos 8 y 9 del Reglamento (UE) n.o 312/2014;

31)

«instalación de almacenamiento subterráneo de gas» : una instalación de almacenamiento tal como se define en el artículo 2, punto 9, de la Directiva 2009/73/CE, utilizada para el almacenamiento de gas natural, incluidas las reservas de balance, y que está conectada a una red de transporte o distribución, con exclusión del almacenamiento en esferas o cilindros en superficie;

▼M3

32)	«gas» : gas natural tal como se define en el artículo 2, punto 1, de la Directiva (UE) 2024/1788 ( 1 );

▼M5

33)	«disposición de compra obligatoria» : una disposición contractual que obliga al comprador a recibir la entrega o, alternativamente, a pagar una cantidad mínima determinada de gas en un período determinado, independientemente de que el gas se reciba realmente;

34)	«disposiciones de entrega obligatoria» : una disposición contractual que obliga al vendedor a pagar una multa contractual en caso de que no se entregue el gas.

▼B

Artículo 3 Responsabilidad de la seguridad del suministro de gas

Artículo 4 Grupo de Coordinación del Gas

Artículo 5 Norma relativa a la infraestructura

Artículo 6 Norma de suministro de gas

Artículo 6 bis Objetivos de llenado y trayectorias de llenado

Artículo 6 ter Cumplimiento de los objetivos de llenado

Artículo 6 quater Acuerdos de almacenamiento y mecanismo de reparto de la carga

Artículo 6 quinquies Supervisión y garantía de cumplimiento

Artículo 7 Evaluación de riesgos

Artículo 8 Establecimiento de un plan de acción preventivo y de un plan de emergencia

Artículo 8 bis Medidas sobre ciberseguridad

Artículo 9 Contenido de los planes de acción preventivos

Artículo 10 Contenido de los planes de emergencia

Artículo 11 Declaración de crisis

Artículo 12 Respuestas de emergencia a escala regional y de la Unión

Artículo 13 Solidaridad

Artículo 13 bis Cooperación entre Estados miembros conectados indirectamente a través de medidas basadas en el mercado (medidas voluntarias)

Artículo 14 Intercambio de información

Artículo 15 Secreto profesional

Artículo 16 Cooperación con las Partes contratantes de la Comunidad de la Energía

Artículo 17 Seguimiento por parte de la Comisión

Artículo 17

Seguimiento por parte de la Comisión

La Comisión llevará a cabo un seguimiento permanente de las medidas destinadas a garantizar la seguridad del suministro de gas e informará con regularidad al GCG.

▼M5

La Comisión llevará a cabo un seguimiento permanente de la exposición que presenta el sistema energético de la Unión ante los suministros —también a través de terceros países— de gas originario o exportado, directa o indirectamente, de la Federación de Rusia, en particular sobre la base de la información comunicada a la Comisión y a las autoridades competentes de conformidad con el artículo 14, apartado 6, letra c).

La Comisión evaluará la aplicación de la eliminación progresiva del gas originario o exportado, directa o indirectamente, de la Federación de Rusia con arreglo al Reglamento (UE) 2026/261 a escala nacional, regional y de la Unión, sobre la base de los planes nacionales de diversificación del gas a que se refiere el artículo 9 de dicho Reglamento e informará de su evaluación al Grupo de Coordinación del Gas.

Sobre la base de la evaluación a que se refiere el párrafo tercero, la Comisión publicará un informe anual que ofrezca una síntesis de los progresos realizados por los Estados miembros en la ejecución de sus planes nacionales de diversificación del gas.

Cuando corresponda, la Comisión podrá formular, en un plazo de tres meses desde la presentación de un plan nacional de diversificación del gas, una recomendación en la que se señalen posibles acciones y medidas para garantizar una diversificación segura del suministro de gas y una eliminación progresiva y en tiempo oportuno del gas originario o exportado, directa o indirectamente, de la Federación de Rusia.

A continuación de dicha recomendación, el Estados miembro de que se trate actualizará su plan nacional de diversificación del gas en un plazo de tres meses, teniendo en cuenta la recomendación de la Comisión.

Artículo 17 bis Informe de la Comisión

Artículo 18 Notificaciones

Artículo 18

Notificaciones

La evaluación de riesgos, los planes de acción preventivos, los planes de emergencia y todos los demás documentos se notificarán a la Comisión por medios electrónicos a través de la plataforma CIRCABC.

Toda la correspondencia relacionada con una notificación se transmitirá por medios electrónicos.

Artículo 19 Ejercicio de la delegación

Artículo 20 Excepciones

Artículo 21 Disposición derogatoria

Artículo 21

Disposición derogatoria

Queda derogado el Reglamento (UE) n.o 994/2010.

Las referencias al Reglamento derogado se entenderán hechas al presente Reglamento y se leerán con arreglo a la tabla de correspondencias que figura en el anexo IX.

Artículo 22 Entrada en vigor

Artículo 22

Entrada en vigor

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

Será aplicable a partir del 1 de noviembre de 2017.

No obstante, el artículo 13, apartados 1 a 6, 8, párrafos primero y segundo, 14, y 15, se aplicarán a partir del 1 de diciembre de 2018.

▼M4

El artículo 2, puntos 27 a 31, los artículos 6 bis a 6 quinquies, el artículo 16, apartado 3, el artículo 17 bis, el artículo 20, apartado 4, y el anexo I ter se aplicarán hasta el 31 de diciembre de 2027.

▼B

ANEXO I Cooperación regional

ANEXO I

Cooperación regional

Los grupos de riesgo de Estados miembros que sirven como base para la cooperación asociada al riesgo a la que hace referencia el artículo 3, apartado 7, son los siguientes:

1.

Grupo de riesgo de suministro de GNL:

a)

Bélgica, Bulgaria, Chequia, Dinamarca, Alemania, Estonia, Irlanda, Grecia, España, Francia, Croacia, Italia, Chipre, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Hungría, Malta, Países Bajos, Austria, Polonia, Portugal, Rumanía, Eslovenia, Eslovaquia, Finlandia y Suecia.

2.

Grupo de riesgo para el suministro de gas del mar del Norte:

b)

Bélgica, Chequia, Dinamarca, Alemania, Estonia, Irlanda, Francia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Países Bajos, Austria, Polonia, Finlandia y Suecia.

3.

Grupo de riesgo para el suministro de gas del norte de África:

c)

España, Francia, Italia, Malta, Austria, Portugal y Eslovenia.

4.

Grupo de riesgo para el suministro de gas sudoriental:

d)

Bulgaria, Chequia, Grecia, Croacia, Italia, Chipre, Hungría, Austria, Rumanía, Eslovenia y Eslovaquia.

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

ANNEX Ib

Shared responsibility for the filling target and the filling trajectory

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

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

ANEXO II

Cálculo de la fórmula N – 1

1. Definición de la fórmula N – 1

La fórmula N – 1 describe la aptitud de la capacidad técnica, definida en el artículo 2, apartado 1, punto 18, del Reglamento (CE) n.o 715/2009, de la infraestructura de gas para satisfacer la demanda total de gas de la zona calculada en caso de indisponibilidad de la mayor infraestructura unitaria de gas durante un día de demanda de gas excepcionalmente elevada con una probabilidad estadística de producirse una vez cada veinte años.

La infraestructura de gas abarcará la red de transporte de gas, incluidas las interconexiones, así como las instalaciones de producción, de GNL y de almacenamiento conectadas a la zona calculada.

La capacidad técnica de todas las demás infraestructuras de gas en caso de indisponibilidad de la mayor infraestructura unitaria de gas deberá ser al menos equivalente a la suma de la demanda total de gas diaria de la zona calculada durante un día de demanda de gas excepcionalmente elevada con una probabilidad estadística de producirse una vez cada veinte años.

