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Ref. Ares(2015)2066913 - 18/05/2015
EC Consultation Paper on the Revision 
of Regulation (EU) No 99472010 
concerning measures to safeguard 
security of gas supply and repealing 
Council Directive 2004/67/EC 
8th April 2015 



 
 
Questions and answers 
 
1.  Is  the  current  N-1  rule  fit  to  ensure  a  sufficient  level  of  infrastructure  for 
security  of  supply  purposes  or  do  you  believe  that  an  alternative  measure 
replacing  the  N-1  standard  should  be  investigated?  (e.g.  broader 
infrastructure adequacy assessment at regional or pan-European level similar 
to e.g. ENTSOG Winter Outlook)? 

Yes,  we  do  believe  that  N-1  formula  is  appropriate  for  such  a  purpose 
although it would be convenient to clarify some issues about how calculate it, 
for instance the export capacity to be considered at the interconnections. 
Nevertheless not only entry point should be considered, but also transmission 
capacity should be tested in order to guarantee that demand can be covered 
in case of disruption. 
The  isolated  contribution  of  ENTSOG  as  the  analyses  carried  out  in  Winter 
Outlook  is  not  incompatible.  Furthermore,  the  time  horizon  of  the  N-1 
formula1 is wider, detecting potential shortages and weakness in the medium 
and long term. 
2.  Is  a  regional  approach  to  N-1  needed?  If  so,  in  which  cases  would  it  be 
appropriate and how should regions be defined? 
In  general  no,  unless  countries  voluntarily  consider  it  appropriate.  For 
instance,  in  case  that  the  implementation  of  a  regional  approach  helped  a 
neighbor country to fulfil with the   N-1 formula and there would be enough 
interconnection capacity, allowing to stablish a balancing zone 
3.  Do you believe that reverse flow is offered at all points where it is needed? If 
not,  why  (what  are  the  main  obstacles)?  At  what  points  could  it  increase 
supply security in a tangible manner 

In  Spain,  all  the  connection  with  France  and  Portugal  are  reversible.  In 
addition,  more  alternative  routes  should  be  promoted  that  provide  security 
and  diversification  of  supply,  like  for  instance  the  “gas entry  door”  from  the 
South to Central Europe increasing the level of interconnection Spain-France, 
reducing the effect of risk in the supply of the rest Europe. 
 
                                                 
1 The formula N-1 is incorporated as a criterion of design in the Spanish Mandatory Planning of the sectors of 
electricity and gas. 

 



 
4.  As concerns exemptions from the reverse flow obligation2:  
a.  Should these provisions be clarified and/or strengthened? 
We do not detect need to clarify and specify additional issues into current 
Procedure  for  enabling  bi-directional  capacity  or  seeking  exemption 
(Article 7 of Regulation (UE) 994/2010) 
In addition to the reserve flow, another aspect to consider is the capacity 
of interconnection. 
b.  Should  the  relevant authority  analyse  the  benefits  of  reverse  flows  along 
the whole transportation corridor?  
The  security  of  supply  is  one  of  the  main  criteria  taken  into  account  to 
select  the  Projects  of  Common  Interest  (PCI’s),  as  well  as  the  market 
integration,  competition  and  sustainability  referred  to  in  Article  4  of 
Regulation  on  guidelines  for  trans-European  energy  infrastructure  (Reg. 
347/2013). 
c.  Should  affected  Member  States  even  beyond  the  immediate  borders  be 
involved in the assessment?  
Yes, in accordance with the Regulation 347/2013  
5.  Is  the  current  review  possibility  -  every  two  years,  in  the  framework  of  the 
revised Risk Assessment - sufficient or should there be more regular checks 
whether market conditions justify an exemption? 

Two  years  is  a  reasonable  timeframe  to  demonstrate  the  exemption,  before 
consolidated changes in the market conditions. 
Nevertheless,  in  case  of  unexpected  event  /  risk  related  to  geopolitical 
situation or technical changes, specific stress tests could be requested by the 
European Commission and managed through the Gas Coordination Group. 
6.  Are the Risk Assessments and Preventive Action Plans in the current format 
satisfactory means for identifying and preparing for supply risks?   What core 
elements could a possible template for the Risk Assessment and a Preventive 
Action  Plan  contain  (e.g.  concrete  harmonised  scenarios  to  be  addressed, 
similar to the Energy Stress Tests, etc.)? 
 
