DECISÃO (UE) 2022/444 DA COMISSÃO

de 28 de junho de 2021

relativa ao regime de auxílios estatais SA.49414 (2020/C) (ex-2019/NN) aplicado pela França a favor dos operadores das infraestruturas de armazenamento de gás natural

[notificada com o número C(2022) 4494]

(Apenas faz fé o texto na língua francesa)

(Texto relevante para efeitos do EEE)

A COMISSÃO EUROPEIA,

Tendo em conta o Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia, nomeadamente o seu artigo 108.o, n.o 2, primeiro parágrafo,

Tendo em conta o Acordo sobre o Espaço Económico Europeu, nomeadamente o seu artigo 62.o, n.o 1, alínea a),

Após ter convidado as partes interessadas a apresentarem as suas observações em conformidade com os referidos artigos (1) e tendo em conta essas observações,

Considerando o seguinte:

1. PROCEDIMENTO

(1) Por ofício de 23 de outubro de 2017, as autoridades francesas informaram a Comissão sobre o projeto de reforma do quadro legislativo e regulamentar aplicável ao armazenamento de gás natural («a reforma»). As autoridades francesas notificaram previamente este projeto em 23 de novembro de 2017 e, após a adoção da reforma pelo parlamento francês, as autoridades francesas comunicaram informações complementares à Comissão.

(2) Por ofício de 28 de fevereiro de 2020, a Comissão informou a França da sua decisão de dar início («decisão de início do procedimento») ao procedimento previsto no artigo 108.o, n.o 2, do Tratado sobre o Funcionamento da União Europeia («procedimento formal de investigação») relativamente à medida acima mencionada.

(3) A decisão de início do procedimento foi publicada no Jornal Oficial da União Europeia. A Comissão convidou as partes interessadas a apresentarem as suas observações sobre a medida em causa.

(4) No quadro do procedimento formal de investigação, a Comissão recebeu observações das partes interessadas, as quais transmitiu às autoridades francesas dando-lhes a possibilidade de se pronunciarem sobre as mesmas. As autoridades francesas enviaram as suas observações por ofício de 3 de agosto de 2020.

(5) As autoridades francesas apresentaram informações suplementares em 21 de setembro de 2020, 26 de janeiro de 2021, 15 de março de 2021 e 10 de maio de 2021.

2. CONTEXTO DA MEDIDA

2.1. O armazenamento de gás natural em França

(6) As infraestruturas de armazenamento subterrâneo de gás natural permitem constituir reservas de gás natural ligadas à rede de transporte. Participam na gestão do fluxo na rede.

(7) O armazenamento é, por um lado, utilizado como meio para garantir o equilíbrio entre a quantidade de gás natural na rede e a quantidade de gás natural consumida, por exemplo em caso de rutura do aprovisionamento ou de pico de procura associada a uma vaga de frio no inverno. Por outro lado, o armazenamento permite, com os gasodutos e os compressores, assegurar o serviço de entrega na rede de transporte, nomeadamente em caso de congestionamento.

(8) Os operadores de armazenamento oferecem capacidade de armazenamento aos fornecedores de gás natural presentes nos mercados retalhistas e grossistas, bem como aos operadores de redes de transporte. A predisposição dos fornecedores de gás natural para pagar por capacidade de armazenamento é muito próxima do diferencial de preço de venda do gás natural entre o verão e o inverno («o spread»). O nível de produção de gás natural é relativamente estável ao longo do ano, ao passo que o consumo de gás natural varia consideravelmente em função da temperatura.

(9) Em França existem catorze infraestruturas de armazenamento, das quais onze encontram-se em funcionamento (2), e existem três operadores de armazenamento: — A Storengy, filial a 100% da ENGIE, detém e explora doze instalações, das quais três colocadas em reserva e nove em funcionamento. Estas últimas representam um volume útil de 102,1 TWh (isto é, 74% do total de capacidade do território); — A Teréga (anteriormente TIGF) detida pela Snam (40,5% ), a GIC (31,5% ), a EDF Investissement (18% ) e a Prédica (10% ), explora uma instalação em funcionamento que representa um volume útil de 33,1 TWh (ou seja, 24% do total de capacidade do território); — A Géométhane, detida pela Storengy (50% ), a CNP (49% ) e a Géostock (1% ), detém uma instalação em funcionamento com um volume útil de 3,3 TWh (ou seja, 2% do total de capacidade do território).

(10) A partir de 2009, as variações sazonais dos preços do gás natural diminuíram. Até 2011, o diferencial era suficientemente elevado para encorajar os fornecedores a subscreverem o total da capacidade de armazenamento de gás natural. A partir de 2011, o diferencial passou a ser insuficiente para cobrir o preço do armazenamento proposto pelos operadores (1,5 a 2 euros/MWh de diferencial para um preço de 6 a 7 euros/MWh). Consequentemente, a capacidade de armazenamento deixou de ser completamente subscrita a partir de 2010-2011, três instalações foram colocados em exploração reduzida («colocação em reserva») em 2014-2015, ao passo que a taxa de subscrição das infraestruturas de armazenamento em funcionamento atingiu 63% em 2017-2018.

2.2. Contexto legislativo e regulamentar

(11) Para garantir a segurança do aprovisionamento, a França introduziu, numa primeira fase, um decreto em 2014 para reforçar as obrigações dos fornecedores de gás natural de constituir reservas de gás natural (3). Posteriormente, a França considerou que este sistema apresentava diversas deficiências e certos fornecedores de gás natural interpuseram um recurso para contestar a legalidade do decreto de 2014. Na sequência destes desenvolvimentos, a França decidiu introduzir uma medida adaptada, a qual é objeto da presente decisão («medida em causa»).

(12) Além disso, o artigo 33.o da Diretiva 2009/73/CE do Parlamento Europeu e do Conselho (4) prevê a possibilidade de um Estado-Membro instaurar uma regulamentação das infraestruturas de armazenamento. O armazenamento de gás natural faz também parte das medidas que os Estados-Membros podem instaurar para garantir a observância das obrigações decorrentes do Regulamento (UE) 2017/1938 do Parlamento Europeu e do Conselho (5) nas condições previstas no referido regulamento, nomeadamente, a obrigação de garantir a segurança do aprovisionamento aos clientes nacionais assegurando, simultaneamente, um funcionamento correto e contínuo do mercado interno do gás natural.

3. DESCRIÇÃO PORMENORIZADA DA MEDIDA EM CAUSA E MOTIVOS QUE JUSTIFICAM O INÍCIO DO PROCEDIMENTO

3.1. Objetivo do mecanismo

(13) O mecanismo de regulação visa assegurar a manutenção em funcionamento das infraestruturas de armazenamento necessárias para garantir a segurança do aprovisionamento de gás natural do território francês a médio e longo prazo.

(14) Em especial, o mecanismo de regulação visa assegurar a capacidade da rede de satisfazer a procura, designadamente aquando de picos de frio, e assegurar o serviço de entrega na rede de transporte de gás natural, nomeadamente em caso de congestionamento.

3.2. Base jurídica

(15) O mecanismo de regulação das infraestruturas essenciais de armazenamento de gás natural foi introduzido no Código da Energia pela Lei n.o 2017-1839 de 30 de dezembro de 2017 (6) («Lei Hidrocarbonetos»), que entrou em vigor em 1 de janeiro de 2018.

(16) Em especial, o artigo 12.o da Lei Hidrocarbonetos prevê que o perímetro do mecanismo de regulação seja fixado pela programação plurianual da energia («PPE»), mencionada no artigo L.141-1 do Código da Energia. A PPE é aprovada por decreto após parecer de diversos organismos consultivos e revista, no mínimo, a cada cinco anos por dois períodos de cinco anos. Para o período 2019-2028, a PPE é fixada pelo Decreto n.o 2020-456 de 21 de abril de 2020 («Decreto n.o 2020-456 relativo à PPE»).

(17) Ademais, o artigo 12.o da Lei Hidrocarbonetos prevê que a Comissão Reguladora da Energia («CRE») estipule certas modalidades do mecanismo de regulação, nomeadamente, as modalidades dos leilões da capacidade de armazenamento, os rendimentos autorizados dos operadores de armazenamento e as modalidades de cobrança desse rendimento através da comercialização da capacidade e das tarifas de utilização da rede de transporte de gás natural e a sua restituição aos operadores de armazenamento (ver considerandos 20 a 22).

3.3. Funcionamento geral do mecanismo

(18) O mecanismo de regulação do armazenamento de gás natural adotado em França em 2017 assenta em três princípios.

(19) Em primeiro lugar, o perímetro deste mecanismo corresponde às infraestruturas de armazenamento subterrâneo necessárias para garantir a segurança do aprovisionamento do território francês a médio e longo prazo (7) («infraestruturas de armazenamento essenciais»). A lista dessas infraestruturas essenciais é estabelecida pelo decreto relativo à PPE. Os operadores que as exploram devem mantê-las em funcionamento (8).

(20) Em segundo lugar, a capacidade das infraestruturas de armazenamento essenciais é leiloada de acordo com modalidades estipuladas pela CRE (9). Os leilões estão acessíveis a qualquer fornecedor estabelecido num Estado-Membro da União ou noutro Estado que seja titular de uma autorização de fornecimento que permita intervir no mercado francês de fornecimento a retalho ou grossista. Em janeiro de 2018, 213 fornecedores franceses ou estrangeiros eram titulares dessa autorização. As receitas dos leilões são cobradas diretamente pelos operadores de armazenamento.

(21) Em terceiro lugar, os operadores das infraestruturas de armazenamento essenciais beneficiam de uma garantia de cobertura dos seus custos na medida em que os mesmos correspondam aos de um «operador eficiente» (10). Por conseguinte, auferem um rendimento regulado definido por deliberação da CRE («rendimento autorizado»). Se as receitas obtidas diretamente junto dos seus clientes forem inferiores ao seu rendimento autorizado, os operadores de armazenamento recebem uma compensação igual à diferença entre o seu rendimento autorizado e as receitas obtidas (ver considerando 89). Esta compensação é suportada pelos expedidores de gás natural em função da sua carteira de consumidores ininterruptíveis e que não se declararam passíveis de deslastre livre de risco ligados à rede de distribuição pública de gás natural (ver considerandos 104 e 105). A compensação é cobrada pelo gestor da rede de transporte ao abrigo de um encargo específico na tarifa de utilização da rede de transporte (tarifa «ATRT») e a mesma é depois reembolsada aos operadores de armazenamento.

(22) Em contrapartida, se as receitas dos operadores de armazenamento forem superiores ao rendimento autorizado, os operadores de armazenamento têm de reembolsar o excedente através da tarifa de utilização da rede de transporte (ver considerando 90).

3.4. Perímetro do mecanismo de regulação

(23) De acordo com as explicações facultadas pelas autoridades francesas, o método de identificação das infraestruturas de armazenamento essenciais consiste em determinar, por um lado, as infraestruturas necessárias para garantir a capacidade da rede para satisfazer procura e, por outro, as infraestruturas necessárias para garantir o serviço de entrega na rede de transporte de gás natural.

3.4.1. Infraestruturas necessárias para garantir a capacidade da rede para satisfazer a procura em caso de pico de frio

(24) O nível de segurança do aprovisionamento esperado da rede de gás está fixado no artigo R. 121-4 do Código da Energia. O objetivo consiste em garantir o aprovisionamento do conjunto dos consumidores que não aceitaram contratualmente um fornecimento suscetível de interrupção em condições climáticas particularmente frias que ocorrem estatisticamente uma vez em cada cinquenta anos.

(25) A identificação das infraestruturas necessárias para garantir a capacidade da rede para satisfazer a procura assenta num trabalho levado a cabo pelos operadores das redes de transporte, que comparam a procura de gás natural em picos de frio que vão de um a trinta dias e a capacidade de aprovisionamento de gás natural, nomeadamente através de interligações e de terminais de gás natural liquefeito («GNL»).