Los resultados de la fórmula N – 1, calculados como sigue, deberán ser como mínimo iguales al 100 %.

2. Método de cálculo de la fórmula N – 1

, N – 1 ≥ 100 %

Los parámetros utilizados para el cálculo deberán describirse y justificarse claramente.

Para el cálculo de EPm se presentará una lista detallada de los puntos de entrada y su capacidad individual.

3. Definiciones de los parámetros de la fórmula N – 1

Por «zona calculada» se entiende una zona geográfica para la que se calcula la fórmula N – 1, tal como la determine la autoridad competente.

Definición relativa a la demanda

Por «Dmax» se entiende la demanda total de gas diaria (en millones de m3/d) de la zona calculada durante un día de demanda de gas excepcionalmente elevada con una probabilidad estadística de producirse una vez cada veinte años.

Definiciones relativas a la oferta

Por «EPm» o capacidad técnica de los puntos de entrada (en millones de m3/d), distintos de las instalaciones de producción, de GNL y de almacenamiento cubiertas por Pm, LNGm y Sm, se entiende la suma de la capacidad técnica de todos los puntos de entrada fronterizos que pueden suministrar gas a la zona calculada.

Por «Pm» o capacidad técnica de producción máxima (en millones de m3/d) se entiende la suma de la capacidad técnica de producción máxima diaria de todas las instalaciones de producción de gas que puede ser suministrada en los puntos de entrada de la zona calculada.

Por «Sm» o capacidad técnica máxima de extracción de almacenamiento (en millones de m3/d) se entiende la suma de la capacidad técnica máxima de extracción diaria de todas las instalaciones de almacenamiento que puede suministrarse en los puntos de entrada de la zona calculada, teniendo en cuenta sus respectivas características físicas.

Por «LNGm» o capacidad técnica máxima de instalación de GNL (en millones de m3/d) se entiende la suma de las capacidades técnicas máximas de emisión diarias ofrecidas por todas las instalaciones de GNL en la zona calculada, teniendo en cuenta elementos críticos como la descarga, los servicios auxiliares, el almacenamiento temporal y la regasificación del GNL, así como la capacidad técnica de emisión a la red.

Por «Im» se entiende la capacidad técnica de la mayor infraestructura unitaria de gas (en millones de m3/d) con la mayor capacidad para suministrar a la zona calculada. Cuando varias infraestructuras de gas estén conectadas a una infraestructura común ascendente o descendente de gas y no puedan gestionarse por separado, se considerarán una infraestructura unitaria de gas.

4. Cálculo de la fórmula N – 1 utilizando medidas relativas a la demanda

, N – 1 ≥ 100 %

Definición relativa a la demanda

Por «Deff» se entiende la parte (en millones de m3/d) de Dmax que, en caso de una interrupción del suministro de gas, puede cubrirse suficiente y oportunamente con medidas basadas en el mercado relativas a la demanda de conformidad con el artículo 9, apartado 1, letra c), y el artículo 5, apartado 2.

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

El área calculada recogida en el punto 3 se extenderá, en su caso, al nivel regional adecuado, según determinen las autoridades competentes de los Estados miembros implicados. El cálculo podrá extenderse también al nivel regional del grupo de riesgo, si así se aprueba junto con las autoridades competentes del grupo de riesgo. Para el cálculo de la formula N – 1 a escala regional se utilizará la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común. La mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para una región será la mayor infraestructura de gas de la región que contribuye directa o indirectamente al suministro de gas a los Estados miembros de esa región y se definirá en la evaluación de riesgos.

El cálculo de la fórmula N – 1 a nivel regional solo podrá sustituir al cálculo de la fórmula N – 1 a nivel nacional cuando la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común sea de gran importancia para el suministro de gas de todos los Estados miembros de que se trate de conformidad con la evaluación común de riesgos.

A nivel del grupo de riesgo, para los cálculos a que se refiere el artículo 7, apartado 4, se utilizará la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para los grupos de riesgo que se enumeran en el anexo I.

ANEXO III

Capacidad bidireccional permanente

1. Para la ejecución de las disposiciones establecidas en el presente anexo, la autoridad reguladora nacional podrá actuar como autoridad competente si así lo decide el Estado miembro.

2. Para dotar de capacidad bidireccional a una interconexión o aumentarla, u obtener o prorrogar una exención de esa obligación, los gestores de redes de transporte situados a ambos lados de la interconexión presentarán a sus autoridades competentes («autoridades competentes interesadas») y a sus autoridades reguladoras («autoridades reguladoras nacionales interesadas»), previa consulta a todos los gestores de redes de transporte potencialmente interesados:

a)

una propuesta, a fin de permitir una capacidad física permanente para transportar gas en ambas direcciones, de capacidad bidireccional permanente en relación con la dirección en sentido inverso («capacidad física de flujo inverso»), o

b)

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

Los gestores de redes de transporte harán lo posible por someter una propuesta conjunta o solicitar una exención. En caso de una propuesta que permita la capacidad bidireccional, los gestores de redes de transporte podrán presentar una propuesta motivada de distribución transfronteriza de costes. Esa presentación se efectuará a más tardar el 1 de diciembre de 2018 en el caso de todas las interconexiones existentes el 1 de noviembre de 2017, y después de la conclusión de la fase de estudio de viabilidad, pero antes del comienzo de la fase de diseño técnico pormenorizado en el caso de las nuevas interconexiones.

3. Tras la recepción de la propuesta o de la solicitud de exención, las autoridades competentes interesadas consultarán sin demora a las autoridades competentes, y cuando estas no sean las autoridades competentes, a las autoridades reguladoras nacionales del Estado miembro que pudiera, de conformidad con la evaluación de riesgos, beneficiarse de la capacidad de flujo en sentido inverso, o, a la Agencia y a la Comisión sobre la propuesta o la solicitud de exención. Las autoridades consultadas podrán emitir un dictamen en el plazo de los cuatro meses siguientes a la recepción de la solicitud de consulta.

4. Las autoridades reguladoras interesadas, en un plazo de seis meses a partir de la recepción de la propuesta conjunta y con arreglo al artículo 5, apartados 6 y 7, tras consultar a los promotores del proyecto interesados, tomarán medidas coordinadas sobre la distribución transfronteriza de los costes de inversión que deberá asumir cada uno de los gestores de redes de transporte del proyecto. Cuando las autoridades reguladoras nacionales interesadas no hayan llegado a un acuerdo en dicho plazo, informarán a las autoridades competentes interesadas sin demora.

5. Las autoridades competentes interesadas, basándose en la evaluación de riesgos, en la información enunciada en el artículo 5, apartado 5, del presente Reglamento, en los dictámenes recibidos a raíz de la consulta efectuada de conformidad con el punto 3 del presente anexo, y teniendo en cuenta la seguridad de suministro de gas y la contribución al mercado interior del gas, tomarán una decisión coordinada. Esa decisión coordinada se tomará en el plazo de dos meses. Dicho plazo empezará a contar tras el período de cuatro meses que se permite para los dictámenes a que se refiere el punto 3 del presente anexo, a menos que todos los dictámenes se hayan recibido con anterioridad, o después del período de seis meses al que hace referencia el punto 4 del presente anexo para que las autoridades reguladoras interesadas adopten una decisión coordinada. Dicha decisión coordinada:

a)

aceptará la propuesta de capacidad bidireccional. Tal decisión incluirá un análisis de costes y beneficios, un calendario para la ejecución y las disposiciones para el uso posterior, e irá acompañada de la decisión coordinada sobre la distribución transfronteriza de costes a que se refiere el apartado 4 elaborada por las autoridades reguladoras interesadas;

b)

concederá o prorrogará una exención temporal por un plazo máximo de cuatro años, cuando el análisis de costes y beneficios incluido en la decisión muestre que la capacidad de flujo en sentido inverso no incrementaría la seguridad del suministro de gas de ningún Estado miembro pertinente o cuando los costes de inversión sean muy superiores a las ventajas previstas para la seguridad del suministro de gas, o

c)

exigirá a los gestores de las redes de transporte que modifiquen y vuelvan a presentar su propuesta o solicitud de exención en un plazo máximo de cuatro meses.