Yes,  the  current  methodology  allows  to  update  the  risks  with  new  scenarios 
that  appear  continuously,  for  instance,  adverse  weather  events  (cold  spell 
February  2012),  updating  the  geostrategic  context,  evolving  market 
circumstances and the role of gas in the energy mix. 
                                                 
2 See notably Article 7(4) (a) of the Regulation. 

 



 
In  template  the  risk  scenarios  could  be  categorized  in  by  two  areas: 
Global/European  and  national  of  each  Member  State.  The  global/European 
scenarios could harmonize the same way as the Stress Test. Another issue to 
consider would also be to concrete the parameters to assess the scenarios as 
well as the effectiveness of measures to prevent and mitigate risk, in addition 
to those aimed to increase the strength of the system. 
Furthermore,  the  time  frame  of  the  Risk  Assessment  and  Preventive  Action 
Plans could be fixed, being four years a reasonable horizon, due to the high 
grade  of  uncertainty  in  the  variables  that  affect  the  supply  and  demand  in 
long term, and the frequency of the biennial actualization.  
7.  How can the existing cooperation obligation be improved?  
a.  Do  you  think  that  regional  plans  for  Risk  Assessments  and  Preventive 
Action Plans should be obligatory in the EU or at least in certain regions? If 
you  believe  that  regional  plans  should  be  introduced:  how  should  the 
regions be defined (e.g. criteria, who should coordinate the process)? 

The paragraph 3, article 5 of the current Regulation, gives the possibility 
to establish joint plans in addition to the plans in a nation level.  
We think that it is not necessary the obligation to establish joint plans, but 
it would be constructive to agree on risk chapter with influence among the 
neighbouring  Member  States,  as  well  as  its  preventive  strategy.  In  this 
regard, Spain and Portugal have fixed and coordinated the risk situations 
that influence on both countries. 
b.  Should – at least in vulnerable regions – an obligation to agree on how to 
share gas in case of a supply crisis with neighbours with whom a common 
supply infrastructure is shared be included in the plans?  

The  shippers  are  responsible  for  ensure  the  supply  of  the  market, 
nonetheless, Spain has since years ago Mutual Assistance Agreements and 
Operating  Agreements,  in  reference  to  the  Regulation  715/2009.  This 
regulation  in  its article 12, promotes the regional cooperation  in order to 
improve  the  management  and  coordination  of  the  interconnections  under 
any situation.  
In  addition,  for  crisis  situations,  it  may  be  convenient  to  establish 
voluntarily  agreements  between  neighbouring  countries  located  in 
vulnerable areas and which must be communicated to the Commission. 
 
 
 

 



 
8.  Do  you  have  proposals  to  simplify  the  administrative  procedure  for  the  Risk 
Assessments  and  Preventive  Action  Plans  (and  Emergency  Plans),  e.g.  in 
terms of translation or alignment of the timelines? Should Risk Assessments, 
Preventive Action Plans (and, possibly, the Emergency Plans) be merged into 
one document and the procedural rules aligned respectively? 

It  should  be  translate  into  a  common  language  at  least  the  sections  with 
scope  greater  than  the  national  level,  setting  enough  time  to  reach  the 
reference deadline of the different plans to the Commission. 
It  could  be  beneficial  the  integration  of  both  the  Preventive  Action  and 
Emergency plans, in order to encompass the necessary measures to eliminate 
or mitigate the risk, and  the actions to tackle the possible disruption of the 
gas supply, avoiding cross-reference between both documents. 
9.  Do you think the current supply standard is defined and set appropriately with 
a  view  to  ensuring  that  the  objective  of  securing  supplies  to  protected 
customers  is  met,  taking  into  account  sufficiently  of  differences  in  terms  of 
vulnerability between Member States? Please substantiate your reply. In case 
you  do  
not  think  that  the  supply  standard  is  defined  or  set  appropriately: 
what alternative design/tools could be envisaged to ensure the gas supply to 
protected customers? Please substantiate your reply. 

