DECISIÓN (UE) 2022/444 DE LA COMISIÓN

de 28 de junio de 2021

relativa al régimen de ayudas estatales SA.49414 (2020/C) (ex 2019/NN) aplicado por Francia en favor de los operadores de infraestructuras de almacenamiento de gas natural

[notificada con el número C(2021) 4494]

(El texto en lengua francesa es el único auténtico)

(Texto pertinente a efectos del EEE)

LA COMISIÓN EUROPEA,

Visto el Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea y, en particular, su artículo 108, apartado 2, párrafo primero,

Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo y, en particular, su artículo 62, apartado 1, letra a),

Después de haber emplazado a los interesados para que presentaran sus observaciones, de conformidad con los citados artículos (1), y teniendo en cuenta dichas observaciones,

Considerando lo siguiente:

1. PROCEDIMIENTO

(1) Por carta de 23 de octubre de 2017, las autoridades francesas informaron a la Comisión de la reforma prevista del marco legislativo y reglamentario aplicable al almacenamiento de gas natural (en lo sucesivo, «la reforma»). Las autoridades francesas notificaron previamente este proyecto el 23 de noviembre de 2017 y, tras la adopción de la reforma por el Parlamento francés, enviaron información adicional a la Comisión.

(2) Por carta de 28 de febrero de 2020, la Comisión informó a Francia de su decisión de incoar (en lo sucesivo, «la Decisión de incoación») el procedimiento previsto en el artículo 108, apartado 2, del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea (en lo sucesivo, «el procedimiento de investigación formal») con respecto a esta medida.

(3) La Decisión de incoación se publicó en el Diario Oficial de la Unión Europea. La Comisión invitó a las partes interesadas a presentar sus observaciones sobre la medida.

(4) En el marco del procedimiento de investigación formal, la Comisión recibió observaciones de las partes interesadas, que remitió a las autoridades francesas, dándoles la oportunidad de comentarlas. Las autoridades francesas enviaron sus comentarios por carta de 3 de agosto de 2020.

(5) Las autoridades francesas presentaron información adicional el 21 de septiembre de 2020, el 26 de enero de 2021, el 15 de marzo de 2021 y el 10 de mayo de 2021.

2. CONTEXTO DE LA MEDIDA

2.1. El almacenamiento de gas natural en Francia

(6) Las infraestructuras de almacenamiento subterráneo de gas natural permiten acumular reservas de gas natural conectadas a la red de transporte. Estas infraestructuras participan en la gestión de los flujos en la red.

(7) Por una parte, el almacenamiento se utiliza para garantizar el equilibrio entre la cantidad de gas natural de la red y la cantidad de gas natural consumido, por ejemplo en caso de interrupción del suministro o de demanda máxima debida a una ola de frío en invierno. Por otra, junto con los gasoductos y los compresores, el almacenamiento permite garantizar la canalización por la red de transporte, especialmente en caso de congestión.

(8) Los operadores de almacenamiento ofrecen capacidad de almacenamiento a los proveedores de gas natural que operan en los mercados minorista y mayorista y a los gestores de redes de transporte. La predisposición de los proveedores de gas natural a pagar por la capacidad de almacenamiento está muy próxima a la diferencia del precio de venta del gas natural entre el verano y el invierno («el diferencial»). El nivel de producción de gas natural es relativamente estable a lo largo del año, mientras que su consumo varía considerablemente en función de la temperatura.

(9) En Francia hay catorce infraestructuras de almacenamiento, once de las cuales están en funcionamiento (2), y tres operadores de almacenamiento: — Storengy, filial al 100 % de ENGIE, posee y explota doce plantas, tres de las cuales están en reserva y nueve en funcionamiento. Estas últimas representan un volumen útil de 102,1 TWh (es decir, el 74 % de la capacidad total del territorio); — Teréga (anteriormente TIGF), propiedad de Snam (40,5 %), GIC (31,5 %), EDF Investissement (18 %) y Prédica (10 %), explota una planta que representa un volumen útil de 33,1 TWh (el 24 % de la capacidad total del territorio); — Géométhane, propiedad de Storengy (50 %), CNP (49 %) y Géostock (1 %), tiene una planta en funcionamiento con un volumen útil de 3,3 TWh (el 2 % de la capacidad total del territorio).

(10) A partir de 2009, las variaciones estacionales de los precios del gas natural disminuyeron. Hasta 2011, el diferencial era lo suficientemente elevado como para inducir a los proveedores a suscribir toda la capacidad de almacenamiento de gas natural. A partir de 2011, el diferencial pasó a ser insuficiente para cubrir el precio de almacenamiento ofrecido por los operadores (diferencial de 1,5 a 2 EUR/MWh para un precio de 6 a 7 EUR/MWh). En consecuencia, a partir de 2010-2011 la capacidad de almacenamiento ya no se suscribió totalmente, en 2014 y 2015 tres plantas se pusieron en funcionamiento reducido («en reserva») y en 2017-2018 la tasa de suscripción de las infraestructuras de almacenamiento en funcionamiento alcanzó el 63 %.

2.2. Marco legislativo y reglamentario

(11) A fin de garantizar la seguridad del suministro, Francia empezó por introducir en 2014 un decreto que reforzaba la obligación de los proveedores de gas natural de acumular reservas (3). Posteriormente, Francia consideró que este sistema presentaba diversas deficiencias y algunos proveedores de gas natural interpusieron un recurso contra la legalidad del decreto de 2014. Esta evolución indujo a Francia a introducir una medida adaptada que es objeto de la presente Decisión (en lo sucesivo, «la medida en cuestión»).

(12) Además, el artículo 33 de la Directiva 2009/73/CE (4) prevé la posibilidad de que un Estado miembro regule las infraestructuras de almacenamiento. Por otra parte, el almacenamiento de gas natural es una de las medidas que los Estados miembros pueden adoptar para garantizar el cumplimiento de las obligaciones derivadas del Reglamento (UE) 2017/1938 (5) en las condiciones establecidas en dicho Reglamento y, en particular, la obligación de garantizar la seguridad del suministro a los clientes nacionales al tiempo que se asegura el funcionamiento adecuado y continuo del mercado interior del gas natural.

3. DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA MEDIDA EN CUESTIÓN Y MOTIVOS PARA INCOAR EL PROCEDIMIENTO

3.1. Objetivo del mecanismo

(13) El mecanismo regulador tiene por objeto asegurarse de que las infraestructuras de almacenamiento necesarias para garantizar la seguridad del suministro de gas natural en el territorio francés a medio y largo plazo sigan siendo operativas.

(14) En particular, el mecanismo regulador tiene por objeto garantizar la capacidad de la red para satisfacer la demanda, especialmente durante picos de frío, y garantizar la canalización por la red de transporte de gas natural, especialmente en caso de congestión.

3.2. Base legal

(15) El mecanismo regulador de las infraestructuras esenciales de almacenamiento de gas natural fue introducido en el Código de la Energía por la Ley n.o 2017-1839 de 30 de diciembre de 2017 (6) (la «Ley de hidrocarburos»), que entró en vigor el 1 de enero de 2018.

(16) En particular, el artículo 12 de la Ley de hidrocarburos establece que el ámbito de aplicación del mecanismo regulador viene determinado por la programación plurianual de la energía (en lo sucesivo, «la PPE»), mencionada en el artículo L.141-1 del Código de la Energía. La PPE se aprueba por decreto previa consulta a varios órganos consultivos y se revisa al menos cada cinco años para dos quinquenios. La PPE del período 2019-2028 se creó mediante el Decreto n.o 2020-456, de 21 de abril de 2020 (en lo sucesivo, «el Decreto n.o 2020-456 relativo a la PPE»).

(17) Por otra parte, el artículo 12 de la Ley de hidrocarburos prevé que la Comisión Reguladora de la Energía (en lo sucesivo, «la CRE») establezca determinadas condiciones del mecanismo regulador, en particular, las condiciones de las subastas de capacidad de almacenamiento, los ingresos autorizados de los operadores de almacenamiento y las modalidades de recaudación de dichos ingresos mediante la comercialización de la capacidad y las tarifas de utilización de la red de transporte de gas natural y su transferencia a los operadores de almacenamiento [véanse los considerandos (20) a (22)].

3.3. Funcionamiento general del mecanismo

(18) El mecanismo regulador del almacenamiento de gas natural adoptado en Francia en 2017 se basa en tres principios.

(19) En primer lugar, el ámbito de aplicación de este mecanismo corresponde a las infraestructuras de almacenamiento subterráneo necesarias para garantizar la seguridad del suministro del territorio francés a medio y largo plazo (7) (en lo sucesivo, «las infraestructuras de almacenamiento esenciales»). La lista de estas infraestructuras esenciales figura en el Decreto relativo a la PPE. Los operadores que las exploten deben mantenerlas en funcionamiento (8).

(20) En segundo lugar, la capacidad de las infraestructuras de almacenamiento esenciales se subasta según las condiciones fijadas por la CRE (9). Las subastas están abiertas a cualquier proveedor establecido en un Estado miembro de la Unión o en otro Estado con licencia de suministro para intervenir en el mercado francés de suministro al por menor o al por mayor. En enero de 2018, 213 proveedores franceses o extranjeros eran titulares de tal licencia. Los operadores de almacenamiento perciben directamente los ingresos procedentes de las subastas.

(21) En tercer lugar, se garantiza a los operadores de infraestructuras de almacenamiento esenciales la cobertura de sus costes en la medida en que estos correspondan a los de un «operador eficiente» (10). Como tales, perciben unos ingresos regulados definidos por resolución de la CRE (en lo sucesivo, «los ingresos autorizados»). Si los ingresos que perciben directamente de sus clientes son inferiores a los ingresos autorizados, los operadores de almacenamiento reciben una compensación igual a la diferencia entre sus ingresos autorizados y los ingresos percibidos [véase el considerando (89)]. Esta compensación corre a cargo de los transportistas de gas natural sobre la base de su cartera de clientes de consumo no interrumpible y que no se han declarado libres de riesgos en caso de restricción conectados a la red pública de distribución de gas natural [véanse los considerandos (104) y (105)]. El gestor de la red de transporte cobra la compensación en virtud de un término específico de la tarifa de utilización de la red de transporte (tarifa «ATRT») y, a continuación, la transfiere a los operadores de almacenamiento.

(22) Por otra parte, si los ingresos de los operadores de almacenamiento superan los ingresos autorizados, los operadores de almacenamiento deben reembolsar el excedente mediante la tarifa de utilización de la red de transporte [véase el considerando (90)].

3.4. Ámbito de aplicación del mecanismo regulador

(23) Según las explicaciones facilitadas por las autoridades francesas, el método de identificación de las infraestructuras de almacenamiento esenciales consiste en determinar, por una parte, las infraestructuras necesarias para garantizar la capacidad de la red de satisfacer la demanda y, por otra, las infraestructuras necesarias para garantizar la canalización por la red de transporte de gas natural.

3.4.1. Infraestructuras necesarias para garantizar la capacidad de la red de satisfacer la demanda en caso de pico de frío

(24) El nivel previsto de seguridad del suministro de la red de gas se establece en el artículo R. 121-4 del Código de la Energía. El objetivo es garantizar el abastecimiento a todos los consumidores que no hayan aceptado contractualmente un suministro que se pueda interrumpir en condiciones meteorológicas especialmente frías, como las que se producen estadísticamente una vez cada cincuenta años.