6. Las autoridades competentes interesadas presentarán sin demora la decisión coordinada a las autoridades competentes y a las autoridades reguladoras nacionales que hayan sometido un dictamen con arreglo al punto 3, a las autoridades reguladoras interesadas, a la Agencia y a la Comisión, incluyendo los dictámenes recibidos en respuesta a la consulta de conformidad con el punto 3.

7. En un plazo de dos meses a partir de la recepción de la decisión coordinada, las autoridades competentes a que se refiere el punto 6 podrán formular sus objeciones a la decisión coordinada y presentarlas a las autoridades competentes interesadas que la hayan adoptado, a la Agencia y a la Comisión. Las objeciones se limitarán a los hechos y a la evaluación, en particular la distribución transfronteriza de costes que no haya sido objeto de consulta de conformidad con el punto 3.

8. En un plazo de tres meses a partir de la recepción de la decisión coordinada de conformidad con el punto 6, la Agencia formulará un dictamen sobre los elementos de la decisión coordinada en el que tendrá en cuenta cualquier posible objeción y lo presentará a todas las autoridades competentes interesadas, a las autoridades competentes a que se refiere el punto 6, y a la Comisión.

9. En un plazo de cuatro meses a partir de la recepción del dictamen emitido por la Agencia con arreglo al punto 8, la Comisión podrá adoptar una decisión por la que solicite la modificación de la decisión coordinada. Cualquier decisión que tome la Comisión al respecto se adoptará con arreglo a los criterios establecidos en el punto 5, las razones para la decisión de las autoridades interesadas y el dictamen de la Agencia. Las autoridades competentes darán curso a la solicitud de la Comisión modificando su decisión en un plazo de cuatro semanas.

Si la Comisión no actúa en dicho plazo de cuatro meses, se considerará que no tiene objeciones contra la decisión de las autoridades competentes interesadas.

10. Si las autoridades competentes interesadas no pudieran adoptar una decisión coordinada dentro del plazo establecido en el punto 5, o si las autoridades reguladoras interesadas no pudieran lograr un acuerdo sobre la distribución de costes dentro del plazo establecido en el punto 4, las autoridades competentes interesadas informarán a la Agencia y a la Comisión a más tardar el día de expiración de dicho plazo. En un plazo de cuatro meses a partir de la recepción de dicha información, la Comisión, tras la posible consulta con la Agencia, adoptará una decisión que incluya todos los elementos de una decisión coordinada como se enuncia en el punto 5, con la excepción de la distribución transfronteriza de costes, y presentará dicha decisión a las autoridades competentes interesadas y a la Agencia.

11. Si la decisión de la Comisión prevista en el punto 10 del presente anexo requiere capacidad bidireccional, la Agencia adoptará una decisión que incluya la distribución transfronteriza de costes en consonancia con el artículo 5, apartado 7, del presente Reglamento en un plazo de tres meses a partir de la recepción de la decisión de la Comisión. Antes de adoptar tal decisión, la Agencia consultará a las autoridades reguladoras interesadas y a los gestores de las redes de transporte. El plazo de tres meses podrá prorrogarse por un plazo adicional de dos meses cuando la Agencia tenga que solicitar información adicional. El plazo adicional comenzará a contar a partir del día siguiente al de la recepción de la información completa.

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

13. Seguirán siendo válidas las exenciones de la obligación de permitir la capacidad bidireccional prevista en virtud del Reglamento (UE) n.o 994/2010, a menos que la Comisión o el otro Estado miembro interesado soliciten una revisión, o que expire su plazo de validez.

ANEXO IV

Modelo de evaluación común de riesgos

El siguiente modelo se rellenará en una lengua que se acuerde en el seno del grupo de riesgo.

Información general

—

Estados miembros del grupo de riesgo

—

Nombre de la autoridad competente responsable de la elaboración de la evaluación de riesgos ( 9 )

1. Descripción de la red

Facilítese una breve descripción de las redes de gas del grupo de riesgo que incluya:

a)

las principales cifras de consumo de gas ( 10 ): consumo final de gas anual (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de consumidores ( 11 ), demanda máxima (total y desglose por categorías de clientes en millones de m3/día);

b)

una descripción del funcionamiento de la red de gas en el grupo de riesgo: flujos principales (entrada/salida/tránsito), capacidad de los puntos de entrada/salida de las infraestructuras hacia/desde la región y por Estados miembros, incluido el porcentaje de utilización, instalaciones de GNL (capacidad diaria máxima, porcentaje de utilización y régimen de acceso), etc.;

c)

un desglose, en la medida de lo posible, de las fuentes de importación de gas por países de origen ( 12 );

d)

una descripción del papel de las instalaciones de almacenamiento pertinentes para el grupo de riesgo, incluido el acceso transfronterizo:

i)

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

ii)

la capacidad de extracción máxima diaria con distintos niveles de llenado (idealmente, con niveles de almacenamiento máximo y de final de temporada);

e)

una descripción del papel de la producción interior del grupo de riesgo:

i)

el volumen de la producción con respecto al consumo final de gas anual,

ii)

la capacidad de producción máxima diaria;

f)

una descripción de la función que desempeña el gas en la producción de electricidad (por ejemplo, importancia, papel de apoyo a las fuentes de energía renovables), incluyendo la capacidad de producción alimentada con gas (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total) y la cogeneración (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total).

2. Norma relativa a las infraestructuras (artículo 5)

Descríbase el cálculo de la(s) fórmula(s) N – 1 a nivel regional del grupo de riesgo, si así se acuerda con las autoridades competentes del grupo de riesgo y la capacidad bidireccional ya existente, según se indica a continuación:

a)

fórmula N – 1

i)

la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para el grupo de riesgo;

ii)

el cálculo de la fórmula N-1 a nivel regional;

iii)

una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N-1, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro);

iv)

una indicación de las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas);

b)

capacidad bidireccional

i)

indíquense los puntos de interconexión dotados de capacidad bidireccional y la capacidad máxima de los flujos bidireccionales;

ii)

indíquense las disposiciones que regulan la utilización de la capacidad de flujo en sentido inverso (por ejemplo, capacidad interrumpible);

iii)

indíquense los puntos de interconexión en los casos en que se haya concedido una exención de conformidad con el artículo 5, apartado 4, la duración de la exención y las razones por las que se haya concedido.

3. Definición de los riesgos

Descríbase el principal riesgo transnacional por el que se creó el grupo, así como los factores de riesgo en varios casos que puedan hacer que dicho riesgo se materialice, su probabilidad y sus consecuencias.

