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De acuerdo con el artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, así como con el artículo 65 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, ambos en su redacción dada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, la Sala de Supervisión Regulatoria acuerda lo siguiente:

En fecha 12 de enero de 2019, se publicó en el «Boletín Oficial del Estado» el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural.

Entre otros, el Real Decreto-ley 1/2019 modifica el artículo 65 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, que regula las normas de gestión técnica del sistema, y asigna a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la función de regular aquellos aspectos que quedan dentro del ámbito de sus competencias y que se recogen en dicho artículo 65.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha sometido la presente propuesta a trámite de audiencia de los interesados a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos. Así, con fecha 29 de abril de 2022, y de acuerdo con la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se envió al Consejo Consultivo de Hidrocarburos la «Propuesta de resolución por la que se establece la normativa de gestión técnica del sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos», a fin de que sus miembros pudieran presentar las alegaciones y observaciones que estimasen oportunas en el plazo de veinte días hábiles.

Asimismo, en fecha 29 de abril de 2022, en cumplimiento del trámite de información pública, se publicó en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la citada propuesta de resolución para que los interesados formularan sus alegaciones en el mismo plazo de 20 días hábiles.

Único. Normativa aplicable y habilitación competencial.

En fecha 11 de enero de 2019, se aprobó el Real Decreto-ley 1/2019, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural.

Dicho Real Decreto-ley modificó el artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, a fin de incorporar la función de aprobación, mediante circular, de diversas metodologías que afectan al sector del gas natural. En cumplimiento de ello, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobó, entre otras, la Circular 2/2020, de 9 de enero, sobre metodología para la prestación de servicios de balance en la red de gas natural (artículo 7.1.e de la Ley 3/2013), la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, sobre metodología de acceso a las instalaciones del sistema gasista [artículo 7.1.f)] y la Circular 6/2020, de 22 de julio, de la CNMC, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural [artículo 7.1.d)].

Además, este Real Decreto-ley modificó el artículo 65 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, asignando a esta Comisión la función de regular los siguientes aspectos:

«Artículo 65. Normas de gestión técnica del sistema.

1. El Ministerio para la Transición Ecológica y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobarán, en el ámbito de sus competencias, la normativa de gestión técnica del sistema que tendrá por objeto propiciar el correcto funcionamiento técnico del sistema gasista y garantizar la continuidad, calidad y seguridad del suministro de gas natural, coordinando la actividad de todos los transportistas.

3. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia regulará los siguientes aspectos:

En virtud de cuanto antecede, la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, resuelve:

Primero. Aprobar la normativa de gestión técnica del sistema gasista sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos, que se adjunta en el anexo a esta resolución.

Esta normativa estará asimismo disponible en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (www.cnmc.es) y en la página web del gestor técnico del sistema (www.enagas.es).

Segundo. La presente resolución surtirá efectos el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado», siendo de aplicación el día 1 del sexto mes desde dicha fecha, a excepción de lo establecido en el capítulo X. Revisiones y reclamaciones, que será de aplicación transcurridos doce meses desde la fecha de publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

Comuníquese esta resolución a la Dirección General de Política Energética y Minas y al gestor técnico del sistema.

La presente resolución agota la vía administrativa, no siendo susceptible de recurso de reposición. Puede ser recurrida, no obstante, ante la Sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional en el plazo de dos meses, de conformidad con lo establecido en la disposición adicional cuarta.5 de la Ley 29/1998, de 13 de julio.

El objeto de esta normativa consiste en establecer los procedimientos y mecanismos de gestión técnica del sistema en relación con las programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos, con la finalidad de propiciar el correcto funcionamiento técnico del sistema gasista y la continuidad, calidad y seguridad del suministro de gas natural, coordinando la actividad de todos los agentes que intervienen en el sistema gasista en relación con estos procesos y respetando los principios de eficiencia, objetividad, transparencia y no discriminación.

La presente normativa será de aplicación al gestor técnico del sistema gasista (en adelante, GTS), a todos los sujetos que accedan a dicho sistema, a los operadores de las instalaciones gasistas y a los consumidores.

Esta normativa se aplicará en todas las instalaciones del sistema gasista español, definidas en el artículo 59 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos.

Además de las definiciones ya incorporadas en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, así como de las incorporadas en la Circular 2/2020, de 9 de enero, en la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, en la Circular 3/2017, de 22 de noviembre, y en el resto de normativa de gestión técnica del sistema, a los solos efectos de la presente resolución se consideran las siguientes definiciones:

En esta normativa de gestión técnica del sistema se consideran las siguientes unidades, que serán de uso obligatorio para efectuar los procesos de contratación, programación, nominación, renominación, reparto y balance:

5. Condiciones generales de recepción y entrega de gas

El gas/GNL introducido por los puntos de entrada del sistema gasista deberá cumplir con las especificaciones de calidad que se determinen en la normativa vigente. El gas/GNL se mantendrá indiferenciado con el resto del gas/GNL que, en cada momento, se encuentre en las infraestructuras de las plantas de regasificación, transporte, distribución o almacenamiento subterráneo. El operador y el GTS no tendrán la obligación de entregar a los usuarios, en los puntos de salida del sistema gasista, exactamente las mismas características de gas que cada usuario haya introducido por los puntos de entrada del sistema, siempre que el gas cumpla con la especificación de calidad establecida en la normativa vigente y se entregue la cantidad acordada en términos de energía.

Los operadores deberán informar al GTS y a todos los operadores y usuarios afectados, tan pronto como sea posible, de cualquier deficiencia en la calidad del gas estimando y la duración posible del incumplimiento, realizando las correcciones necesarias para que el gas cumpla con la especificación.

6. Condiciones generales para el uso de las redes de transporte

La red básica de gasoductos de transporte debe dimensionarse de tal forma que se pueda mantener una presión mínima de 40 bar.

Las presiones mínimas en condiciones normales de operación en los puntos de conexión de redes de transporte existentes y de nueva construcción serán las acordadas de forma transparente y no discriminatoria entre las partes en función de la ubicación del punto de conexión y teniendo en cuenta una operación eficiente de las redes. No obstante, con carácter general las presiones mínimas garantizadas serán:

Cuando en alguna zona de la red básica, por incremento de los caudales transportados, se alcanzasen o se previese que se pueden alcanzar las presiones mínimas establecidas en este apartado, se actuará de la siguiente manera:

En cualquier caso, el operador de la red de transporte informará, de forma transparente y no discriminatoria, a los consumidores con consumos superiores a 100 GWh/año y al GTS, de los niveles de presión que puede garantizar en las distintas zonas de su red.

7. Condiciones generales para el uso de las redes de distribución

Las presiones mínimas en condiciones normales de operación en los puntos de conexión entre redes de distribución de diferente titular serán las acordadas entre los operadores de distribución, de forma transparente y no discriminatoria, en función de la ubicación del punto de conexión, en coordinación con el GTS y el operador aguas arriba. Estos acuerdos deberán permitir el cumplimiento de las presiones mínimas en los puntos de suministro que se exponen a continuación.

Las presiones mínimas en condiciones normales de operación en los puntos de suministro en las redes de distribución del gas natural serán las siguientes:

En caso de que un usuario necesite presiones de suministro por encima de las establecidas en cada rango, se podrá llegar a acuerdos particulares entre las partes, sobre bases objetivas, transparentes y no discriminatorias.

En cualquier caso, el operador de la red de distribución informará, de forma transparente y no discriminatoria, a los clientes con consumos superiores a 100 GWh/año y al GTS, de los niveles de presión que puede garantizar en las distintas zonas de su red.

Los operadores de las instalaciones del sistema gasista informarán al GTS y a los sujetos con contratos de acceso en vigor de cualquier modificación o cambio en curso o previsto que afecte, o pueda afectar, a las características o a la operatividad de las infraestructuras. Además, realizará sus mejores esfuerzos para reducir al mínimo el impacto y la duración de dicha modificación o cambio sobre la prestación de los servicios de las instalaciones afectadas.

En caso de que, como consecuencia de la referida modificación o cambio se redujese la capacidad útil de las infraestructuras por debajo de la capacidad contratada, la capacidad remanente se repartirá, si procede, conforme a lo establecido en el capítulo III. Nominaciones de esta resolución.

1. Objeto y carácter de las programaciones

El objeto de las programaciones es que los operadores de las instalaciones puedan organizar la gestión de las mismas y que el GTS pueda desarrollar sus funciones como responsable de la gestión técnica del sistema gasista y de mantener la seguridad de suministro. Esta información constituirá la base para la monitorización continua por parte del GTS del estado del sistema gasista, en los diferentes horizontes temporales. Por eso, los agentes que programen deberán realizar sus mejores esfuerzos para proporcionar la información más ajustada posible de sus previsiones de demanda y uso de las infraestructuras.

Las programaciones tendrán, en general, carácter informativo. No obstante, cuando la programación, en especial la de menor horizonte temporal, de uno o varios usuarios se desvíe significativamente de los movimientos finalmente realizados por dichos usuarios, y estos desvíos hayan afectado a la operación del sistema con menoscabo de la seguridad de suministro, o a los derechos adquiridos por terceros, el GTS lo pondrá en conocimiento de la CNMC y de la DGPEM.

Además, el GTS y los operadores de infraestructuras informarán en los plazos establecidos de las fechas de mantenimientos programados, así como de otros condicionantes de la capacidad disponible adicionales, que puedan afectar a las programaciones.

Las programaciones se realizarán a través del SL-ATR. Toda la información en relación con las programaciones podrá ser consultada en el SL-ATR por parte del agente que la envíe y con el mismo nivel de detalle que el requerido. Además, el GTS dará acceso a la DGPEM y a la CNMC a toda la información sobre las capacidades de las instalaciones y sus programaciones.

Se considerarán los siguientes tipos de programación, en función de la periodicidad con la que se realizan:

3. Agentes y servicios sujetos a programación

Estarán obligados a remitir programaciones los sujetos con derecho de acceso a las instalaciones del sistema gasista que tengan capacidad contratada en alguna de las instalaciones del sistema gasista o que prevean el uso de las mismas y los operadores de las instalaciones según lo dispuesto en este apartado.

Será necesario realizar programaciones relacionadas con el uso de las infraestructuras del sistema gasista, esto es, entradas y salidas de GNL y gases de las áreas de balance en PVB, TVB y AVB, así como con la demanda y los intercambios de gas/GNL previstos. A estos efectos, no será necesario remitir programaciones en relación con los servicios de capacidad agregados que conlleven regasificación.

En concreto, se realizarán programaciones de:

Los operadores de las instalaciones también deberán realizar programaciones de gas destinado a autoconsumos, necesario para el funcionamiento de las distintas infraestructuras y para alcanzar el nivel mínimo de llenado de las nuevas infraestructuras. Para ello, semanalmente, antes de las 12:00 h de cada martes, los operadores enviarán al GTS la información sobre las necesidades totales de gas de operación o autoconsumo que estima consumir durante cada uno de los siete días siguientes. Los operadores de instalaciones podrán actualizar los consumos diarios previstos a lo largo de la semana y hasta las 08:00 h del día anterior al de consumo. Antes de las 16:00 h de cada miércoles, el GTS publicará en su página web el programa semanal de estimaciones de necesidades diarias de gas de operación.

