Regulación europea en desarrollo y en fase de implementación - Enagas
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Regulación
europea en
desarrollo y en
fase de
implementación
Julio 2019
Índice
Códigos de Red y Directrices
1. CMP: Directrices sobre procedimientos de gestión de la congestión
2. CAM NC: Código de red sobre mecanismos de asignación de capacidad
3. TAR NC: Código de red sobre armonización de estructuras tarifarias
4. BAL NC: Código de red sobre el balance del gas en las redes de transporte
5. INT NC: Código de red sobre las normas de interoperabilidad y de intercambio de datos
6. Directrices de Transparencia
7. REMIT: Reglamento sobre integridad y transparencia del mercado mayorista de la energía
8. SoS Regulation: Reglamento sobre Seguridad de Suministro
Revisión del Marco Regulatorio Europeo de gas
9. Enmienda Directiva de gas
Infraestructuras
10. TYNDP
11. PCIs
Energy Union
12.Seguridad energética sostenible
13. Clean Energy Package
14. State of the Energy Union
15. Estrategia para GNL y almacenamiento
Estrategia de la CE a 2050
16.Visión estratégica a largo plazo de la CE para una Europa climáticamente neutra para 2050
Estudios
17.Estudios relevantes
1. CMP
Directrices sobre procedimientos de gestión de la congestión (I)
Aumento de la capacidad mediante un régimen de sobresuscripción y readquisición
Incluyen (OSBB)
4 Mecanismo de utilización o pérdida con un día de antelación en firme (ST UIOLI)
procedimientos
Entrega de capacidad contratada (Surrender)
Mecanismo de utilización o pérdida a largo plazo (LT UIOLI)
Decisión de la Comisión de 24 de agosto de 2012 que modifica el anexo I
del Reglamento 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, sobre las
condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural
1 2
OSBB LT UIOLI Aplicación a
partir 1/10/2013
Aplicable
1/10/2013 Aplicación a
Surrender ST UIOLI partir 1/6/2016
3 4
ACER publicó el 23 de septiembre de 2016 la segunda edición del
informe sobre el estado de implementación de las Directrices sobre
Procedimientos de Gestión de la Congestión (CMP). Esta actualización
muestra que las Directrices de CMP están plenamente implementadas
en la mayoría de los Estados miembros.
ENTSOG publicó el 14 de junio de 2017 el informe sobre la
monitorización de la implementación en 2016 de las directrices sobre
procedimientos de gestión de la congestión.
3
1. CMP
Directrices sobre procedimientos de gestión de la congestión (II)
Implementación en España
Circular 1/2013, de 18 de diciembre, de la CNMC, por la que se
establecen los mecanismos de gestión de congestiones a aplicar en las
conexiones internacionales por gasoducto con Europa.
CMP VIP Ibérico VIP Pirineos
LT UIOLI No es aplicable al no • Aplicación independiente en
existir en PT contratos FR y ES con anterioridad a la
a LP entrada en vigor
Primeros • Desde 1/04/2015 aplicación
procedimientos coordinada
implementados el Surrender Aplicación coordinada Aplicación coordinada desde
1/10/2013 desde 1/10/2013 1/10/2013
OSBB Implementado en VIP Ibérico desde abril 2017
Implementado en VIP Pirineos en noviembre 2017
ST UIOLI No aplica
En abril de 2016 se publicó un documento sobre la implementación
coordinada de la metodología de OSBB elaborada por Enagás, TIGF y REN
en el contexto de la Iniciativa Regional del Sur (S-GRI).
4
2. CAM NC
Código de red sobre mecanismos de asignación de capacidad (I)
Define un mecanismo normalizado de asignación de capacidad en las redes de transporte de gas.
Este mecanismo normalizado de asignación de capacidad incluye:
• un procedimiento de subasta,
• los productos de capacidad normalizados que habrán de ofrecerse y asignarse en los puntos de
interconexión pertinentes dentro de la Unión, y
• las reglas de cooperación de los gestores de redes de transporte adyacentes para facilitar las ventas
de capacidad.
El 14 de octubre de 2013 se publicó en el DOUE el Reglamento
984/2013 por el que se establece un código de red sobre los mecanismos
de asignación de capacidad en las redes de transporte de gas
Aplicable
1/11/2015
ENTSOG publicó en junio de 2018 una nueva versión del informe de
monitorización del grado de implementación, que incluye un informe de
monitorización efectiva que analiza 3 indicadores que miden el impacto
del CAM NC en el mercado interior.
ENTSOG publicó el 1 de junio de 2015 el informe sobre la monitorización
de la implementación en 2014 del artículo 6 del Reglamento 984/2013.
ACER y ENTSOG publicaron el 12 de noviembre de 2015 el roadmap
sobre la monitorización de la implementación temprana del Reglamento
984/2013.
5
2. CAM NC
Código de red sobre mecanismos de asignación de capacidad (II)
Implementación en España
• Circular 1/2014, de 12 de febrero de 2014, de la CNMC, por la que se
establecen los mecanismos de asignación de capacidad a aplicar en las
conexiones internacionales por gasoducto con Europa.
• Resolución de 20 de febrero de 2014, de la CNMC, por la que se
aprueba el contrato marco para el acceso al sistema de transporte y
distribución de Enagás Transporte, SAU, mediante conexiones
internacionales por gasoducto con Europa con participación en los
procedimientos de asignación de capacidad mediante subasta.
Implementación
temprana
1/10/2014
6
2. CAM NC - enmienda
Enmiendas al código de red de mecanismos de asignación de capacidad
(I)
Desarrolla un proceso armonizado de oferta de capacidad incremental e incluido en el proceso de
subastas desarrollado en el Reglamento 984/2013 y además realiza modificaciones a ciertos
artículos del Reglamento 984/2013.
En base al anteproyecto realizado por CEER, ACER desarrolló y publicó el
2 de diciembre de 2013 una guía para que ENTSOG desarrollara una
propuesta de enmiendas al CAM NC (Reglamento 984/2013) en lo que a
capacidad incremental y nueva se refiere teniendo en cuenta su iteración
con los peajes.
El 26 de diciembre de 2014 ENTSOG envió a ACER la propuesta para
enmendar el Reglamento 984/2013 para relacionarlo con la oferta de
capacidad incremental en redes de transporte
Entre febrero y marzo de 2015 ACER lanzó una consulta pública sobre las
modificaciones de ACER a la propuesta enviada por ENTSOG para
enmendar el Reglamento 984/2013 en lo que a capadidad incremental se
refiere.