(25) La identificación de la infraestructura necesaria para garantizar la capacidad de la red de satisfacer la demanda se basa en el trabajo realizado por los gestores de redes de transporte, que compara la demanda de gas natural en picos de frío de entre uno y treinta días y la capacidad de suministro de gas natural, en particular a través de interconectores y terminales de gas natural licuado (en lo sucesivo, «GNL»).

3.4.1.1. Demanda estimada de gas natural

(26) En primer lugar, las autoridades francesas examinaron cinco hipótesis para la evolución previsible del consumo de gas natural en los próximos diez años, sin producción de electricidad. Los porcentajes de reducción previstos oscilan entre el -2 % y el -18 % en comparación con el año de referencia 2012. Finalmente, las autoridades francesas partieron de una reducción del 2 % del consumo de gas natural, sin producción de electricidad.

(27) En segundo lugar, el consumo medio diario de gas natural, sin producción de electricidad, en un pico de frío se estimó en unos 3 640 GWh/d en 2025, excluido el consumo de gas natural de bajo poder calorífico (en lo sucesivo, «gas B»). Por otra parte, el consumo de gas natural para la producción de electricidad en un pico de frío se estimó en 310 GWh/d.

(28) Las autoridades francesas también tuvieron en cuenta la parte interrumpible de la demanda de gas natural, es decir, a los consumidores que han suscrito un contrato de interrumpibilidad con el gestor de la red al que están conectados. A este respecto, en el momento de la aplicación del mecanismo regulador, todavía se estaban definiendo dispositivos de interrupción aplicables en caso de pico de frío. Las autoridades francesas consideraron un potencial de interrupción de 138 GWh/d.

(29) Las autoridades francesas afirmaron que las restricciones de suministro constituyen una medida de último recurso en caso de crisis de suministro y no un mecanismo de flexibilidad. Por este motivo, al estimar la demanda de gas natural durante picos de frío, no se tuvo en cuenta la restricción del suministro.

(30) Además, se tuvo en cuenta que el consumo medio en un pico de frío breve es superior al consumo medio en un pico de frío más prolongado.

(31) Por último, las autoridades francesas tuvieron en cuenta la disminución gradual de la utilización de gas B, a la luz de un programa de reconversión, en favor del gas natural de alto poder calorífico (en lo sucesivo, «gas H»), que actualmente representa el 90 % del gas natural consumido en Francia. La operación de conversión comenzó en 2018 y finalizará a más tardar en 2028. Las autoridades francesas estiman que la demanda de gas B reconvertido en gas H será de 180 GWh/d en 2025.

(32) De lo anterior se desprende que las autoridades francesas estimaron la demanda global de gas natural en un pico de frío de cuatro días en 2025 en torno a los 4 000 GWh/d.

3.4.1.2. Estimación de la capacidad de suministro de gas natural

(33) Por lo que se refiere a la capacidad de suministro de gas natural, al realizar estimaciones las autoridades francesas tuvieron en cuenta los interconectores, el suministro de GNL a través de terminales de metano y el rendimiento de las reservas de gas natural.

(34) En primer lugar, en lo que respecta a los interconectores, las estimaciones de la capacidad firme, basadas en la hipótesis de una utilización del 100 % de la capacidad firme de interconexión de gas H, ascienden a 1 780 GWh/d en el sentido de la importación y a 425 GWh/d en el sentido de la exportación (11). Las importaciones netas de gas H a través de gasoductos se estiman en 1 355 GWh/d.

(35) Las autoridades francesas indicaron que el refuerzo de la red de gas y los interconectores representaría un coste importante (12), especialmente si se compara con la utilización de las infraestructuras de almacenamiento existentes. En cualquier caso, este tipo de infraestructuras no estaría disponible a medio plazo, pues su construcción requiere un tiempo prolongado.

(36) En segundo lugar, en lo que respecta al suministro de GNL, la capacidad total de envío a la red de las cuatro terminales francesas de metano es de 1 160 GWh/d (13). Sin embargo, solo se puede hacer uso de esta capacidad si el GNL está disponible en los tanques de las terminales de metano. Las autoridades francesas consideraron que, para un peligro como un pico de frío inferior a diez días, solo se podría emitir la reserva de GNL contenida en los tanques. Por otra parte, en caso de superarse los diez días, se podrían entregar cargamentos de GNL y las terminales de metano se podrían utilizar hasta el máximo de su capacidad. Se consideraron dos escenarios en función del nivel medio de reservas de GNL observado en los tanques: el peor invierno (escenario 1) y el invierno más favorable (escenario 2).

(37) Ambos escenarios corresponden a un nivel de utilización de las terminales de metano superior al nivel medio de utilización durante los inviernos de 2011 a 2018. Finalmente, Francia adoptó el escenario 1 y estimó un potencial de emisión de las terminales de metano de 330 GWh/d en un pico de frío de cuatro días.

(38) Las autoridades francesas indicaron que las terminales de licuefacción existentes funcionaban a un nivel cercano a su capacidad máxima para recuperar los importantes costes de inversión. Además, casi todos los cargamentos de GNL están sujetos a contratos a largo plazo debido a la intensidad de capital de estos proyectos y, por tanto, se venden antes de su producción. Por otra parte, el menor coste del almacenamiento del gas natural en forma gaseosa explica el bajo desarrollo del almacenamiento de GNL en todo el mundo. Así pues, las cantidades de GNL disponibles a corto plazo son bajas.

(39) En tercer lugar, por lo que se refiere al rendimiento de las reservas subterráneas de gas natural, las autoridades francesas explicaron que para explotar los acuíferos, que representan el 90 % de las infraestructuras de almacenamiento en Francia, es necesario llenarlos hasta un nivel suficientemente elevado y vaciarlos cada año hasta un nivel suficientemente bajo. Además, el caudal que se puede extraer de una infraestructura de almacenamiento disminuye a medida que se reduce la reserva.

(40) Dado que, por una parte, durante los nueve inviernos anteriores al análisis realizado por Francia, la tasa media de llenado de las infraestructuras de almacenamiento fue del 42 % a 1 de febrero y que, por otra, el 85 % de los picos de frío observados en los últimos 70 años comenzaron antes del 5 de febrero, las autoridades francesas partieron de la base de que, al comienzo de un pico de frío, en cada infraestructura de almacenamiento se dispone de un caudal de extracción asociado a una tasa de llenado del 45 % del volumen útil.

(41) Además, las autoridades francesas tuvieron en cuenta las reservas de emergencia que deben constituir los gestores de redes de transporte de gas natural para garantizar la prestación de servicios sociales esenciales de último recurso en caso de deficiencia del proveedor, es decir, un caudal de extracción de 124 GWh/d para un llenado del 45 % del volumen útil.

(42) Sobre la base de todas estas hipótesis, para el período comprendido entre 2019 y 2025, las autoridades francesas previeron una necesidad anual de infraestructuras de almacenamiento con un volumen útil de 138,5 TWh y un caudal de extracción de 2 376 GWh/d correspondiente a una tasa de llenado del 45 % del volumen útil, con el fin de garantizar la capacidad de la red de satisfacer la demanda durante un pico de frío (14).

3.4.2. Infraestructuras necesarias para garantizar la canalización por la red de transporte de gas natural

(43) Las autoridades francesas también determinaron qué infraestructuras de almacenamiento eran necesarias para garantizar el suministro a todo el territorio, habida cuenta de la capacidad de canalización por la red de transporte de gas natural. A tal fin, examinaron las diversas situaciones de congestión de la red de transporte.

(44) Los gestores de redes de transporte (en lo sucesivo, «GRT») identificaron el escenario de congestión más probable, que corresponde a la situación observada en aquel momento en un contexto de mercado en el que los proveedores intentan maximizar las importaciones de gas natural de Noruega y Rusia, según las autoridades francesas, que actualmente son las fuentes de gas natural más competitivas de Europa, y reducir las importaciones de gas natural licuado, del que se pueden obtener valoraciones más elevadas en Asia. En esta situación se podrían observar cuatro límites operativos principales (véase la imagen 1). L0902022ES11810120220303ES0005.000111911213PROYECTO DE DECISIÓN n.o … DEL COMITÉ MIXTO DEL EEEde …por la que se modifica el anexo IV (Energía) del Acuerdo EEEEL COMITÉ MIXTO DEL EEE,Visto el Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo (en lo sucesivo, Acuerdo EEE), y en particular su artículo 98,Considerando lo siguiente:(1)La Directiva 2010/31/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de mayo de 2010, relativa a la eficiencia energética de los edificiosDO L 153 de 18.6.2010, p. 13. (DEEE), debe incorporarse al Acuerdo EEE.(2)Debido a las características específicas del parque inmobiliario relativamente reciente y uniforme de Islandia, se acuerda una exención temporal y condicional de la aplicación de la Directiva 2010/31/UE relativa a la eficiencia energética de los edificios. Esta exención debe aplicarse a la Directiva 2010/31/UE en su versión vigente antes de la modificación por la Directiva (UE) 2018/844 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 30 de mayo de 2018. La exención debe estar estrictamente limitada en el tiempo y aplicarse únicamente hasta que se alcance un acuerdo sobre la incorporación al Acuerdo EEE de la Directiva 2010/31/UE, en su versión modificada por la Directiva (UE) 2018/844.(3)En consonancia con el tamaño muy reducido de su parque inmobiliario y su tipología climática y en materia de edificación, se exime a Liechtenstein de la obligación establecida en el artículo 5 de la DEEE de realizar sus propios cálculos para el establecimiento de los niveles óptimos de rentabilidad de los requisitos mínimos de eficiencia energética de los edificios.(4)De acuerdo con las condiciones de la adaptación c), Noruega y Liechtenstein pueden establecer una normativa sobre requisitos mínimos de eficiencia energética utilizando un límite del sistema diferente al del consumo de energía primaria, que es el exigido por la DEEE, siempre que se cumplan las condiciones establecidas en dicha adaptación.(5)La adaptación d) garantiza que el sistema de certificación de la eficiencia energética gestionado por el usuario en Noruega produzca resultados equivalentes a los certificados expedidos por expertos independientes, tal como exige el artículo 17 de la DEEE.(6)Procede, por tanto, modificar en consecuencia el anexo IV del Acuerdo EEE.HA ADOPTADO LA PRESENTE DECISIÓN:Artículo 1El texto del punto 17 [Directiva (CE) n.o 2002/91 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 16 de diciembre de 2002] del anexo IV del Acuerdo EEE se sustituye por el texto siguiente:32010 L 0031: Directiva 2010/31/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de mayo de 2010, relativa a la eficiencia energética de los edificios (DEEE) (DO L 153 de 18.6.2010, p. 13).A los efectos del presente Acuerdo, las disposiciones de la Directiva se entenderán con arreglo a las adaptaciones siguientes:a)La presente Directiva no será aplicable a Islandia.b)En el artículo 5, apartado 2, se añade el texto siguiente:Con el fin de establecer los niveles óptimos de rentabilidad de los requisitos mínimos de eficiencia energética, Liechtenstein podrá utilizar los cálculos de otra Parte Contratante que disponga de parámetros comparativos..c)A efectos del artículo 9, apartado 3, letra a), y del anexo I de la DEEE, Liechtenstein y Noruega podrán basar sus requisitos de consumo de energía en energía neta, siempre que se cumplan las condiciones y salvaguardias siguientes:i)los requisitos mínimos de eficiencia energética se establecen de conformidad con los requisitos del artículo 5 de la DEEE, siguiendo los principios básicos del marco metodológico que se ha establecido para el cálculo de los niveles óptimos de rentabilidad de los requisitos mínimos de eficiencia energéticaReglamento Delegado (UE) n.o 244/2012 de la Comisión, de 16 de enero de 2012, que complementa la Directiva 2010/31/UE del Parlamento Europeo y del Consejo, relativa a la eficiencia energética de los edificios, estableciendo un marco metodológico comparativo para calcular los niveles óptimos de rentabilidad de los requisitos mínimos de eficiencia energética de los edificios y de sus elementos (DO L 81 de 21.3.2012, p. 18).;ii)se publica un indicador numérico del consumo de energía primaria correspondiente a los requisitos de eficiencia energética establecidos en el código del edificio;iii)la Comisión se reserva el derecho de revisar esta adaptación específica en el contexto de las futuras negociaciones sobre la DEEE, en su versión modificada por la Directiva (UE) 2018/844;d)En el artículo 17 se añade el texto siguiente:Los Estados de la AELC podrán establecer un sistema simplificado de certificación de la eficiencia energética gestionado por el usuario para los edificios residenciales que pueda utilizarse como alternativa al uso de expertos si se cumplen las siguientes condiciones:i)se dispone de un conocimiento profundo y de datos de buena calidad sobre todo el parque de edificios residenciales, incluidas todas las tipologías de edificios y franjas de edad, y las características de la envolvente del edificio y de las instalaciones técnicas de los edificios en uso por tipología, lo que permite calcular la eficiencia energética de los edificios y unidades de edificios individuales con un alto grado de certeza sobre la base de las aportaciones de los usuarios;ii)se dispone de información detallada sobre la mejora de los niveles óptimos o rentables de cada tipología de edificios;iii)se han adoptado medidas para ayudar a los usuarios a gestionar el sistema a efectos de la expedición de certificados de edificios. Estas medidas podrán incluir una línea de ayuda o servicios de asesoramiento que permitan el contacto entre los usuarios, por una parte, y expertos independientes y expertos en sistemas, por otra;iv)para garantizar un riesgo mínimo de manipulación de los resultados, el sistema de certificación operado por el usuario incluye mecanismos de control y verificación de calidad para comprobar los datos de entrada de los usuarios y que los datos de entrada de los usuarios son transparentes;v)existen sistemas de control independientes para garantizar que la certificación de eficiencia energética operada por el usuario produzca resultados equivalentes a los certificados expedidos por expertos, en términos de calidad y fiabilidad;vi)el sistema gestionado por el usuario formula recomendaciones que pueden aconsejar a los usuarios mejoras específicas de los niveles óptimos o rentables para sus edificios y unidades de edificios...Artículo 2El texto de la Directiva 2010/31/UE en lenguas islandesa y noruega, que se publicará en el Suplemento EEE del Diario Oficial de la Unión Europea, es auténtico.Artículo 3La presente Decisión entrará en vigor el […], siempre que se hayan efectuado todas las notificaciones previstas en el artículo 103, apartado 1, del Acuerdo EEE[No se han indicado preceptos constitucionales.] [Se han indicado preceptos constitucionales.].Artículo 4La presente Decisión se publicará en la sección EEE y en el Suplemento EEE del Diario Oficial de la Unión Europea.Hecho en Bruselas, el […].Por el Comité Mixto del EEE,La Presidenta/El PresidenteLos Secretariosdel Comité Mixto del EEE Imagen 1: Principales límites operativos que se pueden observar en la red de transporte cuando los proveedores intentan maximizar las inyecciones de gas natural desde el nordeste de Francia