3.4.1.1. Estimativa da procura de gás natural

(26) Em primeiro lugar, as autoridades francesas estudaram cinco cenários relativos à evolução do consumo de gás natural a prever no decurso dos próximos dez anos, fora a produção de eletricidade. As taxas de declínio assim previstas vão de -2% a 18% em relação ao ano de referência 2012. As autoridades francesas acabaram por adotar a hipótese de uma diminuição de 2% do consumo de gás natural, fora a produção de eletricidade.

(27) Seguidamente, o consumo diário médio de gás natural, fora a produção de eletricidade, aquando de um pico de frio, foi estimado em cerca de 3 640 GWh/j em 2025, excluindo o consumo de gás natural de baixo poder calorífico («gás B»). Além disso, o consumo de gás natural para a produção de eletricidade aquando de um pico de frio foi estimado em 310 GWh/j.

(28) As autoridades francesas tiveram também em conta a parte interruptível da procura de gás natural, ou seja, os consumidores que celebraram um contrato de interruptibilidade com o operador da rede à qual estão ligados. A este respeito, à data de aplicação do mecanismo de regulação, ainda estavam a ser definidos dispositivos de interruptibilidade aplicáveis em caso de pico de frio. As autoridades francesas contemplaram um potencial de interruptibilidade de 138 GWh/j.

(29) As autoridades francesas salientaram que o deslastre é uma medida de último recurso em caso de crise de aprovisionamento e não um mecanismo de flexibilidade. É por este motivo que o deslastre não foi tido em conta na estimativa da procura de gás natural em picos de frio.

(30) Além disso, foi tido em conta que o consumo médio num pico de frio de curta duração é superior ao consumo médio num pico de frio com uma duração mais longa.

(31) Por último, as autoridades francesas tiveram em conta a redução progressiva da utilização de gás B, com base num programa de conversão, em benefício do gás natural de alto poder calorífico («gás A») que representa atualmente 90% do gás natural consumido em França. A operação de conversão tem início em 2018 para estar concluída o mais tardar em 2028. As autoridades francesas estimam que a procura de gás B convertido em gás A será de 180 GWh/j em 2025.

(32) De acordo com o acima exposto, as autoridades francesas estimaram a procura global de gás natural, num pico de frio de quatro dias, em 2025, em cerca de 4 000 GWh/j.

3.4.1.2. Estimativa da capacidade de aprovisionamento de gás natural

(33) No tocante à capacidade de aprovisionamento de gás natural, as autoridades francesas fizeram estimativas tendo em conta as interligações, o aprovisionamento de GNL através de terminais de gás natural liquefeito e o desempenho das reservas de gás natural.

(34) Em primeiro lugar, no que diz respeito às interligações, as estimativas da capacidade firme, realizadas segundo o pressuposto de uma utilização a 100% da capacidade firme de interligação de gás A, ascendem a 1 780 GWh/j no sentido das importações e a 425 GWh/j no sentido das exportações (11). As importações líquidas de gás A através de gasodutos estão estimadas em 1 355 GWh/j.

(35) As autoridades francesas indicaram que o reforço da rede de gás e das interligações representava um custo significativo (12), particularmente em relação à utilização de infraestruturas de armazenamento existentes. De qualquer modo, este tipo de infraestrutura não estaria disponível a médio prazo devido aos longos prazos de construção.

(36) Em segundo lugar, no que diz respeito ao aprovisionamento de GNL, os quatro terminais de gás natural liquefeito têm uma capacidade total de emissão para a rede de 1 160 GWh/j (13). Ora, estas capacidades apenas podem ser mobilizadas sob reserva da disponibilidade de GNL nos reservatórios dos terminais de gás natural liquefeito. As autoridades francesas consideraram que para um imprevisto tal como um pico de frio, inferior a dez dias, apenas a reserva de GNL no depósito poderia ser emitida. Em contrapartida, num período superior a dez dias, poderiam ser entregues fretes de GNL e os terminais de gás natural liquefeito poderiam ser utilizados na capacidade máxima. Foram selecionados dois cenários em função do nível médio de reserva de GNL observado nos reservatórios: no inverno o mais desfavorável (cenário 1) e no inverno o mais favorável (cenário 2).

(37) Os dois cenários correspondem a um nível de utilização dos terminais de gás natural liquefeito superior ao nível médio de utilização ao longo dos invernos de 2011 a 2018. A França acabou por adotar o cenário 1 e estimou o potencial de emissões dos terminais de gás natural liquefeito em 330 GWh/j para um pico de frio de quatro dias.

(38) As autoridades francesa indicaram que os terminais de liquefação existentes funcionam a um nível próximo da sua capacidade máxima, a fim de amortizar o custo de investimento considerável. Ademais, os fretes de GNL são, na sua quase totalidade, objeto de contratos a longo prazo devido à intensidade de capital destes projetos e, portanto, já estão vendidos antes da sua produção. Acresce que o custo inferior do armazenamento de gás natural na forma gasosa explica o desenvolvimento insuficiente do armazenamento de GNL a nível mundial. Por conseguinte, as quantidades de GNL disponíveis a curto prazo são baixas.

(39) Em terceiro lugar, no respeitante ao desempenho das reservas subterrâneas de gás natural, as autoridades francesas explicaram que a exploração dos aquíferos, que representa 90% das infraestruturas de armazenamento em França, implica, todos os anos, enchê-las a um nível suficientemente alto e esvaziá-las a um nível suficientemente baixo Além disso, o caudal que é possível trasfegar de uma infraestrutura de armazenamento decresce à medida que a reserva diminui.

(40) Na medida em que, por um lado, ao longo dos nove invernos que precedem a análise da França, a taxa média de abastecimento das infraestruturas de armazenamento era de 42% em 1 de fevereiro e em que, por outro lado, 85% dos picos de frio observados ao longo dos últimos 70 anos começam antes de 5 de fevereiro, as autoridades francesas adotaram como hipótese que está disponível um caudal de trasfega associado a um abastecimento de 45% do volume útil em cada infraestrutura de armazenamento no início de um pico de frio.

(41) Além disso, as autoridades francesas tiveram em conta a reserva de segurança que os operadores de rede de transporte de gás natural devem constituir para garantir o fornecimento de último recurso dos serviços sociais essenciais em caso de falha do seu fornecedor, ou seja, um caudal de trasfega de 124 GWh/j para um abastecimento de 45% de volume útil.

(42) Com base no conjunto destes pressupostos, as autoridades francesas identificaram, para o período entre 2019 e 2025, uma necessidade anual de infraestruturas de armazenamento com um volume útil de 138,5 TWh e um caudal de trasfega de 2 376 TWh/j para um abastecimento de 45% do volume útil, a fim de garantir a capacidade da rede de satisfazer a procura num pico de frio (14).

3.4.2. Infraestruturas necessárias para garantir o serviço de entrega na rede de transporte de gás natural

(43) As autoridades francesas identificaram igualmente as infraestruturas de armazenamento necessárias para garantir o aprovisionamento da totalidade do território, atendendo à capacidade de entrega da rede de transporte de gás natural. Para tal, estudaram as diferente situações de congestionamentos na rede de transporte.

(44) Os operadores das redes de transporte («ORT») identificaram o cenário mais provável em termos de congestionamento, que corresponde à situação observada na altura num contexto de mercado em que os fornecedores procuram maximizar as importações de gás natural a partir da Noruega e da Rússia, segundo as autoridades francesas, que são atualmente as fontes de gás natural mais competitivas na Europa, e reduzir as importações de gás natural liquefeito relativamente ao qual podem ser obtidas cotações mais elevadas na Ásia. Nesta situação, podem ser observados quatro limites operacionais principais (ver figura 1 a seguir). L0902022PT11810120220303PT0005.000111911213PROJETO DE DECISÃO DO COMITÉ MISTO DO EEE N.O …de …que altera o anexo IV (Energia) do Acordo EEEO COMITÉ MISTO DO EEE,Tendo em conta o Acordo sobre o Espaço Económico Europeu (Acordo EEE), nomeadamente o artigo 98.o,Considerando o seguinte:(1)A Diretiva 2010/31/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 19 de maio de 2010, relativa ao desempenho energético dos edifíciosJO L 153 de 18.6.2010, p. 13., (DDEE) deve ser incorporada no Acordo EEE.(2)Devido às especificidades do parque imobiliário, relativamente recente e uniforme, da Islândia, é acordada uma isenção temporária e condicional da aplicação da Diretiva 2010/31/UE relativa ao desempenho energético dos edifícios. Essa isenção deverá aplicar-se à Diretiva 2010/31/UE na versão em vigor antes da sua alteração pela Diretiva (UE) 2018/844 do Parlamento Europeu e do Conselho, de 30 de maio de 2018. Essa isenção deverá ser estritamente limitada no tempo e deverá aplicar-se apenas até que seja alcançado um acordo sobre a incorporação da Diretiva 2010/31/UE, com a redação que lhe foi dada pela Diretiva (UE) 2018/844, no Acordo EEE.(3)Em consonância com a dimensão muito reduzida do parque imobiliário do Listenstaine e com a sua tipologia climática e de construção, o Listenstaine fica isento da obrigação, por força do artigo 5.o da DDEE, de efetuar os seus próprios cálculos para o estabelecimento de níveis ótimos de rentabilidade dos requisitos mínimos de desempenho energético dos edifícios.(4)Nos termos das condições da adaptação na alínea c), a Noruega e o Listenstaine podem estabelecer regulamentação sobre requisitos mínimos de desempenho energético utilizando um limite do sistema diferente da utilização de energia primária, que é o exigido pela DDEE, desde que sejam cumpridas as condições estabelecidas na adaptação da alínea c).(5)A adaptação na alínea d) assegura que o sistema de certificação do desempenho energético gerado pelos utilizadores na Noruega produz resultados equivalentes aos dos certificados emitidos por peritos independentes, conforme exigido pelo artigo 17.o da DDEE.(6)O anexo IV do Acordo EEE deverá, por conseguinte, ser alterado em conformidade,ADOTOU A PRESENTE DECISÃO:Artigo 1.oNo anexo IV do Acordo EEE, o texto do ponto 17 (Diretiva 2002/91/CE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 16 de dezembro de 2002) passa a ter a seguinte redação:32010 L 0031: Diretiva 2010/31/UE do Parlamento Europeu e do Conselho, de 19 de maio de 2010, relativa ao desempenho energético dos edifícios (JO L 153 de 18.6.2010, p. 13).Para efeitos do presente Acordo, as disposições da Diretiva são adaptadas da seguinte forma:a)A Diretiva não se aplica à Islândia.b)Ao artigo 5.o, n.o 2, é aditado o seguinte:Para efeitos da determinação dos níveis ótimos de rentabilidade dos requisitos mínimos de desempenho energético, o Listenstaine pode utilizar os cálculos de outra Parte Contratante que disponha de parâmetros de comparação.c)Para efeitos da aplicação do artigo 9.o, n.o 3, alínea a), e do anexo I da DDEE, o Listenstaine e a Noruega podem basear os seus requisitos em matéria de utilização de energia na energia líquida, desde que estejam preenchidas as seguintes condições e salvaguardas:i)Os requisitos mínimos de desempenho energético são fixados em conformidade com os requisitos do artigo 5.o da DDEE, de acordo com os princípios básicos do quadro metodológico, que foi estabelecido para o cálculo de níveis ótimos de rentabilidade dos requisitos mínimos de desempenho energéticoRegulamento Delegado (UE) n.o 244/2012 da Comissão, de 16 de janeiro de 2012, que complementa a Diretiva 2010/31/UE do Parlamento Europeu e do Conselho relativa ao desempenho energético dos edifícios, através do estabelecimento de um quadro metodológico comparativo para o cálculo dos níveis ótimos de rentabilidade dos requisitos mínimos de desempenho energético dos edifícios e componentes de edifícios (JO L 81 de 21.3.2012, p. 18)..ii)É publicado um indicador numérico da utilização de energia primária correspondente aos requisitos de desempenho energético estabelecidos no código de construção.iii)A Comissão reserva-se o direito de rever esta adaptação específica no contexto das futuras negociações sobre a DDEE, com a redação que lhe foi dada pela Diretiva (UE) 2018/844.d)Ao artigo 17.o, é aditado o seguinte:Os Estados da EFTA podem estabelecer, para os edifícios residenciais, um sistema simplificado de certificação do desempenho energético gerido pelos utilizadores que pode ser utilizado como alternativa ao recurso a peritos, se estiverem reunidas as seguintes condições:i)existem conhecimentos aprofundados e dados de boa qualidade sobre todo o parque imobiliário residencial, incluindo todas as tipologias e faixas etárias dos edifícios, bem como as características da envolvente do edifício e os sistemas técnicos de construção utilizados por tipologia, o que permite o cálculo do desempenho energético de cada edifício e frações autónomas com um elevado grau de certeza com base nas contribuições dos utilizadores,ii)estão disponíveis informações pormenorizadas sobre melhoramentos que permitam otimizar a rentabilidade e a relação custo-eficácia para cada tipologia de edifícios,iii)estão em vigor medidas que ajudem os utilizadores a gerir o sistema para efeitos de emissão de certificados. Estas medidas podem incluir uma linha telefónica de apoio ou serviços de aconselhamento que permitam o contacto entre os utilizadores, por um lado, e peritos independentes e especialistas no sistema, por outro,iv)a fim de garantir um risco negligenciável de manipulação dos resultados, o sistema de certificação gerido pelos utilizadores inclui mecanismos de controlo e verificação da qualidade para verificar os dados dos utilizadores e a transparência desses dados,v)existem sistemas de controlo independentes para garantir que a certificação do desempenho energético gerida pelos utilizadores produz resultados equivalentes aos dos certificados emitidos por peritos, em termos de qualidade e fiabilidade,vi)o sistema gerido pelos utilizadores emite recomendações que podem aconselhar os utilizadores sobre melhoramentos específicos para os seus edifícios e frações autónomas que permitam otimizar a rentabilidade e a relação custo-eficácia..Artigo 2.oFazem fé os textos da Diretiva 2010/31/UE nas línguas islandesa e norueguesa, que serão publicados no Suplemento EEE do Jornal Oficial da União Europeia.Artigo 3.oA presente decisão entra em vigor em […], desde que tenham sido efetuadas todas as notificações previstas no artigo 103.o, n.o 1, do Acordo EEE[Não foram indicados requisitos constitucionais.] [Foram indicados requisitos constitucionais.]*.Artigo 4.oA presente decisão é publicada na Secção EEE e no Suplemento EEE do Jornal Oficial da União Europeia.Feito em Bruxelas, emPelo Comité Misto do EEEO PresidenteOs Secretáriosdo Comité Misto do EEE Figura 1: Principais limites operacionais que podem ser observados na rede de transporte quando os fornecedores procuram maximizar as injeções de gás natural a partir do nordeste da França.