Entre julio y agosto de 2015 ACER lanzó una consulta pública sobre la
propuesta de modificaciones adicionales (no sólo relativas a capacidad
incremental) para enmendar el Reglamento 984/2013.
Tras el Board of Regulators celebrado el 13 de octubre, ACER envió a la
Comisión Europea la recomendación en la que aconseja la adopción de la
enmienda del código de red de asignación de mecanismos de capacidad
(Reglamento UE Nº 984/2013).
7
2. CAM NC - enmienda
Enmiendas al código de red de mecanismos de asignación de capacidad
(II)
Desarrolla un proceso armonizado de oferta de capacidad incremental e incluido en el proceso de
subastas desarrollado en el Reglamento 984/2013 y además realiza modificaciones a ciertos
artículos del Reglamento 984/2013.
El 17 de marzo de 2017 se publicó en el DOUE el Reglamento
459/2017 establece un código de red sobre los mecanismos de asignación
de capacidad en las redes de transporte de gas y por el que se deroga el
Reglamento 984/2013.
Aplicable
01/04/2017
01/01/2018
• El 22 de junio de 2017, se envió a consulta al CCH y a través de
la CNMC la propuesta de Circular la CNMC, por la que se
Desarrollos en establecen los mecanismos de asignación de capacidad a aplicar
España en las conexiones internacionales por gasoducto con Europa.
• El 22 de noviembre de 2017 la CNMC publicó la Circular 3/2017
que integra y actualiza en un único documento las
modificaciones del Reglamento 2017/459, el mecanismo de
asignación implícita de capacidad y deroga la Circular 1/2014,
de 12 de febrero
82. CAM NC - enmienda
Enmiendas al código de red de mecanismos de asignación de capacidad
(III)
Novedades del nuevo CAM NC
2 3
1 6
Evaluación de Fase de diseño Cálculo y
maximización Plataformas de
la demanda de de los contratación
mercado proyectos de la
capacidad de capacidad
2 2
1 Agrupación de
Test Subastas Subasta
económico trimestrales los contratos
existentes anual
3
5 Asignación de 4
Subastas de Alineamiento
capacidad por de términos y Capacidad
capacidad
métodos condiciones de interrumpible
incremental
alternativos contratos
4 5
Enmiendas CAM NC de
Enmiendas CAM NC relacionadas la redacción original
con capacidad incremental
93. TAR NC
Código de red sobre armonización de estructuras tarifarias (I)
Armonización de estructuras tarifarias para el cálculo de peajes. Además incluye disposiciones
sobre cómo fijar el peaje de la capacidad agrupada, el peaje en los VIPs, y ciertos requisitos de
publicación para mejorar la transparencia en la fijación de los peajes.
El 29 de noviembre de 2013 ACER adoptó la directriz marco sobre
armonización de estructuras tarifarias.
El 26 de diciembre de 2014 ENTSOG envió a ACER el código de red sobre
armonización de estructuras tarifarias.
El 26 de marzo ACER emitió el dictamen motivado sobre el código de red
enviado por ENTSOG.
El 31 de julio de 2015 ENTSOG envió a ACER una nueva versión del código
de red sobre armonización de estructuras tarifarias.
ACER no proporcionó la recomendación de adopción por comitología del
Código de Red sobre armonización de estructuras tarifarias (TAR NC) por
falta de acuerdo interno, tras el Board of Regulators del 13 de octubre de
2015.
103. TAR NC
Código de red sobre armonización de estructuras tarifarias (II)
Armonización de estructuras tarifarias para el cálculo de peajes. Además incluye disposiciones
sobre cómo fijar el peaje de la capacidad agrupada, el peaje en los VIPs, y ciertos requisitos de
publicación para mejorar la transparencia en la fijación de los peajes.
Durante el primer semestre de 2016 hubo dos reuniones informales de
Estados Miembros (10-11 marzo y 28-29 abril).
En junio-julio de 2016, la CE lanzó una consulta con el contenido del TAR NC.
• La primera reunión de comitología tuvo lugar el 29-30 junio de 2016. El
texto sufrió ciertas modificaciones (confidenciales) a la versión en consulta.
• La segunda reunión tuvo lugar el 29 y 30 de septiembre. El código recibió la
Aplicable opinión favorable del comité de gas.
01/10/2017
01/05/2019
El 17 de marzo de 2017 se publicó en el DOUE el Reglamento
460/2017 por el que se establece un código de red sobre la armonización
de estructuras tarifarias de transporte de gas.
• A finales de noviembre de 2012 la CNMC lanzó una consulta
pública sobre la metodología de asignación de costes a los
peajes y cánones de acceso a las infraestructuras gasistas que
ya tenía en cuenta ciertos aspectos que se estaban
Desarrollos en
discutiendo en el desarrollo de la Directriz Marco y Código de
España Red sobre armonización de estructuras tarifarias.
• En enero de 2014, se envió al CCH la propuesta de Circular
X/2014 de la CNMC por la que se establece la metodología
para el cálculo de los peajes y cánones de acceso a las
11 infraestructuras gasistas.3. TAR NC
Código de red sobre armonización de estructuras tarifarias (III)
Contenido del TAR NC
2
1 3
Metodologías
Disposiciones Precios de
de precios de
generales reserva
referencia
Determinación
4 de precios
Reconciliación para capacidad 5
de ingresos agrupada y
VIPs
6 8
Precio de
adjudicación y Requisitos de Requisitos de
precio a pagar consulta publicación
7
9
Disposiciones Capacidad
finales y incremental
transitorias
10
124. BAL NC
Código de red sobre el balance del gas en las redes de transporte (I)
Fija las normas de balance de gas, incluidas las relacionadas con la red:
• los procedimientos de nominación,
• las tarifas de desbalance diarias, así como sus procesos de liquidación,
• el balance operativo, así como las acciones de balance que tomará el gestor de la red de transporte
(productos normalizados de corto plazo y servicios de balance).
Además, el código de red establece la necesidad de adquirir productos normalizados de corto plazo en una
plataforma de comercio.
El 26 de marzo de 2014 se publicó en el DOUE el Reglamento
312/2014 por el que se establece un código de red sobre el balance del
gas en las redes de transporte.