En el caso particular del servicio de carga de cisternas, el procedimiento y el calendario de programación será el desarrollado en virtud del artículo 22.6 de la Circular 8/2019.

Además de las programaciones establecidas en esta normativa, si fuera necesario el GTS podrá solicitar la programación de cualquier otro servicio que se preste.

4.1 Contenido general. Con carácter general, toda programación deberá contener la siguiente información:

Además, según el tipo de programación, la información remitida tendrá el siguiente detalle:

4.2 Contenido específico de las programaciones de inyección de otros gases. Las programaciones de inyección de otros gases indicarán adicionalmente si las cantidades programadas serán inyectadas en redes de transporte o redes de distribución, señalando en todos los casos el punto de inyección (PCTG, PCDG).

4.3 Contenido específico de las programaciones de demanda. Las programaciones de demanda distinguirán adicionalmente entre la demanda convencional y la demanda para generación eléctrica desagregada por central de generación, proporcionándose el detalle señalado en el apartado 3 de este capítulo.

4.4 Contenido específico de las programaciones en AVB. Las programaciones en AVB indicarán adicionalmente si la cantidad que se programa es de inyección, extracción o intercambios de gas en AVB.

4.5 Contenido específico de las programaciones en TVB. Las programaciones en TVB indicarán adicionalmente, como servicio de capacidad que se programa, una de las siguientes opciones:

En el caso de la carga de cisternas, se indicará además la planta de regasificación en la que se producirá el servicio.

En el caso de la programación de los servicios de descarga de GNL, carga de GNL de planta a buque, transvase de GNL entre buques y puesta en frío de buques, a efectos de la programación se considerarán los resultados de los procedimientos de asignación de slots y de las modificaciones/ajustes que permite la normativa vigente (mes o fecha de inicio de prestación del servicio, cantidad aproximada y planta de regasificación donde se presta el servicio), por lo que los usuarios no deberán remitir estos datos. No obstante, para estos servicios, según el tipo de programación, los usuarios deberán remitir la siguiente información adicional:

4.6 Contenido específico de las programaciones en PVB. Las programaciones en PVB indicarán, como servicio de capacidad que se programa, una de las siguientes opciones:

En caso de tratarse de un intercambio de gas en PVB, se indicará dicha operación. En el caso de las entradas y salidas por conexiones internacionales por gasoducto con terceros países y yacimientos, se proporcionará además el nombre de la interconexión que prestará el servicio. Cuando se trate de una conexión internacional con países europeos, se indicará el punto de conexión virtual.

No será necesario que los usuarios programen entradas y salidas en PVB desde o hacia los almacenamientos subterráneos, pues el GTS tomará como tales sus programaciones de inyección y extracción en AVB. Igualmente, tampoco será necesaria la programación de salida de PVB hacia plantas de regasificación, pues el GTS tomará como tal la programación de licuefacción virtual en TVB.

5.1 Estado de las programaciones. Una programación podrá estar en alguno de los siguientes estados:

Los agentes podrán, en cualquier momento, consultar el estado en el que se encuentren sus programaciones. Los agentes podrán reclamar las programaciones confirmadas y rechazadas conforme a lo dispuesto en el capítulo X.

5.2 Consideraciones generales. Se considerará como programación del usuario la última programación enviada al SL-ATR dentro del plazo establecido para su envío.

Solo cuando el agente obligado no haya remitido la programación semanal, se considerará la programación enviada en el horizonte de programación mensual correspondiente ala semana no programada. En caso de ausencia de una programación enviada para el periodo, a efectos de la organización logística del uso de las infraestructuras, se considerará una cantidad programada igual a cero, si bien el agente verá un campo vacío en sus consultas al SL-ATR sobre la programación no enviada. No se empleará la programación de horizonte anual para sustituir programaciones de horizontes temporales inferiores.

El GTS llevará una monitorización continua de la información de programación remitida al SL-ATR por cada usuario, con objeto de poder identificar cualquier situación que ponga en riesgo la correcta operación de las instalaciones, los derechos adquiridos por terceros o la seguridad de suministro.

5.3 Tratamiento en AVB. El GTS actuará como coordinador de los operadores de infraestructuras de almacenamiento subterráneo para determinar los programas de inyección y extracción de cada instalación en función de las programaciones de los usuarios, con el objeto de garantizar la utilización de cada infraestructura, aplicando criterios de seguridad y eficiencia y para satisfacer las solicitudes de los usuarios. Para ello, el GTS, teniendo en cuenta las capacidades y disponibilidades de las instalaciones aportadas por los operadores de los mismos, enviará el programa de funcionamiento previsto a dichos operadores y estos, en su caso, le trasladarán sus objeciones sobre el mismo. En función de las objeciones recibidas, el GTS establecerá y comunicará el programa de funcionamiento definitivo a cada uno de los operadores y las cantidades programadas confirmadas de inyección y extracción a los usuarios.

5.4 Tratamiento en TVB. El GTS actuará como coordinador de los operadores de las plantas de regasificación para determinar los programas de regasificación de cada instalación en función de las programaciones de los usuarios, teniendo en cuenta la programación sobre licuefacción virtual, con el objeto de satisfacer las solicitudes de los usuarios en base a criterios de eficiencia en el uso del sistema gasista y optimización de la capacidad disponible y priorizando en todo momento la seguridad de suministro. Para ello, el GTS enviará el programa de funcionamiento previsto a dichos operadores y estos, en su caso, le trasladarán sus objeciones sobre el mismo. En función de las objeciones recibidas, el GTS establecerá y comunicará el programa de funcionamiento definitivo a cada uno de los operadores y las cantidades programadas confirmadas a los usuarios.

6.2 Programaciones mensuales. El GTS publicará en el SL-ATR antes del 1 de diciembre de cada año, el calendario de envío y confirmación de las programaciones mensuales correspondientes al año natural siguiente, con el fin de que los procedimientos de asignación de slots de periodicidad mensual y el proceso de programación mensual sean compatibles entre sí. En caso necesario, el calendario de programaciones mensuales podrá ser objeto de revisión, tras comunicarse dicha revisión mediante el SL-ATR con una antelación mínima de 30 días naturales respecto a la entrada en vigor del nuevo calendario revisado.

6.3 Programaciones semanales. Todas las programaciones semanales serán enviadas por los agentes obligados los jueves antes de las 12:00 h. El GTS confirmará el programa definitivo a los operadores de instalaciones y usuarios los viernes antes de las 12:00 h.

1. Objeto y carácter de las nominaciones y renominaciones

El objeto de las nominaciones y renominaciones es poder operar las instalaciones del sistema gasista de acuerdo con el uso de la capacidad contratada que requieren los usuarios de las mismas, según sus necesidades antes y durante el día de gas.

Las nominaciones/renominaciones tendrán carácter vinculante, excepto las referidas a la demanda.

Con carácter general, las nominaciones y renominaciones se realizarán a través del SL-ATR. Toda la información en relación con las mismas podrá ser consultada en el SL-ATR por parte del agente que la envíe y con el mismo nivel de detalle que el requerido. Además, el GTS dará acceso a la DGPEM y a la CNMC a toda la información sobre las nominaciones y renominaciones de los usuarios.

En el caso particular del servicio de carga de cisternas, el procedimiento de nominación/renominación será el desarrollado en virtud del artículo 22.6 de la Circular 8/2019.

2. Agentes y servicios sujetos a nominación

Podrán remitir nominaciones y renominaciones los sujetos con derecho de acceso a las instalaciones del sistema gasista que tengan capacidad contratada en alguna de las instalaciones del sistema gasista y los operadores de las redes de distribución según lo dispuesto en este Capítulo.

Con carácter general, se podrán realizar nominaciones/renominaciones relacionadas con el uso de las infraestructuras del sistema gasista, esto es, entradas y salidas de GNL y gas de las áreas de balance en PVB, TVB y AVB.

Además de las nominaciones/renominaciones establecidas en esta normativa, si fuera necesario el GTS y los operadores de instalaciones podrán solicitar la nominación/renominación de cualquier otro servicio que se preste.

3. Contenido de las nominaciones/renominaciones

3.1 Contenido general. Toda nominación/renominación deberá contener al menos la siguiente información:

3.2 Contenido específico de las nominaciones/renominaciones de demanda. Se podrán enviar nominaciones/renominaciones de demanda para consumo eléctrico por central de generación con detalle horario (kWh/h) y para las líneas directas y los puntos de suministro que puedan condicionar la operación normal de la red según lo dispuesto en el Capítulo I, señalando el punto de suministro.

En ausencia de aportación del detalle horario sobre la demanda eléctrica, este se calculará dividiendo las nominaciones o renominaciones diarias entre 24.

Los usuarios harán su mejor esfuerzo por actualizar lo antes posible la información sobre variaciones relevantes de consumo.

3.3 Contenido específico de las nominaciones/renominaciones en AVB. Las nominaciones/renominaciones en AVB indicarán como punto del sistema gasista el punto PCAS y si la cantidad que se nomina/renomina es de inyección o extracción.

3.4 Contenido específico de las nominaciones/renominaciones en TVB. Las nominaciones/renominaciones en TVB indicarán, como punto del sistema gasista, una de las siguientes opciones:

En el caso de la carga de cisternas (PCCC), se indicará además la planta de regasificación en la que se nomina/renomina el servicio.

Para los servicios de descarga de GNL, carga de GNL de planta a buque, transvase de GNL entre buques y puesta en frío de buques (PCDB), a los efectos de nominación/renominación, se considerarán los resultados de los procedimientos de asignación de slots y de las modificaciones/ajustes que permite la normativa vigente (mes o fecha de inicio de prestación del servicio, cantidad prevista y planta de regasificación donde se presta el servicio), por lo que los usuarios no deberán remitir nominaciones/renominaciones. No obstante, los usuarios deberán aportar la información que se detalla en el apartado 3.4.1 siguiente.

3.4.1 Información de detalle a proporcionar por los usuarios en relación con los servicios prestados con buques (PCDB). Con independencia de los recargos que se hayan establecido en la normativa vigente, al menos diez días antes de la carga/descarga, los usuarios informarán a los titulares de las plantas y al GTS sobre el buque que va a llevar a cabo la operación. El buque deberá ser compatible con el puerto, con la planta de regasificación y con los requerimientos técnicos y legales de las instalaciones de carga/descarga, que deberán cumplir con las regulaciones internacionales estándar aceptadas en la industria del GNL. Dicha información deberá incluir al menos:

Los usuarios notificarán al titular de la instalación y al GTS una vez finalizada la carga/descarga del GNL, el destino/origen, la cantidad y calidad del cargamento, por medio de los correspondientes certificados emitidos por un inspector independiente y/o el propio suministrador.

El ETA será de nuevo comunicado por el capitán del buque metanero o su agente al operador de la planta en las siguientes ocasiones:

3.4.2 Demoras en los servicios prestados con buques. El capitán del buque metanero y el operador de la planta de regasificación procurarán que comience la carga/descarga tan pronto como sea posible después de las operaciones de atraque y deberán cooperar entre ellos para completar o procurar que se complete el servicio de forma segura, efectiva y rápida, conforme a lo dispuesto en los protocolos de seguridad estandarizados nacionales e internacionales. El GNL deberá ser bombeado siguiendo las indicaciones del operador de la planta, de acuerdo con los tiempos de plancha establecidos en la normativa vigente.