(45) La metodología tiene en cuenta que los proveedores de gas natural necesitan reservas de GNL para poder satisfacer la demanda de los consumidores, pero no tienen restricciones a la distribución de la localización de las reservas de GNL entre las cuatro terminales francesas de metano.

(46) Cuando se alcanza la restricción, se supone que los gestores de redes de transporte utilizan inicialmente la capacidad interrumpible de los interconectores para hacer frente a la congestión. Cuando la congestión persiste, se observa la cantidad de gas natural que se debería retirar de las infraestructuras de almacenamiento subterráneo situadas más allá de la zona de congestión.

(47) Este trabajo permite establecer las reservas subterráneas de gas natural necesarias más allá de cada zona de congestión para poder garantizar la canalización por la red de transporte de gas natural.

(48) La aplicación de este método en el invierno 2018-2019 en los principales puntos de congestión que se pueden observar cuando los proveedores intentan maximizar las inyecciones de gas natural procedentes del nordeste de Francia da lugar a una estimación de la necesidad de almacenamiento subterráneo con volúmenes útiles acumulados de al menos: — 16 TWh más allá de la zona de congestión NS4 (infraestructuras de almacenamiento de Izaute, Lussagnet y Manosque); — 54 TWh más allá de la zona de congestión NS3 (infraestructuras de almacenamiento de Céré-la-Ronde, Chemery, Izaute, Lussagnet y Manosque); — 55 TWh más allá de la zona de congestión NS2 (infraestructuras de almacenamiento de Céré-la-Ronde, Chemery, Etrez, Izaute, Lussagnet, Manosque y Tersanne); — 64 TWh más allá de la zona de congestión NS1 (infraestructuras de almacenamiento de Beynes, Céré-la-Ronde, Chemery, Etrez, Germigny-sous-Coulomb, Gournay-sur-Aronde, Izaute, Lussagnet, Manosque, Saint-Illiers-la-Ville y Tersanne).

3.4.3. Lista de infraestructuras incluidas en el ámbito de aplicación de la regulación

(49) Las autoridades francesas indicaron que la tarea de identificar las infraestructuras esenciales no pudo completarse a tiempo con vistas al invierno de 2018-2019. Por esta razón, inicialmente el mecanismo regulador se aplicó como medida transitoria durante el período 2018-2019 a todas las infraestructuras de almacenamiento de gas natural del territorio francés. Estas infraestructuras se habían identificado en el PPE de 2016 como necesarias para la seguridad del suministro (15).

(50) Posteriormente, el Decreto de 26 de diciembre de 2018 (16) eliminó de la lista de infraestructuras necesarias las tres plantas en funcionamiento reducido de Storengy (Soings-en-Sologne, Saint-Clair-sur-Epte y Trois-Fontaines) y los proyectos Lussagnet Fase 1 (Teréga) y Manosque 2 (Géométhane). Estas infraestructuras no se han utilizado desde la introducción del acceso regulado al almacenamiento de gas natural.

(51) Por último, para el período comprendido entre 2019 y 2023, el Decreto n.o 2020-456 relativo a la PPE establece las infraestructuras de almacenamiento subterráneo de gas natural que deben seguir funcionando para garantizar la seguridad del suministro a medio y largo plazo. Estas representan un volumen útil de 138,5 TWh y una capacidad de extracción de 2 376 GWh/d para un llenado correspondiente a un volumen útil del 45 %: Infraestructuras Operador Año de puesta en servicio Tipo de almacenamiento Beynes Storengy 1956 Acuífero Céré-la-Ronde Storengy 1993 Acuífero Cerville-Verlaine Storengy 1970 Acuífero Chemery Storengy 1968 Acuífero Etrez Storengy 1980 Cavidad salina Germigny-sous-Coulomb Storengy 1982 Acuífero Gournay Storengy 1976 Acuífero Lussagnet/Izaute Teréga 1957 Acuífero Manosque Géométhane 1993 Cavidad salina Saint-Illiers-la-Ville Storengy 1965 Acuífero Tersanne/Hauterives Storengy 1970 Cavidad salina Cuadro 1: Instalaciones de almacenamiento de gas natural que deben seguir activas hasta 2023

(52) La PPE prevé una disminución de las necesidades de almacenamiento para el período 2024-2028. La lista de infraestructuras de almacenamiento podría reducirse de una capacidad de extracción de al menos 140 GWh/d a un volumen útil del 45 % para 2026. Dada la incertidumbre existente en cuanto a los volúmenes necesarios para la seguridad del suministro después de 2026, estos deberían confirmarse en 2023 y fijarse en la próxima PPE.

3.5. Subasta de la capacidad de almacenamiento

(53) De conformidad con el artículo L.421-5-1 del Código de la Energía, las capacidades de almacenamiento reguladas se subastan con arreglo a los términos establecidos por la CRE. En particular, con arreglo a la resolución de la CRE de 22 de febrero de 2018, las subastas se realizan con un precio de reserva cero (17).

(54) Los resultados de la primera subasta fueron los siguientes: Período de almacenamiento Ingresos (en millones EUR) Precio medio de adjudicación (EUR/MWh) 2018-2019 68,4 0,53 2019-2020 233,6 1,80 2020-2021 504,6 3,85 Cuadro 2: Resultados de las subastas e ingresos procedentes de las ventas adicionales realizadas durante el año

3.6. Cobertura de los ingresos autorizados de los operadores de almacenamiento tal como se definen en la CRE

(55) A tenor de lo dispuesto en el artículo L.452-1 del Código de la Energía, «las tarifas de utilización de las redes de transporte […] se establecerán de manera transparente y no discriminatoria, con el fin de cubrir todos los costes soportados por los gestores de las redes de transporte y los operadores de las infraestructuras de almacenamiento a que se refiere el artículo L.421-3-1, siempre que dichos costes correspondan a los de operadores eficientes».

(56) Además, el mismo artículo establece que dichos costes «tendrán en cuenta las características del servicio prestado y los costes asociados a dicho servicio» y que, en el caso de los operadores de almacenamiento, incluirán, en particular, «un rendimiento normal del capital invertido».

(57) El artículo L.452-2 del Código de la Energía faculta a la CRE para fijar los «métodos utilizados para establecer las tarifas de utilización de las redes de transporte de gas natural» y para solicitar a los operadores de almacenamiento que le faciliten la información necesaria para fijar dichas tarifas, y en particular la información contable y la financiera.

(58) De estas disposiciones se desprende que la Ley faculta a la CRE para fijar los ingresos autorizados de los operadores de almacenamiento de modo que se cubran los costes de un «operador eficiente» y se garantice un rendimiento normal del capital invertido.

(59) La CRE estableció mediante resolución los ingresos autorizados estimados, inicialmente, para un período de regulación de dos años. Esta primera tarifa de almacenamiento fue válida en 2018 y 2019 («ATS 1») (18). A continuación, la CRE armonizó el marco reglamentario de los operadores de almacenamiento con el de otras tarifas de infraestructuras. La segunda tarifa de almacenamiento («ATS 2») se aplica a partir de 2020 durante un período de 4 años (19).

(60) El enfoque general para fijar los ingresos autorizados estimados se mantiene sin cambios para las diferentes tarifas de almacenamiento. La CRE fijó ex ante los ingresos autorizados de los operadores de almacenamiento basándose en las previsiones presentadas por los operadores, que posteriormente se ajustaron mediante una regularización, al año siguiente, y en auditorías ex post. La CRE tiene en cuenta los costes de los operadores de almacenamiento siempre que se consideren eficientes.

(61) Sin embargo, habida cuenta de los plazos especialmente breves de aplicación de la reforma, durante los años 2018 y 2019 se aplicó un marco simplificado. Para ese primer ejercicio, la CRE adoptó un marco tarifario en el que las diferencias entre el conjunto de los costes e ingresos estimados y los ejecutados se ajustaron a posteriori. Ese mecanismo garantiza un nivel de tarifas que, en última instancia, es exactamente igual a los gastos e ingresos reales del operador. Para el período 2020-2023, la CRE deseaba ampliar los principios de regulación de los incentivos a las infraestructuras de almacenamiento y, al término de sus análisis, adoptó una trayectoria controlada de los costes de los operadores en un contexto marcado por la tendencia a la baja del consumo de gas natural.