Aplicable a
partir del
1/10/2015
ENTSOG publicó en junio de 2018 el Informe de monitorización del
grado de implementación del código, que incluye un informe de
monitorización efectiva que analiza 5 indicadores que miden el impacto
del BAL NC en el mercado interior.
134. BAL NC
Código de red sobre el balance del gas en las redes de transporte (II)
Implementación en España
La CNMC autorizó un período transitorio para cumplir las disposiciones del Reglamento 312/2014 (hasta
1/10/2016).
• Circular 2/2015 por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del
sistema gasista.
• Resolución por la que se establecen medidas para la mejor implementación de la Circular
2/2015.
• Circular 3/2018 por la que se modifica la Circular 2/2015 por la que se establecen las normas
de balance en la red de transporte del sistema gasista.
• Resolución por la que se aprueba el procedimiento de habilitación y baja de usuarios con
cartera de balance en el PVB y el Contrato Marco.
• Resolución por la que se aprueba el cálculo de tarifas de desbalance, procedimiento de
liquidación de desbalances y acciones de balance de compraventa de productos normalizados
Desarrollos en del Gestor Técnico del Sistema.
España
• Resolución por la que se aprueba el contrato marco de acceso a las instalaciones del sistema
gasista español.
• Resolución por la que se aprueban las normas de gestión de garantías del sistema gasista.
• Resolución por la que se corrigen errores en la resolución por la que se aprueban las normas de
gestión de garantías del sistema gasista.
• Se han aprobado además diversas resoluciones que modifican las NGTSs y PDs para adecuarlo
a los requisitos establecidos en el BAL NC y la Circular.
• En octubre de 2018 se publicó el informe sobre Regímenes de Balance en la Región Sur,
elaborado en el contexto de la South Gas Regional Initiative, elaborado de manera conjunta
entre los Reguladores y las empresas transportistas de la región. Incluye una descripción en
detalle de los modelos de balance implementados en Francia, España y Portugal.
145. INT NC
Código de red sobre las normas de interoperabilidad y de intercambio de
datos (I)
Fija las normas relativas a la interoperabilidad y al intercambio de datos, así como normas armonizadas
para la operación de las redes de transporte de gas.
Entre los contenidos del código de red están: acuerdos de interconexión, unidades, calidad del gas y
odorización e intercambio de datos.
El 30 de abril de 2015 se publicó en el DOUE el Reglamento 703/2015
por el que se establece un código de red sobre las normas de
interoperabilidad y de intercambio de datos.
Aplicable a
partir del
Plantilla de acuerdos de interconexión: 1/05/2016
En línea con lo establecido en el artículo 5 del Reglamento 703/2015,
ENTSOG publicó el 26 de junio en su página web su propuesta de plantilla
del acuerdo de interconexión.
El 26 de octubre, ACER dio a conocer su dictamen sobre la propuesta de
plantilla de acuerdo de interconexión elaborada por ENTSOG. ACER adoptó
la propuesta con algunos comentarios.
Tras tomar en consideración el dictamen de la Agencia, ENTSOG publicó la
plantilla de acuerdo de interconexión y las directrices asociadas en su
página web el 29 de diciembre de 2015.
El 11 de abril de 2016 ENTSOG publicó en su web una revisión de su Guía
para los acuerdos de interconexión, que sustituye a las anteriores
directrices.
155. INT NC
Código de red sobre las normas de interoperabilidad y de intercambio de
datos (II)
Herramientas comunes de gestión de la red (CNOTs)
El artículo 24 del Reglamento 703/2015 establece que ENTSOG desarrollará una herramienta común de
gestión de la red de conformidad con el artículo 8, apartado 3, letra a), del Reglamento (CE) no 715/2009 y
la publicará en su página web.
Los CNOTs están formados por un BRS (Business Requirement Specifications) que elabora ENTSOG y un
MIG (Message Implementation Guideline) que elabora EASEE-gas en base al BRS de ENTSOG. Por el
momento se han publicado las siguientes:
• CNOT for the nomination and matching procedures
Business Requirements Specification for the Nomination and Matching Procedures In Gas Transmission
Systems (NOM BRS).
Message Implementation Guideline for the Nomination and Matching Procedures In Gas Transmission
Systems (NOM MIG).
• CNOT for the CAM NC and CMP guidelines
Business Requirements Specification for the CAM NC and CMP guidelines (CAM & CMP BRS).
El 7 de noviembre de 2016 ENTSOG llevó a cabo la actualización de los BRS de
Nominaciones y Casaciones, Mecanismos de Asignación de Capacidad (CAM) y
Mecanismos de Gestión de la Congestión (CMP), para la especificación de las
soluciones comunes de intercambio de datos.
Si bien las soluciones se especifican una a una para cada uno de los procesos
definidos en los BRS, la solución elegida es mayoritariamente Interactiva para
aquellos procesos que involucran a la plataforma de subasta de capacidad
(CAM/CMP), y Basada en documentos (AS4) para los procesos que involucran a
los TSOs (Nomination & Matching)
166. Transparencia
Directrices de Transparencia (I)
Incluye la obligación de publicación de información en la página web del transportista y en una plataforma
central europea para los puntos relevantes del sistema la siguiente información:
• Capacidades: técnica, contratada, disponible (firme e interrumpible)
• Nominaciones y renominaciones
• Flujos físicos reales
• Interrupciones: previstas e imprevistas, incluyendo el mantenimiento
Directrices de Transparencia
Decisión de la Comisión de 10 de noviembre Aplicable
de 2010 por la que se modifica la parte 3 del 3/03/2011
anexo I del Reglamento (CE) nº 715/2009
1ª Enmienda a las Directrices de Transparencia
Aplicable
Decisión de la Comisión de 24 de agosto de
2012 que modifica el anexo I del Reglamento
1/10/2013
(CE) nº 715/2009
2ª Enmienda a las Directrices de Transparencia
Aplicable
Decisión de la Comisión de 30 de abril de 2015
(2015/715) que modifica el anexo I del
25/05/2015
Reglamento (CE) nº 715/2009
176. Transparencia
Directrices de Transparencia (II)
Implementación en España
La información relativa a las Directrices de Transparencia se publica en
la página web de Enagás.
www.enagas.es
Implementación en Europa
La información relativa a la publicación de las Directrices de
Transparencia en una plataforma central europea, se publica en la
Plataforma de Transparencia de ENTSOG.
https://transparency.entsog.eu/
187. REMIT
Reglamento sobre integridad y transparencia del mercado mayorista de
la energía (I)
Establece normas para la comunicación de datos a la Agencia, de la información a facilitar respecto a los
productos energéticos al por mayor y a los datos fundamentales. También establece los canales adecuados
para la comunicación de los datos, incluyendo el momento y la periodicidad con que debe realizarse dicha
comunicación.