(45) É tido em conta na metodologia o facto de os fornecedores de gás natural necessitarem de reservas de GNL para poderem satisfazer a procura dos consumidores, mas que os fornecedores não estão sujeitos a quaisquer limitações para a repartição da localização das reservas de GNL entre os quatro terminais de gás natural liquefeito franceses.

(46) Quando é atingida a limitação, assume-se que os operadores das redes de transporte recorrem numa primeira fase às capacidades interruptíveis das interligações para responder à problemática do congestionamento. Quando o congestionamento perdura, é registado o volume de gás natural que seria necessário sair das infraestruturas de armazenamento subterrâneo situadas a jusante da frente de congestionamento.

(47) Este trabalho permite constituir reservas subterrâneas de gás natural necessárias a jusante de cada frente de congestionamento para estar em condições de assegurar o serviço de entrega na rede de transporte de gás natural.

(48) A aplicação deste método para o inverno 2018-2019, para as principais frentes de congestionamento suscetíveis de serem observadas quando os fornecedores procuram maximizar as injeções de gás natural a partir do nordeste da França, conduz a uma estimativa de uma necessidade de armazenamento subterrâneo com volumes úteis acumulados de no mínimo: — 16 TWh a jusante da frente de congestionamento NS4 (infraestruturas de armazenamento de Izaute, Lussagnet e Manosque); — 54 TWh a jusante da frente de congestionamento NS3 (infraestruturas de armazenamento de Céré-la-Ronde, Chemery, Izaute, Lussagnet e Manosque); — 55 TWh a jusante da frente de congestionamento NS2 (infraestruturas de armazenamento de Céré-la-Ronde, Chemery, Etrez, Izaute, Lussagnet, Manosque e Tersanne); — 64 TWh a jusante da frente de congestionamento NS1 (infraestruturas de armazenamento de Beynes, Céré-la-Ronde, Chemery, Etrez, Germigny-sous-Coulomb, Gournay-sur-Aronde, Izaute, Lussagnet, Manosque, Saint-Illiers-la-Ville e Tersanne).

3.4.3. Lista das infraestruturas que integram o perímetro de regulação

(49) As autoridades francesas indicaram que não foi possível concluir com a devida antecedência o trabalho de identificação das infraestruturas essenciais devido ao inverno 2018-2019. Por este motivo, numa primeira fase, o mecanismo de regulação foi aplicado para o ano 2018-2019 a título transitório a todas as infraestruturas de armazenamento de gás natural do território francês. Estas infraestruturas foram identificadas pela PPE de 2016 como infraestruturas necessárias para a segurança do aprovisionamento (15).

(50) O decreto de 26 de dezembro de 2018 (16) retirou posteriormente da lista das infraestruturas necessárias as três instalações em exploração reduzida de Storengy (Soings-en-Sologne, Saint-Clair-sur-Epte e Trois-Fontaines) e os projetos Lussagnet fase 1 (Teréga) e Manosque 2 (Géométhane). Estas infraestruturas nunca mais foram utilizadas desde a introdução do acesso regulado ao armazenamento de gás natural.

(51) Por último, para o período compreendido entre 2019 e 2023, o Decreto n.o 2020-45 relativo à PPE estipula as infraestruturas de armazenamento subterrâneo de gás natural que se devem manter em atividade para garantir a segurança do aprovisionamento a médio e longo prazo. Representam um volume útil de 138,5 TWh e uma capacidade de trasfega de 2 376 GWh/j para um abastecimento correspondente a 45% do volume útil: Infraestrutura Operador Ano de colocação em serviço Tipo de armazenamento Beynes Storengy 1956 Aquífero Céré-la-Ronde Storengy 1993 Aquífero Cerville-Verlaine Storengy 1970 Aquífero Chemery Storengy 1968 Aquífero Etrez Storengy 1980 Salino Germigny-sous-Coulomb Storengy 1982 Aquífero Gournay Storengy 1976 Aquífero Lussagnet/Izaute Teréga 1957 Aquífero Manosque Géométhane 1993 Salino Saint-Illiers-la-Ville Storengy 1965 Aquífero Tersanne/Hauterives Storengy 1970 Salino Quadro 1: Instalações de armazenamento de gás natural que se devem manter em atividade até 2023.

(52) A PPE prevê que para o período compreendido entre 2024 e 2028, as necessidades de armazenamento deverão diminuir. A lista das infraestruturas de armazenamento poderia ser reduzida para uma capacidade de trasfega correspondendo, pelo menos, a 140 GWh/j a 45% de volume útil no horizonte de 2026. Atendendo às incertezas relativas aos volumes necessários para a segurança do aprovisionamento após 2026, estes volumes deverão ser confirmados em 2023 e estabelecidos na próxima PPE.

3.5. Leilão da capacidade de armazenamento

(53) Segundo o artigo L.421-5-1 do Código da Energia, a capacidade de armazenamento regulada é leiloada de acordo com modalidades fixadas pela CRE. Em especial, segundo a deliberação da CRE, de 22 de fevereiro de 2018, os leilões são realizados com um preço de reserva nulo (17).

(54) Os resultados dos primeiros leilões foram os seguintes: Período de armazenamento Receitas (milhões de EUR) Preço médio de adjudicação (EUR/MWh) 2018 – 2019 68,4 0,53 2019 – 2020 233,6 1,80 2020 – 2021 504,6 3,85 Quadro 2: Resultados dos leilões e receitas das vendas adicionais ocorridas ao longo do ano.

3.6. Cobertura do rendimento autorizado dos operadores de armazenamento conforme definido pela CRE

(55) Nos termos do artigo L.452-1 do Código da Energia, «As tarifas de utilização das redes de transporte [...[são determinadas de forma transparente e não discriminatória para abranger o conjunto dos custos suportados pelos operadores das redes de transporte e os operadores das infraestruturas de armazenamento referidas no mesmo artigo L. 421-3-1, desde que esses custos correspondam aos de operadores eficientes».

(56) Ademais, o mesmo artigo prevê que esses custos «têm em conta características do serviço prestado e custos associados a esse serviço» e que, tratando-se de operadores de armazenamento, incluem, nomeadamente, «uma remuneração normal dos capitais investidos».

(57) O artigo L.452-2 do Código da Energia atribui competências à CRE para estipular os «métodos utilizados para determinar as tarifas de utilização das redes de transporte de gás natural» e para solicitar aos operadores de armazenamento que lhe comuniquem os elementos, designadamente contabilísticos e financeiros, necessários para a fixação dessas tarifas.

(58) Decorre dessas disposições que a lei atribui competências à CRE para estipular o rendimento autorizado dos operadores de armazenamento de modo a cobrir os custos de um «operador eficiente» e garantir uma remuneração normal dos capitais investidos.

(59) A CRE estipulou o rendimento autorizado provisório por deliberação, numa primeira fase, para um período de regulação de dois anos. Esta primeira tarifa de armazenamento era válida em 2018 e 2019 («ATS 1») (18). Posteriormente, a CRE harmonizou o quadro de regulação dos operadores de armazenamento com o das outras tarifas de infraestruturas. A segunda tarifa de armazenamento («ATS 2») aplica-se a partir de 2020 por um período de quatro anos (19).

(60) A abordagem geral para estipular o rendimento autorizado provisório mantém-se inalterada para as diferentes tarifas de armazenamento. As receitas autorizadas dos operadores de armazenamento foram fixadas ex ante pela CRE com base nas previsões transmitidas pelos operadores, que são depois ajustadas através de uma regularização no ano seguinte e de auditorias ex post. Os custos dos operadores de armazenamento são tidos em conta pela CRE na medida em que sejam considerados eficientes.

(61) Todavia, considerando os prazos particularmente curtos de execução da reforma, foi aplicado um quadro simplificado para os anos 2018 e 2019. A CRE adotou, para este primeiro exercício, um quadro tarifário no qual as discrepâncias entre o estimado e o realizado para o conjunto dos encargos e receitas foram regularizadas a posteriori. Este mecanismo garantiu um nível tarifário in fine estritamente igual às despesas e receitas reais do operador. Para o período 2020-2023, a CRE pretendeu alargar os princípios de regulamentação dos incentivos às infraestruturas de armazenamento e adotou no fim das suas análises uma trajetória controlada dos encargos dos operadores, num contexto marcado pela tendência decrescente do consumo de gás natural.

(62) Segundo o método fixado pela CRE, o rendimento autorizado estimado é igual à soma dos custos líquidos de exploração estimados («CLE»), dos encargos de capital normativos estimados (ECN») e do apuramento do saldo da conta de regularização dos encargos e dos produtos em relação ao ano precedente (CREP»). Receitas autorizadas = CLE + ECN + CREP

(63) Apenas as atividades que se inserem no perímetro da regulamentação são tidas em conta para o cálculo destas componentes.

3.6.1. Custos líquidos de exploração

(64) Os custos líquidos de exploração correspondem aos custos brutos de exploração (custos de energia, consumos externos, despesas de pessoal, impostos e taxas) de um «operador eficiente», após dedução dos produtos de exploração do operador (nomeadamente produção capitalizada, produtos extra-tarifários, ganhos ou perdas de compra-venda de gás natural armazenado).