En caso de que el buque metanero llegue en su fecha de operación asignada, dicho buque tendrá prioridad de atraque en las instalaciones frente a otros que estuviesen llegando en ese momento fuera de su fecha de operación asignada, y frente a aquellos que habiendo igualmente llegado fuera de su fecha de operación asignada estuviesen esperando para el atraque, excepto en el caso de que otro buque, habiendo llegado en su fecha de operación asignada, esté esperando debido a causa de fuerza mayor.

En caso de que el buque metanero no llegue en su fecha de operación asignada, el titular de la instalación deberá disponer su atraque para la descarga tan pronto como sea posible teniendo en cuenta el régimen habitual de las instalaciones y los programas de operación de otros buques, de acuerdo con el orden cronológico de llegada con respecto a otros buques que hubiesen llegado también fuera de sus respectivas fechas de operación asignadas.

El capitán del buque metanero desatracará de forma segura y rápida después de completada la operación y el operador de la planta deberá cooperar para que el buque abandone el muelle segura y rápidamente. Si ocurre algún problema o si se prevé que pueda ocurrir, de forma que ocasione un retraso del buque metanero en el atraque, carga/descarga o desatraque, tal que modifique los tiempos programados para estas operaciones, el operador de la planta y el capitán del buque metanero deberán discutir el problema de buena fe y esforzarse para minimizar o evitar dicho retraso, y al mismo tiempo cooperar entre ellos para tomar alguna medida que minimice o evite cualquier retraso similar en el futuro.

Si la prestación del servicio no ha sido completada dentro del tiempo permitido de plancha, por causas ajenas al buque metanero o a su capitán, y siempre que el retraso sea debido al operador de la planta, este deberá pagar demoras según la siguiente tabla de precios por día:

Si, como resultado de cualquier retraso atribuible a la acción u omisión del buque metanero o su capitán, para la prestación del servicio se requiere en el puerto de carga/descarga un tiempo de plancha superior al tiempo permitido, y a consecuencia de ello, otro buque no puede acceder a las Instalaciones a su llegada al puerto de carga/descarga dentro de su fecha de carga/descarga asignada, se pagará al titular de las instalaciones, una vez convenientemente justificada la anterior circunstancia, las mismas demoras señaladas en el párrafo previo.

Independientemente de a quién corresponda la responsabilidad de la demora, para periodos inferiores a un día se prorratearán las cantidades a abonar en este concepto en función de las horas de demora. Además, las demoras serán pagadas en un plazo de veinte días desde la recepción de la factura; en caso de falta de pago dentro del plazo establecido, la parte deudora estará obligada a pagar a la parte acreedora un interés de demora equivalente al «USD LIBOR» a tres meses incrementado en tres puntos, calculado desde el día siguiente al vencimiento del pago.

Toda reclamación por demoras se considerará sin efecto si se presenta con posterioridad a 90 días naturales después de finalizada la carga/descarga.

Los precios citados en este apartado serán actualizados anualmente, en función del incremento medio anual de precios recogidos en la OECD «Europe Consumer Prices Index», publicado por la Organización para la Cooperación Económica y el Desarrollo, en su boletín mensual. Los nuevos precios serán publicados por el GTS y los operadores de las plantas de regasificación en su página web. Inicialmente, se establecen los siguientes valores para A1, A2 y A3:

3.5 Contenido específico de las nominaciones/renominaciones en PVB. Las nominaciones/renominaciones en PVB indicarán, como punto del sistema gasista, una de las siguientes opciones:

En el caso de entradas y salidas correspondientes a los almacenamientos subterráneos (PCAS), se tomarán como nominaciones/renominaciones las remitidas a AVB y, para las salidas a planta de regasificación, se tomarán como nominaciones/renominaciones las remitidas a TVB.

En el caso de las entradas y salidas por conexiones internacionales por gasoducto con terceros países (PCI) y yacimientos (PCY), se proporcionará además el nombre de la interconexión que prestará el servicio. Cuando se trate de una conexión internacional con países europeos (PCI), se indicará el punto de conexión virtual.

4. Tratamiento de las nominaciones/renominaciones

4.1 Estado de las nominaciones/renominaciones. Una nominación/renominación podrá estar en alguno de los siguientes estados:

Los agentes podrán, en cualquier momento, consultar el estado en el que se encuentren sus nominaciones/renominaciones y reclamar las nominaciones/renominaciones confirmadas/rechazadas conforme a lo dispuesto en el capítulo X.

4.2 Consideraciones generales. Se considerará como nominación o renominación enviada la última cantidad registrada en el SL-ATR dentro del plazo establecido para su envío.

Cuando el agente no haya remitido una nominación confirmada, se considerará como nominación la última programación de menor horizonte temporal confirmada para el día de gas en cuestión. No podrá usarse la programación anual para sustituir una nominación no confirmada. Si no hubiera programación confirmada, se considerará una cantidad nominada igual a cero, aunque el agente verá un campo vacío en sus consultas al SL-ATR sobre las nominaciones/renominaciones. No obstante, para las nominaciones/renominaciones en PVB correspondientes a conexiones internacionales con Europa, en caso de ausencia de nominación se aplicará la norma de nominación por defecto que se haya acordado con el operador de redes de transporte al otro lado de la frontera. El GTS y los operadores de las conexiones internacionales con Europa harán pública esta regla en sus páginas web.

El gas vehiculado provisionalmente por un usuario hasta un momento determinado del día de gas será la suma de los kWh resultantes de las nominaciones o renominaciones confirmadas para cada hora transcurrida hasta dicho momento.

En los casos de indisponibilidad de alguna de las instalaciones, en el procesamiento de las nominaciones y renominaciones se tendrá en cuenta la nueva capacidad disponible a partir de ese momento, pudiendo reducirse las nominaciones y renominaciones e informando a los usuarios convenientemente.

4.3 Tratamiento en AVB. El GTS analizará las nominaciones/renominaciones en el punto PCAS, para lo cual tendrá en cuenta la capacidad diaria de las instalaciones y, en el caso de renominaciones dentro del día de gas, la capacidad para el resto de horas del día, conforme a lo dispuesto en el artículo 25 de la Circular 8/2019 de la CNMC, así como la capacidad correspondiente a cada usuario, con objeto de determinar la cantidad procesada y confirmada de las mismas.

4.4 Tratamiento en TVB. El GTS analizará las nominaciones/renominaciones en el punto PCPR, para lo cual tendrá en cuenta la capacidad de las instalaciones diaria y, en el caso de las renominaciones dentro del día de gas, la capacidad para el resto de horas del día, así como la capacidad contratada por cada usuario, con objeto de determinar la cantidad procesada y confirmada de las mismas.

4.4.1 Servicios prestados mediante slots (PCDB). En el caso del servicio de capacidad de descarga de buques, podrá denegarse la operación si el usuario no dispone de capacidad de almacenamiento de GNL contratada suficiente y la descarga pone en riesgo la correcta operación de las instalaciones, o bien si la operación tiene afección en los derechos de uso de la capacidad de almacenamiento de GNL contratada por otros usuarios.

Igualmente, en la prestación del servicio de carga de GNL de planta a buque, podrá denegarse la operación si el usuario no dispone de GNL en TVB suficiente y la cantidad en defecto pone en riesgo la gestión del sistema.

Las denegaciones anteriores, de ser necesarias, serán coordinadas por el GTS y los operadores de las plantas de regasificación afectadas.

Los usuarios serán debidamente informados de las posibles denegaciones que les afecten con la mayor antelación posible.

4.5 Tratamiento en PVB. El GTS, en coordinación con los operadores de las redes de transporte y distribución, según corresponda, analizará las nominaciones/renominaciones en los siguientes puntos:

Para ello, tendrá en cuenta la capacidad nominal diaria de las instalaciones y, en el caso de las renominaciones dentro del día de gas, la capacidad nominal para el resto de horas del día, así como la capacidad contratada por cada usuario, con objeto de determinar la cantidad procesada y confirmada de las mismas.

En caso de que la suma de nominaciones y renominaciones de los usuarios supere la capacidad nominal de la instalación en el momento de su tratamiento, se tendrá en cuenta lo siguiente:

La reducción de las nominaciones, o renominaciones se realizará de acuerdo con los siguientes criterios, por orden de preferencia:

En el caso de que se haya vendido capacidad adicional por el mecanismo de sobreventa de capacidad y siempre que no se comunique indisponibilidad, los repartos establecidos en este apartado se realizarán sobre la capacidad nominal incrementada en la misma cantidad que la capacidad adicional vendida.

4.6 Casación en puntos de conexión entre dos infraestructuras diferentes. Una vez finalizado el procesamiento de las nominaciones y renominaciones, antes de su confirmación a los usuarios, se procederá a realizar la casación en los puntos de conexión entre dos infraestructuras diferentes.

Para resolver los posibles desajustes entre las nominaciones y renominaciones enviadas por los usuarios a ambos lados de la conexión entre dos infraestructuras distintas, como criterio general se casarán las parejas de operaciones procesadas que coincidan en los siguientes conceptos: día de gas, punto del sistema/servicio y usuario a un lado del punto y usuario al otro lado del punto, de forma que, si la cantidad nominada/renominada por ambos no es la misma, se asignará la cantidad menor de las dos, sin perjuicio de los procedimientos establecidos en los acuerdos de interconexión vigentes en las conexiones internacionales con Europa.

A excepción de los servicios de capacidad referidos a buques, cuyo calendario se detalla en el apartado 3.4.1 de este capítulo, y del servicio de carga de cisternas, los plazos y horarios para las nominaciones y renominaciones serán los establecidos en la Circular 2/2020.

Con carácter adicional, en cualquier momento, en función de las necesidades específicas del sistema, y siempre que esté justificado, el GTS podrá exigir a los usuarios de las instalaciones una revisión precisa, actualizada y suficientemente detallada de sus nominaciones/renominaciones.

1. Puntos de reparto del sistema gasista

Se realizarán repartos en los siguientes puntos del sistema gasista:

Para cada punto del sistema gasista en el que se realizan repartos, el responsable de realizar dicho reparto será:

El GTS publicará en el SL-ATR un listado actualizado de todos los puntos de reparto del sistema gasista, indicando los responsables de los mismos.

3.1 Criterios generales. Cualquier modificación de los procedimientos de reparto será comunicada a los usuarios afectados con, al menos, un mes de antelación.

De conformidad con la Circular 7/2021, de 28 de julio, de la CNMC, por la que se establece la metodología para el cálculo, supervisión, valoración y liquidación de mermas en el sistema gasista, en la determinación del reparto del usuario se descontará o adicionará la cantidad que corresponda en concepto de mermas retenidas.

Con carácter general, todos los envíos de información en relación con el reparto, incluyendo las cantidades a repartir, y la comunicación del reparto a los usuarios se realizarán a través del sistema SL-ATR. Toda la información en relación con el reparto podrá ser consultada por los usuarios y los operadores de instalaciones en lo relativo a los servicios localizados en el SL-ATR. El GTS dará acceso a la DGPEM y a la CNMC a toda la información sobre el reparto de los usuarios.