Lista no exhaustiva de factores de riesgo que deben incluirse en la evaluación, solo si es aplicable de conformidad con la autoridad competente correspondiente:

a)

políticos

—

interrupción del suministro de gas procedente de terceros países por diversas razones,

—

inestabilidad política (en el país de origen o en el país de tránsito),

—

guerra/guerra civil (en el país de origen o en el país de tránsito),

—

terrorismo;

b)

tecnológicos

—

explosiones/incendios,

—

incendios (dentro de una instalación determinada),

—

fugas,

—

falta de mantenimiento adecuado,

—

averías de los equipos (arranque fallido, fallos durante el funcionamiento, etc.),

—

falta de electricidad (o de otra fuente de energía),

—

averías de las TIC (fallos del equipo o el soporte lógico, Internet, problemas del sistema SCADA, etc.),

—

ciberataques,

—

efectos de obras de excavación (perforación, hinca de pilotes), movimientos de tierras, etc;

c)

comerciales/relacionados con el mercado/financieros

—

acuerdos con proveedores de terceros países,

—

litigios comerciales,

—

control de las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro de gas por entidades de terceros países, lo cual puede entrañar, en particular, riesgos de inversión insuficiente, falta de diversificación o incumplimiento del Derecho de la Unión,

—

volatilidad de los precios,

—

inversión insuficiente,

—

demanda máxima súbita e inesperada,

—

otros riesgos que podrían dar lugar a deficiencias estructurales;

d)

sociales

—

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

—

sabotajes,

—

vandalismo,

—

robos;

e)

naturales

—

terremotos,

—

corrimientos de tierras,

—

inundaciones (fuertes lluvias, crecidas de ríos),

—

tormentas (en el mar),

—

avalanchas,

—

condiciones climáticas extremas,

—

incendios (fuera de la instalación, como en bosques o prados cercanos, etc.).

Nota de análisis

a)

descríbase el riesgo transnacional más importante y otros factores de riesgo pertinentes para el grupo de riesgo, indicando su probabilidad e impacto, así como la interacción y correlación de riesgos entre los Estados miembros, según proceda;

b)

descríbanse los criterios utilizados para determinar si una red está expuesta a riesgos elevados/inaceptables;

c)

adjúntese una lista de los supuestos de riesgo pertinentes según las fuentes de riesgos y descríbase de qué manera se ha efectuado la selección;

d)

indíquese en qué medida se han tomado en consideración los supuestos elaborados por la REGRT de Gas.

4. Análisis y evaluación de riesgos

Analícese el conjunto de los supuestos de riesgo pertinentes indicados en el punto 3. En la simulación de supuestos de riesgo inclúyanse las medidas vigentes para garantizar la seguridad del suministro de gas, tales como la norma relativa a las infraestructuras calculada mediante la fórmula N-1 tal como se establece en el anexo II, punto 2, en su caso, y la norma relativa al suministro. Por cada supuesto de riesgo:

a)

descríbase detalladamente el supuesto de riesgo, incluyendo todas las hipótesis y, en su caso, las metodologías aplicadas para su cálculo;

b)

descríbanse detalladamente los resultados de las simulaciones realizadas, incluida una cuantificación de los impactos (por ejemplo, volúmenes de gas no suministrados, repercusiones socioeconómicas, efectos en la calefacción urbana e impacto en la producción de electricidad).

5. Conclusiones

Descríbanse los principales resultados de la evaluación común de riesgos, indicando los supuestos de riesgo que requieren medidas adicionales.

ANEXO V

Modelo de evaluación nacional de riesgos

Información general

Nombre de la autoridad competente responsable que interviene en la elaboración de la presente evaluación de riesgos ( 13 ).

1. Descripción de la red

1.1.

Facilítese una breve descripción consolidada de la red regional de gas para cada grupo de riesgo ( 14 ) de Estados miembros en los que participe el Estado miembro que abarque:

a)

las cifras principales de consumo de gas ( 15 ): consumo final anual de gas (en miles de millones de m3 y MWh) y desglose por tipo de cliente ( 16 ), demanda máxima (total y desglose por categorías de consumidores en millones de m3/día);

b)

una descripción del funcionamiento de la red o las redes de gas en los grupos de riesgo pertinentes: flujos principales (entrada/salida/tránsito), capacidad de los puntos de entrada/salida de las infraestructuras hacia/desde la región o regiones de los grupos de riesgo y por Estado miembro, incluido el porcentaje de utilización, instalaciones de GNL (capacidad diaria máxima, porcentaje de utilización y régimen de acceso), etc.;

c)

un desglose, en la medida de lo posible, en porcentajes de las fuentes de importación de gas por países de origen ( 17 );

d)

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

i)

la capacidad de almacenamiento (total y útil) con respecto a la demanda,

ii)

la capacidad de extracción máxima diaria con distintos niveles de llenado (idealmente, con niveles de almacenamiento máximo y de final de temporada);

e)

una descripción del papel de la producción interior del grupo o grupos de riesgo:

i)

el volumen de la producción con respecto al consumo final de gas anual,

ii)

la capacidad de producción máxima diaria y descripción de la manera en que puede satisfacer el consumo máximo diario;

f)

una descripción de la función que desempeña el gas en la producción de electricidad (por ejemplo, importancia, papel de apoyo a las fuentes de energía renovables), incluyendo la capacidad de producción alimentada con gas (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total) y la cogeneración (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total).

1.2.

Facilítese una breve descripción de las redes de gas del Estado miembro que incluya:

a)

las cifras principales de consumo de gas: consumo final anual de gas (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de clientes, demanda máxima (en millones de m3/d);

b)

una descripción del funcionamiento de la red de gas a escala nacional, incluidas las infraestructuras [en la medida en que no esté cubierto por el punto 1.1.b)]; en su caso, inclúyase la red de bajo valor calorífico;

c)

una identificación de las infraestructuras clave pertinentes para la seguridad del suministro de gas;

d)

un desglose a escala nacional, en la medida de lo posible, de las fuentes de importación de gas por países de origen;

e)

una descripción del papel del almacenamiento, con indicación de:

i)

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

ii)

la capacidad de extracción máxima diaria con distintos niveles de llenado (idealmente, con niveles de almacenamiento máximo y de final de temporada);

f)

una descripción del papel de la producción interior, con indicación de:

i)

volumen de la producción con respecto al consumo final de gas anual,

ii)

capacidad de producción máxima diaria;

g)

una descripción de la función que desempeña el gas en la producción de electricidad (por ejemplo, importancia, papel de apoyo a las fuentes de energía renovables), incluyendo la capacidad de producción alimentada con gas (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total) y la cogeneración (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total).

2. Norma relativa a las infraestructuras (artículo 5)

Descríbase cómo se da cumplimiento a la norma relativa a las infraestructuras, indicando los principales valores utilizados para la fórmula N – 1, otras opciones para su cumplimiento (con los Estados miembros conectados directamente, mediante medidas que inciden en la demanda) y la capacidad bidireccional ya existente, según se indica a continuación:

a)

fórmula N – 1

i)

la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas;

ii)

el cálculo de la fórmula N – 1 a nivel nacional;

iii)

una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas los valores intermedios empleadas para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro);

iv)

una indicación de las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas);

v)

una explicación de los resultados del cálculo de la fórmula N – 1 sobre la base de unos niveles de almacenamiento del 30 % y el 100 % del volumen máximo operativo;

vi)

una explicación de los principales resultados de la simulación de la fórmula N – 1 con un modelo hidráulico;

vii)

si así lo decide el Estado miembro, un cálculo de la fórmula N – 1 utilizando medidas que inciden en la demanda:

—

cálculo de la fórmula N – 1 de conformidad con el anexo II, punto 2,

—

descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo (si son distintas de las cifras descritas en el punto 2.a).iii,

—

indíquense las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas),

—

explíquense las medidas de mercado que inciden en la demanda adoptadas o por adoptar para compensar una interrupción del suministro de gas y su impacto esperado (Deff);

viii)

si así se acuerda con las autoridades competentes de los grupos de riesgo pertinentes o con los Estados miembros conectados directamente, cálculo(s) conjunto(s) de la fórmula N – 1:

—

cálculo de la fórmula N – 1 de conformidad con el anexo II punto 5,

—

descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidos los valores intermedios empleados para su cálculo (si son distintos de las cifras descritas en el punto 2).a).iii,

—

indíquense las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas),

—

explíquense las disposiciones acordadas para garantizar el cumplimiento de la fórmula N – 1;

b)

capacidad bidireccional

i)

indíquense los puntos de interconexión dotados de capacidad bidireccional y la capacidad máxima de los flujos bidireccionales;

ii)

indíquense las disposiciones que regulan la utilización de la capacidad de flujo en sentido inverso (por ejemplo, capacidad interrumpible);

iii)

indíquense los puntos de interconexión en los casos en que se haya concedido una exención de conformidad con el artículo 5, apartado 4, la duración de la exención y las razones por las que se haya concedido.