(65) Atendendo aos prazos curtos de execução da reforma, para o período 2018-2019, não foi possível à CRE determinar se os custos dos operadores correspondem aos custos de um «operador eficiente». Consequentemente, os custos tidos em conta durante este período correspondem in fine aos custos reais suportados pelos operadores de armazenamento, validados pela CRE. Em relação à tarifa ATS 2, a CRE criou um mecanismo de regulamentação dos incentivos dos custos líquidos de exploração com exceção de certas rubricas predefinidas. Assim, salvo algumas exceções, qualquer discrepância em relação à trajetória dos custos de exploração fixada para o período ATS 2 ficará a cargo ou a favor do operador.

3.6.2. Encargos de capital normativos

(66) Os ECN englobam a amortização e a remuneração do capital fixo. Assim, os ECN correspondem à soma da amortização da base de ativos regulados («BAR»), da remuneração do capital fixo calculado a partir do custo médio ponderado do capital («CMPC») para a BAR já em funcionamento e do custo da dívida tratando-se das imobilizações em curso (IEC»). ENC = Amortização BAR + BAR x CMPC + IEC x custo da dívida

(67) A CRE confirmou que este método corresponde à prática regulamentar no que diz respeito às instalações regulamentadas nos mercados do gás natural e da eletricidade em França e na Europa ocidental (20).

(68) Para definir o nível inicial da BAR em 1 de janeiro de 2018 («BAR inicial») ou «BAR de abertura»), a CRE utiliza o chamado método dos «custos correntes económicos» (21). Esse método consiste em calcular o valor económico líquido dos ativos (i) partindo da quantia escriturada bruta dos ativos que constam da contabilidade dos operadores (custos históricos de construção), (ii) atualizado de acordo com a inflação, e, posteriormente, (iii) desvalorizado ao longo da vida económica dos ativos.

(69) Todos os anos, a BAR evolui em função: — das amortizações, baseadas na duração de vida económica dos ativos, deduzidas da BAR; — dos novos investimentos contratados que vêm aumentar a BAR; — se for caso disso, dos ativos desmantelados antes da sua amortização total, que diminuem a BAR; — da reavaliação dos ativos tendo em conta a inflação (índice de preços no consumidor, excluindo o tabaco).

(70) A CRE considera que a medida mais representativa do valor inicial dos investimentos efetuados pelos operadores é o valor bruto dos ativos inscrito nas suas contas sociais. Segundo a CRE, este valor, auditado pelos auditores no quadro da sua auditoria anual, encontra-se documentado e é objetivo. Este método é idêntico ao que tinha sido implementado em 2002 aquando da regulamentação dos operadores de redes de transporte de gás natural, sendo também utilizado para os terminais franceses de gás natural liquefeito regulamentados.

(71) A CRE não teve em conta o valor «em estado novo» dos ativos, mas antes um valor amortizado, coerente com as amortizações registadas pelos operadores de armazenamento antes de 2018, a fim de não fazer com que o coletivo suporte novamente um encargo já pago anteriormente, nem as depreciações dos ativos já tidos em conta.

(72) Em relação à maioria dos ativos, os períodos de amortização aplicados pelos operadores nas suas contas históricas e os períodos de amortização pedidos pelos operadores nos seus dossiês tarifários são similares. Ademais, correspondem a dados normalizados do setor observáveis noutros países.

(73) No que se refere ao cushion gas (22), pelo contrário, a CRE rejeitou o pedido dos operadores de considerar um período de amortização homogéneo de 250 anos. Com efeito, a CRE teve em conta o facto de que o cushion gas, contrariamente aos outros ativos dos operadores, foi amortizado por estes últimos durante períodos que variaram de um operador para outro e ao longo do tempo (de 25 anos a 250 anos). Consequentemente, a CRE adotou, para estabelecer a BAR inicial dos operadores de armazenamento, um grau de amortização do cushion gas coerente com o grau de amortização contabilística constatado em cada um dos três operadores. Para o futuro, fixou em 75 anos o período de amortização do cushion gas, o que corresponde a três renovações de concessão de exploração de câmara subterrânea de 25 anos.

(74) Os ciclos de vida económicos selecionados pela CRE para as diferentes categorias de ativos dos operadores são os seguintes: Categorias de ativos Ciclos de visa normativos Cushion gas 75 anos Poços, câmaras, recolha 50 anos Instalações de tratamento, de compressão, de entrega, de contagem 20 a 30 anos Imobiliário e construções 30 anos Material diverso 10 a 15 anos Programas informáticos, pequenos materiais 5 anos Quadro 3: Período de amortização adotado por categoria de ativos.

(75) Além disso, em 2017, a CRE pediu ao consultor externo […] que realizasse uma auditoria ao pedido de BAR inicial dos operadores de armazenamento. Em relação à Storengy, o cálculo realizado conduziu a um resultado de [3 a 5 mil milhões de euros].

(76) No caso da Teréga, um estudo adicional realizado pelo consultor PwC com base numa abordagem fluxos de caixa atualizados avalia a BAR entre [1 e 2 mil milhões de euros].

(77) Assim, para a aplicação do mecanismo de regulação, a CRE reviu as BAR iniciais pedidas pelos operadores de armazenamento, a fim de ter em conta a avaliação económica independente do valor de mercado dos ativos. A CRE adotou, por conseguinte, as seguintes BAR iniciais: Em 01/01/2018 Storengy (mil milhões de EUR) Teréga (mil milhões de EUR) Géométhane (mil milhões de EUR) Pedido do operador 4,0 1,37 0,20 BAR fixada pela CRE 3,5 1,15 0,19 Quadro 4: As BAR iniciais dos operadores de armazenamento aquando da entrada em vigor da regulação.

(78) No que diz respeito à taxa de remuneração do capital, a CRE adotou o método do CMPC para permitir ao operador financiar as despesas com juros e obter uma rendibilidade sobre os fundos próprios comparável com a que poderia obter para investimentos com níveis de risco comparáveis. A CRE indicou que o CMPC é um método comummente utilizado pelos reguladores europeus para determinar a taxa de remuneração dos ativos das infraestruturas reguladas.

(79) Com base em estudos económicos e nos trabalhos de consultores externos (23), a CRE fixou o CMPC em 5,75% para os anos 2018 e 2019. Para o período 2020-2023, a CRE selecionou um CMPC de 4,75% . O método selecionado para determinar o CMPC para a ATS 2 mantém-se inalterado relativamente ao selecionado para a tarifa ATS 1. A evolução justifica-se pela diminuição dos custos de financiamento, a redução programada do imposto sobre as sociedades e uma subida do beta dos ativos. Esta subida do beta dos ativos reflete a tomada em consideração do risco financeiro, nomeadamente os custos ociosos imputados pela transição energética aos acionistas das empresas de infraestruturas de gás natural.

(80) Na ausência de um operador de armazenamento comparável cotado em bolsa, a CRE tomou como taxa de referência o CMPC dos ORT de gás natural acrescido de um prémio de risco específico do armazenamento. Este prémio é fixado em 50 pontos de base, devido à concentração das instalações de armazenamento, ao risco geológico dos subsolos e ao risco de substituibilidade por terminais de gás natural liquefeito, bem como as interligações com o estrangeiro.

(81) A CRE precisou igualmente que esta taxa de remuneração é inferior à concedida aos operadores regulados dos terminais de gás natural liquefeito (7,25% , no momento de entrada em vigor da medida) cuja atividade comporta mais riscos nomeadamente no plano comercial devido à coexistência de terminais de gás natural liquefeito regulados e não regulados e um número de clientes mais restrito. Além disso, a CRE citou o exemplo da taxa de remuneração de 6,5% selecionada pelo regulador italiano para o armazenamento de gás natural.

3.6.3. Investimentos

(82) Todos os anos, em aplicação do artigo L.421-7-1 do Código da Energia, os operadores de instalações de armazenamento subterrâneas de gás natural transmitem à CRE, para aprovação, o seu programa anual de investimentos. Nesse âmbito, a CRE «promove a realização dos investimentos necessários ao correto desenvolvimento das instalações de armazenamento e ao seu acesso transparente e não discriminatório».

(83) Na segunda tarifa de armazenamento, a CRE introduziu um incentivo ao controlo dos custos para diferentes categorias de investimentos.

3.6.4. Conta de regularização dos encargos e dos produtos

(84) O rendimento autorizado é fixado pela CRE com base em previsões dos operadores respeitantes aos seus encargos e às suas receitas para o ano seguinte. A CREP foi introduzida no intuito de ter em conta a diferença entre os encargos ou os produtos estimados e os encargos ou os produtos efetivamente verificados, num certo número de rubricas predefinidas. A CREP protege, portanto, os operadores contra a variação de certas rubricas de custos ou de receitas. A CREP é igualmente utilizada para o pagamento dos incentivos financeiros decorrentes da aplicação dos mecanismos de regulamentação dos incentivos, bem como para a tomada em consideração de eventuais mais-valias de cessão ou custos ociosos, uma vez validados pela CRE.

(85) Em relação à tarifa ATS 1, aquando do primeiro exercício de armazenamento regulado, a CRE selecionou uma tabela tarifária na qual as discrepâncias entre o conjunto de encargos e de receitas estimados e o conjunto de encargos e de receitas realizados são regularizados a posteriori. A tarifa era então «100% CREP» e nenhuma rubrica de encargos ou de produtos era incentivada.

(86) Em relação à tarifa ATS 2, a CRE aplica um perímetro de CREP conforme à tabela geral do conjunto das tarifas das redes de eletricidade e das infraestruturas de gás natural. Por conseguinte, apenas certas rubricas predefinidas são objeto de uma cobertura a posteriori das discrepâncias entre o estimado e o realizado através da CREP. Estas rubricas cobertas na CREP incidem nomeadamente sobre as despesas de investimento ou as receitas de comercialização. Em contrapartida, a quase totalidade dos custos de exploração é objeto de um incentivo que pode ser total (100% das discrepâncias entre estimativa e realizado estão a cargo ou a favor da operação) ou parcial (por exemplo, para os encargos de energia em que o incentivo corresponde a 20% , 80% das discrepâncias figurando na CREP).

3.7. Beneficiários

(87) Os beneficiários da medida correspondem aos operadores das infraestruturas de gás natural, abrangidos pelo mecanismo de regulação. Desde a entrada em vigor da medida, trata-se da Storengy, Teréga e Géométhane.

3.8. Financiamento da medida através das tarifas de utilização das redes de transporte

(88) O financiamento do rendimento autorizado dos operadores de armazenamento provem, por um lado, das receitas obtidas diretamente pelos operadores de armazenamento e, por outro, quando essas receitas são inferiores ao rendimento autorizado, da compensação de armazenamento igual à diferença entre o rendimento autorizado e as receitas obtidas diretamente. Compensação = rendimento autorizado – receitas obtidas diretamente

(89) As receitas obtidas diretamente pelos operadores resultam maioritariamente de leilões, mas também de eventuais contratos a longo prazo históricos e dos serviços adicionais.

(90) A compensação do armazenamento é recuperada pelos ORT junto dos expedidores de gás natural a título de um encargo tarifário específico, o «encargo tarifário de armazenamento», na tarifa de utilização da rede de transporte (tarifa ATRT) nas condições fixadas pela CRE (ver considerando 21).

(91) A título preliminar, cumpre precisar que, em França, existem dois ORT, ou seja, dois titulares de uma autorização de exploração de gasodutos de transporte de gás natural por força do artigo L.431-1 do Código da Energia. A GRTgaz e a Teréga (anteriormente TIGF).

(92) A GRTgaz é uma empresa detida a 75% pela ENGIE e a 25% pela Société d’Infrastructures Gazière. A GRTgaz, controlada diretamente pela ENGIE, é independente em relação a outras partes da sua empresa integrada verticalmente (o grupo ENGIE) em conformidade com o modelo de ORT independente, garantindo a separação efetiva das atividades de ORT e das atividades de produção ou de fornecimento (24).