Los usuarios podrán reclamar los repartos conforme a lo dispuesto en el capítulo X. A este respecto, los repartos se considerarán abiertos mientras no haya finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones y cerrados una vez finalizado el mismo.

Las cantidades repartidas al usuario se asignarán a los contratos de acceso del mismo que estuvieran en vigor el día de realización del reparto de forma proporcional a las capacidades contratadas.

3.2 Repartos en los puntos PCI, PCY, PCAS, PCPR. Se realizará un único reparto diario (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, como entrada o salida del PVB, según corresponda, que asignará a los usuarios el gas entregado desde o introducido en PVB en el día de gas. La cantidad de reparto asignada a cada usuario coincidirá con sus nominaciones y renominaciones confirmadas para el día de gas.

Los repartos diarios (repartos d+1) serán replicados en los repartos diarios finales provisionales (m+3) y en los repartos diarios finales definitivos (m+15) en estos puntos, siendo los valores diarios coincidentes para todos ellos.

La diferencia entre la cantidad física total entregada en el punto de conexión y la suma de los repartos de los usuarios se incluirá en la cuenta OBA del GTS, y no se asignará a ningún sujeto.

3.3 Repartos en los puntos PCTG y PCDG. Se realizará un reparto como entrada al PVB por cada uno de los puntos PCTG y PCDG en redes de distribución no alimentadas por una planta satélite y en PCDG en redes de distribución alimentadas por una planta satélite cuando la inyección se produce en la propia red, que asignará a los usuarios el gas introducido en PVB en el día de gas. En puntos PCDG donde la inyección se produce mediante una planta satélite, se realizará también un reparto que se tendrá en cuenta en el cálculo del reparto en puntos PCCC.

Para los puntos PCTG y PCDG, tanto cuando la inyección se produce directamente en la red de distribución, como cuando se produce en una planta satélite de distribución, el reparto se determinará mediante la siguiente expresión:

Reparto asignado al usuario = Emisión PCTG/PCDG × porcentaje asignación usuario

En estos puntos se realizarán los siguientes repartos:

3.4 Repartos en los puntos PCLD. Se realizará un reparto como salida del PVB por cada uno de los puntos PCLD, que asignará a los usuarios el gas entregado desde PVB en el día de gas. El responsable del reparto identificará a través del SL-ATR a los usuarios afectados por el reparto en cada PCLD.

En estos puntos se realizarán los siguientes repartos:

3.5 Repartos en puntos PCDB. Se realizará un reparto como entrada o salida del TVB, según corresponda, que asignará a los usuarios el gas introducido en TVB o entregado desde TVB en el día de gas.

En estos puntos se realizarán los siguientes repartos:

Cuando el GNL del buque a cargar/descargar se reparta entre varios usuarios, los usuarios afectados habrán comunicado el criterio de reparto de la energía cargada o descargada, libremente acordado entre ellos, en la programación correspondiente según lo establecido en el Capítulo III. Dicho criterio deberá asegurar el reparto completo de las cantidades medidas en términos energéticos, debiendo definirse siempre un usuario para la asignación del resto, en su caso.

El cálculo de la energía neta cargada o descargada se realizará conforme a la normativa vigente. En caso de que no se disponga del cálculo en los términos anteriores, la cantidad a repartir por el responsable del reparto en el SL-ATR se obtendrá con la mejor información disponible de entre las siguientes:

3.6 Repartos en los puntos PCCC. Se realizará un reparto como salida del TVB, que asignará a los usuarios el gas entregado desde TVB en el día de gas.

La cantidad cargada en los camiones cisterna, facilitada por los responsables de la medida en estos puntos, se repartirá completamente, aplicando el criterio de reparto establecido en el pedido con el que se realizó la carga. En el caso de plantas satélite de distribución, el criterio de reparto será el indicado por el expedidor en el momento de la asignación de la carga.

El SL-ATR facilitará el cambio del criterio de reparto para cada planta satélite, mostrando el criterio inicial y permitiendo su modificación a la hora de realizar la programación semanal. Para los camiones cisterna con destino a plantas satélites de distribución, será responsabilidad del titular de la planta satélite de distribución facilitar los porcentajes actualizados al SL-ATR para llevar a cabo los repartos.

Para estos puntos se realizarán los siguientes repartos:

En el caso de carga de camiones cisterna destinados a plantas satélite de distribución, la mejor información disponible incluirá el reparto final provisional (reparto m+3) en las redes de distribución alimentadas por plantas satélites de distribución. Cuando corresponda, de este reparto final provisional (m+3) del usuario se descontará el reparto del usuario en los puntos PCDG que inyectan en plantas satélite de distribución.

En el caso de carga de camiones cisterna destinados a plantas satélite de distribución, la mejor información disponible incluirá el reparto final definitivo (reparto m+15) en las redes de distribución alimentadas por plantas satélites de distribución. Cuando corresponda, de este reparto final definitivo (m+15) del usuario se descontará el reparto del usuario en los puntos PCDG que inyectan en plantas satélite de distribución.

3.7 Repartos en los puntos PCTD y PCDD. Se define la emisión neta diaria en un PCTD/PCDD como la diferencia entre las entradas de gas a dicha red (entradas en puntos PCTD, PCDD y PCDG) y las entregas de gas a redes de otros operadores interconectados (salidas en puntos PCTD y PCDD). El responsable de calcular la emisión neta a repartir en los puntos PCTD y PCDD será el responsable del reparto en dichos puntos.

Se realizará un reparto como salida del PVB por cada uno de los puntos PCTD/PCDD, que asignará a los usuarios el gas entregado desde PVB en el día de gas. El responsable del reparto identificará a través del SL-ATR a los usuarios afectados por el reparto en cada PCTD/PCDD.

A los efectos de calcular estos repartos, en el caso de que exista una red de distribución alimentada mediante varios PCTD/PCDD/PCDG, se considerará que todos ellos constituyen un único punto de conexión.

En estos puntos se realizarán los siguientes repartos:

Además, la diferencia entre la emisión neta diaria en el PCTD/PCDD y los consumos asignados incrementados en sus mermas reconocidas correspondientes, si la hubiera, será repartido por el responsable del reparto entre todos los usuarios presentes en el PCTD/PCDD, proporcionalmente a su consumo estimado (incluyendo el de los consumidores con telemedida no disponible), pasando a formar parte de su reparto diario provisional (d+1). En el caso de que el porcentaje de consumo telemedido de un PCTD/PCDD sea del 100 %, la diferencia señalada en el párrafo anterior se repercutirá sobre toda la demanda telemedida, de forma proporcional al consumo asignado a cada usuario. Este porcentaje podrá ser revisado anualmente y modificado por el GTS, en colaboración con los operadores de redes de distribución. En caso de modificarse el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes antes de su aplicación y se asignará al saldo de mermas.

Si el PCTD/PCDD no tiene puntos de suministro activos ni existen redes interconectadas aguas abajo, el responsable del reparto asignará la emisión diaria neta de forma proporcional entre todos los usuarios con repartos diarios provisionales en el conjunto de las redes de dicho distribuidor. Este reparto se hará proporcional al total de reparto del día anterior y se asignará al saldo de mermas.

En el caso de que el PCTD/PCDD no tenga puntos de suministro activos, pero suministre aguas abajo a las redes de otro operador, el SL-ATR repartirá automáticamente en nombre del responsable del reparto la emisión diaria neta del PCTD/PCDD entre todos los usuarios con reparto en los PCDD situado aguas abajo. Este reparto se realizará de forma proporcional al total del reparto del día anterior de esos usuarios.

El operador de la red de distribución informará a los operadores interconectados de aquellos PCTD/PCDD donde no existan puntos de suministro activos, con el fin de coordinar las acciones que de esta situación se deriven.

Para cada día del mes m, la diferencia entre la emisión neta diaria y el consumo diario en dicho PCTD/PCDD (incrementado en sus mermas reconocidas correspondientes) se repartirá entre los usuarios conforme a lo establecido en el artículo 10.1 de la Circular 7/2021, de 28 de julio, de la CNMC, por la que se establece la metodología para el cálculo, supervisión, valoración y liquidación de mermas del sistema gasista, pasando a formar parte de su reparto final provisional (m+3).

3.7.1 Consumo en puntos de suministro con telemedida para el reparto diario provisional (d+1). Para los puntos de suministro con equipo de telemedida se asignará como reparto la lectura registrada por el operador de la red de transporte o distribución, conforme al procedimiento de medición vigente entre las partes interconectadas.

Cuando no se disponga de dicha telemedida, se estimará tomando como base la media de las tres últimas medidas registradas de días equivalentes de consumo. Se considerarán tres tipos de días equivalentes: laborables, sábados no festivos, y domingos y festivos. Los calendarios laborales que determinen los días laborables y festivos serán los publicados oficialmente por cada Comunidad Autónoma. No obstante, cuando el usuario, con doce horas de antelación a la finalización del día de gas, haya enviado al operador de la red de transporte/distribución una actualización de su valor de consumo, éste será utilizado por el operador como estimación del valor de la telemedida. Este valor no será tomado como referencia para estimaciones futuras.

En el caso de nuevos consumidores sin historial de consumo, si no se dispone de telemedida se considerará como consumo diario (Cd) el caudal diario contratado (Qd) multiplicado por un factor corrector de utilización (fc).

El factor fc se obtendrá calculando la ratio de consumo sobre el caudal diario contratado de una muestra representativa de consumidores telemedidos y su valor inicial es 0,75. Este valor podrá ser revisado anualmente y modificado por el GTS, en colaboración con los operadores, y en caso de modificación el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes a su aplicación.

3.7.2 Consumo diario en el grupo de reparto Consumidores tipo 1 para el reparto diario provisional (d+1). El consumo diario en los puntos de suministro que carecen de telemedida se estimará mediante la desagregación diaria de su consumo mensual estimado.

Si existe consumo mensual del año anterior correspondiente al mismo mes (Cm–12), se tomará como Cm el consumo asignado al mismo mes del año de gas anterior, incluyendo un coeficiente de corrección (CC) sobre el consumo del año de gas anterior que represente la evolución o variación del consumo de un año respecto de otro, de acuerdo a la información de evolución de demanda convencional publicada por el GTS. Este coeficiente de corrección se publicará en el SL-ATR antes del 15 de septiembre.

Cm = Cm–12 x CC

Donde CC es la variación del consumo de los últimos doce meses disponibles.

En el caso de los consumidores suministrados a presión P≤4 bar con consumo anual superior a 50.000 kWh, se aplicará un coeficiente de corrección por temperatura (Ctemp1) sobre el consumo del año anterior que tenga en cuenta la variación del consumo por efecto de la temperatura y la inercia térmica.

Cm = Cm–12 x Ctemp1

Ctemp1 = Xdia · C1dia + Xdia-1 · C1dia-1 + Xdia-2 · C1dia-2 +... + Xdia-7 · C1dia-7

Donde Xdia, Xdia-1, Xdia-2,..., Xdia-7 representan la importancia relativa de cada coeficiente, definidos inicialmente con los siguientes valores, que pueden ser modificados anualmente y serán publicados en el SL-ATR por el GTS con una antelación mínima de un mes a su aplicación. Asimismo, el GTS también calculará y publicará el coeficiente de corrección por temperatura (Ctemp1).