Yes, also the Article 8(2) allows increasing supply standard supported by Risk 
Assessment. 
10.  Do you think that the scenarios defined for the calculation of the standard in 
Article 8(1) (a) to (c) are still valid (for all Member States) or should they be 
modified? Please substantiate your reply.  

We  believe  that  the  failure  of  the  main  supply  country,  in  average 
climatological conditions, should be included in the standard supply cases. 
11.  Do you think that increased standards (e.g. manifested in longer and more 
severe  disruption  scenarios)  would  be  beneficial  or  could  ultimately 
jeopardize  the  security  of  supply  in  other  Member  States  by  reducing  the 
liquidity in gas markets? Please substantiate your reply.  

The  current  standard  is  sufficiently  demanding.  An  increase  in  the 
requirements  should  be  supported  in  an  objective,  transparent  and  non-
discriminatory  manner;  otherwise  it  might  promote  a  reduction  of  liquidity, 
limiting both the competitive and the sustainability and a higher cost for the 
shipper.  
 
 

 



 
12.  Do  you  think  that  the  result-oriented  approach  should  be  maintained  or 
should  the  supply  standard  become  more  prescriptive  in  how  the 
implementation  and  enforcement  should  be  carried  out?  Please  substantiate 
your reply, taking into account the effects on prices, liquidity, competition and 
security of supply.  

The choice should be a decision of the Competent Authorities.  
13.  To  what  extent  can  a  more  active  role  of  the  Competent  Authorities  in  the 
monitoring of the supply standard contribute to resolve the identified issues, 
notably  should  the  Competent  Authorities  permanently  verify  that 
measures/means  to  meet  the  standard  put  forward  by  undertakings  are 
appropriate?  If so, how can this practically be realised, without unnecessarily 
limiting cross-border trades and liquidity?  

Yes, the Spanish Competent Authority has an active role in the monitoring of 
supply  standard  through  the  control  of  abovementioned  public  service 
obligations imposed on undertakings. 
The  monitoring  should  not  be  an  inconvenient,  unless  derived  from  it,  the 
measures  adopted  by  any  competent  authority  could  determine  the  proper 
functioning of the internal gas market. 
14.  Should  all  undertakings  be  treated  equally  or  should  for  instance  small 
undertakings  be  exonerated  from  the  obligation  to  comply  with  the  supply 
standard? Please substantiate your reply.  

Exceptions should not be made; each undertaking should be responsible and 
therefore  comply  with  supply  standard  according  to  the  customers  of  its 
portfolio. 
Only  shippers  with  a  certain  share  of  the supply  may  have  a  “diversification 
obligation” in case the overall gas supplies to the country from a single source 
surpass a certain threshold. 
15.  Do  you  think  the  supply  standard  should  be  met  by  the  undertakings 
responsible  as  a  “going  concern”  in  the  context  of  their  regular,  day-to-day 
supply activities? Please substantiate your reply.  

It  is  a  minimum  and  necessary  requirement  for  the  activity.  In  the  current 
Spanish  legal  framework  (cf.  Article  14  of  the  Royal  Decree  1434/2002,  of 
27th  December),  the  natural  gas  undertakings  should  be  able  to  prove  that 
they  have  capacity  to  ensure  supply  at  all  time  and  the  demand  of  its 
customers,  without  supply  disruption  beyond  extraordinary  situations.  In 
order  to  accomplish  that,  they  should  have  the  contracts  or  the  guarantee 
from  the  gas  supplier  that  could  be  used  to  cover  the  foreseen  commercial 
activities, ensuring the supply diversification needed. 