(93) Conforme descrito no considerando 9, a Teréga é detida a 40,5% pela Snam, a 31,5% pela GIC, a 18% pela EDF Investissement e a 10% pela Predica. A Teréga reúne igualmente as condições de um ORT independente (25).

3.8.1. Fixação do encargo tarifário de armazenamento nas tarifas de utilização das redes de transporte pela CRE

(94) De acordo com o artigo L.452-1, sexto parágrafo, do Código da Energia, «As tarifas de utilização das redes de transporte de gás natural são recuperadas pelos operadores dessas redes. Os operadores de redes de transporte pagam aos operadores de armazenamento subterrâneo de gás natural a que se refere o artigo L. 421-3-1 uma parte do montante recuperado de acordo com as modalidades fixadas pela Comissão de Regulação da Energia».

(95) De acordo com o artigo L.452-2 do Código da Energia, «Os métodos utilizados para determinar as tarifas de utilização das redes de transporte de gás natural, […] são fixados pela Comissão de Regulação da Energia».

(96) Com base nestas disposições, mediante a Deliberação n.o 2018-069 de 22 de março de 2018 (26), a CRE fixou as modalidades de cálculo do encargo tarifário de armazenamento, aplicável a partir de 1 de abril de 2018.

(97) O encargo tarifário de armazenamento pago por cada fornecedor deve, segundo a CRE, refletir o valor «segurança de aprovisionamento», ou seja, a remuneração das instalações de armazenamento que asseguram prioritariamente o fornecimento de gás natural dos clientes cujo fornecimento não pode ser interrompido, nomeadamente os clientes domésticos.

3.8.2. Pagamento do encargo tarifário de armazenamento pelos expedidores e refaturação aos clientes finais

(98) No atinente à obrigação de pagamento do encargo tarifário de armazenamento pelos expedidores, estabelecida pela sua deliberação de 22 de março de 2018, a CRE introduziu o encargo tarifário de armazenamento nas tarifas ATRT, aditando novas disposições à sua Deliberação n.o 2018-022, de 7 de fevereiro de 2018, relativa à decisão sobre a evolução da tarifa de utilização das redes de transporte de gás natural da GRTgaz e da TIGF em 1 de abril de 2018.

(99) Decorre desta modificação que «a qualquer expedidor ao qual seja atribuída capacidade firme de entrega em, pelo menos, um Ponto de Interface Transporte Distribuição (PITD) é-lhe aplicado um encargo tarifário de armazenamento calculado em função da modulação invernal dos seus clientes, ligados às redes de distribuição pública de gás, na sua carteira no primeiro dia de cada mês.».

(100) A noção de expedidor designa «todas as pessoas singulares ou coletivas que celebrem com um ORT um contrato de transporte na rede de transporte de gás. O expedidor é, consoante o caso, o cliente elegível, o fornecedor ou o seu mandatário». Um PITD é definido como um «ponto físico ou nocional de interface entre uma rede de transporte e uma rede de distribuição pública».

(101) Ademais, decorre dos termos do artigo L.452-1, sexto parágrafo, do Código da Energia que os ORT devem obrigatoriamente cobrar as tarifas ATRT (ver considerando 94 «são recuperadas»).

(102) No tocante à repercussão do encargo tarifário de armazenamento nos utilizadores finais, a CRE indicou que os expedidores repercutirão o encargo tarifário de armazenamento nos seus clientes finais que integram a base de compensação na componente «Transporte» da respetiva fatura. A CRE não dispõe da lista dos clientes afetados.

(103) Mais concretamente, esta repercussão apenas é obrigatória ao abrigo das tarifas regulamentadas de venda de gás natural por força dos artigos L.445-3 e R.445-3 do Código da Energia (27). Em relação às ofertas de mercado, esta repercussão fica ao critério do fornecedor.

3.8.3. Repartição dos fundos obtidos pelos ORT entre os operadores de armazenamento segundo as modalidades fixadas pela CRE

(104) Segundo a deliberação da CRE relativa ao encargo tarifário de armazenamento, uma vez cobradas, as receitas do encargo tarifário de armazenamento são reembolsadas pelos ORT aos diferentes operadores de armazenamento proporcionalmente à compensação que deve ser recebida (28). A fração afetada a cada operador corresponde ao rácio entre a compensação estimada anual do operador e a compensação estimada total do conjunto de operadores de armazenamento regulados, conforme fixadas pela CRE. Estas frações são especificadas anualmente na deliberação da CRE relativa à evolução do encargo tarifário de armazenamento.

(105) Para o efeito, em conformidade com a deliberação da CRE, os ORT celebram um contrato com cada operador de armazenamento a fim de enquadrar as modalidades da prestação de cobrança e reembolso da compensação, cujo custo é fixado pela CRE e coberto pelo rendimento autorizado dos operadores. Para o ano de 2018, este custo ascende a 130 000 euros por ORT por operador de armazenamento (29).

3.9. Orçamento

(106) Todos os anos, o montante total das compensações pagas aos operadores regulamentados depende das receitas obtidas com os leilões e do rendimento autorizado fixado pela CRE. O montante das compensações pagas aos três operadores de armazenamento regulamentados ascendia a 528 milhões de euros em 2018, 540 milhões de euros em 2019 e 251 milhões de euros em 2020. 2018 (milhões de EUR) 2019 (milhões de EUR) 2020 (milhões de EUR) Storengy 402 392 199 Teréga 101 113 25 Géométhane 26 36 28 Total 528 540 251 Quadro 5: Balanço da compensação de armazenamento para os anos 2018, 2019 e 2020.

3.10. Vigência

(107) As disposições da Lei Hidrocarbonetos relativas ao mecanismo de regulação dos operadores de armazenamento entraram em vigor em 1 de janeiro de 2018. A CRE fixou os rendimentos autorizados dos operadores de armazenamento a partir de 1 de janeiro de 2018. Além disso, os primeiros leilões da capacidade de armazenamento realizaram-se de 5 a 29 de março de 2018 para o período 2018-2019 e foram organizados em 2019-2020 e 2020-2021 (ver quadro 2 no considerando 54).

(108) Ademais, o encargo tarifário de armazenamento foi introduzido na tarifa ATRT a partir de 1 de abril de 2018. A CRE estipulou primeiramente o rendimento autorizado provisório por um período de regulação de dois anos (30). Posteriormente, harmonizou o quadro de regulação dos operadores de armazenamento com o das outras tarifas de infraestruturas. Esta segunda tarifa de armazenamento aplica-se para o período 2020-2023 (31).

(109) Atualmente, as autoridades francesas não preveem uma data para o fim do mecanismo. Em contrapartida, o perímetro do mecanismo foi definido pela última PPE (32) até à revisão da mesma. Esta revisão da PPE está prevista para 2023 e será adotada o mais tardar em 31 de dezembro de 2028.

3.11. Compromissos

(110) As autoridades francesas assumiram dois compromissos. Em primeiro lugar, as autoridades francesas comprometeram-se a apresentar à Comissão um relatório antes do fim de 2024. Os pontos a abranger nesse relatório são os seguintes: — informações relativas à aplicação da medida durante o período anterior (2018-2023), nomeadamente os resultados dos leilões em termos de volumes e de preço e os montantes da remuneração obtida por local; — uma visão global atualizada do funcionamento do mercado do gás natural em França, em especial dos elementos que justificam a manutenção da medida para o período 2023-2028, incluindo o nível de diferencial, o nível da procura, os investimentos na rede de gás em França e no estrangeiro e os investimentos nos terminais de GNL; — informações relativas à revisão da PPE em 2023 e a sua eventual incidência no âmbito de aplicação da medida; — o método de cálculo da remuneração garantida ao longo do período regulamentar 2023-2028. Em caso de alteração dos métodos de cálculo, a Comissão pretende informações sobre as razões que estão na origem da alteração; — os dados relativos ao impacto da medida na concorrência, dando particular atenção às potenciais distorções da concorrência identificadas na decisão, por exemplo, o impacto da medida nas instalações de armazenamento de gás natural nos Estados-Membros vizinhos, nas interligações e nos terminais de gás natural liquefeito franceses. Estes elementos deverão ser substanciados por dados históricos sobre a utilização destes ativos, bem como por alterações pertinentes do regime regulamentar no que diz respeito ao armazenamento de gás natural nos países vizinhos da França. O impacto da medida no comércio retalhista francês deve ser também avaliada e quantificada.

(111) Em segundo lugar, as autoridades francesas comprometem-se a publicar as seguintes informações numa página Internet abrangente consagrada aos auxílios estatais em França (33), bem como no Transparency Award Module: uma hiperligação que permita aceder ao texto integral do mecanismo e das suas modalidades de aplicação; a identidade dos beneficiários dos fluxos financeiros; a forma dos fluxos financeiros; o montante concedido a cada beneficiário; a data de concessão; o tipo de empresa (PME/empresa grande), a região na qual o beneficiário está estabelecido e o principal setor económico no qual o beneficiário exerce as suas atividades.

3.12. Descrição das razões que levaram ao início do procedimento formal de investigação

(112) A Comissão considera, a título preliminar, na sua decisão de início do procedimento, que o mecanismo de regulação constitui um auxílio estatal na aceção do artigo 107.o, n.o 1, do TFUE, que poderia ser compatível com o mercado interno nos termos do artigo 107.o, n.o 3, alínea c), do TFUE. Todavia, na fase do procedimento formal de investigação, a Comissão tinha manifestado dúvidas quanto à proporcionalidade do mecanismo de regulação e à existência de distorções da concorrência.

(113) Mais especificamente, por um lado, a Comissão tinha observado que, para efeitos da fixação do rendimento autorizado dos operadores de armazenamento, a CRE permite que os operadores de armazenamento obtenham um retorno sobre o capital fixo. O cálculo deste retorno implica a avaliação do valor dos ativos regulados. A Comissão manifestou dúvidas sobre o processo de avaliação económica independente do valor de mercado dos ativos no momento da aplicação do mecanismo de regulação pela CRE, o que poderia pôr em causa a proporcionalidade da medida.

(114) Por outro lado, à luz das informações facultadas à Comissão no âmbito do procedimento formal de investigação, a Comissão não pôde excluir que o mecanismo introduz distorções da concorrência. Estas distorções excessivas da concorrência teriam existido (i) entre os fornecedores de gás natural franceses e os de outros Estados-Membros, (ii) entre, por um lado, os operadores de armazenamento de gás natural e, por outro, os operadores de GNL e os operadores de interligações e (iii) entre os operadores de armazenamento de gás natural franceses e os de outros Estados-Membros.

4. OBSERVAÇÕES DA FRANÇA

(115) A França transmitiu à Comissão as suas observações e, anexadas às mesmas, as observações da CRE. As observações da CRE são, por conseguinte, consideradas parte integrante das observações da França.

(116) A França considera infundadas as dúvidas manifestadas pela Comissão sobre a reforma do armazenamento do gás natural.

4.1. Existência de auxílio

(117) Em primeiro lugar, a França contesta que a medida em causa implique recursos do Estado. Além disso, segundo a França, não se pode considerar que a passagem de um regime negociado para um regime regulado consubstancia uma vantagem económica para o operador que está vinculado ao mesmo. Contesta igualmente que os operadores de interligações e de terminais de gás natural liquefeito sejam concorrentes dos operadores de armazenamento.

(118) Seguidamente, no que diz respeito ao financiamento com recursos do Estado, a França contesta que a cobertura de uma parte dos custos dos operadores das infraestruturas essenciais de armazenamento de gás natural reveste o caráter de uma contribuição obrigatória. A tarifa de utilização das redes de transporte de gás natural é paga pelos fornecedores de gás natural em contrapartida do serviço de entrega, serviço dimensionado com um elevado nível de fiabilidade e uma capacidade a longo prazo para satisfazer uma procura razoável (34).

(119) A França observa igualmente que a repercussão da tarifa de utilização da rede de transporte na fatura do consumidor de gás natural apenas é obrigatória para os consumidores que optam por beneficiar das tarifas regulamentadas de venda de gás natural. As ofertas de tarifa regulamentada de venda representam, segundo a França, uma parte minoritária do fornecimento de gás natural em França (35), tanto mais que está previsto acabar com as tarifas regulamentadas de venda de gás natural em várias fases (36).