El término C1día-n de cada día se calculará para cada provincia como el cociente entre los grados día (base 15) del día de gas «n» y el promedio diario de los grados día del mismo mes del año anterior, utilizando temperaturas reales o, en su defecto, la mejor estimación posible que se hubiera dispuesto, utilizando en ambos casos información de la Agencia Estatal de Meteorología.

Siendo N el número de días del mes y calculándose los grados día gas (n) según la siguiente expresión:

Donde Tmax es la temperatura máxima diaria, Tmin, la temperatura mínima diaria, Tmed la temperatura media diaria calculada como (Tmax + Tmin)/2.

El valor inicial del coeficiente KT1 es 4. Este valor podrá ser revisado y modificado anualmente por el GTS, en colaboración con los operadores, y, de modificarse, será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes a su aplicación.

En el caso de consumidores de reciente incorporación al sistema gasista, sin la serie completa de datos del año anterior, se considerará el consumo del último mes disponible.

En el caso de nuevos consumidores sin ningún dato de consumo:

Cm = Qd x fc x N

El factor fc se calculará conforme a lo indicado en el apartado 3.7.1 anterior sobre consumos telemedidos.

Cd = Cm x Cf / Nlab

Donde Cf tendrá por defecto un valor de 0,85, que podrá ser revisado y modificado anualmente por el GTS, en colaboración con los operadores. En caso de modificarse, el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes antes de su aplicación.

Cd = Cm x (1 - Cf) / Nres

Donde Cf tendrá el mismo valor que en el caso de días laborables.

Los calendarios laborales que determinen los días laborables y festivos serán los publicados oficialmente por cada comunidad autónoma.

3.7.3 Consumo diario en el grupo de reparto Consumidores tipo 2 para el reparto diario provisional (d+1). Se calcularán dos tipos de consumo a asignar a nivel diario en un PCTD/PCDD en función de la energía consumida por los clientes:

Para cada uno de estos dos grupos de consumo, se estimará el consumo total en el día de gas conforme a la siguiente fórmula:

Cd = N.o consumidores x Pu x Ctemp2

El consumo correspondiente a cada usuario se calculará proporcionalmente al número de clientes dentro de cada grupo de consumo a los que suministra el usuario.

El coeficiente Ctemp2 se calculará para cada provincia y tendrá en cuenta el impacto de la inercia térmica

Ctemp2 = Xdia · C2dia + Xdia-1 · C2dia-1 + Xdia-2 · C2dia-2 +... + Xdia-7 · C2dia-7

Donde Xdia, Xdia-1, Xdia-2,..., Xdia-7 es la importancia relativa de cada coeficiente, definidos inicialmente con los siguientes valores, que podrán ser modificados anualmente y serán publicados en el SL-ATR por el GTS con una antelación mínima de un mes a su aplicación. Asimismo, el GTS también calculará y publicará el coeficiente de corrección por temperatura (Ctemp2).

El término C2dia-n de cada día se calculará para cada provincia como el cociente entre los grados día (base 15) del día de gas (n) y el promedio diario de los grados día del mismo mes del año o años que se hayan empleado como referencia para el cálculo del perfil, utilizando temperaturas reales o, en su defecto, la mejor estimación posible que se hubiera dispuesto, utilizando en ambos casos información de la Agencia Estatal de Meteorología.

Los grados día gas(n) se calcularán según la siguiente expresión:

Donde Tmax es la temperatura máxima diaria, Tmin, la temperatura mínima diaria, Tmed la temperatura media diaria calculada como (Tmax + Tmin)/2.

El valor inicial del coeficiente KT2 será igual a 4. Este valor podrá ser revisado y modificado anualmente por el GTS, en colaboración con los operadores, y será publicado en el SL-ATR por el GTS con una antelación mínima de un mes a su aplicación.

Los gradosdía_diapromedio_perfil serán la referencia de grados día con los que están calculados los perfiles unitarios Pu. Los gradosdía_diapromedio_perfil serán publicados en el SL-ATR por el GTS y, si fuera necesaria su actualización, los nuevos perfiles se publicará en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes a su aplicación. Los gradosdía_diapromedio_perfil se calcularán mediante la siguiente fórmula:

Donde N es el número de días del mes y K el número de periodos invernales utilizados para el cálculo del perfil.

Antes del 1 de octubre de cada año, el GTS determinará y publicará en el SL-ATR, para el año siguiente, las estaciones meteorológicas que se utilizarán para el cálculo de los coeficientes correctores de temperatura Ctemp1 y Ctemp2, así como la relación de las provincias suministradas desde cada PCTD/PCDD. Para ello, el GTS solicitará esta información a los operadores de redes de distribución.

Los operadores de redes de distribución calcularán los perfiles unitarios de consumo para cada grupo de consumo y zona climática Pu y la asignación de provincia a zona climática utilizando los datos históricos de facturas y repartos de los operadores de redes de distribución que operen en cada provincia y los modelos matemáticos disponibles que mejor permitan su definición. Dichos perfiles, así como la asignación de provincia a zona climática, podrán ser revisados y modificados anualmente por los operadores, en colaboración con el GTS. Los nuevos valores serán publicados en el SL-ATR un mes antes de su aplicación.

Los coeficientes correctores de temperatura, los perfiles unitarios y las zonas climáticas serán comunes para todos los operadores de redes de distribución.

Con periodicidad bienal, el GTS, en coordinación con los operadores, valorará la conveniencia de revisar los parámetros utilizados en este apartado para la elaboración de los repartos. La CNMC y la DGPEM podrán solicitar el acceso a los datos empleados para su cálculo, así como a los perfiles unitarios de consumo, para la supervisión de los mismos.

3.7.4 Consumo en puntos de suministro con telemedida para el reparto final provisional (m+3) y el reparto final definitivo (m+15). Se asignará a cada usuario el valor del consumo asignado en el reparto diario provisional (d+1), considerando la mejor información disponible en cada momento. Si no hubiese correcciones, el valor diario asignado en el reparto final provisional (m+3) y el reparto final definitivo (m+15) coincidirá con el valor diario asignado en el reparto provisional (d+1).

3.7.5 Consumo diario en puntos de suministro sin telemedida para el reparto final provisional (m+3) y el reparto final definitivo (m+15). Para cada uno de los grupos de reparto «Consumidores tipo 1» (distinguiendo entre consumidores suministrados a presión P> 4 bar y consumidores suministrados a presión P≤ 4 bar y consumo superior a 50.000 kWh/año) y «Consumidores tipo 2», por PCTD/PCDD y para cada día «n» del periodo de lectura, se obtendrá el peso del reparto diario provisional (d+1) del día «n», respecto a la suma de los repartos diarios provisionales (d+1) de ese tipo de cliente para todos los días del periodo de lectura del consumo. Para distribuir entre los días la lectura del consumo del cliente, el peso obtenido para cada día «n» se multiplica por el valor del consumo de la citada lectura.

El resultado de la operación será el valor de consumo asignado al día d para ese cliente en el PCTD/PCDD.

Para calcular el consumo asignado en el PCTD/PCDD de un usuario se sumarán todos los consumos de los clientes de dicho usuario.

El reparto final definitivo (m+15) se determinará de la misma forma que el reparto final provisional (m+3), con la mejor información disponible en ese momento; si no hubiese correcciones, el valor diario asignado en el reparto final definitivo (m+15) coincidirá con el valor diario asignado en el reparto final provisional (m+3).

3.7.6 Asignación de provincias a zonas climáticas. La asignación de provincias a cada zona climática será propuesta por los operadores de redes de distribución en coordinación con el GTS, agrupándolas en función de la similitud de los perfiles de consumo calculados según lo indicado en el apartado 3.7.3 de este Capítulo. El listado de zonas climáticas y las provincias incluidas en cada una de ellas se publicará en el SL-ATR. Las zonas climáticas podrán ser revisadas y modificadas anualmente por los operadores de redes de distribución, en coordinación con el GTS. Las actualizaciones serán publicadas en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes antes de su aplicación.

La elaboración de los repartos seguirá los calendarios expuestos en este apartado.

En el caso de que alguno de los hitos establecidos para los repartos final provisional (m+3) y final definitivo (m+15) en los calendarios correspondiese a un sábado, domingo o festivo nacional, este será desplazado al día laborable inmediatamente posterior.

Antes del 15 de septiembre de cada año, el GTS publicará el calendario del proceso de repartos final provisional (m+3) y final definitivo (m+15) del año de gas siguiente. Estos calendarios se podrán revisar con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los envíos y publicaciones de esta información. En cualquier caso, los repartos final provisional (m+3) y final definitivo (m+15) ya cerrados deberán ser publicados en el SL-ATR antes de la finalización del mes m+3 y m+15 respectivamente.

4.3 Reparto final definitivo (m+15). Los plazos para realizar el reparto m+15 correspondiente al mes m serán los mismos que se detallan en el apartado anterior (4.2 de este Capítulo), pero referidos al mes m+15.

5. Controles para el reparto en los puntos PCTD, PCDD, PCLD, PCTG y PCDG

5.1 Máxima cantidad previsible en puntos PCTD, PCDD, PCLD, PCTG y PCDG. Cada día, el SL-ATR realizará una comparativa entre la cantidad medida (emisión) facilitada por el responsable de la misma en cada PCTD/PCDD/PCLD/PCTG/PCDG y su valor máximo previsible. En el caso de que la cantidad diaria enviada para un punto supere en un 50% la máxima cantidad previsible cargada en el SL-ATR, dicha cantidad será estimada por el SL-ATR. En el supuesto de que el punto de conexión sea un PCTD o un PCDD, la estimación se realizará a partir de la suma de los repartos telemedidos y no telemedidos calculados por el responsable del reparto (asumiendo que la diferencia entre la emisión neta en el punto definida en el apartado 3 de este capítulo y los consumos incrementados en sus mermas retenidas correspondientes es nula) y las medidas de los PCTD/PCDD conectados directamente con la red. Si se trata de un PCLD, PCTG o PCDG, dicha estimación será el propio valor de la emisión máxima previsible.

El hecho será comunicado a través del SL-ATR a los operadores y usuarios afectados para que, dentro de los plazos establecidos en el proceso diario de repartos diarios provisionales (d+1), puedan revisar, modificar o reclamar sus datos.

5.2 Controles en repartos diarios provisionales (d+1) en PCTD/PCDD y PCLD. El reparto diario provisional (d+1) en los puntos PCTD/PCDD/PCLD contará, al menos, con los siguientes controles:

5.3 Revisión del GTS del reparto diario provisional (d+1) en puntos PCTD y PCDD. En cada ejecución del algoritmo de repartos diarios provisionales en PCTD/PCDD, siempre que la suma de los repartos por usuario enviadas por el responsable del reparto no coincida con la emisión neta calculada según lo definido en el apartado 3 de este Capítulo, se aplicará un procedimiento denominado «revisión del GTS», que ajustará la emisión neta y la suma de los repartos enviados por el responsable del reparto.

Así, para cada día de gas y punto de conexión PCTD/PCDD, el SL-ATR calculará la diferencia entre la emisión neta diaria y la suma de los repartos provisionales diarios (d+1) asignados a los usuarios en dicho punto. Cuando el valor absoluto de dicha diferencia sea superior a un margen de tolerancia establecido (TrevGTS), el SL-ATR asignará de forma automática dicha diferencia entre los usuarios.