 



 
The  implementation  of  the  NC  Balancing  (cf.  Regulation  312/2014)  shall 
deliver incentives on the network users that balance their balancing portfolios 
efficiently. The network users shall be responsible to balance their balancing 
portfolios in order to minimise the need for transmission system operators to 
undertake balancing actions set out under this Regulation (Chapter II, article 
4(1)). 
16.  To  what  extent  can  normal  market  conditions  be  relied  upon  by  the 
undertakings  responsible  to  ensure  that  they  will  meet  the  supply  standard 
even in case of supply disruptions?  

According  to  a  system  of  sanctions  and  penalties.  In  the  Spanish  case,  in 
accordance with the stated on the Title VI of the Act 34/1998, of 7th October, 
on the Hydrocarbon Sector. 
In  addition,  strategic  stock  allows  to  contribute  to  the  fulfilment  of  the 
standard supply. 
17.  How can the ability of undertakings to supply protected customers be checked 
in a "hub-based" gas world in practice, in particular: 
a.   To  what  extent  can  (long  and/or  short  term)  spot  market  contracts  be 
checked in a "hub-based" gas world in practice?  
With a clear and precise procedure for execution the guarantees  
b.  How  can  a  monitoring  system  avoid  detrimental  effects  from 
disproportionate guarantees/certificates for future supplies?  
The monitoring system could avoid future risk situations for the security of 
supply,  but  the  guarantees  for  future  supplies  also  depends  on  others 
elements  outside  this  monitoring,  consequently  its  amount  is  not  fully 
linked to the same. 
In Spain, Technical Manager of the Gas System (Enagás GTS) has, along 
with other functions3: 
i. 
To determine and control the level of guarantee of supply in 
the short- and mid- term. 
ii. 
To  forecast  the  use  of  system  facilities  and  gas  reserves  in 
the short- and mid- term, according to demand forecasts. 
 
 
 
                                                 
3 The functions of the Technical Manager of the Gas System defined in the Royal Decree-Law 6/2000 of June 
23rd  of  Urgent  Measures  for  the  intensification  of  the  competition  in  markets  of  goods  and  services,  were 
updated in the Law 12/2007 of 2nd July, amending the Law on Hydrocarbons and then by the Royal Decree-
Law 13/2012 of 30th March 

 



 
c.  Under  what  circumstances  can  a  monitoring  system  based  on 
incentives/sanctions (i.e. without ex ante checks and guarantees) such as 
described  in  Box  1  be  effective?  If  so,  what  role  should  competent 
authorities have under this approach?  

The model described in Box 1 is used in emergency situations. This model 
contributes to improve the efficiency of price signal and transfer the risk to 
each one of the parts, although we think that a protected customer should 
not be interrupted, even if,  then he will be compensated significantly. 
18.  In order to protect the level playing field on the market, it may be appropriate 
to  entrust  the  transmission  system  operator  with  the  role  of  supplier  of  last 
resort  under  certain  predefined  circumstances  and  in  compliance  with  strict 
criteria.  To  what  extent  would  such  an  approach  be  commendable  in  your 
home market (please indicate which market that is)?  

The transmission system operator does not have experience in the supply of 
gas, this function should exclusively rest with the shippers. The transmission 
system  operator  is  entitled  to  make  trade  balancing  actions  and  procure 
balancing services in order to meet the short term fluctuations in gas demand 
or supply, without playing the role of the last resource that could distort the 
market. 
19.  The  current  supply  standard  obligation  under  Article  8  and  2(1)  of  the 
Regulation is a national obligation. Is the current approach sufficiently open to 
cross-border solutions or could a "regional" approach to the supply standard 
for protected customers be considered in the Regulation?  

The  regional  approach  is  complicated  in  the  supply  standard  for  protected 
customers,  when  its  definition  and  the  volume  of  gas  varies  depending  on 
each Member State, as well as the different grade of market liberalization in 
each  of  the  states,  and  therefore  divergence  in  the  measures  to  reach  the 
minimum standard of supply. 
In the current regulation framework, the Competent Authority could promote 
agreements  with  others  countries  in  order  to  seek  cross-border  solutions  in 
emergency situations where supplies of protected customers are threatened. 
20.  Please provide your substantiated view relative to the various implementation 
forms of the supply standard currently in use throughout the EU today. Please 
indicate  your  experience  with  these  measures  (i.e.  storage  obligations, 
strategic  stocks,  diversification  obligations)  and  consider  factors  such  as 
overall costs, effectiveness, enforceability, impact on market, competition and 
prices and compatibility with other SoS measures.  