(120) Além disso, no tocante à vantagem conferida, a França observa, em primeiro lugar, que a determinação do custo do capital tem em conta o risco mais baixo que pende sobre as atividades regulamentadas devido a uma remuneração inferior dos capitais em relação a atividades não regulamentadas. Em segundo lugar, a França contesta que as receitas recebidas por um operador de armazenamento no regime regulamentado sejam sistematicamente superiores às recebidas por esse mesmo operador num regime negociado (37). Além disso, a França recorda que o quadro de regulação implementado desde 2018 é simétrico: a «compensação» poderá inverter-se e ser paga pelos operadores de armazenamento quando as receitas de comercialização excedam o rendimento autorizado fixado pela CRE. Assim, o modelo regulamentado não pode ser dissociado das obrigações e da perda de oportunidade económica impostas aos operadores de armazenamento no quadro deste modelo regulamentado.

(121) As depreciações contabilísticas de 494 milhões de euros, registadas pelo grupo ENGIE ao abrigo da sua atividade regulamentada de armazenamento alguns dias após a publicação dos parâmetros selecionados pela CRE para a tarifa de armazenamento, demonstram esta perda de esperança de ganhos associados a condições favoráveis de mercado. Por último, a França recorda que a introdução do mecanismo de regulação não conduziu a um aumento dos rendimentos entre 2017 e 2018 dos operadores de armazenamento franceses, com exceção da empresa Storengy. A França sublinha igualmente que a Storengy, a nível de diferenciais comparáveis, recebe no quadro regulamentado um rendimento autorizado inferior aos rendimentos obtidos com a comercialização em regime negociado.

(122) No entender da França não é pertinente debruçar-se sobre a questão dos operadores de armazenamento situados noutros Estados-Membros quando se trata de analisar o caráter seletivo da vantagem conferida. Com efeito, cita o Tribunal Geral e o Tribunal de Justiça, «a condição relativa à seletividade […] apenas pode ser apreciada ao nível de um único Estado-Membro» (38). De qualquer modo, a França salienta que os operadores de armazenamento dos outros Estados-Membros não se encontram numa situação factual e jurídica comparável relativamente ao objetivo prosseguido pela medida em causa, ou seja, garantir a segurança do aprovisionamento de gás natural em França.

(123) No que concerne os operadores de interligações, por um lado, e os operadores de terminais de gás natural liquefeito, por outro, a França recorda que estes operadores se encontram regulamentados em França (39). Beneficiam, portanto, de mecanismos de regulação muito similares ao aplicado para o armazenamento, incluindo a fixação pelo regulador de um rendimento autorizado que lhes permita cobrir os seus custos. Por conseguinte, a França considera que não se pode contestar que a medida em causa confere uma vantagem seletiva a estes operadores, em relação aos operadores de interligações de gás e de terminais de gás natural liquefeito.

(124) No que diz respeito ao efeito sobre a concorrência e as trocas comerciais entre Estados-Membros, a França considera que os operadores de interligações e de terminais de gás natural liquefeito não concorrem com os operadores de armazenamento (ver também os considerandos 133 e seguintes).

4.2. Compatibilidade da medida em causa com o mercado interno

4.2.1. Proporcionalidade

(125) A França explica que a regulamentação baseada nos custos dos operadores é uma abordagem generalizada nos reguladores europeus. Permite garantir, simultaneamente, aos operadores beneficiar de rendimentos suficientes para manter a sua atividade e aos consumidores finais não pagar o armazenamento a um preço superior ao do serviço prestado. Em contrapartida, a França explica que, no seu entender, um método baseado nos níveis dos diferenciais seria volátil e poderia, em função da evolução dos preços de mercado a curto prazo, não garantir a cobertura dos custos dos operadores ou, pelo contrário, gerar benefícios indevidos.

(126) A CRE adotou, para fixar o nível da tarifa de armazenamento, uma regulação baseada na cobertura dos custos considerados eficientes suportados pelos operadores. Assim, fixa para cada operador um rendimento autorizado de modo a cobrir os custos representados pelos custos de exploração, bem como pela amortização dos ativos e o custo do capital. Para definir o nível inicial da BAR em 1 de janeiro de 2018 dos operadores de armazenamento, a CRE procedeu à reavaliação em 31 de dezembro de 2016 da quantia escriturada bruta dos ativos dos operadores (ver considerandos 55 e seguintes sobre a fixação dos rendimentos autorizados).

(127) A título subsidiário, a França fornece elementos de análise suplementares para demonstrar que outros métodos conduzem a resultados de BAR coerentes com o método da CRE.

(128) O valor dos operadores de armazenamento nas contas dos seus acionistas é determinado em aplicação de normas contabilísticas e em função da perspetiva do rendimento previsto referente à atividade a longo prazo. Em relação à Storengy, a CRE selecionou um valor da BAR inicial de 3,5 mil milhões de euros, para uma avaliação da Storengy nas contas da ENGIE em 31 de dezembro de 2016 de [3 a 5 mil milhões de euros]. Em relação à Teréga, a CRE selecionou um valor da BAR inicial de 1,156 milhões de euros, para uma avaliação do perímetro de armazenamento nas contas da empresa-mãe em 31 de dezembro de 2016 de [1 a 2 mil milhões de euros].

(129) As transações recentes permitem igualmente esclarecer o valor das empresas e a avaliação das atividades de armazenamento no âmbito das transações. Por exemplo, com base nas transações ocorridas no capital da empresa Teréga em 2013 (40) e 2015 (41), o valor dos ativos do perímetro de armazenamento está estimado em [1 a 2 mil milhões de euros].

(130) Além disso, a França refere que a avaliação das BAR dos operadores contou também com o trabalho de consultores externos. Em relação à Storengy, o cálculo realizado pelo consultor […] para a CRE conduziu a um resultado de [3 a 5 mil milhões de euros]. A França refere igualmente o estudo da PwC, encomendado pela Teréga, que avalia a BAR em 2018 entre [1 e 2 mil milhões de euros].

(131) Por último, a França considera que um método alternativo, que consiste em reconstituir o histórico de receitas do operador, a fim de determinar se permitiram cobrir os investimentos passados, não seria suficientemente sólido para determinar o valor da BAR. Um tal método implicaria um efeito de reconstituição, desde a data de aplicação inicial, dos ativos de armazenamento mais antigos (finais da década de 50), dos fluxos de caixa livres de cada operador que materializam a tesouraria disponível do operador após o financiamento da sua necessidade de fundo de maneio, dos seus impostos e dos seus investimentos, para os comparar com o valor bruto dos ativos.

(132) Este histórico parece ser particularmente complexo de reconstituir, quer pelo esforço de documentação exaustiva necessário, quer pelas evoluções organizativas e em termos de capital das empresas de armazenamento atuais: por um lado, relativamente à Storengy, que faz parte de um modelo integrado na Gaz de France/GDF Suez, a reconstituição do histórico implicaria necessariamente pressupostos de desvio da atividade. Por outro, a Teréga foi objeto de cessões sucessivas.

4.2.2. Efeitos negativos sobre a concorrência e as trocas comerciais

(133) No que se refere às distorções da concorrência entre os fornecedores franceses e os fornecedores de outros Estados-Membros que subscrevem capacidade de armazenamento em França, a França explica que a «nacionalidade» do fornecedor não tem qualquer impacto. Os leilões públicos estão acessíveis a todos os participantes que disponham de uma autorização de fornecimento de gás natural. Esta autorização de fornecimento não está reservada apenas aos fornecedores franceses e pode ser obtida por qualquer pessoa estabelecida no território de um Estado-Membro da União (42). Em segundo lugar, as autoridades francesas sublinham que para um mesmo serviço de entrega, é aplicada a mesma tarifa de utilização das redes de transporte de gás natural aos fornecedores franceses e aos fornecedores de outros Estados-Membros.

(134) Ademais, no entender da França, o armazenamento não concorre com as interligações e os terminais de gás natural liquefeito. A França salienta, em primeiro lugar, que a Comissão nunca analisou a existência de um mercado único que englobe o armazenamento de gás natural, as infraestruturas de regaseificação e as interligações. Além disso, a França sublinha que, nas análises relativas à capacidade do sistema de gás satisfazer uma procura razoável, as infraestruturas essenciais de armazenamento de gás natural intervêm em complemento de uma utilização plena das interligações e de uma utilização plena da capacidade dos terminais de gás natural liquefeito, de acordo com as reservas de gás natural liquefeito disponíveis.

(135) Acresce que a França constata que a Comissão reconheceu por diversas ocasiões a existência de um mercado distinto de armazenamento subterrâneo de gás natural, tanto em França (43), quanto noutros Estados-Membros (44). À luz dos resultados de um inquérito de mercado relativo a uma operação no território francês, a Comissão constatou a ausência de substituibilidade entre o armazenamento e os outros modos de flexibilidade (45). A França observa também que em duas decisões, a Comissão considerou que o mercado de armazenamento de gás natural tinha uma dimensão regional ou mesmo nacional (46).

(136) A França considera que cada instrumento de flexibilidade tem funcionalidades e características próprias, que impedem a substituição por outros instrumentos de flexibilidade. As interligações permitem abastecer o território com gás natural. Na ausência de armazenamento, seria necessário dimensionar as interligações para estar em condições de garantir o aprovisionamento do território francês com gás natural aquando de um pico de consumo. Um tal dimensionamento seria, consequentemente, ineficaz. Ademais, a União apresenta o objetivo de reduzir o consumo de gás natural. Não está previsto qualquer novo investimento ao nível das interligações de que a França dispõe atualmente. A questão da concorrência e dos sinais de investimentos a longo prazo colocada pela Comissão revela-se, portanto, puramente teórica.

(137) Os terminais de gás natural liquefeito oferecem uma possibilidade de arbitragem para abastecer o território ao menor custo. A disponibilidade do GNL é incerta e depende consideravelmente das condições mundiais de oferta e de procura que reorientam regularmente os fretes. Além disso, os terminais de gás natural liquefeito dispõem de capacidade de armazenamento limitada (47), e que, nas melhores condições, não poderá ser mobilizada mais de cinco dias. Ora, este período é inferior ao período médio de uma vaga de frio, que dura entre 5 e 15 dias, não oferecendo por isso um prazo suficiente para mobilizar uma chegada de frete com a necessária rapidez para evitar uma rutura das emissões (48).

(138) Assim, o armazenamento de gás natural presta um serviço de flexibilidade intersazonal que não pode ser prestado, nem pelas interligações em condições económicas comparáveis, nem pelos terminais de gás natural liquefeito. Em contrapartida, a existência de armazenamento em França não é suficiente para garantir a segurança do aprovisionamento da França em gás natural. É indispensável recorrer às interligações e aos terminais de gás natural liquefeito para alimentar o território.

(139) Por conseguinte, estes diferentes tipos de infraestruturas são complementares e não concorrentes para garantir a segurança do aprovisionamento da França.

(140) Mesmo que se considerasse que as interligações, os terminais de gás natural liquefeito e o armazenamento de gás natural estão em concorrência, a França recorda que as interligações e os terminais de gás natural liquefeito estão regulamentados, excetuando o terminal de Dunkerque. Consequentemente, a rentabilidade destas infraestruturas corresponde à taxa de remuneração dos ativos fixada pela CRE. Em virtude do referido, a aplicação da regulação do armazenamento não pode ter consequências na rentabilidade das outras infraestruturas regulamentadas.

(141) Além disso, a França recorda que os factos recentes contradizem uma eventual hipótese de concorrência prejudicial para as interligações e os terminais de gás natural liquefeito. Desde o fim de 2018, a utilização dos terminais franceses e europeus atingiu níveis particularmente elevados em relação aos dez últimos anos. Ademais, os operadores de terminais de gás natural liquefeito laçaram recentemente com êxito processos de comercialização da sua capacidade a médio prazo. A regulação do armazenamento, combinada com a fusão de zonas em França implementada no final de 2018, contribuiu significativamente para melhorar a profundidade e a liquidez do mercado francês e da Europa Ocidental.