Inicialmente, el margen de tolerancia TrevGTS queda fijado en 100 kWh/día. Este valor podrá ser revisado anualmente y, en caso de modificación, el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes a su aplicación.

Revisión del GTS d, p = Emisión neta diaria a repartir d, p – Repartos diarios provisionales d, p

Cuando el valor absoluto de la revisión del GTS en un punto de conexión supere el margen de tolerancia, el SL-ATR asignará esta diferencia entre los usuarios según los siguientes criterios:

Si la emisión neta diaria es cero, el algoritmo se ejecuta igualmente, con lo que asignaría cantidades negativas a cada usuario.

Sin embargo, si en el SL-ATR no se dispone de la emisión neta diaria, el algoritmo no se ejecutaría.

Si dicha información tampoco estuviera disponible, el SL-ATR iniciaría una búsqueda de información en los quince días anteriores. Si en esos quince días no encuentra repartos diarios provisionales (d+1) distintos de cero, la revisión del GTS se repartiría a partes iguales entre todos los usuarios del punto.

5.4 Intervención especial del GTS ante situaciones excepcionales de alto impacto en el reparto diario provisional en puntos PCTD, PCDD y PCLD. Se define como intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) aquella que realiza el GTS cuando se den situaciones excepcionales que se pudieran tener un alto impacto en la calidad de dichos repartos. Se considerarán «situación excepcional que requiere la intervención especial del GTS» las siguientes:

Dentro de los motivos de intervención no se considerarán errores las variaciones diarias del reparto diario provisional resultado de la aplicación correcta de las fórmulas establecidas en este procedimiento, por grandes que fueran.

La intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales también podrá ser solicitada al GTS por cualquier sujeto del sistema que interviene en el proceso (operadores y usuarios). La solicitud deberá realizarse por escrito y deberá ir acompañada, al menos, de la siguiente información:

Una vez analizada la solicitud y el impacto sobre los usuarios y/o la operativa del sistema, el GTS podrá intervenir en el proceso de repartos diarios provisionales.

Cuando sea necesaria, el GTS realizará una «declaración de intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1)», la cual será comunicada, tan pronto como sea posible, a todos los sujetos afectados, indicando el motivo del fallo, en caso de que esté identificado, y los pasos a seguir.

Tan pronto como se identifique el origen del fallo y se disponga de una estimación del plazo de resolución del mismo, el GTS procederá a comunicar el avance a todos los agentes afectados. En el caso de que la declaración de intervención especial esté motivada por un fallo en los sistemas de los responsables del reparto, será responsabilidad de estos mantener informado al GTS de las acciones correctoras llevadas a cabo para restablecer la situación normal y el avance de las mismas.

Cuando se considere que la situación del proceso de repartos diarios provisionales (d+1) se ha restablecido, se procederá a informar a los agentes afectados. En el caso de tratarse de un fallo generalizado en el proceso, será responsabilidad del GTS emitir la comunicación a todos los agentes, indicando que se ha restablecido la situación normal y que la información referente a repartos diarios provisionales (d+1) se encuentra a disposición de los usuarios a través de los cauces habituales. En el caso de que el fallo haya estado originado por los sistemas de los responsables del reparto, será responsabilidad de estos verificar el restablecimiento de sus procesos. Tan pronto como hayan subsanado los fallos, lo pondrán en conocimiento del GTS, que emitirá la comunicación a todos los agentes indicando que se ha restablecido la situación normal y que la información referente a repartos diarios provisionales (d+1) se encuentra a disposición de los usuarios a través de los cauces habituales. En cualquier caso, se comunicará adecuadamente la evolución de la resolución de la incidencia a todos los agentes afectados.

La intervención especial del GTS en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) podrá tener como consecuencia paradas de las cadenas en el SL-ATR y retrasos en la publicación de los repartos diarios provisionales (d+1).

6. Información a proporcionar sobre los repartos en puntos PCTD Y PCDD

6.1 Envío de la información del reparto diario provisional (d+1). El reparto diario provisional (d+1) se enviará por el responsable del reparto al SL-ATR con el detalle que se indica a continuación, por PCTD/PCDD, usuario y día de gas:

Toda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto diario provisional (d+1) sean trazables por el usuario estará disponible en el SL-ATR y podrán ser consultados por el mismo.

Adicionalmente, el responsable del reparto en el punto PCTD/PCDD mantendrá disponible y accesible para cada usuario, en su sistema informatizado, un inventario del número de clientes desglosado por punto de conexión (PCTD/PCDD), grupo de reparto y zona climática. Concretamente, cada día pondrá a disposición de los usuarios.

Esta información se publicará para todos los PCTD/PCDD en los que el usuario tenga puntos de suministro. Además, se proporcionará a cada usuario el número total de clientes por grupo de reparto en cada punto PCTD/PCDD.

En caso de disconformidad por parte de un usuario respecto al reparto agrupado de sus consumidores tipo 2, el responsable del reparto estará obligado a remitir la información utilizada para realizar el cálculo.

6.2 Envío de la información del reparto final provisional (m+3). El reparto final provisional (m+3) se enviará por el responsable del reparto al SL-ATR, por PCTD/PCDD, usuario y día de gas, con el mismo detalle que la información sobre el reparto diario provisional (d+1) que se detalla en el apartado 6.1, con las siguientes salvedades:

Toda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto diario final provisional sean trazables por el usuario estará disponible en el SL-ATR y podrán ser consultados por el mismo.

Adicionalmente, el responsable del reparto en el punto PCTD/PCDD mantendrá disponible, para cada usuario, en su sistema informatizado la misma información que se detalla para el reparto diario provisional (d+1) en el apartado 6.1 anterior, indicando el mes de reparto (en lugar de la fecha de reparto).

En caso de disconformidad por parte de un usuario respecto al reparto agrupado de sus consumidores tipo 2, el responsable del reparto estará obligado a remitir la información utilizada para realizar el cálculo.

6.3 Envío de la información del reparto final provisional (m+15). Toda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto final definitivo sean trazables por el usuario estará disponible en el SL-ATR y podrán ser consultados por el mismo. La información se facilitará con el mismo detalle que la del reparto final provisional (m+3).

Se calcularán dos tipos de balances relativos al sistema gasista: el balance físico de las instalaciones, que permitirá, entre otros, determinar las existencias y mermas reales de las infraestructuras y garantizar la correcta operación del sistema en su conjunto, y el balance individual de los usuarios en las distintas áreas de balance (TVB, PVB y AVB), que permitirá determinar las existencias y el desbalance de cada usuario.

Adicionalmente, se determinarán balances del gas de los transportistas en cada una de sus infraestructuras y del GTS en todas las áreas de balance.

Toda la información relativa a los balances estará disponible en el SL-ATR. Además, el GTS deberá poner a disposición de cada usuario, en el SL-ATR, toda la información necesaria para la reproducción y trazabilidad del cálculo de los balances individuales por cada usuario.

2. Balances físicos de las instalaciones

2.1 Conceptos generales. Los operadores de las infraestructuras del sistema gasista deberán realizar, para cada día de gas, un balance físico diario del gas que transita por sus instalaciones y enviar diariamente al SL-ATR toda la información necesaria para la reproducción de los cálculos.

Los balances físicos servirán al operador de cada infraestructura para:

Los balances físicos relativos a las instalaciones de regasificación, almacenamientos subterráneos y red de transporte serán supervisados por el GTS, quién podrá requerir un mayor alcance y frecuencia al dispuesto en este capítulo, así como establecer el nivel de detalle de la información a proporcionar al respecto, en función de su incidencia en la operación del sistema.

Los balances físicos por instalación se calcularán empleando las mediciones efectuadas en los diferentes puntos de medición del sistema gasista, incluyendo la medición de existencias y autoconsumos.

El calendario a seguir para el cálculo del balance físico diario para será el mismo que el definido en el apartado 3.5 de este capítulo para el cálculo del balance provisional (d+1) de los usuarios.

2.2 Balance físico en las plantas de regasificación. Se calculará un balance por instalación, de acuerdo con la siguiente expresión:

Existencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos + Mermas reales

2.3 Balance físico en las redes de transporte. Se calculará un balance por el conjunto de redes de transporte de cada titular, conforme a la siguiente fórmula:

Existencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos + Mermas reales

2.4 Balance físico en los almacenamientos subterráneos. Se calculará un balance por instalación, conforme a la siguiente fórmula:

Existencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos

2.5 Balance físico en la red de distribución. Se calculará un balance por el conjunto de redes de distribución de cada titular, conforme a la siguiente fórmula:

3. Balances individuales de los usuarios

3.1 Conceptos generales. El GTS realizará balances individuales para todos y cada uno de los usuarios con cartera de balance en TVB/PVB/AVB, conforme a lo dispuesto en la Circular 2/2020 de la CNMC. Estos balances contendrán toda la información relativa a los repartos y nivel de existencias de los usuarios en las áreas de balance y serán puestos a disposición de los mismos a través del SL-ATR.

Los balances individuales de los usuarios se considerarán abiertos mientras no haya finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones de los repartos de los usuarios y cerrados una vez finalizado el mismo.

Se realizarán los siguientes balances individuales de los usuarios, que estarán disponibles en el SL-ATR:

3.2 Balances individuales de los usuarios en TVB.

3.2.1 Balance diario provisional (d+1). El balance diario provisional (d+1) del usuario con cartera de balance en TVB se calculará conforme a la siguiente fórmula:

Existencias finales = Existencias iniciales + Entradas – Salidas – Cesiones en TVB + Adquisiciones en TVB

Una vez calculadas las existencias finales del usuario, se evaluará el desbalance diario provisional (d+1) del usuario. Para ello se comparan las existencias finales calculadas con la capacidad de almacenamiento de GNL contratada por el usuario para ese día, pudiéndose presentar tres situaciones:

No obstante, si el usuario tuviera descarga de buque iniciada, se comprobará si el desbalance diario provisional (d+1) está cubierto por la cantidad de gas pendiente de descargar. El gas pendiente de descarga (GPD) del usuario, se calculará para cada buque con descarga iniciada y no finalizada, en función del día de descarga en el que se encuentre el buque. Así, si el buque con descarga no finalizada se encuentra en su primer día de descarga y no se ha recibido ninguna medición o reparto para dicho buque, GPD se computará con valor cero. En caso contrario, GPD se calculará mediante la siguiente fórmula:

En el caso de que el GPD calculado sea negativo, se considerará un valor de cero. Para un día de gas d, el GPD de un usuario será igual a la suma del GPD de todos los buques con descarga iniciada para dicho día.

Una vez calculado el GPD, este se compara con el desbalance diario provisional (d+1) calculado para el usuario, pudiéndose presentar dos escenarios, que podrán modificar los valores de dicho desbalance provisional (d+1) y las existencias finales del usuario para el día de gas d, según sigue:

3.2.2 Balance diario final provisional (m+3). El balance diario final provisional (m+3) del usuario con cartera de balance en el TVB se calculará aplicando la misma fórmula definida para el balance diario provisional (d+1), pero considerando los valores de los repartos diarios finales provisionales (m+3).