(62) De acuerdo con el método establecido por la CRE, los ingresos autorizados estimados son iguales a la suma de los costes netos de explotación estimados (en lo sucesivo, «CNE»), los costes de capital normativos previstos (en lo sucesivo, «CCN») y la liquidación del saldo de la cuenta de regularización de costes e ingresos del ejercicio anterior (en lo sucesivo, «CRCI»). Ingresos autorizados = CNE + CCN + CRCI

(63) Solo se tendrán en cuenta para el cálculo de estos componentes las actividades que entren en el ámbito de aplicación de la regulación.

3.6.1. Costes netos de explotación

(64) Los costes netos de explotación corresponden a los costes brutos de explotación (gastos de energía, consumo externo, costes de personal, impuestos y gravámenes) de un «operador eficiente», previa deducción de los ingresos de explotación del operador (en particular, producción capitalizada, productos extratarifarios y ganancias o pérdidas en la compra y la venta de gas natural almacenado).

(65) Habida cuenta de la brevedad de la aplicación de la reforma, para el período 2018-2019 la CRE no pudo determinar si los costes de los operadores correspondían a los costes de un «operador eficiente». Por lo tanto, los costes tenidos en cuenta durante este período corresponden en última instancia a los costes reales soportados por los operadores de almacenamiento, validados por la CRE. Para la tarifa ATS 2, la CRE puso en marcha un mecanismo regulador de los incentivos de los costes netos de explotación, con excepción de determinadas partidas predefinidas. Así pues, salvo algunas excepciones, cualquier desviación respecto de la trayectoria de los costes de explotación fijada para el período ATS 2 será a expensas o en beneficio del operador.

3.6.2. Costes de capital normativos

(66) Los CCN incluyen la amortización y el rendimiento del capital inmovilizado. Así pues, los CCN corresponden a la suma de la amortización de la base de activos regulados (en lo sucesivo, «BAR»), el rendimiento del capital inmovilizado calculado a partir del coste medio ponderado del capital (en lo sucesivo, «CMPC») para la BAR ya puesta en servicio y el coste de la deuda en el caso de las inmovilizaciones en curso (en lo sucesivo, «IEC»). CCN = BAR + BAR x CMPC+ IEC x coste de la deuda

(67) La CRE confirmó que este método corresponde a la práctica reglamentaria para las instalaciones reguladas en los mercados del gas natural y la electricidad de Francia y Europa Occidental (20).

(68) Para definir el nivel inicial de la BAR a 1 de enero de 2018 («BAR inicial» o «BAR de apertura»), la CRE utiliza el método de los «costes económicos corrientes» (21). Este método consiste en calcular el valor económico neto de los activos: i) sobre la base del valor en libros bruto de los activos incluidos en las cuentas de los operadores (costes históricos de construcción), ii) actualizado en función de la inflación, y iii) depreciado a lo largo de la vida económica de los activos.

(69) Cada año, la BAR evoluciona en función: — de las amortizaciones, basadas en la vida económica de los activos, deducidas de la BAR; — de las nuevas inversiones que aumenten la BAR; — en su caso, de los activos desmantelados antes de su amortización total, que reducen la BAR; — de la revaloración de los activos por inflación (índice de precios de consumo, excluido el tabaco).

(70) La CRE considera que la medida más representativa del valor inicial de las inversiones realizadas por los operadores es el valor bruto de los activos registrados en sus cuentas anuales. Según la CRE, este valor, sometido a auditoría anual, está documentado y es objetivo. Este método es idéntico al que se aplicó en 2002, cuando se empezó a regular la gestión de las redes de transporte de gas natural, y se utiliza también para las terminales reguladas de metano francesas.

(71) La CRE no tuvo en cuenta el «nuevo» valor de los activos, sino un valor amortizado, coherente con las amortizaciones registradas por los operadores de almacenamiento antes de 2018, para evitar a la comunidad haber de soportar de nuevo un coste ya pagado en el pasado y las depreciaciones de activos ya tenidos en cuenta.

(72) Para la mayoría de los activos, los períodos de amortización aplicados por los operadores en sus cuentas históricas y los períodos de amortización solicitados por los operadores en su documentación tarifaria son similares. Además, corresponden a datos sectoriales estándar que se pueden observar en otros países.

(73) En cambio, en lo referente al colchón de gas (22) la CRE rechazó la solicitud de los operadores de considerar un período de amortización uniforme de 250 años. De hecho, la CRE tuvo en cuenta que los operadores han amortizado el colchón de gas, a diferencia de sus otros activos, durante períodos que han variado de un operador a otro y a lo largo del tiempo (de 25 a 250 años). Por consiguiente, para establecer la BAR inicial de los operadores de almacenamiento, la CRE se basó en un grado de amortización del colchón de gas coherente con el grado de amortización contable registrado en cada uno de los tres operadores. Para el futuro, fijó el período de amortización del colchón de gas en 75 años, lo que corresponde a tres renovaciones de la concesión de explotación de la cavidad subterránea de 25 años.

(74) Las vidas económicas que la CRE aplica a las diferentes categorías de activos de los operadores son las siguientes: Categorías de activos Vida útil preceptiva Colchón de gas 75 años Pozos, cavidades, recogida 50 años Instalaciones de tratamiento, compresión, suministro, medición De 20 a 30 años Inmuebles y edificios 30 años Equipos diversos De 10 a 15 años Software, pequeño soporte físico 5 años Cuadro 3: Período de amortización aplicado por categoría de activo

(75) Además, en 2017 la CRE pidió al consultor externo […] que llevara a cabo una auditoría de la demanda de la BAR inicial de los operadores de almacenamiento. Para Storengy, el resultado del cálculo es de [entre 3 000 y 5 000 millones de euros].

(76) En el caso de Teréga, un estudio adicional del consultor PwC basado en un enfoque de flujos de caja descontados valora la BAR entre [1 000 y 2 000 millones de euros].

(77) Por tanto, para aplicar el mecanismo regulador, la CRE revisó las BAR iniciales solicitadas por los operadores de almacenamiento, a fin de tener en cuenta la evaluación económica independiente del valor de mercado de los activos. Así pues, la CRE adoptó las siguientes BAR iniciales: A 1 de enero de 2018 Storengy (en miles de millones EUR) Teréga (en miles de millones EUR) Géométhane (en miles de millones EUR) Petición del operador 4,0 1,37 0,20 BAR fijada por la CRE 3,5 1,15 0,19 Cuadro 4: BAR inicial de los operadores de almacenamiento en el momento de la entrada en vigor de la regulación

(78) Por lo que se refiere a la tasa de rendimiento del capital, la CRE aplicó el método del CMPC para permitir al operador financiar los costes de intereses y obtener un rendimiento de los fondos propios comparable al que podría obtener para inversiones con niveles de riesgo similares. La CRE indicó que los reguladores europeos suelen utilizar el método del CMPC para determinar la tasa de rendimiento de los activos de las infraestructuras reguladas.

(79) Sobre la base de los estudios económicos y el trabajo de los consultores externos (23), la CRE fijó el CMPC en el 5,75 % para los años 2018 y 2019. Para el período 2020-2023, la CRE aplicó un CMPC del 4,75 %. A la hora de establecer el CMPC de la ATS 2 se utilizó el mismo método que con la ATS 1. La evolución se justifica por la disminución de los costes de financiación, la reducción prevista del impuesto de sociedades y el aumento de la beta de los activos. Este aumento de la beta de los activos refleja la consideración del riesgo financiero, y principalmente de los costes de transición energética a los accionistas de las empresas de infraestructuras de gas natural.

(80) A falta de un operador de almacenamiento comparable que cotizase en bolsa, la CRE tomó como tipo de referencia el CMPC de los GRT de gas natural aumentado mediante una prima de riesgo específica para el almacenamiento. Esta prima se fija en 50 puntos básicos a causa de la concentración de las instalaciones de almacenamiento, del riesgo geológico del subsuelo y del riesgo de sustituibilidad por las terminales de metano, así como de los interconectores con el extranjero.

(81) La CRE también indicó que esta tasa de rendimiento era inferior a la concedida a los operadores regulados de terminales de metano (7,25 % en el momento de la entrada en vigor de la medida), cuya actividad es más arriesgada desde el punto de vista comercial, en particular debido a la coexistencia de terminales de metano reguladas y no reguladas y al menor número de clientes. Además, la CRE citó el ejemplo de la tasa de rendimiento del 6,5 % del regulador italiano en el almacenamiento de gas natural.

3.6.3. Inversiones

(82) De conformidad con el artículo L.421-7-1 del Código de la Energía, cada año los operadores de depósitos subterráneos de gas natural presentan a la CRE su programa anual de inversiones para su aprobación. En este contexto, la CRE «velará por que se realicen las inversiones necesarias para el adecuado desarrollo de los depósitos y para que el acceso a estos sea transparente y no discriminatorio».

(83) En la segunda tarifa de almacenamiento, la CRE introdujo un incentivo para controlar los costes de las diferentes categorías de inversiones.

3.6.4. Cuenta de regularización de costes e ingresos

(84) La CRE fija los ingresos autorizados sobre la base de las previsiones de costes e ingresos de los operadores para el año siguiente. La CRCI se introdujo para tener en cuenta la diferencia entre los costes o los ingresos estimados y los costes o los ingresos realmente reconocidos en una serie de partidas predefinidas. Por lo tanto, la CRCI protege a los operadores de la variación de determinadas partidas de costes o ingresos. La CRCI se utiliza también para pagar incentivos financieros derivados de la aplicación de mecanismos reguladores de los incentivos y para tener en cuenta eventuales plusvalías de cesión o costes de transición a la competencia, una vez validados por la CRE.

(85) Para la tarifa ATS 1, durante el primer año de almacenamiento regulado la CRE adoptó un marco tarifario en el que las diferencias entre todos los costes e ingresos estimados y todos los costes e ingresos realizados se ajustaron a posteriori. Por lo tanto, la tarifa era «100 % CRCI» y no se incentivó ninguna partida de costes ni de ingresos.

(86) Para la tarifa ATS 2, el alcance de la CRCI que aplica la CRE se ajusta al marco general de todas las tarifas de la red eléctrica y de las infraestructuras de gas natural. Así pues, las diferencias entre lo estimado y lo realizado solo quedan cubiertas a posteriori mediante la CRCI en el caso de determinadas partidas predefinidas. Estas partidas cubiertas en la CRCI se refieren, en particular, a los gastos de inversión o a los ingresos por comercialización. Por otra parte, casi todos los costes de explotación están sujetos a un incentivo, que puede ser total (el 100 % de las diferencias entre lo previsto y lo realizado se hace a expensas o en beneficio de la operación) o parcial (por ejemplo, para los costes de energía en los que el incentivo es del 20 %, el 80 % de las desviaciones corresponde a la CRCI).

3.7. Beneficiarios

(87) Los beneficiarios de la medida corresponden a los operadores de las infraestructuras de almacenamiento de gas natural, que entran en el ámbito de aplicación del mecanismo regulador. Desde la entrada en vigor de la medida, son Storengy, Teréga y Géométhane.

3.8. Financiación de la medida mediante las tarifas de utilización de las redes de transporte

(88) La financiación de los ingresos autorizados de los operadores de almacenamiento procede, por una parte, de los ingresos directamente percibidos por los operadores de almacenamiento y, por otra, cuando estos son inferiores a los ingresos autorizados, de una compensación por almacenamiento igual a la diferencia entre los ingresos autorizados y los ingresos directamente percibidos. Compensación = ingresos autorizados – ingresos directamente percibidos

(89) Los ingresos directamente percibidos por los operadores proceden principalmente de subastas, pero también de contratos históricos a largo plazo y servicios adicionales.