3. Definición de los riesgos

Descríbanse los factores de riesgo que podrían tener efectos negativos en la seguridad del suministro de gas en el Estado miembro en términos de probabilidad y consecuencias.

Lista no exhaustiva de tipos de factores de riesgo que deben incluirse en la evaluación, solo si es aplicable según la autoridad competente:

a)

políticos

—

interrupción del suministro de gas procedente de terceros países por diversas razones,

—

inestabilidad política (en el país de origen o en el país de tránsito),

—

guerra/guerra civil (en el país de origen o en el país de tránsito),

—

terrorismo;

b)

tecnológicos

—

explosiones/incendios,

—

incendios (dentro de una instalación determinada),

—

fugas,

—

falta de mantenimiento adecuado,

—

averías de los equipos (arranque fallido, fallos durante el funcionamiento, etc.),

—

falta de electricidad (o de otra fuente de energía),

—

averías de las TIC (fallos del equipo o el soporte lógico, Internet, problemas del sistema SCADA, etc.),

—

ciberataques,

—

efectos de obras de excavación (perforación, hinca de pilotes), movimientos de tierras, etc.;

c)

comerciales/relacionados con el mercado/financieros

—

acuerdos con proveedores de terceros países,

—

litigios comerciales,

—

control de las infraestructuras pertinentes para la seguridad del suministro de gas por entidades de terceros países, lo cual puede entrañar, en particular, riesgos de inversión insuficiente, falta de diversificación o incumplimiento del Derecho de la Unión,

—

volatilidad de los precios,

—

inversión insuficiente,

—

demanda máxima súbita e inesperada,

—

otros riesgos que podrían dar lugar a deficiencias estructurales;

d)

sociales

—

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

—

sabotajes,

—

vandalismo,

—

robos;

e)

naturales

—

terremotos,

—

corrimientos de tierras,

—

inundaciones (fuertes lluvias, crecidas de ríos),

—

tormentas (en el mar),

—

avalanchas,

—

condiciones climáticas extremas,

—

incendios (fuera de la instalación, como en bosques o prados cercanos, etc.);

Nota de análisis

a)

determínense los factores de riesgo pertinentes para el Estado miembro, indicando su probabilidad e impacto;

b)

descríbanse los criterios utilizados para determinar si una red está expuesta a riesgos elevados/inaceptables;

c)

adjúntese una lista de los supuestos de riesgo pertinentes según los factores de riesgo, indíquese su probabilidad y descríbase de qué manera se ha efectuado la selección.

4. Análisis y evaluación de riesgos

Analícese el conjunto de los supuestos de riesgo pertinentes indicados en el punto 3. En la simulación de supuestos de riesgo inclúyanse las medidas vigentes para garantizar la seguridad del suministro de gas, tales como la norma relativa a las infraestructuras calculada mediante la fórmula N – 1, tal como se establece en el anexo II, punto 2, y la norma relativa al suministro de gas. Por cada supuesto de riesgo:

a)

descríbase detalladamente el supuesto de riesgo, incluyendo todas las hipótesis y, en su caso, las metodologías aplicadas para su cálculo;

b)

descríbanse detalladamente los resultados de las simulaciones realizadas, incluida una cuantificación de los impactos (por ejemplo, volúmenes de gas no suministrados, repercusiones socioeconómicas, efectos en la calefacción urbana, impacto en la producción de electricidad).

5. Conclusiones

Descríbanse los principales resultados de la evaluación común de riesgos en la que haya participado el Estado miembro, indicando los supuestos de riesgo que requieren medidas adicionales.

ANEXO VI

Modelo de plan de acción preventivo

Información general

—

Estados miembros del grupo de riesgo

—

Nombre de la autoridad competente responsable de la elaboración del plan ( 18 ).

1. Descripción de la red

1.1.

Facilítese una breve descripción consolidada de la red regional de gas para cada grupo de riesgo ( 19 ) de Estados miembros en los que participe el Estado miembro que abarque:

a)

las principales cifras de consumo de gas ( 20 ): consumo final de gas anual (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de cliente ( 21 ), demanda máxima (total y desglose por categorías de consumidores en millones de m3/día);

b)

una descripción del funcionamiento de la red de gas de los grupos de riesgo: flujos principales (entrada/salida/tránsito), capacidad de los puntos de entrada/salida de las infraestructuras hacia/desde la región o regiones del grupo de riesgo y por Estados miembros, incluido el porcentaje de utilización, instalaciones de GNL (capacidad diaria máxima, porcentaje de utilización y régimen de acceso), etc.;

c)

un desglose, en la medida de lo posible, de las fuentes de importación de gas por países de origen ( 22 );

d)

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

i)

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

ii)

la capacidad de extracción máxima diaria con distintos niveles de llenado (idealmente, con niveles de almacenamiento máximo y de final de temporada);

e)

una descripción del papel de la producción interior de la región:

i)

volumen de la producción con respecto al consumo final de gas anual,

ii)

capacidad de producción máxima diaria;

f)

una descripción de la función que desempeña el gas en la producción de electricidad (por ejemplo, importancia, papel de apoyo a las fuentes de energía renovables), incluyendo la capacidad de producción alimentada con gas (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total) y la cogeneración (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total);

g)

una descripción del papel de las medidas de eficiencia energética y su efecto sobre el consumo final de gas anual.

1.2.

Facilítese una breve descripción de la red de gas por Estado miembro que incluya:

a)

las principales cifras de consumo de gas: consumo final anual de gas (en miles de millones de m3) y desglose por tipo de cliente, demanda máxima (en millones de m3/d);

b)

una descripción del funcionamiento de la red de gas a escala nacional, incluidas las infraestructuras [en la medida en que no esté cubierto por el punto 1.1.b)];

c)

una identificación de las infraestructuras clave pertinentes para la seguridad del suministro;

d)

un desglose a escala nacional, en la medida de lo posible, de las fuentes de importación de gas por países de origen;

e)

una descripción de la función que desempeña el almacenamiento en el Estado miembro, con indicación de:

i)

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

ii)

la capacidad de extracción máxima diaria con distintos niveles de llenado (idealmente, con niveles de almacenamiento máximo y de final de temporada).

f)

una descripción del papel de la producción interior, con indicación:

i)

del volumen de la producción con respecto al consumo final anual de gas;

ii)

de la capacidad de producción máxima diaria.

g)

una descripción de la función que desempeña el gas en la producción de electricidad (por ejemplo, importancia, papel de apoyo a las fuentes de energía renovables), incluyendo la capacidad de producción alimentada con gas (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total) y la cogeneración (total en MWe y en porcentaje de la capacidad de producción total);

h)

una descripción del papel de las medidas de eficiencia energética y su efecto sobre el consumo final de gas anual.

2. Resumen de la evaluación de riesgos

Descríbanse brevemente los resultados de la evaluación de riesgos comunes y nacionales pertinentes realizada de conformidad con el artículo 7, incluyendo:

a)

la lista de los supuestos evaluados y una breve descripción de las hipótesis aplicadas para cada uno de ellos, así como los riesgos y deficiencias detectados;

b)

las principales conclusiones de la evaluación de riesgos.