Entre la información a reportar se incluye:
• Contratación
• Datos Fundamentales: utilización de infraestructuras de transporte, GNL y AASS
• Información privilegiada
Reglamento 1227/2011 de 25 de La aplicación de la
Aplicable mayoría de disposiciones
octubre de 2011 sobre la
queda sujeta al desarrollo
integridad y la transparencia del 28/12/2011 de los Actos de
mercado mayorista de la energía Implementación
Actos de Implementación
Información relativa a
datos fundamentales Resto de información
Reglamento 1348/2014 de 17 de
diciembre de 2014 relativo a la
comunicación de datos en virtud
del artículo 8, apartados 2 y 6, Aplicable Aplicable
del Reglamento (UE) no 7/10/2015 7/04/2016
1227/2011
197. REMIT
Reglamento sobre integridad y transparencia del mercado mayorista de
la energía (II)
Implementación en España
Resolución de la CNMC por la que se crea el Registro español de
participantes en el mercado mayorista de la energía en cumplimiento del
artículo 9 del Reglamento (UE) Nº 1227/2011 sobre la integridad y la
transparencia del mercado mayorista de la energía.
Acuerdo de la CNMC por el que se insta a los participantes que estén
operando en los mercados mayoristas de la energía organizados a fecha
de 7 de octubre de 2015 para que soliciten anticipadamente su
inscripción en el registro español.
Implementación en Europa
ACER ha creado un portal dedicado solamente a temas relacionados con
REMIT, REMIT Portal.
ACER va publicando periódicamente actualizaciones de los siguientes
documentos para dar una interpretación más clara del Reglamento.
• Q&As (22º edición)
• FAQs on REMIT transaction reporting (10ª edición)
• FAQs on REMIT fundamental data and inside information collection (5ª edición)
208. SoS Regulation
Reglamento sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro
de gas
Regulación en Vigor
Reglamento 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 994/2010.
Revisión del Reglamento
Esta revisión del Reglamento mantiene 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 (salvo excepciones) en las interconexiones, estándares de suministro, elaboración de
un Análisis de Riesgos, un Plan de Acción Preventivo y un Plan de Emergencia, y declaración de
distintos niveles de crisis y emergencia.
La revisión supone sin embargo un cambio estructural en la Política Europea sobre Seguridad de
Suministro Energético, ya que por primera vez se obliga a la cooperación entre Estados Miembros,
definiéndose el concepto de solidaridad y regulando sus mecanismos de aplicación.
Los principales cambios introducidos por el nuevo reglamento giran en torno a los siguientes principios
fundamentales:
• Cooperación regional
• Solidaridad de cara a la protección de clientes vulnerables
• Transparencia sobre los contratos comerciales de suministro de gas
218. SoS Regulation
Novedades del nuevo Reglamento
2 3
1 Simulación de 6
Estándar de Mayor restricción
Estándar de en la definición escenarios de
Infraestructuras corte de
(N-1) Suministros de clientes
protegidos suministro
(ENTSOG)
2 2
1
Clientes Clasificación
Mecanismos Análisis de
Protegidos Regional: 13 Riesgos
grupos de Solidaridad
Regional
3
5 Plan de acción 4
Análisis de preventivo y Información
Capítulos sobre
Riesgos Plan de regionales del
Nacional Emergencias contratos de
Nacionales PAP y del PE suministro
4 5
Nuevos puntos
Principales puntos del 994/2010
que se mantienen
229. Revisión del Marco Regulatorio Europeo de gas
Enmienda Directiva de gas
En noviembre de 2017 la Comisión realizó una propuesta de enmienda de la Directiva 2009/73/CE sobre normas comunes para el
mercado interior del gas natural.
Proposal Working document Q&A Press release
• La Directiva tiene por objeto reducir los obstáculos a la plena realización del mercado interior del gas que se derivan de la inaplicabilidad
de las normas de mercado de la Unión a los gasoductos de transporte con destino u origen en terceros países. Las modificaciones
introducidas garantizarán que las normas aplicables a los gasoductos de transporte que conectan dos o más Estados miembros también
sean aplicables dentro de la Unión a las que tienen destino u origen en terceros países.
• Se autoriza a los Estados miembros a conceder excepciones respecto de determinadas disposiciones de la Directiva 2009/73/CE a los
gasoductos de transporte que se hayan concluido antes de la fecha de entrada en vigor de esta Directiva.
Las exenciones estarán limitadas a un período máximo de 20 años, sobre la base de una justificación objetiva y renovable en casos
justificados. Éstas se adoptarán a más tardar el 24 de mayo de 2020. Los Estados miembros notificarán tales decisiones a la Comisión y
las publicarán.
• Los gestores de redes de transporte deben tener libertad para celebrar acuerdos técnicos con otros gestores o entidades de terceros
países sobre cuestiones relativas a la gestión e interconexión de las redes de transporte, siempre que el contenido de dichos acuerdos
sea compatible con el Derecho de la Unión.
• En lo que respecta a los gasoductos submarinos de transporte, la Directiva 2009/73/CE debe ser aplicable en el mar territorial del
Estado miembro en el que está situado el primer punto de interconexión a la red de los Estados miembros.
• El INT NC y el CAM NC, la Decisión 2012/490/UE (que modifica el anexo I del Reglamento 715/2009) así como los capítulos III, V, VI y
IX y el art. 28 del TAR NC se aplican a puntos de entrada y salida con terceros países, sujetos a decisión del regulador nacional,
mientras que el BAL NC se aplica a zonas de balance dentro de las fronteras de la Unión.
• Los Estados miembros pondrán en vigor las disposiciones legales, reglamentarias y administrativas necesarias para dar cumplimiento a
lo establecido en la Directiva a más tardar el 24 de febrero de 2020.