(90) Los GRT recuperan la compensación por almacenamiento de los transportistas de gas natural en virtud de un término específico, el «término de almacenamiento», previsto en la tarifa de utilización de la red de transporte (tarifa ATRT) en las condiciones establecidas por la CRE [véase el considerando (21)].

(91) Con carácter preliminar, procede señalar que en Francia existen dos GRT, a saber, dos titulares de una autorización de explotación de gasoductos de gas natural con arreglo al artículo L.431-1 del Código de la Energía: GRTgaz y Teréga (antes TIGF).

(92) GRTgaz es una sociedad anónima propiedad al 75 % de ENGIE y al 25 % de la Société d’Infrastructures Gazières. GRTgaz, directamente controlado por ENGIE, es independiente de las otras partes de su empresa integrada verticalmente (Grupo ENGIE) de conformidad con el modelo de GRT independiente, lo que garantiza una separación efectiva entre las actividades de GRT y las de producción o suministro (24).

(93) Como se describe en el considerando (9), Teréga es propiedad en un 40,5 % de Snam, en un 31,5 % de GIC, en un 18 % de EDF Investissement y en un 10 % de Predica. Teréga también cumple las condiciones de un GRT independiente (25).

3.8.1. Fijación por la CRE del término de almacenamiento en las tarifas de utilización de las redes de transporte

(94) Según el artículo L.452-1, párrafo sexto, del Código de la Energía, «los gestores de las redes de transporte de gas natural cobrarán las tarifas de utilización de dichas redes. Los gestores de las redes de transporte pagarán a los operadores de almacenamiento subterráneo de gas natural a que se refiere el artículo L.421-3-1 una parte de la cantidad cobrada de conformidad con las normas detalladas establecidas por la Comisión Reguladora de la Energía».

(95) A tenor de lo dispuesto en el artículo L.452-2 del Código de la Energía, «la Comisión Reguladora de la Energía fijará los métodos que se aplicarán para establecer las tarifas de utilización de las redes de transporte de gas natural».

(96) Sobre la base de estas disposiciones, mediante la Resolución n.o 2018-069, de 22 de marzo de 2018 (26), la CRE estableció las modalidades de cálculo del término de almacenamiento, aplicable a partir del 1 de abril de 2018.

(97) Según la CRE, el término de almacenamiento pagado por cada transportista debe reflejar el valor de la «seguridad del suministro», es decir, el rendimiento de los depósitos que dan prioridad al suministro de gas natural a los clientes cuyo abastecimiento no se puede interrumpir, y en particular a los clientes nacionales.

3.8.2. Pago del término de almacenamiento por los transportistas y refacturación a los clientes finales

(98) En cuanto a la obligación de pago del término de almacenamiento por los transportistas, en su Resolución de 22 de marzo de 2018, la CRE previó el término de almacenamiento en las tarifas ATRT mediante la inclusión de nuevas disposiciones en la Resolución n.o 2018-022, de 7 de febrero de 2018, sobre la evolución de la tarifa de utilización de las redes de transporte de gas natural de GRTgaz y TIGF a 1 de abril de 2018.

(99) De esta modificación se desprende que todo transportista al que se haya asignado una capacidad firme de entrega al menos en un punto de interfaz de transporte y distribución (PITD) estará sujeto a un término tarifario de almacenamiento en función de la modulación invernal de los clientes conectados a las redes públicas de distribución de gas que tenga en su cartera el día 1 de cada mes.

(100) Por transportista se entiende toda «persona física o jurídica que celebre un contrato con un GRT para la canalización por la red de transporte de gas. El transportista es, según el caso, el cliente cualificado, el proveedor o su representante autorizado.» Un PITD se define como un «punto físico o nocional de interfaz entre una red de transporte y una red pública de distribución».

(101) Además, del tenor del artículo L.452-1, párrafo sexto, del Código de la Energía se desprende que los GRT deben cobrar obligatoriamente las tarifas ATRT [véase el considerando (94), «cobrarán»].

(102) Por lo que se refiere a la repercusión del término de almacenamiento a los usuarios finales, la CRE indicó que los transportistas repercutirán el término de almacenamiento en sus clientes finales incluidos en la base de compensación en la parte «Transporte» de su factura. La CRE no dispone de la lista de clientes afectados.

(103) Más concretamente, esta repercusión solo es obligatoria en virtud de las tarifas reguladas para la venta de gas natural con arreglo a los artículos L.445-3 y R.445-3 del Código de la Energía (27). En el caso de las ofertas de mercado, esta repercusión queda a discreción del proveedor.

3.8.3. Distribución de los fondos recaudados por los GRT entre los operadores de almacenamiento, según lo determinado por la CRE

(104) Según la resolución de la CRE sobre el término de almacenamiento, una vez recaudados los ingresos del término de almacenamiento, los GRT los devuelven a los distintos operadores de almacenamiento a prorrata de la compensación que deban percibir (28). La proporción asignada a cada operador corresponde a la relación entre la compensación anual estimada del operador y la compensación total estimada para todos los operadores de almacenamiento regulados, establecidas por la CRE. Estas fracciones se especifican anualmente en la Resolución de la CRE por la que se modifica el término de almacenamiento.

(105) A tal efecto, y de acuerdo con la resolución de la CRE, los GRT celebran un contrato con cada operador de almacenamiento para regular las modalidades del servicio de recaudación y transferencia de la compensación, cuyo coste fija la CRE y está cubierto por los ingresos autorizados de los operadores. Para 2018, este coste asciende a 130 000 euros por GRT y operador de almacenamiento (29).

3.9. Presupuesto

(106) Cada año, el importe total de la compensación pagada a los operadores regulados depende de los ingresos procedentes de las subastas y de los ingresos autorizados establecidos por la CRE. En 2018 la compensación abonada a los tres operadores de almacenamiento regulados ascendió a 528 millones de euros; en 2019, a 540 millones de euros, y en 2020, a 251 millones de euros. 2018 (en millones EUR) 2019 (en millones EUR) 2020 (en millones EUR) Storengy 402 392 199 Teréga 101 113 25 Géométhane 26 36 28 Total 528 540 251 Cuadro 5: Balance de la compensación por almacenamiento correspondiente a los años 2018, 2019 y 2020

3.10. Duración

(107) Las disposiciones de la Ley de hidrocarburos relativas al mecanismo regulador de los operadores de almacenamiento entraron en vigor el 1 de enero de 2018. La CRE fijó los ingresos autorizados de los operadores de almacenamiento a partir del 1 de enero de 2018. Por otra parte, las primeras subastas de capacidad de almacenamiento tuvieron lugar del 5 al 29 de marzo de 2018 para el período 2018-2019 y se celebraron en 2019-2020 y 2020-2021 [véase el cuadro 2, considerando (54)].

(108) Además, el término de almacenamiento se introdujo en la tarifa ATRT con efectos a partir del 1 de abril de 2018. En un primer momento, la CRE estableció los ingresos autorizados estimados para un período de regulación de dos años (30). A continuación, armonizó el marco reglamentario de los operadores de almacenamiento con el de las otras tarifas de infraestructuras. Esta segunda tarifa de almacenamiento se aplica al período 2020-2023 (31).

(109) En la actualidad, las autoridades francesas no tienen prevista una fecha para el fin del mecanismo. En cambio, el ámbito de aplicación del mecanismo quedó definido en la última PPE (32) hasta su revisión. Esta revisión de la PPE está prevista para 2023 y tendrá lugar a más tardar el 31 de diciembre de 2028.

3.11. Compromisos

(110) Las autoridades francesas han asumido dos compromisos. En primer lugar, las autoridades francesas se comprometieron a presentar un informe a la Comisión antes del fin de 2024. Los puntos que se abordarán en dicho informe son los siguientes: — Información sobre la aplicación de la medida en el período anterior (2018-2023), y en particular los resultados de la subasta en términos de volúmenes y precios y de la cuantía de la retribución percibida por planta. — Visión general actualizada del funcionamiento del mercado del gas natural en Francia, y en particular los elementos que justifican la continuidad de la medida para el período 2023-2028, incluido el nivel de diferencial, el nivel de demanda, las inversiones en la red de gas en Francia y en el extranjero y las inversiones en las terminales de GNL. — Información sobre la revisión de la PPE en 2023 y su posible impacto en el ámbito de aplicación de la medida. — Método de cálculo de la retribución garantizada en el período de regulación 2023-2028. En caso de que se modifique el método de cálculo, la Comisión desea información sobre las razones del cambio. — Datos sobre el impacto de la medida en la competencia, centrándose en los posibles falseamientos de la competencia identificados en la decisión, por ejemplo, el impacto de la medida en las instalaciones de almacenamiento de gas natural de los Estados miembros vecinos, en los interconectores y en las terminales francesas de metano. Estos elementos deben estar respaldados por datos históricos sobre el uso de dichos activos, así como por los cambios pertinentes en el régimen regulador en lo que respecta al almacenamiento de gas natural en los países vecinos de Francia. También se ha de evaluar y cuantificar el impacto de la medida en el comercio minorista francés.

(111) En segundo lugar, las autoridades francesas se comprometen a publicar la siguiente información en un sitio web exhaustivo dedicado a las ayudas estatales en Francia (33) y en el módulo de adjudicación con transparencia: un enlace al texto completo del mecanismo y sus modalidades de aplicación; la identidad de los beneficiarios de los flujos financieros; la forma de los flujos financieros; el importe concedido a cada beneficiario; la fecha de concesión de la ayuda; el tipo de empresa (PYME/gran empresa), la región en la que está establecido el beneficiario y el principal sector económico en el que opera el beneficiario.

3.12. Razones por las que se incoó el procedimiento de investigación formal

(112) En su Decisión de incoación, la Comisión considera con carácter preliminar que el mecanismo regulador constituye ayuda estatal en el sentido del artículo 107, apartado 1, del TFUE, que podría ser compatible con el mercado interior con arreglo al artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE. No obstante, en la fase del procedimiento de investigación formal la Comisión había expresado dudas sobre la proporcionalidad del mecanismo regulador y la existencia de falseamientos de la competencia.

(113) Más concretamente, por un lado la Comisión había señalado que, a efectos del establecimiento de los ingresos autorizados de los operadores de almacenamiento, la CRE permite que estos obtengan un rendimiento del capital inmovilizado. El cálculo de este rendimiento implica valorar los activos regulados. La Comisión expresó sus dudas sobre el proceso de evaluación económica independiente del valor de mercado de los activos en el momento de la aplicación del mecanismo regulador por la CRE, lo que habría podido poner en tela de juicio la proporcionalidad de la medida.

(114) Por otra parte, a la luz de la información facilitada a la Comisión en el marco del procedimiento de investigación formal, la Comisión no podía excluir que el mecanismo introdujera falseamientos de la competencia. Esos falseamientos excesivos de la competencia habrían existido entre: i) los proveedores franceses de gas natural y los de otros Estados miembros, ii) los operadores de almacenamiento de gas natural, por una parte, y los operadores de GNL y los gestores de interconectores, por otra, y iii) los operadores franceses de almacenamiento de gas natural y los de otros Estados miembros.

4. OBSERVACIONES DE FRANCIA

(115) Francia transmitió sus observaciones a la Comisión y, en anexo, las observaciones de la CRE. Por consiguiente, se considera que las observaciones de la CRE son parte integrante de las observaciones de Francia.

(116) Francia considera infundadas las dudas expresadas por la Comisión sobre la reforma del almacenamiento de gas natural.