Una vez calculadas las existencias finales en el TVB para cada día de gas del mes m, se evaluará, también para cada día de gas del mes m, el desbalance diario final provisional (m+3) del usuario. Para ello se comparan las existencias finales calculadas para cada día con la capacidad de almacenamiento de GNL contratada por el usuario para ese día, pudiéndose presentar tres situaciones:

3.2.3 Balance diario final definitivo (m+15). El balance diario final definitivo (m+15) del usuario con cartera de balance en el TVB se calculará aplicando la misma fórmula definida para el balance diario provisional (d+1), pero considerando los valores de los repartos diarios finales definitivos (m+15).

Una vez calculadas las existencias finales en el TVB para cada día de gas del mes m, se evaluará, también para cada día de gas del mes m, el desbalance diario final definitivo (m+15) del usuario. Para ello se comparan las existencias finales calculadas para cada día con la capacidad de almacenamiento de GNL contratada por el usuario para ese día, pudiéndose presentar tres situaciones:

3.3 Balances individuales de los usuarios en PVB.

3.3.1 Balance diario provisional (d+1). El balance diario provisional d+1 del usuario con cartera de balance en PVB se calculará conforme a la siguiente fórmula:

Desbalance del usuario = Entradas – Salidas – Cesiones en PVB + Adquisiciones en PVB

Los usuarios no tendrán existencias a su nombre en el PVB al finalizar el día de gas (desbalance = 0), salvo que el usuario hubiera adquirido algún servicio en vigor a tal efecto. En este caso, si el desbalance calculado según la fórmula anterior fuera positivo, se comparará con el derecho de almacenamiento proporcionado por el servicio adquirido. Se considerará que el usuario no presenta desbalance, si la cantidad calculada según la fórmula anterior teniendo además en cuenta las existencias del usuario al comienzo del día de gas, esto es, Desbalance del usuario = Existencias iniciales + Entradas – Salidas – Cesiones en PVB + Adquisiciones en PVB, es igual o inferior al derecho de almacenamiento. Si fuera superior, la cantidad de desbalance calculada por la fórmula se minorará en el derecho de almacenamiento proporcionado por el servicio adquirido.

3.3.2 Balance diario final provisional (m+3). El balance diario final provisional (m+3) del usuario con cartera de balance en el PVB se calculará aplicando la misma fórmula definida para el balance diario provisional (d+1), pero considerando los valores de los repartos diarios finales provisionales (m+3).

3.3.3 Balance diario final definitivo (m+15). El balance diario final definitivo (m+15) del usuario con cartera de balance en el PVB se calculará aplicando la misma fórmula definida para el balance diario provisional (d+1), pero considerando los valores de los repartos diarios finales definitivos (m+15).

3.4 Balances individuales de los usuarios en AVB. De conformidad con la Circular 2/2020, de la CNMC, para cada día de gas, en AVB se calculará un único balance, el balance final definitivo, calculado el día después del día de gas. El balance final definitivo (d+1) del usuario con cartera de balance en AVB se calculará conforme a la siguiente fórmula:

Existencias finales = Existencias iniciales + Entradas – Salidas – Cesiones en AVB + Adquisiciones en AVB

Una vez calculadas las existencias finales se evaluará el desbalance final definitivo (d+1) del usuario. Para ello se comparan las existencias finales calculadas con la capacidad de almacenamiento contratada por el usuario para ese día, pudiéndose presentar tres situaciones:

3.5 Calendario para la elaboración de los balances individuales de los usuarios La elaboración de los balances individuales de los usuarios seguirá los calendarios siguientes:

Antes del 15 de septiembre de cada año, el GTS publicará el calendario del proceso de balances m+3 y m+15 del año de gas siguiente, con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los hitos de envío y publicación de esta información.

3.6 Prebalance del día de gas. Con carácter adicional a los balances provisional (d+1), final provisional (m+3) y final definitivo (m+15), una vez concluido el último ciclo de renominación del día de gas d, el GTS calculará, para dicho día de gas y para cada área de balance (TVB, PVB y AVB), un balance de los usuarios (denominado prebalance), al objeto de determinar su nivel de riesgo de desbalance y establecer la cuantía de garantías por desbalances establecidas en la Circular 2/2020. Dicho prebalance cumplirá lo establecido en la citada Circular 2/2020. La información sobre el prebalance se publicará en el SL-ATR para cada usuario lo antes posible y siempre con anterioridad a la finalización del día de gas d.

3.6.1 Prebalance en PVB Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en PVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):

Prebalance PVB d = [Demanda + (Salidas PVB – Entradas PVB) + (Cesiones PVB – Adquisiciones PVB) – Existencias iniciales PVB)]

Los consumos se verán incrementados en las mermas correspondientes, conforme a lo establecido en la Circular 7/2021 de la CNMC.

3.6.2 Prebalance en TVB. Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en TVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):

Prebalance TVB d = [(Salidas TVB – Entradas TVB) + (Cesiones TVB - Adquisiciones TVB) – Existencias iniciales TVB)]

En el cálculo del prebalance no se tendrá en cuenta la carga de buques que superen un umbral mínimo a definir por el GTS que estará publicado en el SL-ATR, dado que es una operación que puede precisar varios días para completarse. También quedarán excluidas en las adquisiciones y cesiones vinculadas a descargas correspondientes al día de gas d+1.

Para confirmar el prebalance en TVB calculado con la fórmula anterior, se tendrá en cuenta también si el usuario presenta Gas Pendiente de Descarga (GPD), definido en el apartado 3 de este Capítulo. Así, si la descarga se alarga por encima de ese día de gas, se considerará, en el cálculo del desbalance para el segundo día de gas y sucesivos, la diferencia entre la nominación del buque y la energía descargada medida y enviada por el operador de la planta hasta el día anterior.

3.6.3 Prebalance en AVB. Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en AVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):

Prebalance AVB d = [(Salidas AVB – Entradas AVB) + (Cesiones AVB - Adquisiciones AVB) – Existencias iniciales AVB)]

4. Determinación de otros balances

El GTS realizará balances individuales de gas en TVB, PVB y AVB para cada uno de los operadores de instalaciones de transporte y para el GTS mismo. En todos los casos, se calcularán los siguientes balances, que no estarán sometidos al proceso de liquidaciones por desbalance y que estarán disponibles en el SL-ATR:

Estos balances se considerarán abiertos mientras no haya finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones de los repartos y cerrados una vez finalizado el mismo.

Para cada uno de los operadores de instalaciones, el GTS calculará un balance separado correspondiente a su gas de operación o autoconsumo, su gas talón y su colchón, según aplique. Estos balances se determinarán teniendo en cuenta, en cada área de balance donde corresponda, las existencias de gas del operador al comienzo y al final del día de gas, así como las entradas y salidas de gas a dicha área de balance desde y hacia otras áreas de balance y por cesiones y adquisiciones de gas, si las hubiera.

Para el propio GTS, este calculará un balance separado correspondiente a cada uno de los gases siguientes: gas de operación o autoconsumo, gas talón, gas colchón, gas en la cuenta de balance operativo (OBA), gas por acciones de balance en PVB, gas de gestión de desbalances en TVB y AVB y gas de mermas. Estos balances se determinarán teniendo en cuenta, en cada área de balance donde aplique, las existencias del GTS de cada gas al comienzo y al final del día de gas, así como las entradas y salidas del gas a dicha área de balance si las hubiera, por:

En el caso del balance correspondiente al gas de acciones de balance en PVB y al gas de gestión de desbalances en TVB y AVB, se tendrán además en cuenta, cuando sea necesario, el balance individual agregado de los usuarios.

5. Provisión de información sobre el balance

La provisión de información a los usuarios para la gestión de su balance cumplirá lo establecido en el artículo 22 de la Circular 2/2020 de la CNMC. Adicionalmente, se proporcionará la información que se detalla en los apartados 5.1 y 5.2 siguientes.

5.1 Flujos de comunicación en el día d-1 para el día de gas d Antes de las 10:00 h del día de gas d-1, el GTS pondrá a disposición del sector, a través del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas correspondientes al día de gas d, conforme al algoritmo definido en el apartado 3 del Capítulo IV, con la mejor previsión de temperaturas enviadas por la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET).

Además, antes de las 13:00 h del día de gas d-1, el GTS pondrá a disposición, a través del SL-ATR, la previsión de demanda, en kWh/día, previamente enviada por distribuidores y transportistas al SL-ATR, para el día de gas d con desglose de consumo telemedido y no telemedido, para cada usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD).

Los operadores calcularan las previsiones de demanda del día de gas d a facilitar al GTS en el día de gas d-1 conforme a lo dispuesto en el apartado 3 del Capítulo IV.

5.2 Flujos de comunicación en el día d para el día de gas d (intradiarios).

5.2.1 Flujos de comunicación intradiaria en PVB. Antes de las 10:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición de los operadores de redes de transporte y distribución, a través del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas definidas en el procedimiento de reparto en PCTD y PCDD, correspondientes al día de gas d. Además, también antes de las 10:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión de demanda global del sistema para el propio día de gas d.

Por otro lado, antes de las 13:30 h del día de gas d, los operadores de redes de distribución y transporte enviarán al SL-ATR la siguiente información:

Antes de las 14:00 h, el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la siguiente información:

Antes de las 17:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión actualizada de demanda global del sistema para el propio día de gas d. Además, también antes de las 17:00 h, el GTS pondrá a disposición de los operadores de redes de transporte y distribución, a través del SL-ATR, una actualización de los coeficientes de temperatura definidos en el procedimiento de reparto en PCTD y PCDD, correspondientes al día de gas d.

Antes de las 20:30 h del día de gas d, los operadores de redes de distribución y transporte enviarán al SL-ATR la siguiente información:

Antes de las 21:00 h el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la siguiente información:

5.2.2 Flujos de comunicación intradiaria en TVB. Antes de las 13:30 h y de las 20:30 h del día de gas d, los operadores de las plantas de regasificación enviarán al SL-ATR la siguiente información:

5.3 Indicadores en relación con la provisión de información a los usuarios sobre el balance.

5.3.1 Indicadores de cumplimiento del plazo de la provisión de información en PVB, TVB y AVB. Se definen los siguientes indicadores, con la finalidad de valorar la conveniencia de revisar y mejorar la provisión de información sobre el balance proporcionada a los usuarios:

A estos efectos, se considerará como incumplimiento, tanto no proporcionar a los usuarios la información requerida, como su puesta a disposición sin contar con el nivel de detalle requerido.

5.3.2 Indicadores de cumplimiento de la calidad de la información enviada en PVB. Los indicadores que comparan la información diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto diario provisional (d+1) se calcularán diariamente, una vez publicado el balance diario provisional (d+1). Los indicadores que comparan la información diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto diario final provisional (m+3) se calcularán mensualmente para cada día del mes m, una vez publicado el balance final provisional (m+3).

Se definen a continuación los siguientes indicadores:

Los responsables informarán, a través del SL-ATR, de aquellos casos en los que el valor de la emisión neta acumulada para el día de gas d en los envíos de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de los PCTDs o PCDDs de los que son responsables del reparto proceda de un dato estimado, indicando el porcentaje que estas emisiones estimadas suponen con respecto a la totalidad de las emisiones de las que son responsables.