3 Mayo 19
13 Feb 19
Nov 17 Dic 17 Ene 18 Abr 18 Oct 18 Feb 19 Acuerdo provisional Abr 19
Directiva
2019/692 por la
Propuesta de que se modifica
enmienda de la la Directiva
Directiva 2009/73/CE
Postura del Postura del sobre normas
2009/73/CE Consulta Dictamen Nueva Aprobación Aprobación
Parlamento Consejo comunes para el
pública Comité Europeo Posición del Parlamento Consejo
mercado interior
de las Regiones Consejo
del gas natural
23 Respuestas10. Infraestructuras – TYNDP 2020
Plan decenal de desarrollo de la red
Plan de desarrollo de la red de ámbito europeo y no vinculante que desarrolla ENTSOG cada dos años.
Objetivo original: proporcionar una visión coherente de las infraestructuras de gas a nivel pan-Europeo, identificar posibles
necesidades de inversión y evaluar la evolución de la adecuación de la demanda.
Nueva dimensión tras la publicación del reglamento TEN-E: primer paso para la selección de PCIs .
Desarrollo de escenarios conjuntos entre ENTSOG y
ENTSOE
Documento de
PID
implementación Práctica
Colección Promotores presentan sus proyectos al
proyectos TYNDP y son verificados contra el PID
Aprobación de supuestos
Evaluación de ENTSOG identifica los gaps de
necesidades del sistema infraestructuras a nivel Europeo
Evaluación de Análisis Coste Beneficio
Draft report proyectos específico por proyecto (PCIs)
Final report Fichas
PS-CBA
Workshop/webinar Borrador TYNDP de
infraestructuras
Presentación ante ACER
Consulta pública
2411. Infraestructuras - PCIs
Proyectos de interés común
Establecidos por el Reglamento 347/2013 relativo a las orientaciones sobre las infraestructuras energéticas transeuropeas,
son proyectos de infraestructuras clave, que ayudarán a los EE.MM. de la UE a integrar físicamente sus mercados
energéticos, les permitirán diversificar sus fuentes de suministro y contribuirán a poner fin al aislamiento energético al que
se enfrentan algunos de ellos.
La 3ª lista PCI fue publicada el 24/11/2017 y publicada en el DOUE el 06/04/2018.
Nov 2017 Decisión de la CE sobre Tercera lista PCI
Abr 2018 Publicación en DOUE: Reglamento Delegado (UE) 2018/540
En la lista PCI 2017 han sido incluidos los siguientes proyectos de Enagás.
5.4.1 Interconnection ES-PT (3rd interconnection) – 1st phase
5.4.2 Interconnection ES-PT (3rd interconnection) – 2nd phase
5.5.1 South Transit East Pyrenees [currently known as "STEP"]
5.5.2 Eastern Gas Axis ES-FR - interconnection point between Iberian Peninsula and France, including
the compressor stations at St-Avit, Palleau and St. Martin de Crau [currently known as "Midcat"]
El 25/01/2018 la CE anunció la concesión de 1,7 M€ al proyecto STEP a través del mecanismo CEF-E.
Respecto a la 4ª lista PCI, la Comisión ya ha presentado la metodología para la evaluación de los candidatos e identificado
las necesidades por país.
2512. Energy Union - Seguridad energética sostenible
En febrero de 2016 se publicó el paquete de medidas sobre Seguridad Energética Sostenible de la CE*:
• COM(2016) 52/2 – Propuesta de Reglamento sobre la seguridad del
suministro de gas.
• COM(2016) 53/2 – Propuesta de Decisión sobre acuerdos
intergubernamentales en materia de energía
• COM(2016) 49/2 - Comunicación sobre la estrategia de la UE para el
gas natural licuado y el almacenamiento de gas
• COM(2016) 51 final – Comunicación sobre la estrategia para alcanzar
un sector de la calefacción y la refrigeración inteligente, eficiente y
sostenible
Ya han sido aprobadas y publicadas todas las iniciativas a excepción de la de calefacción y
refrigeración:
• Reglamento 2017/1938 sobre medidas para garantizar la seguridad del
suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento 994/2010
• Decisión 2017/684 sobre acuerdos intergubernamentales en materia
de energía
• Estudio sobre la estrategia de GNL y almacenamiento de gas
*Toda la información asociada (Comunicaciones, propuestas, análisis de impacto, documentos de trabajo, fichas informativas) disponible en:
26 https://ec.europa.eu/energy/en/news/commission-proposes-new-rules-gas-and-heating-and-cooling-strategy13. Energy Union - Clean Energy Package (I)
El 30 de noviembre de 2016 la Comisión europea publicó el Clean Energy Package, que se encuadra
dentro de la iniciativa de la Unión de la Energía*.
• Communication on 'Clean Energy For All Europeans'
• Proposal for a revised electricity regulation
• Proposal for a revised electricity Directive
• Proposal for a revised regulation on a European Agency for the
Cooperation of Energy Regulators (ACER)
• Proposal for a revised energy efficiency Directive
• Proposal for a revised renewable energy Directive
• Proposal for a regulation on the Governance of the Energy Union
• Communication on accelerating clean energy innovation
• Communication on a European strategy on cooperative, intelligent
transport systems
*Toda la información asociada (Comunicaciones, propuestas, análisis de impacto, documentos de trabajo, fichas informativas) disponible en:
27 http://ec.europa.eu/energy/en/news/commission-proposes-new-rules-consumer-centred-clean-energy-transition13. Energy Union - Clean Energy Package (II)
• Directiva 2018/844 por la que se modifica la Directiva 2010/31/UE
Jun 2018
relativa a la eficiencia energética de los edificios y la Directiva
2012/27/UE relativa a la eficiencia energética
• Directiva 2018/2001 sobre energías renovables Dic 2018
• Reglamento 2018/1999 sobre gobernanza Dic 2018
• Directiva 2018/2002 sobre eficiencia energética Dic 2018
Junio 2019
• Reglamento 2019/942 de ACER
Junio 2019
• Directiva 2019/944 sobre mercado interior de electricidad
Junio 2019
• Reglamento 2019/943 sobre mercado interior de electricidad
• Reglamento 2019/941 sobre riesgos en el sector eléctrico Junio 2019
2814. Energy Union - State of the Energy Union
El abril de 2019 la CE publicó la 4ª edición del informe sobre el State of the Energy Union, que se
encuadra dentro del proyecto político “Unión de la Energía”, y que evalúa el progreso realizado desde
la publicación de la edición anterior en feb-2017.
Informes
Fourth report on the State of the Energy Union
Implementation of the Strategic Action Plan on Batteries
• Anexo 1: Fourth Report of the State of the Energy Union.