4.1. Existencia de ayuda

(117) En primer lugar, Francia niega que la medida en cuestión implique fondos estatales. Además, según Francia, no se puede considerar que la transición de un régimen negociado a un régimen regulado constituya una ventaja económica para el operador obligado a realizarla. También niega que los gestores de interconectores y de terminales de metano sean competidores de los operadores de almacenamiento.

(118) Además, por lo que se refiere a la financiación con fondos estatales, Francia niega que la cobertura de una parte de los costes de los operadores de infraestructuras esenciales de almacenamiento de gas natural tenga carácter de contribución obligatoria. Los proveedores de gas natural pagan la tarifa de uso de las redes de transporte de gas natural a cambio del servicio de canalización, un servicio con un alto nivel de fiabilidad y capacidad a largo plazo para satisfacer una demanda razonable (34).

(119) Francia señala asimismo que la tarifa de utilización de la red de transporte solo debe repercutirse en la factura de los consumidores de gas natural que opten por beneficiarse de las tarifas reguladas de venta de gas natural. Según Francia, las ofertas de la tarifa de venta regulada representan una minoría del suministro de gas natural en Francia (35), máxime porque está previsto suprimir las tarifas reguladas de venta de gas natural en varias fases (36).

(120) Además, por lo que se refiere a la ventaja concedida, Francia observa, en primer lugar, que la determinación del coste del capital tiene en cuenta el menor riesgo para las actividades reguladas por un menor rendimiento del capital en comparación con las actividades no reguladas. En segundo lugar, Francia cuestiona que los ingresos percibidos por un operador de almacenamiento en el marco del régimen regulado sean sistemáticamente superiores a los percibidos por el mismo operador en el marco de un régimen negociado (37). Además, Francia señala que el marco regulador aplicado desde 2018 es simétrico: la «compensación» podría ser revertida y pagada por los operadores de almacenamiento si los ingresos de la comercialización superaran los ingresos autorizados fijados por la CRE. Así pues, el modelo regulado no puede disociarse de las obligaciones y la pérdida de oportunidades económicas impuestas a los operadores de almacenamiento en virtud de este modelo regulado.

(121) La depreciación contable de 494 millones de euros registrada por el grupo ENGIE en relación con su actividad de almacenamiento regulado unos días después de la publicación de los parámetros utilizados por la CRE para establecer la tarifa de almacenamiento muestra esta pérdida de expectativas de ganancias asociadas a unas condiciones de mercado favorables. Por último, Francia señala que la introducción del mecanismo regulador no dio lugar a un aumento de los ingresos de los operadores de almacenamiento franceses entre 2017 y 2018, excepto en el caso de Storengy. Francia señala asimismo que, con niveles de diferencial comparables, Storengy percibe en el marco regulado unos ingresos autorizados inferiores a los que se obtienen de la comercialización en el régimen negociado.

(122) Francia considera que al analizar el carácter selectivo de la ventaja concedida no procede detenerse a considerar la situación de los operadores de almacenamiento situados en otros Estados miembros. En este sentido, cita al Tribunal General y al Tribunal de Justicia, según los cuales el requisito de selectividad […] solo puede apreciarse con relación a un único Estado miembro» (38). En cualquier caso, Francia señala que los operadores de almacenamiento de otros Estados miembros no se encuentran en una situación fáctica y jurídica comparable en relación con el objetivo perseguido por la medida en cuestión, a saber, garantizar la seguridad del suministro de gas natural en Francia.

(123) En cuanto a los gestores de interconectores, por una parte, y a los operadores de terminales de metano, por otra, Francia señala que todos ellos están regulados en Francia (39). Por lo tanto, disponen de mecanismos normativos muy similares a los aplicados en el caso del almacenamiento, incluida la fijación por el regulador de unos ingresos autorizados que les permitan cubrir sus costes. Así pues, Francia considera que no se puede cuestionar que la medida en cuestión confiera una ventaja selectiva a dichos operadores en relación con los gestores de interconectores de gas y terminales de metano.

(124) Por lo que se refiere al efecto en la competencia y el comercio entre Estados miembros, Francia considera que los gestores de interconectores y terminales de metano no compiten con los operadores de almacenamiento [véanse también los considerandos (133) y siguientes].

4.2. Compatibilidad de la medida en cuestión con el mercado interior

4.2.1. Proporcionalidad

(125) Francia explica que la regulación basada en los costes de los operadores es un enfoque muy extendido entre los reguladores europeos. Este enfoque garantiza al mismo tiempo que los operadores dispongan de ingresos suficientes para mantener su actividad y que los consumidores finales no paguen por el almacenamiento un precio superior al del servicio prestado. Por otra parte, Francia considera que un método basado en el nivel de los diferenciales sería volátil y podría, en función de la evolución de los precios del mercado a corto plazo, no garantizar la cobertura de los costes de los operadores o, por el contrario, generar beneficios indebidos.

(126) Con el fin de fijar el nivel de la tarifa de almacenamiento, la CRE adoptó una regulación basada en la cobertura de los costes que los operadores consideran eficientes. De este modo, fija para cada operador un ingreso autorizado que cubra los costes que representan los gastos de explotación, la depreciación de los activos y el gasto de capital. Con el fin de definir el nivel inicial de la BAR a 1 de enero de 2018 de los operadores de almacenamiento, la CRE reevaluó el valor contable bruto de los activos de los operadores a 31 de diciembre de 2016 [véanse los considerandos (55) y siguientes sobre la determinación de los ingresos autorizados].

(127) Con carácter subsidiario, Francia aporta pruebas analíticas adicionales para demostrar que otros métodos conducen a resultados de la BAR coherentes con el método de la CRE.

(128) El valor de los operadores de depósitos en las cuentas de sus accionistas se determina de acuerdo con las normas contables y los ingresos previstos de la actividad a largo plazo. En el caso de Storengy, la CRE utilizó un valor de la BAR inicial de 3 500 millones de euros para la valoración de Storengy en las cuentas de ENGIE a 31 de diciembre de 2016 de entre [3 000 y 5 000 millones de euros]. En el caso de Teréga, la CRE utilizó un valor de la BAR inicial de 1 156 millones de euros para una valoración del perímetro de almacenamiento en las cuentas de la sociedad matriz a 31 de diciembre de 2016 de aproximadamente [1 000 a 2 000 millones de euros].

(129) Las operaciones recientes también arrojan luz sobre el valor de las empresas y la valoración de las actividades de almacenamiento en el contexto de las transacciones. Por ejemplo, sobre la base de las transacciones de capital de Teréga en 2013 (40) y 2015 (41), el valor de los activos del perímetro de almacenamiento se estima entre [1 000 y 2 000 millones de euros].

(130) Además, Francia menciona que en la valoración de las BAR de los operadores también han trabajado consultores externos. En el caso de Storengy, el cálculo realizado por el consultor […] para la CRE arroja un resultado de [3 000 a 5 000 millones de euros]. Francia también hace referencia al estudio de PwC, encargado por Teréga, que valora la BAR de 2018 entre [1 000 y 2 000 millones de euros].

(131) Por último, Francia considera que un método alternativo consistente en reconstruir el historial de ingresos del operador para determinar si estos cubrían las inversiones pasadas no sería suficientemente sólido para determinar el valor de la BAR. Este método consistiría en la reconstitución, a partir de la fecha de la puesta en servicio inicial, de los activos de almacenamiento más antiguos (finales de los años 50), de los flujos de caja libres de cada operador, que representan el flujo de caja disponible del operador después de financiar sus necesidades de capital circulante, impuestos e inversiones, para compararlos con el valor bruto de los activos.

(132) Reconstituir este historial parece especialmente complejo, tanto por el esfuerzo que requeriría la documentación integral necesaria como por la evolución organizativa y de capital de las actuales empresas de almacenamiento: en primer lugar, dado que Storengy forma parte de un modelo integrado en Gaz de France/GDF Suez, la reconstrucción del historial implicaría necesariamente hipótesis de delimitación de la actividad. Por otra parte, Teréga fue objeto de sucesivas cesiones.

4.2.2. Efectos negativos en la competencia y el comercio

(133) Por lo que se refiere a los falseamientos de la competencia entre los proveedores franceses y los de otros Estados miembros que suscriben capacidad de almacenamiento en Francia, Francia explica que la «nacionalidad» del proveedor no tiene ninguna incidencia. Las subastas públicas están abiertas a todos los agentes con licencia de suministro de gas natural. La licencia de suministro no se limita a los proveedores franceses y la puede obtener cualquier persona establecida en el territorio de un Estado miembro de la Unión (42). En segundo lugar, las autoridades francesas señalan que, para un mismo servicio de canalización, se aplica la misma tarifa de utilización de las redes de transporte de gas natural a los proveedores franceses y a los de otros Estados miembros.

(134) Además, según Francia, los depósitos no compiten con los interconectores y las terminales de metano. Francia destaca, en primer lugar, que la Comisión nunca ha valorado la existencia de un mercado único que comprenda el almacenamiento de gas natural, las infraestructuras de regasificación y los interconectores. Además, Francia señala que, en los análisis de la capacidad de la red de gas para satisfacer una demanda razonable, las infraestructuras esenciales de almacenamiento de gas natural son complementarias de la plena utilización de los interconectores y de la plena utilización de las capacidades de las terminales de metano, hasta el nivel de las reservas disponibles de gas natural licuado.

(135) Por otra parte, Francia observa que la Comisión ha reconocido en varias ocasiones la existencia de un mercado separado para el almacenamiento subterráneo de gas natural, tanto en Francia (43), como en otros Estados miembros (44). A la luz de los resultados de una investigación de mercado relativa a una transacción en territorio francés, la Comisión advirtió que no existía sustituibilidad entre el almacenamiento y los otros modos de flexibilidad (45). Francia señala asimismo que la Comisión ha considerado en dos decisiones que el mercado del almacenamiento de gas natural es de ámbito regional o incluso nacional (46).

(136) Francia considera que cada instrumento de flexibilidad tiene sus propias funcionalidades y características, que impiden su sustitución por otros instrumentos de flexibilidad. Los interconectores permiten suministrar gas natural al territorio. En ausencia de almacenamiento, sería necesario dimensionar los interconectores de manera que el suministro de gas natural al territorio francés durante los picos de consumo quedara garantizado. Por lo tanto, tal dimensionamiento sería ineficaz. Además, la UE se ha fijado el objetivo de reducir el consumo de gas natural. No se prevé ninguna nueva inversión en los interconectores a disposición de Francia en la actualidad. Así pues, la cuestión de la competencia y de las señales de inversión a largo plazo planteada por la Comisión parece puramente teórica.

(137) Las terminales de metano ofrecen una posibilidad de arbitraje para abastecer al territorio al menor coste. La disponibilidad de GNL es incierta y depende en gran medida de las condiciones de la oferta y la demanda mundiales que redirigen regularmente los cargamentos. Por otra parte, las terminales de metano tienen una capacidad de almacenamiento limitada (47) que en las mejores condiciones no se podría movilizar durante más de 5 días. Sin embargo, este período es inferior a la duración media de una ola de frío, que alcanza entre 5 y 15 días, por lo que no basta para movilizar la llegada de cargamentos con la suficiente rapidez para evitar la interrupción de las emisiones (48).

(138) Por consiguiente, los depósitos de gas natural ofrecen un servicio de flexibilidad interestacional que no se puede prestar ni mediante los interconectores en condiciones económicas comparables, ni por las terminales de metano. Por el contrario, la existencia de depósitos en Francia no puede bastar para garantizar la seguridad del suministro de gas natural en Francia. Sigue siendo indispensable recurrir a los interconectores y las terminales de metano para abastecer el territorio.