(142) A França contesta igualmente que a regulação do armazenamento poderia reduzir os incentivos à utilização dos terminais de gás natural liquefeito e das interligações existentes. Os incentivos à utilização derivam dos sinais de preço enviados pelos diferentes mercados de gás natural (49). Neste contexto, o armazenamento constitui um meio adicional de otimizar os custos de aprovisionamento de gás natural e beneficiar de preços de mercado competitivos.

(143) A França observa igualmente que as decisões de investimento nas interligações e nos terminais de gás natural liquefeito assentam nas estratégias de aprovisionamento que não são afetadas negativamente a pelo armazenamento de gás natural.

(144) Por último, a França considera que a situação dos operadores de armazenamento dos demais Estados-Membros não é de modo algum afetada pela medida em causa. As autoridades francesas observam que o dimensionamento do sistema de gás francês, baseado nomeadamente na consideração de 100% da capacidade disponível nas interligações, implica automaticamente a tomada em conta dos meios de aprovisionamento situados a montante das interligações, designadamente as infraestruturas de armazenamento de gás natural situadas noutros Estados-Membros da União, As autoridades francesas observam também que algumas dessas infraestruturas se encontram igualmente regulamentadas.

(145) A venda de capacidade de armazenamento efetua-se por meio de leilões e a preços do mercado. Por conseguinte, a medida em causa não coloca em situação de desvantagem os operadores de armazenamento dos outros Estados-Membros. Ademais, a medida em causa apenas pode ter um efeito mínimo na formação dos preços. O armazenamento francês permite armazenar cerca de 130 TWh (50), o que é pouco comparativamente com as quantidades comercializadas nos mercados. Em 2018, foram comercializados 28 220 TWh no TTF (51).

(146) Os operadores de armazenamento dos diferentes Estados-Membros estão, portanto, sujeitos a condições de mercado sobre as quais o armazenamento francês tem uma influência limitada, de modo que não se pode considerar que a sua rentabilidade poderia diminuir devido à aplicação da medida em causa.

(147) A França observa, além disso, que as taxas de enchimento das instalações de armazenamento alemãs e belgas atingem níveis elevados que aumentaram entre 2018 e 2019 (52). Estes níveis elevados tornam evidente que a regulamentação do armazenamento francês não priva os operadores dos outros Estados-Membros de vender a integralidade da sua capacidade de armazenamento num contexto de mercado favorável.

5. OBSERVAÇÕES DAS PARTES INTERESSADAS

(148) A Comissão recebeu observações de dezoito partes interessadas, das quais três beneficiários da medida. Essas observações são sintetizadas nos considerandos 149 a 233.

5.1. Observações dos beneficiários da medida

5.1.1. Géométhane

(149) A Géométhane sublinha os efeitos positivos da introdução da medida no que diz respeito ao objetivo de segurança energética. Para sustentar a sua argumentação, a Géométhane apresentou um relatório pormenorizado à Comissão (53).

5.1.1.1. Existência de auxílio

(150) A medida em causa não constitui um auxílio estatal, no entender da Géométhane, por várias razões.

(151) Em primeiro lugar, a Géométhane observa a ausência de financiamento através de recursos estatais devido ao facto de o encargo tarifário de armazenamento não poder ser qualificado como contribuição obrigatória: a transferência de recursos realiza-se exclusivamente entre operadores privados (os fornecedores de gás natural e os operadores de armazenamento), o Estado exerce um controlo limitado dos fundos. A medida em causa não reduz o orçamento do Estado e prevê uma obrigação de manutenção pelos operadores das infraestruturas essenciais de armazenamento visadas pelo dispositivo.

(152) Além disso, a medida em causa não pode ser considerada uma vantagem seletiva concedida aos operadores de armazenamento ativos no território francês em relação aos situados no estrangeiro, uma vez que não se encontram numa situação jurídica e factual comparável à dos operadores de armazenamento estabelecidos no território francês no que diz respeito ao objetivo prosseguido pela medida em causa. Acresce que os operadores de outros instrumentos de flexibilidade não se encontram numa situação jurídica e factual comparável.

(153) Por último, a Géométhane explica que a medida em causa não tem impacto na concorrência e nas trocas comerciais entre os Estados-Membros.

5.1.1.2. Compatibilidade do auxílio

(154) Segundo a Géométhane, caso a medida fosse qualificada como auxílio estatal, deveria ser considerada compatível com as regras em matéria de auxílios estatais. Com efeito, a medida em causa contribui para a consecução do objetivo de interesse comum de segurança energética. Ademais, é necessária e apropriada para alcançar esse objetivo, à luz da análise de medidas alternativas.

(155) A introdução da medida em causa tem um efeito de incentivo, porquanto na ausência de uma tal medida, as baixas percentagens de subscrição de capacidade de armazenamento e a diminuição dos rendimentos resultantes das campanhas de subscrição devido a uma redução do diferencial teriam levado os operadores de armazenamento a encapsular, ou mesmo encerrar definitivamente, infraestruturas essenciais para garantir a segurança do aprovisionamento de gás natural em França.

(156) O cálculo do rendimento autorizado assente no método de avaliação da BAR baseada nos custos correntes económicos é justificado e proporcionado, dado que: — a BAR foi objeto de uma avaliação económica independente aquando da aplicação do mecanismo de regulação, por uma auditoria externa levada a cabo pela empresa de consultoria […]; — a BAR inicial proposta pelos operadores não foi selecionada pela CRE; — a metodologia dos custos correntes económicos baseia-se na quantia escriturada bruta dos ativos para a avaliação da BAR; — a metodologia permite refletir os custos de substituição dos ativos líquidos da amortização; — a metodologia é aplicada a todas as tarifas de infraestruturas regulamentadas em França; — a metodologia é aplicada por praticamente todos os reguladores europeus.

(157) Em alternativa, uma avaliação da BAR em função do valor de mercado representado pelos diferenciais não seria pertinente, porquanto não cobriria os custos dos operadores, o que contraria o princípio da cobertura dos custos estabelecido pela Diretiva 2009/73/CE. Assim, ter em conta o valor de mercado comprometeria o mecanismo de regulação que se destina a assegurar o funcionamento das infraestruturas de armazenamento essenciais ao correto funcionamento da rede de transporte. Ademais, existe um risco de remuneração excessiva em caso de aumento do diferencial. O valor da BAR obtido pela CRE é coerente com o valor de mercado das infraestruturas a longo e médio prazo.

(158) Não teria sido pertinente avaliar se os rendimentos gerados antes da entrada em vigor do mecanismo de regulação não tinham permitido cobrir o custo inicial de investimento, porquanto a tomada em consideração destes rendimentos nesta apreciação seria contrária às práticas dos reguladores europeus, complexa e pouco fiável.

(159) Por último, são tomadas medidas destinadas a limitar as perspetivas de lucro dos operadores (nomeadamente, o custo médio ponderado do capital, a limitação dos custos dos operadores de infraestruturas de armazenamento eficaz e uma regulamentação dos incentivos).

(160) A título subsidiário, a Géométhane faz igualmente notar que o valor da BAR adotado pela CRE corresponde ao valor de uma transação recente. Em 2016, 98% das ações da Géosud, que detém 50% das ações da Géométhane, foram cedidas pela Total, Ineos e Géostock à empresa CNP Assurances por um montante de […]. Por conseguinte, é possível calcular o valor total da Géométhane estimado pelo adquirente no momento dessa cessão, a saber […] (54) (ao qual acrescem […] de tesouraria disponíveis, ou seja, um total a rondar os […]. Segundo a Géométhane, este valor de mercado é coerente […] com o valor da BAR selecionado pela CRE em 2018, de 188,9 milhões de euros, acrescido das imobilizações em curso […].

(161) A medida em causa previne os efeitos negativos na concorrência e nas trocas comerciais entre Estados-Membros. Com efeito: — não há distorções da concorrência entre os fornecedores de gás natural franceses e os fornecedores de gás natural estrangeiros. O método de venda em leilão das prestações de serviço de armazenamento garante um tratamento igual dos fornecedores de gás natural franceses e estrangeiros. Além disso, o modo de financiamento da compensação de armazenamento previsto pelo mecanismo de regulação assegura a igualdade de tratamento entre os fornecedores estrangeiros e os fornecedores franceses. Os fornecedores estrangeiros não beneficiam de preços reduzidos relativamente aos fornecedores franceses; — também não existem distorções da concorrência em relação aos operadores de armazenamento dos países vizinhos. Desde a entrada em vigor do mecanismo de regulação, as taxas de enchimento das instalações de armazenamento registam um aumento em toda a União e atingem níveis particularmente elevados; — também não existem distorções da concorrência entre os operadores de armazenamento e os terminais de gás natural liquefeito ou as interligações devido à inexistência de substituibilidade dos terminais de gás natural liquefeito e das interligações. Na prática decisória da Comissão em matéria de concentrações, o mercado de armazenamento de gás natural foi definido como constituindo um mercado distinto. Trata-se, antes, de complementaridade entre o armazenamento de gás natural, os terminais de gás natural liquefeito e as interligações.

5.1.2. Storengy

(162) A Storengy sublinha os efeitos positivos da introdução da medida em causa no que diz respeito ao objetivo de segurança energética. Para sustentar a sua argumentação, a Storengy apresentou um relatório pormenorizado à Comissão (55).

5.1.2.1. Existência de auxílio

(163) A medida em causa não constitui um auxílio estatal, no entender Storengy, por várias razões.

(164) Em primeiro lugar, a Storengy observa a ausência de financiamento com recursos estatais devido ao facto de o encargo tarifário de armazenamento não se poder qualificar como contribuição obrigatória, de a transferência de recursos se realizar exclusivamente entre operadores privados (os fornecedores de gás natural e os operadores de armazenamento), de o Estado exercer um controlo limitado dos fundos, de a medida em causa não reduzir o orçamento do Estado e prever uma obrigação de manutenção pelos operadores das infraestruturas essenciais de armazenamento visadas pelo dispositivo.

(165) Além disso, a medida em causa não pode ser considerada uma vantagem seletiva concedida aos operadores de armazenamento ativos no território francês em relação aos situados no estrangeiro, uma vez que não se encontram numa situação jurídica e factual comparável à dos operadores de armazenamento estabelecidos no território francês no que diz respeito ao objetivo prosseguido pela medida. Acresce que os operadores de outros instrumentos de flexibilidade não se encontram numa situação jurídica e factual comparável.

(166) Por último, a Storengy explica que a medida em causa não tem impacto na concorrência e nas trocas comerciais entre os Estados-Membros.

5.1.2.2. Compatibilidade do auxílio

(167) Segundo Storengy, caso a medida fosse qualificada como auxílio estatal, deveria ser considerada compatível com as regras em matéria de auxílios estatais. Com efeito, a medida contribui para a consecução do objetivo de interesse comum de segurança energética. Ademais, a medida em causa é necessária e apropriada para alcançar esse objetivo, à luz da análise de medidas alternativas.

(168) A introdução da medida em causa tem um efeito de incentivo, porquanto na sua ausência, as baixas percentagens de subscrição de capacidade de armazenamento e a diminuição dos rendimentos resultantes das campanhas de subscrição devido a uma redução do diferencial teriam levado os operadores de armazenamento a encapsular, ou mesmo encerrar definitivamente, infraestruturas essenciais para garantir a segurança do aprovisionamento de gás natural em França.