The  Spanish  natural  gas  system  has  a  foreign  dependency  of  almost  100%. 
Due to that reason the system needs three lines of action intended to security 
of supply:  

 



 
  Diversification of supply, limiting the share from the same country 
  Saving  and  energy  efficiency,  with  the  dual  aim  of  reducing  external 
dependence and improving economic competitiveness 
  Maintaining  minimum  strategic  stock  and  measures  for  operation  as 
obligation stock in winter (Winter Plan) 
  Interruptible contracts 
These  measures  have  ensured  the  supply,  promoting  interconnections, 
boosting  infrastructure  and  allowing  complete  liberalization  of  the  market. 
Therefore, each country should be able to incorporate, maintain and dispose 
of these measures. 
21.  Which  role  could  LNG  play  in  situations  where  the  market  cannot  be  relied 
upon to fulfil the supply standard: 
a.   Can it play a role in effectively addressing an emergency situation? If so, 
in what form?  
Spain  has  an  extensive  experience  in  the  infrastructures  and  supply  of 
LNG,  proving  a  reliable  and  effective  option  for  normal  and  emergency 
operation.  
Highlight that during 2014, the Spanish gas system received gas from 11 
different  origins,  which  is  a  guarantee  of  energy  supply  in  a  dependent 
country  and  which  has  allowed  it  to  become  a  logistics  center  LNG, 
registering more than 50% of recharges performed worldwide. 
b.  What  are  the  main  barriers  for  LNG  to  play  such  a  role  (e.g.  destination 
clauses, transparency, price)? 
LNG  market  has  evolved  rapidly  in  recent  years  allowing  a  flexible, 
sustainable and easily relocatable supply, unlike the flows via pipeline, and 
with large number of importing countries.  
To  take  advantage  of  potential  LNG  is  adequate  the  improvement  of  the 
interconnection between countries. 
22.  The range of available measures to ensure the supply standard is much wider 
in  mature  markets  than  in  non-mature  markets,  where  further  regulatory 
interventions may be required:  

a.   Do you agree that there could be a need to differentiate between mature 
and  non-mature  markets  for  meeting  the  supply  standard?  If  so,  how 
should mature and non-mature markets be defined?  

No, it is likely to be very difficult to establish a clear differentiation of the 
maturity  of  markets;  also  it  depends  on  other  factors  such  as 
infrastructure 
development. 
Furthermore, 
it 
could 
encourage 
discriminatory situations. 

 



 
b.  Do you think that an obligation of diversification for those Member States 
that are highly dependent on one single supplier should be considered and 
what would be an appropriate level of diversification (e.g. a percentage or 
a minimum number of sources)? 

In  Spain  it  has  been  a  measure  implemented  many  years  ago  and 
supported by the development of LNG plants, where gas from any source 
is able to be received.  
23.  How  can  regional  solutions  be  fostered  where  they  are  more  efficient  than 
individual  national  solutions?  Should  legal  measures  (e.g.  obligation  to 
evaluate  regional  solutions)  be  considered?  How  should  the  costs  of  such 
regimes be shared?  