(139) Por lo tanto, estos distintos tipos de infraestructuras son complementarios y no compiten para garantizar la seguridad del suministro en Francia.

(140) Aunque se considerara que los interconectores, las terminales de metano y los depósitos de gas natural compiten entre ellos, Francia señala que todos los interconectores y todas las terminales de metano franceses están regulados, salvo la terminal de Dunkerque. En consecuencia, la rentabilidad de estas infraestructuras corresponde a la tasa de rendimiento de los activos establecida por la CRE. Así pues, la aplicación de la regulación del almacenamiento no puede afectar a la rentabilidad de las otras infraestructuras reguladas.

(141) Además, Francia señala que los acontecimientos recientes contradicen una posible hipótesis de competencia perjudicial para los interconectores o las terminales de metano. Desde finales de 2018, el uso de terminales francesas y europeas ha alcanzado niveles particularmente elevados en comparación con los últimos 10 años. Por otra parte, los operadores de terminales de metano han puesto en marcha recientemente procedimientos exitosos para comercializar sus capacidades a medio plazo. La regulación del almacenamiento, combinada con la fusión de las zonas francesas llevada a cabo a finales de 2018, ha contribuido en gran medida a mejorar la profundidad y la liquidez de los mercados francés y del oeste de Europa.

(142) Francia cuestiona asimismo que la regulación del almacenamiento pueda reducir los incentivos para utilizar las terminales y los interconectores de metano existentes. Los incentivos al uso provienen de las señales de precios enviadas por los diferentes mercados del gas natural (49). En este contexto, los depósitos constituyen una forma adicional de optimizar los costes de suministro de gas natural y gozar de unos precios de mercado competitivos.

(143) Francia señala también que las decisiones de inversión en interconectores y terminales de metano se basan en estrategias de suministro que no se ven afectadas negativamente por el almacenamiento de gas natural.

(144) Por último, Francia considera que la situación de los operadores de almacenamiento de los otros Estados miembros no se ve afectada en modo alguno por la medida en cuestión. Las autoridades francesas observan que el dimensionamiento de la red de gas francesa, basado, en particular, en la consideración del 100 % de la capacidad disponible en los interconectores, implica automáticamente la consideración de los medios de suministro situados detrás de los interconectores, y en particular las infraestructuras de almacenamiento de gas natural situadas en otros Estados miembros de la Unión. Las autoridades francesas señalan igualmente que algunas de estas infraestructuras también están reguladas.

(145) La venta de capacidad de almacenamiento se realiza a través de subastas y a precios de mercado. Por consiguiente, la medida en cuestión no perjudica a los operadores de almacenamiento de los otros Estados miembros. Además, la medida en cuestión solo puede tener un efecto mínimo en la formación de los precios. Los depósitos franceses pueden almacenar unos 130 TWh (50), lo que es poco comparado con las cantidades comercializadas en los mercados. En 2018 se negociaron 28 220 TWh en el TTF (51).

(146) Así pues, todos los operadores de almacenamiento de los distintos Estados miembros están sujetos a condiciones de mercado en las que los depósitos franceses tienen poca influencia, por lo que no cabe considerar que su rentabilidad pueda disminuir a raíz de la introducción de la medida en cuestión.

(147) Por otra parte, Francia observa que las tasas de llenado de los depósitos alemanes y belgas han alcanzado niveles elevados que aumentaron entre 2018 y 2019 (52). Estos elevados niveles demuestran que la regulación de los depósitos franceses no priva a los operadores de los otros Estados miembros de vender toda su capacidad de almacenamiento en un contexto de mercado favorable.

5. OBSERVACIONES DE LOS INTERESADOS

(148) La Comisión recibió observaciones de dieciocho partes interesadas, incluidos los tres beneficiarios de la medida. Estas observaciones se abordan en los considerandos (149) a (233).

5.1. Observaciones de los beneficiarios de la medida

5.1.1. Géométhane

(149) Géométhane destaca los efectos positivos de la introducción de la medida en relación con el objetivo de la seguridad energética. Para respaldar sus argumentos, Géométhane presentó a la Comisión un informe detallado (53).

5.1.1.1. Existencia de ayuda

(150) Según Géométhane, la medida en cuestión no constituye ayuda estatal por diversas razones.

(151) En primer lugar, Géométhane señala que no existe financiación con cargo a fondos estatales, pues el término de almacenamiento no se puede calificar de cotización obligatoria: la transferencia de recursos solo tiene lugar entre operadores privados (los proveedores de gas natural y los operadores de almacenamiento), el control estatal de los fondos es limitado y la medida en cuestión no disminuye el presupuesto del Estado y establece la obligación de que los operadores mantengan las infraestructuras esenciales de almacenamiento cubiertas por el régimen.

(152) Por otra parte, la medida en cuestión no se puede considerar una ventaja selectiva concedida a los operadores de almacenamiento que operan en territorio francés con respecto a los establecidos en el extranjero, pues los segundos no se encuentran en una situación fáctica y jurídica comparable a la de los primeros, habida cuenta del objetivo perseguido por la medida en cuestión. Además, los operadores de otros instrumentos de flexibilidad no se encuentran en una situación fáctica y jurídica comparable.

(153) Por último, Géométhane explica que la medida en cuestión no afecta a la competencia ni al comercio entre Estados miembros.

5.1.1.2. Compatibilidad de la ayuda

(154) Según Géométhane, si la medida en cuestión se calificase de ayuda estatal, debería considerarse compatible con las normas sobre ayudas estatales. De hecho, la medida en cuestión contribuye a la consecución del objetivo de interés común de la seguridad energética. Además, es necesaria y adecuada para alcanzar este objetivo, a la luz del análisis de las medidas alternativas.

(155) La introducción de la medida en cuestión tiene un efecto incentivador, pues de no aplicarse la baja tasa de suscripción de capacidad de almacenamiento, así como la disminución de los ingresos procedentes de las campañas de suscripción debida a la reducción del diferencial, habrían llevado a los operadores de almacenamiento a suspender, o incluso a cerrar definitivamente, una infraestructura esencial para garantizar la seguridad del suministro de gas natural en Francia.

(156) El cálculo de los ingresos autorizados según el método de valoración de la BAR basado en los costes económicos corrientes está justificado y es proporcionado, ya que: — la BAR fue objeto de una evaluación económica independiente durante la aplicación del mecanismo regulador mediante una auditoría externa llevada a cabo por la empresa consultora […]; — la BAR inicial propuesta por los operadores no fue aceptada por la CRE; — la metodología de los costes económicos corrientes se basa en el valor en libros bruto de los activos para la valoración de la BAR; — la metodología permite reflejar los costes de sustitución de los activos netos de amortización; — la metodología se aplica a todas las tarifas de infraestructuras reguladas en Francia; — casi todos los reguladores europeos aplican la metodología.

(157) Por otra parte, una valoración de la BAR basada en el valor de mercado representado por los diferenciales no sería pertinente, pues no cubriría los costes de los operadores, lo que es contrario al principio de cobertura de los costes establecido en la Directiva 2009/73/CE. Así pues, al tomar en consideración el valor de mercado se pondría en peligro el mecanismo regulador destinado a garantizar el mantenimiento de las infraestructuras de almacenamiento esenciales para el buen funcionamiento de la red de transporte. Además, en caso de aumento del diferencial se corre un riesgo de retribución excesiva. El valor de la BAR obtenido por la CRE es coherente con el valor de mercado de las infraestructuras a medio y largo plazo.

(158) No habría sido pertinente evaluar si los ingresos generados antes de la entrada en vigor del mecanismo regulador no habían permitido cubrir sus costes iniciales de inversión, pues la inclusión de esos ingresos en dicha evaluación sería contraria a las prácticas de los reguladores europeos, compleja y poco fiable.

(159) Por último, se adoptan medidas para limitar las perspectivas de beneficios de los operadores (es decir, el coste medio ponderado del capital, la limitación de los costes de los operadores de infraestructuras de almacenamiento eficientes y una regulación de los incentivos).

(160) Con carácter subsidiario, Géométhane señala asimismo que el valor de la BAR considerado por la CRE corresponde al valor de una transacción reciente. En 2016, Total, Ineos y Géostock transfirieron el 98 % de las acciones de Géosud, que a su vez posee el 50 % de las acciones de Géométhane, a CNP Assurances, por un importe de […]. Por consiguiente, es posible calcular el valor total de Géométhane estimado por el comprador en el momento de la venta, a saber, […] (54) (más […] de efectivo disponible, es decir, un total en torno a […]). Según Géométhane, este valor de mercado es coherente […] con el valor de la BAR admitido por la CRE en 2018, de 188,9 millones de euros, más activos fijos corrientes […].

(161) La medida en cuestión evita efectos negativos en la competencia y el comercio entre Estados miembros. En efecto: — No existe falseamiento de la competencia entre los proveedores de gas natural franceses y extranjeros. El método de la subasta de los servicios de almacenamiento garantiza la igualdad de trato entre los proveedores de gas natural franceses y extranjeros. Por otra parte, el método de financiación de la compensación de almacenamiento previsto por el mecanismo regulador garantiza la igualdad de trato de los proveedores extranjeros y los franceses. Los proveedores extranjeros no se benefician de precios más bajos en comparación con los proveedores franceses. — Tampoco existe falseamiento de la competencia con respecto a los operadores de almacenamiento de los países vecinos. Desde la entrada en vigor del mecanismo regulador, las tasas de llenado de los depósitos han ido aumentando en toda la Unión y alcanzan niveles particularmente elevados. — Tampoco existe falseamiento de la competencia entre los operadores de almacenamiento y las terminales de metano o los interconectores por falta de sustituibilidad de las terminales y los interconectores de metano. En la práctica decisoria de la Comisión en materia de concentraciones, el mercado del almacenamiento de gas natural se ha definido como un mercado separado. Se trata más bien de una cuestión de complementariedad entre el almacenamiento de gas natural, las terminales de metano y los interconectores.

5.1.2. Storengy

(162) Storengy subraya los efectos positivos de la introducción de la medida en cuestión a la luz del objetivo de la seguridad energética. Para respaldar sus argumentos, Storengy presentó a la Comisión un informe detallado (55).

5.1.2.1. Existencia de ayuda

(163) Según Storengy, la medida en cuestión no constituye ayuda estatal por varias razones.

(164) En primer lugar, Storengy señala la falta de financiación mediante fondos estatales, pues el término de almacenamiento no puede calificarse de contribución obligatoria, la transferencia de recursos solo tiene lugar entre operadores privados (los proveedores de gas natural y los operadores de almacenamiento), el control del Estado sobre los fondos es limitado y la medida en cuestión no reduce el presupuesto del Estado e impone a los operadores la obligación de mantener las infraestructuras de almacenamiento esencial cubiertas por el dispositivo.

(165) Además, la medida en cuestión no se puede considerar una ventaja selectiva concedida a los operadores de almacenamiento que operan en territorio francés con respecto a los establecidos en el extranjero, pues los segundos no se encuentran en una situación fáctica y jurídica comparable a la de los primeros, habida cuenta del objetivo perseguido por la medida. Por otra parte, los operadores de otros instrumentos de flexibilidad no se encuentran en una situación fáctica y jurídica comparable.

(166) Por último, Storengy explica que la medida en cuestión no afecta a la competencia y al comercio entre Estados miembros.

5.1.2.2. Compatibilidad de la ayuda

(167) Según Storengy, si la medida en cuestión se calificase de ayuda estatal, debería considerarse compatible con las normas sobre ayudas estatales. De hecho, la medida contribuye a la consecución del objetivo de interés común de la seguridad energética. Además, la medida en cuestión es necesaria y adecuada para alcanzar dicho objetivo, habida cuenta del análisis de las medidas alternativas.