• Anexo 2: Implementation of the Strategic Action Plan on Batteries
• Anexo 3: Energy efficiency assessment - 2018 progress report
• Anexo 4: Renewable Energy - progress report
Comunicación: More efficient and democratic decision making in EU energy and climate
policy
Documentos relacionados y Factsheets
Batteries and accumulators - Report
Batteries Directive - Staff Working Document
Clean Energy Innovation - Staff Working Document
The Juncker Commission delivers on the Energy Union priority
The new legislative framework for energy and climate action
EU pioneering action in sustainable finance
Infrastructure map of a resilient energy union
Building a globally competitive batteries manufacturing value chain in Europe
Toda la información asociada se encuentra disponible en la siguiente página:
https://ec.europa.eu/commission/publications/4th-state-energy-union_en
2915. Energy Union - EU Strategy for LNG and storage
Objetivo principal: explotar el potencial del GNL y el uso óptimo de los
AA.SS. para contribuir a la diversidad y flexibilidad del sistema gasista
Comunicación sobre Estrategia
de GNL y almacenamiento de
europeo y su aportación a la Unión de la Energía.
gas natural • Informe (dic 2017)
• Resumen ejecutivo
Energy Security Package
• Documentación workshops
Feb 2016 Abril 2016 Oct 2016 Nov 2016 Dic 2016
12 meses
Estudio
Sep 2017 Dic 2017
Concurso
adjudicado al Workshop para Publicación
consorcio liderado seguimiento y final del
por Tractebel en presentación informe
cooperación con del estudio
REKK y
subcontratación de
Energy Markets
Global
Comunicación de la CE Concurso de la DG Resolución del
sobre la Estrategia de ENER para el estudio Parlamento Europeo
GNL y almacenamiento sobre la estrategia de sobre la Estrategia de
de gas natural GNL y almacenamiento GNL y almacenamiento
de gas de gas
3016. Visión estratégica a largo plazo de la CE para una
Europa climáticamente neutra para 2050 (I)
El 28 de noviembre de 2018 la Comisión europea publicó su visión estratégica a largo plazo para una
Europa climáticamente neutra para 2050
• Comunicación COM(2018) 773 sobre la visión estratégica a largo plazo para
una economía próspera, moderna, competitiva y climáticamente neutra.
• Documento de análisis que acompaña a la Comunicación COM(2018) 773.
• Q&A: Long term strategy for Clean Planet for All
• Factsheet on the Long Term Strategy Greenhouse Gas Emissions Reduction
• Factsheet on the Economic Transition
• Factsheet on the Industrial Transition
• Factsheet on the Social Transition
• Final Report of the High-Level Panel of the European Decarbonisation
Pathways Initiative
La Comisión sometió previamente a consulta pública esta estrategia y el roadmap:
Consulta pública Roadmap: 13/07/2018 a 10/08/2018
Consulta pública Estrategia: 17/07/2018 a 09/10/2018
3116. Visión estratégica a largo plazo de la CE para una
Europa climáticamente neutra para 2050 (II)
La visión de la Comisión abarca prácticamente todas las políticas de la UE y está en consonancia con los
objetivos del Acuerdo de París.
La finalidad de esta estrategia, se indica, no es fijar objetivos, sino crear una visión y una dirección
adecuada, trazar un plan para ello, e inspirar y permitir a las partes interesadas desarrollar nuevas e
innovadoras industrias, empresas y empleos asociados. La estrategia analiza el abanico de opciones
disponibles para los Estados miembros, las empresas y los ciudadanos y cómo estas pueden contribuir a la
modernización de la economía, a reforzar su competitividad en los mercados mundiales y a mejorar la calidad
de vida, garantizando un crecimiento sostenible en Europa.
La Comisión indica que el camino hacia una economía climáticamente neutra exigirá una acción conjunta en 7
ámbitos estratégicos: (1) eficiencia energética; (2) despliegue de energías renovables; (3) movilidad
limpia, segura y conectada; (4) industria competitiva y economía circular; (5) infraestructuras e
interconexiones; (6) bioeconomía y sumideros naturales de carbono; (7) captura y almacenamiento de
carbono para hacer frente a las emisiones restantes.
La CE invita al Consejo, al Parlamento, al Comité de las Regiones y al Comité Económico y Social a considerar
la visión de la UE; además invita a la participación de todas las instituciones de la UE, de los parlamentos
nacionales, del sector empresarial, de las organizaciones no gubernamentales, de las ciudades y de las
comunidades y a los ciudadanos. Este debate con a escala de la UE deberá permitir que se presente a
la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (UNFCCC) una estrategia
ambiciosa a más tardar a principios de 2020, tal como se solicitó en el Acuerdo de París.
Los Estados miembros presentarán a la CE, a más tardar a finales de 2018, sus proyectos de planes nacionales
en materia de clima y energía, que son fundamentales para la consecución de los objetivos climáticos y
energéticos para 2030 y que deben orientarse al futuro y tener en cuenta esta estrategia.
Se han considerado 8 escenarios, todos ellos con un elevado uso de renovables y eficiencia energética. Los
escenarios varían en intensidad de aplicación de electrificación, hidrogeno y e-fuels (Power-to-X) así como la
eficiencia energética final, sumideros de CO2 y el papel de la economía circular, como acciones para reducir las
emisiones.
En su Comunicación, la Comisión señala una serie de prioridades que deben guiar la transición hacia una
Europa climáticamente neutra, competitiva y justa.
3217. Estudios relevantes (I)
Publicados:
Quo vadis EU gas market regulatory framework — study on a gas Future Role of Gas from a Regulatory Perspective
market design for Europe - CEER - Marzo 2018
- CE – Marzo 2018
Este estudio evalúa el funcionamiento a largo plazo del mercado gasista Este estudio evalúa el futuro papel del gas desde el punto de vista de
europeo, asumiendo la completa implementación del marco regulatorio infraestructuras y commodities, y las implicaciones regulatorias.
en vigor. Se analiza si es necesario un cambio del marco vigente, y para Los resultados se presentaron en un workshop público el 24 de abril.
ello propone una serie de escenarios regulatorios y valora de manera Enagás contribuyó a este estudio durante el segundo semestre de 2017
cuantitativa el impacto que cada uno tendría en los consumidores Las conclusiones principales de este estudio son las siguientes:
europeos, con el fin de identificar una opción que maximice su beneficio. • El gas tiene potencial para contribuir a la descarbonización;
Se realizan una serie de recomendaciones como modificar ciertos • La demanda de gas y la política de gas descarbonizado impacta en el
aspectos del marco vigente, obligar a los agentes que inyectan gas a desarrollo de infraestructuras gasistas, de modo que podrá resultar en
liberar al menos el 50% del gas suministrado y comercializarlo en el hub nuevas necesidades de desarrollo o en activos hundidos;
más cercano, considerar la eliminación de los peajes transfronterizos
intra-europeos y desarrollar un partenariado estratégico con Rusia, para • CEER apoya la idea de introducir incentivos a la innovación y
promover la liberalización del sector gasista ruso. descarbonización en el marco retributivo.