3. Norma relativa a las infraestructuras (artículo 5)

Descríbase cómo se da cumplimiento a la norma relativa a las infraestructuras, indicando los principales valores utilizados para la fórmula N – 1, otras opciones para su cumplimiento (con los Estados miembros vecinos, mediante medidas que inciden en la demanda) y la capacidad bidireccional ya existente, según se indica a continuación:

3.1. Fórmula N – 1

i)

la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para la región;

ii)

el cálculo de la fórmula N – 1 a nivel regional;

iii)

una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro);

iv)

una indicación de las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas).

3.2. Nivel nacional

a)

fórmula N – 1

i)

la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas;

ii)

el cálculo de la fórmula N – 1 a nivel nacional;

iii)

una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas los valores intermedios empleadas para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro);

iv)

una indicación de las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas);

v)

si así lo decide el Estado miembro, cálculo de la fórmula N – 1 utilizando medidas que inciden en la demanda:

—

el cálculo de la fórmula N – 1 con arreglo al anexo II, punto 2,

—

una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo (si son distintas de las cifras descritas en el punto 3.a).iii. del presente anexo),

—

una indicación de las metodologías utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas),

—

una explicación de las medidas de mercado que inciden en la demanda adoptadas o por adoptar para compensar una interrupción del suministro de gas y su impacto esperado (Deff);

vi)

si así se acuerda con las autoridades competentes de los grupos de riesgo pertinentes o con los Estados miembros conectados directamente, cálculo(s) conjunto(s) de la fórmula N – 1:

—

el cálculo de la fórmula N – 1 con arreglo al anexo II, punto 5,

—

una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidos los valores intermedios empleados para su cálculo (si son distintos de las cifras descritas en el punto 3.a).iii) del presente anexo),

—

una indicación de las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas),

—

una explicación de las disposiciones acordadas para garantizar cumplimiento de la fórmula N – 1;

b)

capacidad bidireccional

i)

indíquense los puntos de interconexión dotados de capacidad bidireccional y la capacidad máxima de los flujos bidireccionales;

ii)

indíquense las disposiciones que regulan la utilización de la capacidad de flujo en sentido inverso (por ejemplo, capacidad interrumpible);

iii)

Indíquense los puntos de interconexión en los casos en que se haya concedido una exención de conformidad con el artículo 5, apartado 4, la duración de la exención y las razones por las que se haya concedido.

4. Cumplimiento de la norma relativa al suministro (artículo 6)

Descríbanse las medidas adoptadas para dar cumplimiento a la norma relativa al suministro, así como a cualesquiera normas de incremento del suministro u obligaciones adicionales impuestas por razones de seguridad del suministro de gas:

a)

definición de clientes protegidos aplicada, incluyendo las categorías de clientes cubiertos y su consumo anual de gas (por categoría, valor neto y porcentaje del consumo final nacional de gas anual);

b)

volúmenes de gas necesarios para dar cumplimiento a la norma relativa al suministro en función de los supuestos descritos en el artículo 6, apartado 1, párrafo primero;

c)

capacidad necesaria para dar cumplimiento a la norma relativa al suministro en función de los supuestos descritos en el artículo 6, apartado 1, párrafo primero;

d)

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

i)

una descripción de la(s) medida(s);

ii)

destinatarios;

iii)

si existe, descríbase el sistema de control previo del cumplimiento de la norma relativa al suministro;

iv)

régimen de sanciones, si procede;

v)

descríbanse, con respecto a cada medida:

—

el impacto económico, la eficacia y la eficiencia de la medida,

—

los efectos de la medida en el medio ambiente,

—

los efectos de las medidas en los consumidores,

vi)

cuando se apliquen medidas no basadas en el mercado (por medida):

—

justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado),

—

justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la que las medidas no basadas en el mercado son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado),

—

preséntese un análisis de los efectos de esa medida:

1)

en la seguridad del suministro de otro Estado miembro;

2)

en el mercado nacional;

3)

en el mercado interior;

vii)

cuando se adopten medidas el o después del 1 de noviembre de 2017, facilítese un breve resumen de la evaluación de impacto o indíquese un enlace a la evaluación pública de impacto de la(s) medida(s), realizada de conformidad con el artículo 9, apartado 4;

e)

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

i)

una descripción de la(s) medida(s);

ii)

el mecanismo para volver a los valores habituales en un espíritu de solidaridad y de conformidad con el artículo 13;

iii)

si procede, descríbanse cualesquiera nuevas normas de incremento del suministro u obligaciones adicionales impuestas por razones de seguridad del suministro de gas adoptadas el o después del 1 de noviembre de 2017;

iv)

destinatarios;

v)

volúmenes de gas y capacidades afectados;

vi)

indíquese cómo cumple esta medida las condiciones establecidas en el artículo 6, apartado 2.

5. Medidas preventivas

Descríbanse las medidas preventivas en vigor o pendientes de adopción:

a)

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

i)

su dimensión nacional o regional;

ii)

su impacto económico, su eficacia y su eficiencia;

iii)

su impacto en los clientes.

Cuando proceda, inclúyanse:

—

medidas para mejorar las interconexiones entre Estados miembros vecinos,

—

medidas para diversificar las rutas y fuentes de suministro de gas,

▼M3

—

medidas para evitar el acaparamiento de capacidad,

▼B

—

medidas para proteger las infraestructuras clave pertinentes para la seguridad del suministro en relación con el control por parte de entidades de terceros países (incluyendo, en su caso, la normativa general o específica del sector en materia de estudios previos de inversión, los derechos especiales de algunos accionistas, etc.);

b)

descríbanse otras medidas adoptadas por motivos distintos de la evaluación de riesgos, pero con un impacto positivo para la seguridad del suministro del Estado miembro del/de los grupo(s) riesgo pertinente(s).

c)

cuando se apliquen medidas no basadas en el mercado (por medida):

i)

justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado);

ii)

justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la que las medidas no basadas en el mercado son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado);

iii)

preséntese un análisis de los efectos de esa medida:

—

justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado),

—

justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la que las medidas no basadas en el mercado son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado),

—

preséntese un análisis de los efectos de esa medida:

1)

en la seguridad del suministro de otro Estado miembro,

2)

en el mercado nacional,

3)

en el mercado interior;

4)

explíquese hasta qué punto se ha considerado adoptar medidas en pro de la eficiencia, incluidas medidas que inciden en la demanda, para aumentar la seguridad del suministro,

5)

explíquese en qué medida se han tenido en cuenta las fuentes de energía renovables para aumentar la seguridad del suministro.

6. Otras medidas y obligaciones (por ejemplo, funcionamiento seguro de la red)

Descríbanse otras medidas y obligaciones impuestas a las empresas de gas natural y otros organismos pertinentes que puedan incidir en la seguridad del suministro de gas, como las obligaciones de funcionamiento seguro de la red, indicando quiénes resultarían afectados por esa obligación, así como los volúmenes de gas correspondientes. Indíquense con precisión los calendarios y modalidades de aplicación de dichas medidas.

7. Proyectos de infraestructuras

a)

descríbanse los proyectos de infraestructuras futuros, entre ellos los proyectos de interés común de los grupos de riesgo pertinentes, indicando el calendario previsto para su ejecución, las capacidades y la incidencia estimada en la seguridad del suministro de gas en el grupo de riesgo;

b)

indíquese cómo tomarán en consideración los proyectos de infraestructuras el plan decenal de desarrollo de la red en la Unión elaborado por la REGRT de Gas de conformidad con el artículo 8, apartado 10, del Reglamento (CE) n.o 715/2009.