(168) La introducción de la medida en cuestión tiene un efecto incentivador, pues de no aplicarse la baja tasa de suscripción de capacidad de almacenamiento, así como la disminución de los ingresos procedentes de las campañas de suscripción, debida a la reducción del diferencial, habrían llevado a los operadores de almacenamiento a suspender, o incluso a cerrar definitivamente, unas infraestructuras esenciales para garantizar la seguridad del suministro de gas natural en Francia.

(169) El cálculo de los ingresos autorizados mediante el método de valoración de la base de activos regulados basado en los costes económicos corrientes está justificado y es proporcionado ya que: — la BAR fue objeto de una evaluación económica independiente durante la aplicación del mecanismo regulador mediante una auditoría externa llevada a cabo por la empresa consultora […]; — la BAR inicial propuesta por los operadores no fue aceptada por la CRE; — la metodología de los costes económicos corrientes se basa en el valor en libros bruto de los activos para la valoración de la BAR; — la metodología permite reflejar los costes de sustitución de los activos netos de amortización; — la metodología se aplica a todas las tarifas de infraestructuras reguladas en Francia; — casi todos los reguladores europeos aplican la metodología.

(170) Por otra parte, una valoración de la BAR basada en el valor de mercado representado por los diferenciales no sería pertinente, pues no cubriría los costes de los operadores, lo que es contrario al principio de cobertura de los costes establecido en la Directiva 2009/73/CE. Así pues, al tomar en consideración el valor de mercado se pondría en peligro el mecanismo regulador destinado a garantizar el mantenimiento de las infraestructuras de almacenamiento esenciales para el buen funcionamiento de la red de transporte. Además, se corre un riesgo de remuneración excesiva en caso de aumento del diferencial. El valor de la BAR obtenido por la CRE es coherente con el valor de mercado de las infraestructuras a medio y largo plazo.

(171) No habría sido pertinente evaluar si los ingresos generados antes de la entrada en vigor del mecanismo regulador no habían permitido cubrir sus costes iniciales de inversión, pues la inclusión de esos ingresos en dicha evaluación sería contraria a las prácticas de los reguladores europeos, compleja y poco fiable.

(172) Por último, se adoptan medidas para limitar las perspectivas de beneficios de los operadores (es decir, el coste medio ponderado del capital, la limitación de los costes de los operadores de infraestructuras de almacenamiento eficientes y una regulación de los incentivos).

(173) La medida en cuestión evita efectos negativos en la competencia y el comercio entre Estados miembros. En efecto: — No existe falseamiento de la competencia entre los proveedores de gas natural franceses y extranjeros. El método de la subasta de los servicios de almacenamiento garantiza la igualdad de trato entre los proveedores de gas natural franceses y extranjeros. Además, el método de financiación de la compensación de almacenamiento previsto por el mecanismo regulador garantiza la igualdad de trato de los proveedores extranjeros y los franceses. Los proveedores extranjeros no se benefician de precios más bajos en comparación con los proveedores franceses. — Tampoco existe falseamiento de la competencia con respecto a los operadores de almacenamiento de los países vecinos. Desde la entrada en vigor del mecanismo regulador, las tasas de llenado de los depósitos han aumentado en toda la Unión y alcanzan niveles particularmente elevados. — Tampoco existe falseamiento de la competencia entre los operadores de almacenamiento y las terminales de metano o los interconectores por falta de sustituibilidad de las terminales y los interconectores de metano. En la práctica decisoria de la Comisión en materia de concentraciones, el mercado del almacenamiento de gas natural se ha definido como un mercado separado. Se trata más bien de una cuestión de complementariedad entre el almacenamiento de gas natural, las terminales de metano y los interconectores.

5.1.3. Teréga

(174) Teréga subraya que el objetivo principal de la reforma del almacenamiento es la seguridad del suministro de gas natural a Francia, que se vio amenazada antes de la entrada en vigor del mecanismo regulador.

5.1.3.1. Existencia de ayuda

(175) Teréga considera que la medida no constituye ayuda estatal. Teréga observa que los sistemas reguladores basados en el principio de cobertura de los costes de un operador eficiente y una retribución normal del capital invertido son comunes en la Unión, pero no se consideran ayudas estatales.

(176) En primer lugar, Teréga considera que la medida en cuestión no es más que un instrumento de regulación de tarifas no financiado con fondos estatales: no incide en el presupuesto del Estado y no da lugar a ningún sobrecoste que se haya de repercutir en los clientes finales. Además, el Estado francés no ejerce un control público ni sobre los fondos recaudados por los GRT ni sobre los propios GRT, que son empresas de Derecho privado controladas por accionistas mayoritariamente privados.

(177) Por otra parte, Teréga considera que la medida en cuestión no confiere ventaja selectiva alguna a los operadores afectados. El mecanismo regulador se basa en subastas, que también incluyen incentivos de eficiencia y una herramienta de regularización ex post para todos los costes e ingresos. También señala que, dado el carácter simétrico del mecanismo regulador, los operadores de almacenamiento no reciben necesariamente una compensación, sino que, por el contrario, pueden verse obligados a devolver el pago en exceso.

(178) Además, Teréga considera que la situación de los operadores extranjeros no es un elemento pertinente a la luz del criterio de selectividad. Los operadores de almacenamiento se encuentran en una situación fáctica y jurídica diferente, en muchos aspectos, de la de los operadores de terminales de metano y de los gestores de interconectores, en particular en lo referente al objetivo de la seguridad del suministro de gas natural a Francia.

(179) Por último, Teréga explica que la medida en cuestión no afecta en absoluto a la competencia ni al comercio entre Estados miembros. La capacidad de almacenamiento se subasta con arreglo a un mecanismo de mercado que no discrimina a los operadores establecidos en otros Estados miembros. Además, la práctica decisoria de la Comisión en el ámbito del control de las concentraciones y de las prácticas contrarias a la competencia siempre ha definido un mercado de referencia para el almacenamiento de gas natural de dimensión nacional a lo sumo, sin haber llegado nunca a la conclusión de que existe un mercado más amplio, ni desde el punto de vista de los servicios en cuestión ni desde el punto de vista geográfico. En cualquier caso, el hecho de que las infraestructuras de gas estén muy reguladas es incompatible con la constatación de un falseamiento de la competencia en los mercados del gas natural.

5.1.3.2. Compatibilidad de la ayuda con el mercado interior:

(180) Suponiendo que el mecanismo regulador constituya ayuda estatal quod non, Teréga sostiene que cumple todas las condiciones de compatibilidad con el mercado interior en el sentido del artículo 107, apartado 3, letra c), del TFUE.

(181) Teréga considera que la medida en cuestión persigue el objetivo de interés común de la seguridad del suministro de gas natural a Francia. Al aumentar los volúmenes de gas natural disponibles en las plantas de almacenamiento, el mecanismo regulador pretende lograr un nivel preciso y cuantificable de seguridad del suministro. Además, la medida en cuestión corresponde a una intervención estatal necesaria, basada en un análisis razonable, en respuesta a deficiencias del mercado bien identificadas, como la incapacidad de los clientes finales para indicar el valor que asignan a la seguridad del suministro (como el valor del seguro o el valor del sistema). Por otra parte, Teréga subraya que la medida en cuestión es un instrumento adecuado para reforzar la seguridad del suministro en el territorio francés, no solo en relación con las demás medidas de flexibilidad disponibles, sino también en lo referente a otros tipos de regulación del almacenamiento.

(182) Teréga rebate el razonamiento de la Comisión en la Decisión de incoación relativo a la proporcionalidad de la medida en cuestión. El mecanismo regulador limita el importe de la presunta ayuda al mínimo necesario. El mecanismo regulador se basa en el principio de cobertura de los costes de un «operador eficiente», en la limitación de los ingresos de los operadores de almacenamiento y en incentivos integrados para que los operadores garanticen la eficiencia de sus gastos de funcionamiento. Además, la CRE llevó a cabo una evaluación de costes independiente. De este modo, la CRE se aseguró de que solo se cubrieran los costes aceptables. La CRE se basó asimismo en una serie de estudios económicos objetivos, contemporáneos y creíbles realizados por expertos independientes para valorar los activos regulados. El método de valoración de activos aplicado por la CRE es coherente a este respecto y está en consonancia con la práctica de otros reguladores europeos. En contra de lo que sugiere la Comisión, Teréga considera que la inclusión de los ingresos previos a la regulación en el valor de la base de activos regulada sería irremediablemente incompleta a falta de datos disponibles y, en cualquier caso, podría entrar en conflicto con los principios generales del Derecho. Además, los trabajos de la CRE se refieren tanto a los costes de explotación como a la valoración de los activos de los operadores de almacenamiento que se han hecho públicos sistemáticamente en sus resoluciones sobre tarifas, con lo que la transparencia de la medida queda garantizada.

(183) Por último, Teréga considera que la medida en cuestión no falsea la competencia entre los proveedores de gas natural establecidos en Francia y los establecidos en el extranjero. La medida en cuestión no es discriminatoria. Todos los proveedores minoristas pueden adquirir capacidad en las plantas de almacenamiento francesas mediante subasta. Además, todos los proveedores minoristas al servicio de clientes franceses pagan tarifas ATRT, con lo que apoyan el mecanismo de compensación. La medida tiene incluso efectos positivos en los mercados minoristas de gas natural, pues limita los períodos de tensión y los riesgos de congestión de las redes. Por otra parte, la medida tampoco falsea la competencia frente a los operadores de GNL y los gestores de interconectores. Estos agentes, también sujetos en gran medida a mecanismos reguladores de sus ingresos, no mantienen una relación de competencia con los operadores de almacenamiento, sino más bien de complementariedad en cuanto al objetivo de la seguridad del suministro. La medida en cuestión no favorece más a una fuente de suministro de gas natural que a otra y no prohíbe el recurso a instrumentos complementarios como los interconectores y las terminales de metano ni disuade de él. Por ejemplo, las tasas de suscripción de capacidad en las terminales europeas de metano en los últimos años muestran esta tendencia. Por último, la medida en cuestión no falsea la competencia en relación con los operadores de almacenamiento extranjeros. Estos no pueden verse penalizados por las subastas, basadas en un mecanismo de mercado, y, en la práctica, la introducción de la medida en cuestión no ha frenado el aumento general de las tasas de suscripción de los depósitos en Europa.

5.2. Observaciones de otros interesados

5.2.1. Association française indépendante de l’électricité et du gaz («AFIEG») (56)

(184) La AFIEG comenta el método de valoración de los activos de almacenamiento y el perímetro de los activos de almacenamiento necesarios en volumen y en caudal de extracción para garantizar la seguridad del suministro.

(185) La AFIEG destaca que se han eliminado los falseamientos de la competencia que existían antes de la reforma debido a la falta de transparencia del sistema anterior.

(186) Por lo que se refiere al método de valoración de la base de activos regulados, la AFIEG no dispone de cifras precisas para validar la valoración aplicada por la CRE, pero considera que se debería preferir el valor económico del mercado al valor contable del mercado. Esta elección reflejaría el almacenamiento en el momento T en lugar de establecer una visión más histórica. Además, la AFIEG considera que la valoración del colchón de gas parece ser un componente fundamental de la valoración de los activos de almacenamiento y, por lo tanto, desea que se tenga en cuenta el impacto financiero de la elección de las normas de amortización del colchón de gas en el valor agregado de la BA