It  is  difficult  to  find  regional  solutions  when  the  maturity  of  markets  is 
different,  the  grade  of  interconnection  is  limited  and  the  national  regulatory 
frameworks could be disparate in terms of cost. 
It  would  only  be  possible  if  the  regulation  forces  to  establish  agreements 
between countries, not in general. 
24.  How could a coordinated gas reserve mechanism be designed:  
In  general  it  would  not  be  easy  the  design  and  the  establishment  of  a  joint 
mechanism.  Such  mechanisms  should  be  compatible  with  national 
requirements and may disturb the correct performance of the market due to 
the variation of price signals.  
In the event that a coordinated gas reserve mechanism would be established, 
should  be  European  and  supervised  by  the  EU,  as  well  as  have  a  uniform 
definition of protected customer at EU level. 
Gas  reserves  and  storage  infrastructure  for  emergency  situations  should  be 
established  in function of economic and technical criteria, for example which 
be  transportable  from  storage  to  the  target  point  of  consumption.  The 
procedure  for  the  activation,  performance  and  funding  should  be  clearly 
defined 
a.  How  could  a  mechanism  that  pools  gas  storage  ("virtual"  shared 
reserve)  across  Member  States  be  designed?  Please  describe  such 
mechanism in detail.  
b.  Is  there  a  need  for  joint  gas  or  LNG  purchasing  agreements  between 
different  gas  companies?  Do  you see  rather  benefits  or  risk  of  such  joint 
purchases in an emergency situation?
  
c. Should such mechanisms be regional or is there a case for an EU-wide 
mechanism? Who would be the actors in such systems and what would be 
their role (companies, Member States, EU)?  
 

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25.  Do  you  agree  with  the  possible  conditions  for  non-market-based  measures 
listed below? Which conditions would you add or delete? 

they can only be used when it is demonstrated that gas traders are 
not able to provide the necessary supply standard.  
Yes,  besides  the  competent  authority  can  decide  to  include  non-
market based measures to guarantee an optimum protected level.  

they can only be used at a national level if no solutions for shared 
use of storage resources with other Member States is possible.  
Yes,  provided  that  the  solutions  market-based,  including 
interconnection agreements, are not enough to solve the emergency 

it  should  be  ensured  that  the  measure  is  open  to  participation  of 
suppliers from other countries.  
Yes,  in  order  to  foster  competitiveness  and  sustainability  of  the 
measure 

the  capacities  should  be  acquired  on  a  non-discriminatory  basis 
(tender)  and  should  take  into  account  cross-border  sources  of 
flexibility. 
Yes 

the  TSO(s)  is  most  likely  to  be  the  best  placed  person  to  acquire 
such means given his control over the system, overview of the flows 
and independence. 
Yes 
26.  Should  the  distinction  between  market-based  and  non-market-based 
measures be further clarified? Should the use of non-market-based measures 
be restricted, for instance by being made subject to the fulfilment of certain 
criteria and regulatory oversight? 

The current wording is sufficiently clear in this respect and is not necessary a 
further clarification. 
Furthermore, the use of non-market-based measures should be restricted to 
the criteria and supervision of the Competent Authority. 
 
27.  Concerning the definition of protected customers:  
 
a.  Do  you  believe  that  there  is  a  need  for  a  more  harmonized  definition  of 

protected  customers  and  their  consumption?  Please  substantiate  your 
answer.  

Yes,  it  would  be  necessary  to  specify  more  accurately  the  definition  of 
protected  customers  at  EU  level.  In  this  way,  discriminatory  situations 
would be avoided.  
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b.  Should  the  definition  of  protected  customers  be  stricter  in order  to  avoid 
that single Member States declare almost all customers as protected? 
Yes,  in  order  to  maximize  the  coverage  of  protected  customers  in  the 
event  that  a  national/European  crisis  was  triggered  and  necessary 
collaboration and coordination with other states in the management of the 
crisis were necessary. 
c.  What do you think about a regional definition of protected customers (e.g. 
in closely interdependent areas)? 
From  our  point  of  view,  a  regional  definition  of  protected  customers 
doesn't make sense due to we agree with a uniform definition at European 
level. 
28.  In some 'meshed' distribution grids it is technically difficult to make a physical 
separation between protected and non-protected customers: What could be a 
solution  to  limit  the  protection  to  the  actually  protected  customers  (e.g. 
orders  to  non-protected  DSO-connected  customers  not  to  consume  gas, 
shielded by sanctions, etc.)?
  