8. Obligaciones de servicio público relativas a la seguridad del suministro

Indíquense y descríbanse brevemente las obligaciones de servicio público vigentes relacionadas con la seguridad del suministro (adjúntense anexos con información más detallada). Explíquese claramente quién ha de cumplir tales obligaciones y cómo ha de hacerlo. Si procede, indíquese cuándo se activarían esas obligaciones de servicio público y cuáles serían sus modalidades de aplicación.

9. Consultas con las partes interesadas

De conformidad con el artículo 8, apartado 2 del presente Reglamento, descríbase el mecanismo utilizado para la elaboración de este plan y del plan de emergencia, así como los resultados de las consultas con:

a)

las empresas de gas;

b)

las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los clientes domésticos;

c)

las organizaciones pertinentes que representan los intereses de los clientes industriales de gas, incluidos los productores de electricidad;

d)

la autoridad reguladora nacional.

10. Dimensión regional

Indíquense todas las circunstancias y medidas nacionales pertinentes para la seguridad de suministro y que no hayan quedado cubiertas en las secciones anteriores del presente plan.

Indíquese cómo se han considerado los posibles comentarios recibidos de resultas de la consulta descrita en el artículo 8, apartado 2.

11.1. Cálculo del N – 1 en el nivel del grupo de riesgo si así lo acordaron las autoridades competentes del grupo de riesgo

Fórmula N – 1

a)

la identificación de la mayor infraestructura unitaria de gas de interés común para el grupo de riesgo;

b)

el cálculo de la fórmula N – 1 en el nivel del grupo de riesgo;

c)

una descripción de los valores utilizados para todos los elementos de la fórmula N – 1, incluidas las cifras intermedias empleadas para su cálculo (por ejemplo, para EPm, indíquese la capacidad de todos los puntos de entrada considerados en este parámetro);

d)

una indicación de las metodologías e hipótesis utilizadas, en su caso, para el cálculo de los parámetros de la fórmula N – 1 (por ejemplo, Dmax) (adjúntense anexos con explicaciones detalladas).

11.2. Desarrollo de mecanismos de cooperación

Descríbanse los mecanismos empleados para la cooperación entre los Estados miembros de los grupos de riesgo pertinentes, en particular a fin de elaborar medidas transfronterizas en el plan de acción preventivo y en el plan de emergencia.

Descríbanse los mecanismos empleados para la cooperación con otros Estados miembros para la creación y adopción las disposiciones necesarias para la aplicación del artículo 13.

11.3. Medidas preventivas

Descríbanse las medidas preventivas existentes o que se habrán de adoptar en el grupo de riesgo o como resultado de acuerdos regionales:

a)

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

i)

su impacto en los Estados miembros del grupo de riesgo;

ii)

su impacto económico, su eficacia y su eficiencia;

iii)

sus efectos en el medio ambiente;

iv)

su impacto en los clientes.

Cuando proceda, inclúyanse:

—

medidas para mejorar las interconexiones entre Estados miembros vecinos,

—

medidas para diversificar las rutas y fuentes de suministro de gas,

▼M3

—

medidas para evitar el acaparamiento de capacidad,

▼B

—

medidas para proteger las infraestructuras clave pertinentes para la seguridad del suministro en relación con el control por parte de entidades de terceros países (incluyendo, en su caso, la normativa general o específica del sector en materia de estudios previos de inversión, los derechos especiales de algunos accionistas, etc.);

b)

descríbanse otras medidas adoptadas por motivos distintos de la evaluación de riesgos, pero con un impacto positivo para la seguridad del suministro del grupo de riesgo.

c)

cuando se apliquen medidas no basadas en el mercado (por medida):

i)

justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado);

ii)

justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la que las medidas no basadas en el mercado son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado);

iii)

preséntese un análisis de los efectos de esa medida:

—

justifíquese la necesidad de la medida (es decir, razón por la que no puede lograrse la seguridad del suministro exclusivamente a través de medidas basadas en el mercado),

—

justifíquese la proporcionalidad de la medida (es decir, razón por la que las medidas no basadas en el mercado son el medio menos restrictivo para alcanzar el efecto deseado),

—

preséntese un análisis de los efectos de esa medida:

1)

en la seguridad del suministro de otro Estado miembro,

2)

en el mercado nacional,

3)

en el mercado interior;

d)

Explíquese hasta qué punto se ha considerado adoptar medidas en pro de la eficiencia, incluidas medidas que inciden en la demanda, para aumentar la seguridad del suministro;

e)

Explíquese en qué medida se han tenido en cuenta las fuentes de energía renovables para aumentar la seguridad del suministro.

ANEXO VII

Modelo de plan de emergencia

Información general

Nombre de la autoridad competente responsable de la elaboración del presente plan ( 23 ).

1. Definición de los niveles de crisis

a)

indíquense el organismo responsable de la declaración de cada nivel de crisis y los procedimientos que se han de seguir en cada caso para tales declaraciones;

b)

cuando existan, descríbanse los indicadores o parámetros utilizados para examinar si un suceso puede dar lugar a un importante deterioro de la situación del suministro y para decidir declarar un determinado nivel de crisis.

2. Medidas que deben adoptarse por niveles de crisis ( 24 )

2.1. Alerta temprana

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

i)

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

ii)

descríbase el procedimiento que deba seguirse, en su caso;

iii)

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

iv)

descríbanse los flujos de información entre los intervinientes.

2.2. Nivel de alerta

a)

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

i)

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

ii)

descríbase el procedimiento que deba seguirse, en su caso;

iii)

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

iv)

descríbanse los flujos de información entre los intervinientes;

b)

detállense las obligaciones en materia de información impuestas a las empresas de gas natural en el nivel de alerta.

2.3. Nivel de emergencia

a)

elabórese una lista de acciones predefinidas que incidan en la oferta y la demanda para poner a disposición gas en caso de emergencia, incluidos los acuerdos comerciales entre las partes que intervengan en dichas acciones y, cuando proceda, los mecanismos de compensación para las empresas de gas natural;

b)

indíquense las medidas basadas en el mercado que deben aplicarse en esta fase y, con respecto a cada una de ellas:

i)

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

ii)

descríbase el procedimiento que deba seguirse;

iii)

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

iv)

descríbanse los flujos de información entre los intervinientes;

c)

indíquense las medidas no basadas en el mercado previstas o que vayan a aplicarse en el nivel de emergencia y, con respecto a cada una de ellas:

i)

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

ii)

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

iii)

descríbase detalladamente el procedimiento de aplicación de la medida (indicando, por ejemplo, qué circunstancias darían lugar a la introducción de esta medida y quién decidiría su aplicación);

iv)

indíquese de qué modo se espera contribuya la medida a atenuar la situación en el nivel de emergencia como complemento de las medidas basadas en el mercado;

v)

evalúense los demás efectos de la medida;

vi)

justifíquese la conformidad de la medida con las condiciones establecidas en el artículo 11, apartado 6;

vii)

descríbanse los flujos de información entre los intervinientes;

d)

detállense las obligaciones en materia de información impuestas a las empresas de gas natural.