The role of trans-European gas infrastructure in the light of the 2050 Cost of Disruption of Gas Supply
decarbonisation targets - CE – Oct 2018 - ACER – Dec 2018
El necesario descenso de las emisiones de gases de efecto invernadero para el Este estudio sobre la estimación del fallo de suministro de gas natural (Cost of
año 2050, de acuerdo con el Acuerdo de París, podría reducir drásticamente la Disruption of Gas Supply, CoDG) en Europa fue encargado por ACER a las
participación del gas natural en el mix energético europeo. Este estudio analiza consultoras Kantor y ECA, y se acompaña de una «calculadora de CoDG »
los posibles futuros para el gas (incluidos el biometano y el hidrógeno). implementada en un fichero Excel.
El estudio elabora 3 storylines para los posibles desarrollos del sector gasista en El estudio tiene dos tareas diferenciadas: (1) revisar y analizar las metodologías
Europa hasta 2050. Posteriormente, analiza sus consecuencias en las existentes para la valoración de la seguridad de suministro y recomendar un
infraestructuras existentes y planificadas de 6 TSOs seleccionados (Energitek, método para estimar el valor del CoDG; (2) aplicar la metodología propuesta
Dinamarca; GRTgaz, Francia; GazSystem, Polonia; Transgaz, Rumanía; GNI, utilizando datos públicos para estimar el valor del CoDG, y proponer un método
Irlanda; Snam, Italia), así como el nivel de idoneidad de 3 regímenes regulatorios para la estimación del precio solidario de gas en los casos en los que surjan
seleccionados (Dinamarca, Francia y Polonia). Finalmente, aporta algunas situaciones de emergencia. Como resumen del enfoque recomendado para la
sugerencias sobre cómo los reguladores deberían enfocar la transición energética. monetización del CoDG:
En general, los storylines están de acuerdo en un futuro papel holístico de las • Utilizar un enfoque de “fuel-switching”, estimando una medida de costes por
infraestructuras de gas, su valor y su habilidad para almacenar energía a gran unidad de energía (UCM, €/MWh) para los diferentes sectores en los que el
escala y para transportarla de manera eficiente. Se indica que la regulación gas se utiliza como combustible.
debería permitir la sustitución gradual del gas natural por gas neutro en carbono; • Utilizar un enfoque “Gross Value Added (GVA)-at-risk“ para estimar el UCM
que las normas de depreciación deberían ser revisadas, por los cambios en en los subsectores industriales en el que el gas se utiliza como materia
patrones de demanda y suministro; y debería analizarse la regulación respecto a prima.
gases renovables y condiciones y tarifas y adaptarse para facilitar la transición • Se ajustan las estimaciones de UCM ya estimadas en los dos puntos
hacia un suministro de gas neutro en carbono. anteriores llevando a cabo un “reality-check” mediante encuestas online
sectoriales, preguntando a los consumidores sobre su estimación de CoDG
Junto con este estudio se ha publicado un resumen ejecutivo, la revisión de los bajo escenarios hipotéticos.
storylines existentes para 2050 y una revisión de sus implicaciones. • Se utilizan los resultados del UCM de todos los pasos anteriores para calcular
los valores del CoDG sectorial para cada EE.MM.17. Estudios relevantes (II)
Publicados:
Methodologies & parameters to determine allowed/target revenue of TSOs - ACER - Oct 2018
Este informe fue encargado por ACER al consultor ECA, cuyo informe completo también ha sido publicado. Ambos informes
constituyen el complimiento de ACER sobre lo establecido en el artículo 34 del TAR NC, que implica la necesidad de que la Agencia
publique un estudio sobre metodologías y parámetros utilizados para determinar los ingresos de los TSOs de gas en Europa.
El informe de ACER consta de 11 páginas, centrándose en los principales hallazgos y comparaciones y las áreas donde ve necesario
seguir trabajando. La Agencia comparte las observaciones finales que realiza el consultor (Capítulo 15.6 del informe completo) y
formula observaciones respecto a los siguientes aspectos: Tipos de activos incluidos en el RAB, WACC, CAPEX, OPEX, mecanismo de
incentivos y objetivos de eficiencia, índices de inflación.
La Agencia ha identificado además las siguientes áreas donde se requiere seguir trabajando: transparencia, metodología
comparativa de peajes (Tariff benchmark methodology) y definición del concepto “beneficio”.
El informe completo consta de unas 400 páginas y se articula en 3 partes: la descripción de cada marco retributivo, una
comparación de dichos marcos y el cuestionario que se envió a reguladores y TSOs para recabar información así como country fact
sheets de cada país considerado. Como anexos se incluyen los casos de estudio de Australia, EE.UU. y Nueva Zelanda.
Las observaciones finales del estudio son las siguientes:
• La práctica más común de los reguladores es emplear revenue caps para controlar los ingresos permitidos (ya sea en su totalidad
o para el componente de OPEX), que consideran más coherentes con la promoción de la eficiencia y con el hecho de que los
TSOs no pueden gestionar fácilmente el riesgo de volumen. Se podría considerar la posibilidad de ampliar el revenue cap para
cubrir la asignación total de ingresos (y no solo los OPEX).
• Es necesario un mayor esfuerzo regulatorio para desafiar los supuestos de costes de los TSOs y para proporcionar mayores
objetivos de eficiencia.
• No existen razones sólidas de eficiencia para revisar los valores iniciales de los activos.
• Es necesario que haya un mayor control de las nuevas inversiones y los costes de inversión y/o incentivos para minimizar los
costes de inversión. Esto se puede lograr de varias maneras y requiere que los reguladores consideren cuidadosamente las
propiedades de incentivos relativos de los diversos mecanismos: TOTEX, revisiones ex post de los costes de capital, mecanismos
de incentivos…
• Para el coste de capital, no se cree necesario establecer reglas prescriptivas ni un acercamiento común para la UE. Sin embargo,
el desarrollo de una guía de alto nivel para la EU, la cual sea empleada por los reguladores, aportará valor al detallar reglas y
compartir los razonamientos y los análisis entre reguladores.