The regulatory framework of each country should promote that Transmission 
System  Operators  (TSOs)  and  Distribution  System  Operators  (DSOs)  have 
emergency  plans  for  the  security  of  supply.  These  plans  should  contain  the 
procedure  of  communication  and  both  technical  and  human  resources  to 
prepare a disruption where the supply to protected customers is maximized 
In  order  to  guarantee  the  effectiveness  of  such  plans,  simulation  exercises 
should be performed regularly. 
29.  Do  you  see  merits  in  laying  down  one  or  more  of  the  following  solidarity 
measures: 
 
a.  an  obligation  on  Member  States  to  agree  upfront  on  bilateral  or 
multilateral crisis measures to deal with imminent disruptions of protected 
customers (e.g. sharing of costs, roles and responsibilities, etc.), in order 
to prevent alleged "free-riding";
 
It is considered more appropriate that, if it would be necessary the use of 
bilateral  crisis  measures  ex  ante  it  should  be  established  a  clear  and 
detailed model of execution of the measures.  
 
 
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b.  a  prohibition  for  Member  States  to  close  their  borders  or  reduce 
interconnection capacity in case protected customers on the other side of 
the border are still at risk (combined with efficient provisions against "free-
riding" such as upfront agreements, see a) )?
 
Competent authority and the Crisis Manage Group in each country should 
have  capacity  to  decide  the  most  adequate  management  for  the 
interconnection  points  in  crisis  situation.  The  capacity  should  not  be 
limited  unless  it  has  been  previously  agreed  between  neighboring 
countries. 
c.  What  other  solidarity  measures  do  you  believe  can  improve  levels  of 
security of supply without unnecessarily impacting market functioning?  
Currently, we do not know other measures of solidarity that do not impact 
on performance of the market.  
However,  it  would  be  good  to  establish  crisis  drills  between  countries 
neighboring to check the effectiveness of the solidarity measures.  
30.  Do  you  agree  that  the  development  of  emergency  plans  at  regional  level 
would be an appropriate way to ensure consistency and to enable preparation 
to react to common and correlated risks? How should the regions for security 
of gas supply be best defined? Please substantiate your reply. 

Risk assessment identifies those risks in common with other member states. 
It  would  be  advisable  that  the  Risk  assessment  had  a  chapter  coordinated 
with neighboring countries where the common risks are addressed. Therefore, 
emergency plans must include the mechanisms used to cooperate with other 
Member  States  at  every  level  of  crisis,  such  as  agreements  on 
interconnections. 
We  think  the  approach  should  be  at  European  level,  not  being  needed  the 
definition  of  regions,  which  is  not  inconsistent  with  the  coordination  with 
neighboring countries to coordinate gas flows. 
a.  Should  mandatory  regional  emergency  plans  complement  the  national 
emergency plans or replace them?  
No,  unless  some  countries  voluntarily  detect  a  clear  advantage  over 
national plans 
b.  Do you think that a  template for regional emergency plans would ensure 
that more detailed and relevant information is provided (e.g. similar to the 
template used in the recent Energy Stress Tests)?
  
The templates could help to establish a clearer and more accurate manner 
to  deal  with  risk  and  in  that  way  strengthen  transparency  and  allow 
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evaluating  at  European  level  the  measures  to  reduce  the  impact  of  a 
supply disruption. 
31.  Do you agree with the introduction of a threshold based mechanism or more 
specific  indicators  to  trigger  the  declaration  of  the  different  crisis  levels? 
Please substantiate your answer.  

Yes,  trying  to  obtain  a  common  declaration  of  the  different  “states”  at 
European level. However, the wide varieties of different risk situations which 
could  take  place,  and  the  characteristic  of  the  grid  (mesh  and  supply)  can 
make  very  difficult  establish  indicators  to  define  the  various  operational 
states.  After  the  initial  assessment  of  the  situation  considering  all  the 
variables, the declaration of each of the crisis levels should be established on 
the  basis  of  the  measures  required  by  the  system  to  return  to  normal  state 
operation. 
32.  Should  the  right  for  Member  States  to  intervene  in  markets  though  non 
market-based  measures  be  extended  to  alert-level  situations  or  remain 
limited  to  emergency  situations?    Should  the  list  of  possible  non  market-
based measures in Annex III of the Regulation be changed or clarified?  

