18.3.2022
ES
Diario Oficial de la Unión Europea
L 90/123
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Por una parte, el almacenamiento se utiliza para garantizar el equilibrio entre la cantidad de gas natural de la red y la cantidad de gas natural consumido, por ejemplo en caso de interrupción del suministro o de demanda máxima debida a una ola de frío en invierno.
Por otra, junto con los gasoductos y los compresores, el almacenamiento permite garantizar la canalización por la red de transporte, especialmente en caso de congestión.
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Los operadores de almacenamiento ofrecen capacidad de almacenamiento a los proveedores de gas natural que operan en los mercados minorista y mayorista y a los gestores de redes de transporte.
La predisposición de los proveedores de gas natural a pagar por la capacidad de almacenamiento está muy próxima a la diferencia del precio de venta del gas natural entre el verano y el invierno («el diferencial»).
El nivel de producción de gas natural es relativamente estable a lo largo del año, mientras que su consumo varía considerablemente en función de la temperatura.
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En Francia hay catorce infraestructuras de almacenamiento, once de las cuales están en funcionamiento (2), y tres operadores de almacenamiento: — Storengy, filial al 100 % de ENGIE, posee y explota doce plantas, tres de las cuales están en reserva y nueve en funcionamiento.
Estas últimas representan un volumen útil de 102,1 TWh (es decir, el 74 % de la capacidad total del territorio); — Teréga (anteriormente TIGF), propiedad de Snam (40,5 %), GIC (31,5 %), EDF Investissement (18 %) y Prédica (10 %), explota una planta que representa un volumen útil de 33,1 TWh (el 24 % de la capacidad total del territorio); — Géométhane, propiedad de Storengy (50 %), CNP (49 %) y Géostock (1 %), tiene una planta en funcionamiento con un volumen útil de 3,3 TWh (el 2 % de la capacidad total del territorio).
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A partir de 2009, las variaciones estacionales de los precios del gas natural disminuyeron.
Hasta 2011, el diferencial era lo suficientemente elevado como para inducir a los proveedores a suscribir toda la capacidad de almacenamiento de gas natural.
A partir de 2011, el diferencial pasó a ser insuficiente para cubrir el precio de almacenamiento ofrecido por los operadores (diferencial de 1,5 a 2 EUR/MWh para un precio de 6 a 7 EUR/MWh).
En consecuencia, a partir de 2010-2011 la capacidad de almacenamiento ya no se suscribió totalmente, en 2014 y 2015 tres plantas se pusieron en funcionamiento reducido («en reserva») y en 2017-2018 la tasa de suscripción de las infraestructuras de almacenamiento en funcionamiento alcanzó el 63 %.
2.2.
Marco legislativo y reglamentario
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A fin de garantizar la seguridad del suministro, Francia empezó por introducir en 2014 un decreto que reforzaba la obligación de los proveedores de gas natural de acumular reservas (3).
Posteriormente, Francia consideró que este sistema presentaba diversas deficiencias y algunos proveedores de gas natural interpusieron un recurso contra la legalidad del decreto de 2014.
Esta evolución indujo a Francia a introducir una medida adaptada que es objeto de la presente Decisión (en lo sucesivo, «la medida en cuestión»).
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Además, el artículo 33 de la Directiva 2009/73/CE (4) prevé la posibilidad de que un Estado miembro regule las infraestructuras de almacenamiento.
Por otra parte, el almacenamiento de gas natural es una de las medidas que los Estados miembros pueden adoptar para garantizar el cumplimiento de las obligaciones derivadas del Reglamento (UE) 2017/1938 (5) en las condiciones establecidas en dicho Reglamento y, en particular, la obligación de garantizar la seguridad del suministro a los clientes nacionales al tiempo que se asegura el funcionamiento adecuado y continuo del mercado interior del gas natural.
(2) Si Lussagnet e Izaute se consideran por separado, hay doce plantas en funcionamiento.
Estas plantas pertenecen a Teréga y comparten determinadas instalaciones técnicas.
Por este motivo, algunas veces se consideran una sola infraestructura (por ejemplo, en la PPE de 2019-2028), y otras, dos infraestructuras separadas (por ejemplo, en la PPE de 2016-2023).
(3) Decreto n.o 2014-328 de 12 de marzo de 2014, por el que se modifica el Decreto n.o 2006-1034 de 21 de agosto 2006 relativo a los depósitos subterráneos de gas natural.
(4) Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55/CE (DO L 211 de 14.8.2009, p. 94).
(5) Reglamento (UE) 2017/1938 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2017, sobre medidas para garantizar la seguridad del suministro de gas y por el que se deroga el Reglamento (UE) n.o 994/2010 (DO L 280 de 28.10.2017, p. 1).