• La calidad del servicio de la red de transporte debe tener un mayor protagonismo en los marcos regulatorios.
• Los informes deberían ser mejorados.17. Estudios relevantes (III)
Publicados:
Do current regulatory frameworks in the EU support innovation and security of supply in electricity and gas
infrastructure? - CE – Mayo 2019
Este informe, encargado por la Comisión, parte del relevante papel que desempeñan los TSOs de electricidad y de gas, y de que sus
inversiones en redes de transporte son cruciales para la integración de los mercados europeos, y para la integración de una
proporción creciente de fuentes renovables. Las redes de transporte también pueden facilitar la integración del almacenamiento y las
tecnologías Power-to-X en el mercado. Sin embargo, los incentivos para que los TSOs inviertan dependen en gran medida del marco
regulatorio nacional. Tradicionalmente, la regulación de los monopolios naturales pone un fuerte énfasis en la eficiencia (a corto
plazo) de la red. El objetivo principal de este estudio ha sido evaluar cómo el marco regulatorio existente apoya e incentiva las
inversiones en infraestructura energética, con un enfoque específico en inversiones innovadoras y de seguridad de suministro.
Las principales barreras regulatorias identificadas tanto la innovación como la seguridad de las inversiones de suministro que se
encontraron en los marcos regulatorios nacionales incluyen: Hay proyectos socialmente beneficiosos pero no económicamente
viables porque no están suficientemente incentivados; Sesgo hacia soluciones basadas en CAPEX en lugar de soluciones OPEX; No
hay disposiciones específicas relacionadas con la innovación; Los TSOs son disuadidos de las inversiones con alto riesgo (marco no
favorable, sanciones estrictas por no cumplir con los plazos); Las tecnologías de redes inteligentes que reducen la necesidad de
inversiones físicas disminuyen la rentabilidad financiera de los TSOs, creando un desincentivo para invertir; y Falta de claridad en la
regulación de los TSOs en ciertos ámbitos de innovación.
Las recomendaciones del estudio para superar estas barreras se desglosan en 2 categorías:
• Recomendaciones de mejora a nivel de Estado miembro: requisito de considerar soluciones innovadoras, realizar análisis de
coste-beneficio social (SCBA) para proyectos grandes, mitigación del sesgo de CAPEX al fomentar una consideración equilibrada
de las soluciones basadas en OPEX, consulta sobre el plan nacional de desarrollo / planes de inversión y a nivel de proyecto con
los interesados y Requisito para considerar opciones basadas en OPEX.
• Recomendaciones de mejora a nivel europeo: Requisito para considerar soluciones innovadoras o Realizar análisis de coste-
beneficio social (SCBA) para proyectos grandes
En el caso de España:
• el estudio muestra que no hay incentivos explícitos para la innovación pero matiza que se han dado pasos para tratar de
introducir algo en la regulación, como la posibilidad de proponer inversiones innovadoras que son remuneradas en base a costes
auditados en lugar de costes estándar (no aclara si esto es para electricidad o gas), y
• debería enfocarse en las siguientes recomendaciones: Requisito de considerar soluciones innovadoras, Realizar análisis de coste-
beneficio social (SCBA) para proyectos grandes y Consulta sobre el plan nacional de desarrollo / planes de inversión y a nivel de
proyecto con los interesados. En particular recomienda que España introduzca un SCBA para apoyar las inversiones en seguridad
de suministro con poco y ningún beneficio comercial.
En el Anexo IV del estudio se incluye una clasificación de las reglas regulatorias en vigor y algunos ejemplos ilustrativos en el que se
incluye algunas ideas generales del marco regulatorio español.17. Estudios relevantes (IV)
Publicados:
Potential ways the gas industry can contribute to the reduction of methane emissions Report
CE – Junio 2019
GIE y MARCOGAZ han publicado, a solicitud de la Comisión Europea, un estudio sobre cómo la industria puede contribuir a la
reducción de emisiones de metano. El desarrollo del estudio ha sido coordinado por GIE y MARCOGAZ, pero han estado
involucrados representantes de toda la cadena gasista (desde producción hasta utilización, incluyendo plantas de producción de
biometano).
Este estudio servirá a la Comisión como soporte para desarrollar el plan estratégico de la Unión para el metano como parte
integrante de la estrategia a largo plazo de la Unión, de acuerdo al Reglamento 2018/1999 sobre la gobernanza de la Unión de
la Energía y de la Acción por el Clima.
En la 31ª edición del Foro de Madrid se invitó a GIE y a MARCOGAZ a coordinar este estudio. Tras esta invitación se elaboraron
los Terms of Reference, se invitó a todos los agentes interesados a participar en el desarrollo del estudio y se organizaron dos
seminarios (enero de 2019 en Bruselas y marzo de 2019 en Ginebra) en los que participaron ONGs, la Comisión y
representantes de la industria a nivel mundial.
El documento está dividido en 2 bloques:
• Resumen y principales conclusiones - Esta parte está estructurada en base a las cuatro preguntas planteadas por la CE (1)
¿Cuál es el estado actual de las emisiones de CH4 en el sector gasista de la UE?; (2) ¿qué ha hecho la industria gasista
hasta este momento?; (3) ¿cuáles son las iniciativas en curso y los compromisos de la industria gasista para reducir las
emisiones de metano?; y (4) ¿cuáles son los retos identificados y las acciones futuras?
• Soporte técnico – Esta parte proporciona información técnica, ejemplos y casos reales que apoyan las principales
conclusiones del estudio.
En base a estos dos grandes bloques se han elaborado una serie de conclusiones y recomendaciones apoyadas por la industria
gasista. El estudio ha sido revisado y evaluado por un panel de expertos independientes (Florence School of Regulation, EC
Joint Research Centre y el Sustainable Gas Institute).
El estudio muestra que la gestión y la reducción de las emisiones de metano es una prioridad para la industria gasista europea.
Reducir las emisiones de metano tiene sentido desde un punto de vista comercial y de seguridad de las instalaciones y las
personas, además de ser una oportunidad para contribuir activamente con la lucha contra el cambio climático, cumplir con los
compromisos medioambientales y mejorar aún más las ventajas medioambientales del gas natural.También puede leer