(169) O cálculo do rendimento autorizado assente no método de avaliação da base de ativos baseada nos custos correntes económicos é justificado e proporcionado, dado que: — a BAR foi objeto de uma avaliação económica independente aquando da implementação do mecanismo de regulação, por uma auditoria externa levada a cabo pela empresa de consultoria […]; — a BAR inicial proposta pelos operadores não foi selecionada pela CRE; — a metodologia dos custos correntes económicos baseia-se na quantia escriturada bruta dos ativos para a avaliação da BAR; — a metodologia permite refletir os custos de substituição dos ativos líquidos da amortização; — a metodologia é aplicada a todas as tarifas de infraestruturas reguladas em França; — a metodologia é aplicada por praticamente todos os reguladores europeus.

(170) Em alternativa, uma avaliação da BAR em função do valor de mercado representado pelos diferenciais não seria pertinente, porquanto não cobriria os custos dos operadores, o que contraria o princípio da cobertura dos custos estabelecido pela Diretiva 2009/73/CE. Assim, ter em conta o valor de mercado comprometeria o mecanismo de regulação que se destina a assegurar o funcionamento das infraestruturas de armazenamento essenciais ao correto funcionamento da rede de transporte. Ademais, existe um risco de remuneração excessiva em caso de aumento do diferencial. O valor da BAR obtido pela CRE é coerente com o valor de mercado das infraestruturas a longo e médio prazo.

(171) Não teria sido pertinente avaliar se os rendimentos gerados antes da entrada em vigor do mecanismo de regulação não tinham permitido cobrir o custo inicial de investimento, porquanto a tomada em consideração destes rendimentos nesta apreciação seria contrária às práticas dos reguladores europeus, complexa e pouco fiável.

(172) Por último, são tomadas medidas destinadas a limitar as perspetivas de lucro dos operadores (nomeadamente, o custo médio ponderado do capital, a limitação dos custos dos operadores de infraestruturas de armazenamento eficaz e uma regulamentação dos incentivos).

(173) A medida em causa previne os efeitos negativos sobre a concorrência e as trocas comerciais entre Estados-Membros. Com efeito: — não há distorções da concorrência entre os fornecedores de gás natural franceses e os fornecedores de gás natural estrangeiros. O método de venda em leilão das prestações de serviço de armazenamento garante um tratamento igual dos fornecedores de gás natural franceses e estrangeiros. Além disso, o modo de financiamento da compensação de armazenamento previsto pelo mecanismo de regulação assegura a igualdade de tratamento entre os fornecedores estrangeiros e os fornecedores franceses. Os fornecedores estrangeiros não beneficiam de preços reduzidos relativamente aos fornecedores franceses; — também não existem distorções da concorrência em relação aos operadores de armazenamento dos países vizinhos. Desde a entrada em vigor do mecanismo de regulação, as taxas de enchimento das instalações de armazenamento registam um aumento em toda a União e atingem níveis particularmente elevados; — também não existem distorções da concorrência entre os operadores de armazenamento e os terminais de gás natural liquefeito ou as interligações devido à inexistência de substituibilidade dos terminais de gás natural liquefeito e das interligações. Na prática decisória da Comissão em matéria de concentrações, o mercado de armazenamento de gás natural foi definido como constituindo um mercado distinto. Trata-se, antes, de complementaridade entre o armazenamento de gás natural, os terminais de gás natural liquefeito e as interligações.

5.1.3. Teréga

(174) A Teréga sublinha que o objetivo principal da reforma do armazenamento reside na segurança do aprovisionamento de gás natural da França que estava ameaçada antes da entrada em vigor do mecanismos de regulação.

5.1.3.1. Existência de auxílio

(175) A Teréga considera que a medida não se qualifica como auxílio estatal. A Teréga observa que os sistemas de regulação baseados no princípio da cobertura dos custos de um operador eficiente e numa remuneração normal dos capitais investidos são comuns na União, sem com isso serem considerados um auxílio estatal.

(176) Em primeiro lugar, a Teréga considera que a medida em causa é um simples instrumento de regulação tarifária que não é financiado com recursos estatais. Com efeito, não têm incidência no orçamento do Estado e daí não resulta um custo suplementar que se repercuta obrigatoriamente nos clientes finais. Ademais, o Estado francês não exerce um controlo público nem sobre os fundos obtidos pelos ORT nem sobre os próprios ORT, que são empresas de direito privado controladas por acionistas na sua maioria privados.

(177) Por outra parte, a Teréga considera que a medida em causa não confere nenhuma vantagem seletiva aos operadores em causa. O mecanismo de regulação baseia-se em leilões, que inclui igualmente elementos de incentivo à eficiência, bem como uma ferramenta de regularização ex post do conjunto de encargos e de receitas. Além disso, o caráter simétrico do mecanismo de regulação implica que os operadores de armazenamento não recebam necessariamente uma compensação, mas podem, pelo contrário, ser levados a reembolsar os montantes pagos em excesso.

(178) Ademais, no que se refere ao critério de seletividade, a Teréga considera que a situação dos operadores estrangeiros não constitui um elemento de apreciação pertinente à luz deste critério. Os operadores de armazenamento estão em muitos aspetos numa situação factual e jurídica diferente da dos operadores de terminais de gás natural liquefeito e dos operadores de interligações, nomeadamente no que diz respeito ao objetivo de segurança do aprovisionamento de gás natural em França.

(179) Por último, a Teréga explica que a medida em causa em nada prejudica a concorrência e as trocas comerciais entre os Estados-Membros. A capacidade de armazenamento é adjudicada nos leilões, segundo um mecanismo de mercado, que não discrimina os operadores situados noutros Estados-Membros. Além disso, a prática decisória da Comissão em matéria de controlo das concentrações e de práticas anticoncorrenciais sempre delimitou um mercado pertinente do armazenamento de gás natural de dimensão, no máximo nacional, sem nunca ter concluído pela existência de um mercado mais vasto, tanto do ponto de vista dos serviços em causa, quanto do ponto de vista geográfico. De qualquer modo, o facto de as infraestruturas de gás estarem amplamente regulamentadas é incompatível com a constatação de uma distorção da concorrência nos mercados de gás natural.

5.1.3.2. Compatibilidade do auxílio com o mercado interno:

(180) Supondo que o mecanismo de regulação seja constitutivo de um auxílio de Estado quod non, a Teréga sustenta que o mecanismo de regulação satisfaz todas as condições de compatibilidade com o mercado interno na aceção do artigo 107.o, n.o 3, alínea c), do TFUE.

(181) A Teréga considera que a medida em causa persegue o objetivo de interesse comum de segurança do aprovisionamento de gás natural da França. Ao aumentar os volumes de gás natural disponíveis nas instalações de armazenamento, o mecanismo de regulação procura atingir um nível preciso e quantificável de segurança do aprovisionamento. Além disso, a medida em causa corresponde a uma intervenção estatal necessária, assente numa análise razoável e que responde a deficiências do mercado claramente identificadas, tais como a incapacidade dos clientes finais de indicar o valor que atribuem à segurança do aprovisionamento (tais como o valor relacionado com seguros ou valor de sistema). Por outro lado, a Teréga insiste no facto de que a medida em causa é um instrumento apropriado para reforçar a segurança do aprovisionamento no território francês, não apenas em relação a outras medidas de flexibilidade disponíveis, mas também em relação a outros tipos de regulamentação do armazenamento.

(182) A Teréga contesta a argumentação da Comissão na decisão de início do procedimento no atinente à proporcionalidade da medida em causa. O mecanismo de regulação limita o montante do alegado auxílio ao mínimo necessário. De facto, o mecanismo de regulação baseia-se no princípio da cobertura de custos de um «operador eficiente», na limitação dos rendimentos dos operadores de armazenamento e nos dispositivos integrados de incentivo dos operadores para a eficiência nos seus custos operacionais. Ademais, a CRE levou a cabo uma avaliação independente dos custos. Deste modo, a CRE certificou-se de que apenas os custos aceitáveis são tidos em conta. A CRE apoiou-se, além disso, num conjunto de estudos económicos objetivos, contemporâneos e credíveis realizados por peritos independentes a fim de avaliar os ativos regulamentados. O método de avaliação dos ativos utilizado pela CRE é a este respeito coerente e corresponde à prática de outros reguladores europeus. Contrariamente ao que sugere a Comissão, a Teréga considera que a tomada em consideração dos rendimentos anteriores à entrada em vigor da regulação, no valor da base de ativos regulamentados, estaria necessariamente incompleta na ausência de dados disponíveis e, de qualquer modo, seria suscetível de entrar em conflito com os princípios gerais do direito. Além disso, os trabalhos da CRE abrangem tanto os custos operacionais quanto a avaliação dos ativos dos operadores de armazenamento, os quais foram sistematicamente tornados públicos nas suas deliberações tarifárias, o que garante o caráter transparente da medida.

(183) Por último, a Teréga considera que a medida em causa não provoca distorções da concorrência entre os fornecedores de gás natural situados em França e no estrangeiro. A medida em causa é não discriminatória. Todos os fornecedores retalhistas podem comprar capacidade nas instalações de armazenamento francesas no âmbito dos leilões. Ademais, todos os fornecedores retalhistas, que servem clientes franceses, pagam tarifas ATRT, apoiando assim o mecanismo de compensação. A medida acarreta até efeitos positivos nos mercados retalhistas do gás natural ao reduzir os períodos de tensão e os riscos de congestionamento nas redes. Por outra parte, a medida também não provoca distorções da concorrência em relação aos operadores de GNL e aos operadores de interligações. Estes intervenientes, também eles amplamente sujeitos a mecanismos de regulação dos seus rendimentos, não estão colocados numa relação de concorrência com os operadores de armazenamento, mas antes de complementaridade à luz do objetivo de segurança do aprovisionamento. A medida em causa não favorece uma fonte de aprovisionamento de gás natural em detrimento de outra e não proíbe nem dissuade o recurso a estes instrumentos complementares que são as interligações e os terminais de gás natural liquefeito. Por exemplo, as taxas de subscrição de capacidade nos terminais de gás natural liquefeito europeus ao longo destes últimos anos evidenciam esta tendência. Por último, a medida em causa não introduz distorções da concorrência em relação aos operadores de armazenamento estrangeiros. Estes últimos não podem ser prejudicados pelos leilões, que assentam num mecanismo de mercado e, na prática, a introdução da medida em causa não travou o aumento generalizado das taxas de subscrição das instalações de armazenamento na Europa.

5.2. Observações das outras partes interessadas

5.2.1. Association française indépendante de l’électricité et du gaz («AFIEG») [Associação francesa independente da eletricidade e do gás] (56)

(184) A AFIEG apresenta observações sobre o método de avaliação dos ativos de armazenamento e sobre o perímetro dos ativos de armazenamento necessários em volume e em caudal para garantir a segurança do aprovisionamento.

(185) A AFIEG sublinha que as distorções da concorrência prevalecentes antes da reforma devido à falta de transparência do sistema anterior foram eliminadas.

(186) No tocante ao método de avaliação da base de ativos regulamentados, a AFIEG não dispõe de elementos numéricos precisos que permitam validar a avaliação selecionada pela CRE, mas considera que o valor económico do mercado deveria ser privilegiado em detrimento do valor contabilístico do mercado. Esta escolha permitia refletir o armazenamento no momento T, em vez de uma visão mais histórica. Além disso, a AFIEG considera que a avaliação do cushion gas parece ser uma componente fundamental da avaliação dos ativos de armazenamento e desejaria, consequentemente, a tomada em consideração da incidência financeira da escolha das regras de amortização de cushion gas no valor global da BAR. Por último, a AFIEG sublinha que os operadores de armazenamento não estão expostos, devido à sua atividade, a riscos superiores aos dos gestores de redes de transporte. Por conseguinte, a taxa de remuneração da BAR selecionada para os operadores de armazenamento não deve ser superior à dos ORT.

(187) A AFIEG considera que as autoridades francesas deveriam reduzir o perímetro dos ativos de armazenamento necessários em volume e em caudal, para garantir a segurança do aprovisionamento, a fim de maximizar a relação custo-benefício do armazenamento para os consumidores. De facto, a administração francesa fixou as reservas mínimas de gás natural necessárias para garantir a segurança do aprovisionamento em 1 990 GWh/j em caudal de trasfega e 64 TWh em volume (57) quando a list