3. Medidas específicas para la electricidad y la calefacción urbana

a)

calefacción urbana

i)

descríbase brevemente el posible impacto de una interrupción del suministro de gas en el sector de la calefacción urbana;

ii)

indíquense las medidas y acciones que deben adoptarse para atenuar el impacto potencial de una interrupción del suministro de gas en el sector de la calefacción urbana. Indíquese, si no, por qué no resulta adecuada la adopción de medidas específicas;

b)

suministro de electricidad producida a partir del gas

i)

descríbase brevemente el posible impacto de una interrupción del suministro de gas en el sector de la electricidad;

ii)

indíquense las medidas y acciones que deben adoptarse para atenuar el impacto potencial de una interrupción del suministro de gas en el sector de la electricidad. Indíquese, si no, por qué no resulta adecuada la adopción de medidas específicas;

iii)

indíquense los mecanismos o disposiciones existentes para garantizar la debida coordinación, incluyendo el intercambio de información entre los principales intervinientes de los sectores del gas y la electricidad, en particular los gestores de redes de transporte, en diferentes niveles de crisis.

4. Persona o equipo para gestionar las crisis

Identifíquese a la persona encargada de gestionar las crisis y defínase su función.

5. Funciones y responsabilidades de los distintos intervinientes

a)

respecto de cada nivel de crisis, defínanse las funciones y responsabilidades, incluida la interacción con las autoridades competentes y, en su caso, con la autoridad reguladora nacional, de:

i)

las empresas de gas natural;

ii)

los clientes industriales;

iii)

los productores de electricidad pertinentes;

b)

respecto de cada nivel de crisis, defínanse la función y las responsabilidades de las autoridades competentes y de los organismos en los que se hayan delegado tareas.

6. Medidas en materia de consumo indebido por parte de CLIENTES que no son clientes protegidos

Descríbanse las medidas existentes para prevenir, en la medida de lo posible y sin poner en peligro el funcionamiento seguro y fiable de la red de gas ni producir situaciones de inseguridad, que clientes que no son clientes protegidos consuman gas destinado a clientes protegidos durante una emergencia. Indíquense la naturaleza de la medida (de carácter administrativo, técnico, etc.), los principales intervinientes y los procedimientos que deben seguirse.

7. Pruebas del plan de emergencia

a)

indíquese el calendario de las simulaciones de respuesta en tiempo real a situaciones de emergencia;

b)

indíquense los intervinientes, los procedimientos y los supuestos concretos de impacto alto y mediano simulados.

En cuanto a las actualizaciones del plan de emergencia, descríbanse brevemente las pruebas efectuadas desde la presentación del último plan de emergencia y sus principales resultados. Indíquense las medidas adoptadas a raíz de esas pruebas.

8. Dimensión regional

8.1. Medidas que deben adoptarse por niveles de crisis

8.1.1. Alerta temprana

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

i)

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

ii)

descríbase el procedimiento que deba seguirse, en su caso;

iii)

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

iv)

descríbanse los flujos de información entre los intervinientes.

8.1.2. Nivel de alerta

a)

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

i)

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

ii)

descríbase el procedimiento que deba seguirse, en su caso;

iii)

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

iv)

descríbanse los flujos de información entre los intervinientes.

b)

detállense las obligaciones en materia de información impuestas a las empresas de gas natural en el nivel de alerta.

8.1.3. Nivel de emergencia

a)

elabórese una lista de acciones predefinidas que incidan en la oferta y la demanda para poner a disposición gas en caso de emergencia, incluidos los acuerdos comerciales entre las partes que intervengan en dichas acciones y, cuando proceda, los mecanismos de compensación para las empresas de gas natural;

b)

indíquense las medidas basadas en el mercado que deben aplicarse en esta fase y, con respecto a cada una de ellas:

i)

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

ii)

descríbase el procedimiento que deba seguirse;

iii)

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

iv)

descríbanse los flujos de información entre los intervinientes;

c)

indíquense las medidas no basadas en el mercado previstas o que vayan a aplicarse en el nivel de emergencia y, con respecto a cada una de ellas:

i)

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

ii)

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

iii)

descríbase detalladamente el procedimiento de aplicación de la medida (indicando, por ejemplo, qué circunstancias darían lugar a la introducción de la medida y quién decidiría su aplicación);

iv)

indíquese de qué modo se espera contribuya la medida a atenuar la situación en el nivel de emergencia como complemento de las medidas basadas en el mercado;

v)

evalúense los demás efectos de la medida;

vi)

justifíquese la conformidad de la medida con las condiciones establecidas en el artículo 11, apartado 6;

vii)

descríbanse los flujos de información entre los intervinientes;

d)

detállense las obligaciones en materia de información impuestas a las empresas de gas natural.

8.2. Mecanismos de cooperación

a)

descríbanse los mecanismos existentes para cooperar dentro de cada uno de los grupos de riesgo pertinentes y garantizar la coordinación adecuada en cada nivel de crisis. Descríbanse, en la medida en que existan y no estén contemplados en el punto 2, los procedimientos de toma de decisiones para hacer posible una reacción apropiada a escala regional en cada nivel de crisis.

b)

descríbanse los mecanismos existentes para cooperar con otros Estados miembros que no pertenecen a los grupos de riesgo y coordinar las actuaciones en cada nivel de crisis.

8.3. Solidaridad entre los Estados miembros

a)

descríbanse las disposiciones acordadas entre los Estados miembros directamente conectados para garantizar la aplicación del principio de solidaridad a que se refiere el artículo 13.

b)

si procede, descríbanse las disposiciones acordadas entre los Estados miembros conectados entre ellos a través de un tercer país para garantizar la aplicación del principio de solidaridad a que se refiere el artículo 13.

ANEXO VIII

Lista de medidas no basadas en el mercado relativas a la seguridad del suministro de gas

Cuando elabore el plan de acción preventivo y el plan de emergencia, la autoridad competente tendrá en cuenta la contribución de las medidas que figuran en la siguiente lista indicativa y no exhaustiva únicamente en caso de emergencia:

a)

Medidas que inciden en la oferta:

—

uso del almacenamiento estratégico de gas;

—

utilización obligatoria de reservas de combustibles alternativos (por ejemplo, de conformidad con la Directiva 2009/119/CE del Consejo ( 25 ));

—

utilización obligatoria de electricidad producida a partir de fuentes distintas del gas;

—

incremento obligatorio de los niveles de producción de gas;

—

extracción obligatoria de almacenamiento;

b)

Medidas que inciden en la demanda:

—

varias etapas de reducción obligatoria de la demanda incluyendo:

—

sustitución obligatoria del combustible;

—

utilización obligatoria de contratos interrumpibles, cuando no se utilicen plenamente como parte de las medidas basadas en el mercado;

—

restricción de carga firme obligatoria.

ANEXO IX

Tabla de correspondencias

Reglamento (UE) n.o 994/2010	Presente Reglamento
Artículo 1	Artículo 1
Artículo 2	Artículo 2
Artículo 3	Artículo 3
Artículo 6	Artículo 5
Artículo 8	Artículo 6
Artículo 9	Artículo 7
Artículo 4	Artículo 8
Artículo 5	Artículo 9
Artículo 10	Artículo 10
Artículo 10	Artículo 11
Artículo 11	Artículo 12
—	Artículo 13
Artículo 13	Artículo 14
Artículo 12	Artículo 15
—	Artículo 16
Artículo 14	Artículo 17
—	Artículo 18
—	Artículo 19
Artículo 16	Artículo 20
Artículo 15	Artículo 21
Artículo 17	Artículo 22
Anexo I	Anexo II
Artículo 7	Anexo III
Anexo IV	Anexo I
—	Anexo IV
—	Anexo VI
—	Anexo VII
Anexo II	—
Anexo III	Anexo VIII
—	Anexo IX

REGLAMENTO (UE) 2017/1938 DEL PARLAMENTO EUROPEO Y DEL CONSEJO de 25 de octubre de 2017 sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) n. o 994/2010 (Texto pertinente a efectos del EEE)

1. Resumen

1.1 Referencias

1.2 Requisitos identificados

1.3 Estándares relacionados

2. Requisitos identificados

3. Estándares relacionados