We believe that the current division collected in the Regulation is appropriate, 
promoting market measures in the management of the situation as much as 
possible. Just in case the market is not able to provide the gas supply of the 
protected customers, the Competent Authority will activate non market based 
measures. 
33.  Should  the  declaration  of  national  emergencies  be  subject  to  an  appeal 
mechanism,  e.g.  to  the  Commission?  Should  the  Commission's 
recommendation on the national measure have a binding character 

The Competent Authority,  in addition to dispose of all  the information, must 
have  the  faculty  for  the  declaration  of  national  emergencies.  In  addition  to, 
the  Competent  Authority  should  be  coordinated  with  the  Commission  and 
implement  the  measures  set  for  by  the  Commission  in  order  to  manage  the 
emergency. 
34.  Is the current allocation of responsibilities and tasks among the Commission, 
Member  States,  TSOs  and  natural  gas  undertakings  in  a  Union  or  regional 
emergency  in  the  Regulation  clear  enough?  Do  you  see  a  specific  role  for 
ENTSOG  or  the  Gas  Coordination  Group  in  a  Union  or  regional  emergency? 
Please substantiate your answer. 

Yes, the current allocation of responsibilities is adequate. 
The  functions  and  responsibilities  of  the  competent  authority  are  defined 
clearly, being one of them to take part in the “Gas Coordination Group”. 
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In that group, competent authority will provide the information included in the 
article 13 of the regulation and send to the Commission a detailed assessment 
in the case of the activation of an emergency. The assessment will reflect the 
effectiveness  of  the  measures,  the  impact  on  the  electricity  sector  and  the 
assistance  provided  to,  or  received  from,  the  Union  and  its  Member  States 
and  will  be  reflected  in  the  updates  of  the  Preventive  Action  Plans  and 
emergency plans. 
With  reference  to  the  second  question,  we  believe  that  it  is  not  necessary 
ENTSOG  have  a  specific  role,  although  the  Gas  Coordination  Group  may 
require occasional support when deemed necessary its collaboration. 
35.  Should clearer rules be introduced on the consequences of declaring regional 
emergency for those Member States where the market is still functioning?  
Yes, in emergency situation it would be convenient to establish clear rules in 
order to minimize the impact in the markets. 
36.  The  Regulation  currently  foresees  the  possibility  to  declare  only  an 
"emergency" at regional or Union level: Do you see a need for an additional 
regional/EU-wide "early warning" or "alert" level?  

Initially  is not detected the need to extend regionally  and  Pan  European the 
levels of early alert and alert. The market is still able to solve the crisis by its 
own, and the declaration of either crisis level could determine the behavior of 
markets 
37.  Should  the  Commission  have  more  sophisticated  information  tools  (e.g.  a 
broader vision of actual gas flows in certain regions) and investigative powers 
in and before a regional /EU-wide emergency at its disposal in order to have 
the necessary information available to assess the cross-border effects of the 
national measures?  

It is reckon that it is not necessary, due to the Commission can obtain from 
the  Competent  Authorities  all  the  information  necessary  and  convenes  the 
managers  of  Member  States  affected  by  the  emergency,  in  addition  to 
consulting the Gas Coordination Group. 
38.  Should  an  obligation  for  the  regional  coordination  of  decisions  in  a  regional 
/EU-wide emergency be created?  
The current wording of Article 11 of the Regulation is clear and precise, and 
we  think  it  is  not  necessary  to  introduce  additional  obligations  for  the 
coordination  of  decisions  at  regional  /  EU  level  in  emergency  situations  that 
exceed the national scope. 
 
 
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39.  Are the Commission powers in case of a regional or EU-emergency sufficient 
or should they be increased in view of the experience with previous crises? Do 
we  need  a  separate  emergency  body  for  the  coordination  at  regional  or 
European level?  

No,  the  current  attributions  of  the  Commission  and  the  Gas  Coordination 
Group are sufficient to address a crisis situation. 
40.  Should the emergency procedures of different transmission system operators 
be aligned in order to ensure more effective and efficient response to  cross-
border emergencies? 
 
Yes, in accordance with Article 12 of Regulation 715. 
  
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