Para evaluar el indicador de emisión se considerará un margen de tolerancia inicial de 100 kWh/d. Este valor podrá ser revisado anualmente por el GTS en colaboración con los responsables de la emisión neta y, en caso de modificación, el nuevo valor se publicará con al menos un mes de antelación a su aplicación en el SL-ATR.

Asimismo, los operadores de redes de transporte y distribución informarán a los usuarios afectados y al GTS de aquellos casos en los que el valor del consumo telemedido acumulado para el día de gas d en los envíos de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de sus PCLDs proceda de un dato estimado.

5.3.3 Cálculo y publicación de los indicadores e informes asociados. El GTS, una vez se encuentre disponible la información necesaria, será el responsable del cálculo y publicación en el SL-ATR (con carácter anual, en el caso de indicadores de plazo, y con carácter diario y mensual en el caso de indicadores de calidad) de los indicadores definidos en este anexo para el conjunto de operadores de redes de transporte y distribución, y facilitará a cada operador y cada usuario el detalle de su información individualizada.

Durante el mes de abril de cada año, y a partir de la información anterior, el GTS elaborará un informe anual sobre los valores de los indicadores calculados para el año de gas anterior. Los operadores de redes de transporte y distribución recibirán exclusivamente la sección del informe que les concierna, mientras que la totalidad del informe será enviada a la CNMC. Asimismo, se facilitará a los usuarios de la red de transporte las conclusiones alcanzadas en dicho informe, así como los datos empleados en el mismo de manera agregada. Los operadores pondrán realizar consideraciones al informe, que serán también remitidas a la CNMC.

Para las plantas satélite monocliente, en el caso de que el cliente final actúe como consumidor directo en mercado, el expedidor será el propio cliente, mientras que en el caso de ser suministrado por un comercializador, el expedidor será el comercializador, que podrá delegar en el cliente final la expedición de las cisternas previo acuerdo por escrito. La comunicación de este acuerdo y su cancelación al titular de la planta de regasificación deberán ser realizados previamente al inicio y finalización del suministro.

Para las plantas satélite de distribución, el distribuidor titular de la planta actuará como expedidor.

El expedidor será el responsable de realizar el pedido de la carga de la cisterna, excepto en el caso de que el comercializador haya delegado la consideración de expedidor en el cliente final, que será responsabilidad del comercializador.

2. Asignación de plantas satélite a plantas de regasificación

En el caso de que se ponga en funcionamiento una nueva planta satélite de distribución, el GTS, a propuesta del expedidor, designará una de las plantas de regasificación como planta de carga de cisternas, que quedará vinculada, en condiciones normales de operación, a la nueva planta satélite, siendo de forma general la que se encuentre a menor distancia por carretera. Se asignará además una planta alternativa para los casos en los que pudieran surgir incidencias, que en condiciones normales será la siguiente en proximidad. En los casos especiales de transporte intermodal, estaciones vehiculares de GNL y depósitos fiscales, se asignará la más aconsejable, que podrá no ser la más cercana.

Para las plantas satélite de distribución en servicio, el GTS, a iniciativa propia o a instancia de otros agentes implicados en la operación de la planta satélite, podrá estudiar y, en su caso, proponer la reasignación de la planta de carga bajo el mismo principio aplicado en la asignación de nuevas plantas satélites, y esta se realizará mediante acuerdo de las partes implicadas. La asignación de plantas satélites de distribución a plantas de regasificación estará disponible en el SL-ATR y será publicada en la página web del GTS.

En el caso de que la planta de regasificación donde se cargan las cisternas de una planta satélite determinada, bien sea una planta satélite de distribución o una planta satélite monocliente, esté fuera de servicio, presente restricciones técnicas o esté inaccesible, el GTS, previo acuerdo con los cargadores afectados, establecerá una planta de regasificación alternativa para la carga de las cisternas, con independencia de las condiciones contractuales existentes, con el fin de garantizar la continuidad del suministro. Con carácter general, se aplicará también el criterio de menor distancia y, con carácter subsidiario el de equilibrio de cargas. En este caso, el titular de la planta satélite deberá enviar al nuevo cargador copia de la documentación necesaria, siempre que la nueva planta de carga no pertenezca al mismo grupo empresarial que el del cargador original.

3. Documentación a presentar antes de la primera carga

Las nuevas plantas satélite deben entregar al cargador, con una antelación mínima de una semana antes de la primera carga en la planta de regasificación, a través del consumidor directo en mercado, el comercializador o el operador de la red de distribución, la siguiente documentación:

Para cargas posteriores solo deberá presentarse aquella documentación que haya experimentado algún cambio con respecto a la información presentada en la última actualización de la misma.

4.1 Costes de transporte en plantas satélite conectadas a redes de distribución. De forma previa al acceso a una red de distribución alimentada por una planta satélite, el usuario deberá suscribir un acuerdo de prestación de servicios con el operador de la red de distribución titular de la misma, en el que se establecerán los costes de transporte de los camiones cisterna a repercutir al usuario.

El modelo de acuerdo de prestación de servicios, así como los precios del servicio de transporte de cisternas a las plantas satélite de cada distribuidor serán publicados en la página web del distribuidor y se regirán bajo los principios de transparencia, objetividad y no discriminación. El modelo de acuerdo elaborado por cada distribuidor, así como las revisiones de los precios, deberán notificarse a la CNMC.

En caso necesario, la CNMC podrá establecer, mediante resolución, la cuantía de los costes y precios del servicio, las condiciones del procedimiento de reparto de costes a cada usuario o el modelo de acuerdo de prestación de servicios, a efectos de cumplimiento de los principios de transparencia, objetividad y no discriminación.

4.2 Documentación para realizar la carga. Los cargadores deberán exigir a las compañías transportistas de cisternas la documentación necesaria para verificar que vehículos, cisternas, plataformas, contenedores y conductores cumplen la reglamentación vigente relacionada con la actividad del transporte de mercancías peligrosas por carretera, y que mantienen vigentes todos los permisos y autorizaciones. Esta documentación deberá estar actualizada antes de realizar cada carga.

Asimismo, el cargador emitirá para cada carga la documentación establecida reglamentariamente, donde se indicará, entre otros datos, la hora de salida del cargadero.

El transportista de cisternas deberá disponer de un número de pedido para poder cargar en las plantas de regasificación.

5. Asignación a contratos de las cantidades cargadas en la planta de regasificación

En el caso de cisternas destinadas a plantas satélite monocliente, la cantidad cargada en la cisterna se imputará a los contratos de acceso de carga de cisternas del usuario para dicha planta de acuerdo con lo establecido en el Capítulo IV.

En el caso de cisternas destinadas a plantas satélites conectadas a redes de distribución, la cantidad cargada se repartirá entre los usuarios en el reparto d+1 según lo establecido en el capítulo IV. Si las cantidades correspondientes al reparto diario provisional (d+1) fueran modificadas en repartos posteriores (reparto final provisional -m+3- o reparto final definitivo -m+15-) se procederá a refacturar los peajes correspondientes en función de los nuevos valores del reparto.

Los usuarios deberán realizar sus mejores esfuerzos para anular lo antes posible aquellos pedidos correspondientes a la programación semanal, nominación o renominación ya procesada para los que, por cualquier motivo, no fuera a producirse la carga de GNL correspondiente.

El GTS informará periódicamente a la CNMC sobre aquellos pedidos no cancelados para los que finalmente la carga de GNL no hubiera llegado a producirse, al objeto de que esta analice la existencia de indicios sobre posibles prácticas anticompetitivas, derivadas del acaparamiento de la capacidad sin hacer uso de la misma.

La información de carga de cisternas disponible en el SL-ATR será la siguiente:

Asimismo, estará disponible en el SL-ATR un inventario de plantas satélite conectadas a redes de distribución.

El objeto de este Capítulo es definir los valores y la metodología de cálculo de los parámetros de la red de transporte necesarios para identificar su estado de operación, para gestionar el balance operativo de la red y para la realización de acciones de balance en PVB por el GTS; parámetros que determinan el funcionamiento normal para una operación eficiente y económica de las instalaciones de transporte con el objetivo de garantizar la seguridad del suministro con el mínimo coste económico en el transporte de gas y los autoconsumos asociados a dicho transporte.

Asimismo, se definen los valores y la metodología de cálculo de los parámetros de las plantas de regasificación y de los almacenamientos subterráneos que determinan el funcionamiento normal para una operación eficiente y económica de las instalaciones.

El GTS será responsable de calcular los valores concretos de los parámetros y variables técnicas que determinan la operación normal de las instalaciones, en base a la información aportada por los operadores, y de realizar acciones de balance en el PVB para mantener la red dentro de los rangos de operación normal.

2. Parámetros de la red de transporte

2.1 Nivel de existencias en la red de transporte. El indicador que resume el equilibrio de presiones en los puntos de la red de transporte y, por tanto, su estado operativo, será el nivel de existencias en la red. Para gestionar el nivel entre entradas y salidas en la red de transporte dentro del margen de las presiones mínimas de garantía establecidas en la normativa correspondiente en todos los puntos de conexión y las presiones máximas de diseño en los gasoductos, se identificarán los límites del nivel de existencias en la red de transporte dentro de los cuales se opera la red en situación normal, sin afectar a los flujos de entradas y salidas del sistema y sin poner en riesgo la seguridad de suministro.

Se definen los siguientes límites de existencias en la red de transporte:

Se considerará que la red de transporte se encuentra dentro de las condiciones de operación normal cuando el nivel de existencias de gas en la misma se sitúe entre los límites LMaxOp y LMinOp.

2.2 Bandas de existencias en la red de transporte. Se definen las siguientes bandas de existencias de gas natural en la red de transporte, que se deberán situar siempre entre los límites LMaxOp y LMinOp:

2.3 Valor de Referencia del nivel de existencias en la red de transporte. El Valor de Referencia de las existencias de la red de transporte (VR) es el valor del nivel de existencias que se sitúa en el punto medio de la banda BI y será la referencia que utilizará el GTS en su gestión continua de la operación del sistema.

2.4 Publicación del desbalance agregado previsto. El GTS publicará el volumen de gas disponible en la red de transporte al principio de cada día de gas y el volumen que se prevé va a estar disponible al final. El volumen de gas que se prevé que va a estar disponible al final del día de gas se actualizará cada hora durante todo ese día.

2.5 Cálculo de los parámetros de la red de transporte. Con objeto de reflejar de forma más ajustada la capacidad de almacenamiento de la red de transporte que permite una operación normal, cuando el sistema de transporte lo requiera, el GTS revisará y someterá a consulta pública el procedimiento de cálculo de los parámetros de la red de transporte para la determinación de la necesidad de realizar acciones de balance. Dicho procedimiento será publicado en su página web, incluyendo la memoria justificativa del mismo. Adicionalmente, remitirá a la CNMC y a la DGPEM, el procedimiento y la memoria justificativa, junto con toda la información empleada para el desarrollo del citado procedimiento.

El GTS actualizará los valores de los parámetros cada vez que las condiciones de la red de transporte hagan necesario modificarlos y, al menos, en los siguientes casos:

Los nuevos valores serán publicados por el GTS en su página web con una anterioridad no inferior a un mes de su entrada en vigor. Al objeto de que los cálculos sean replicables, el GTS dará acceso a la información no confidencial utilizada en los cálculos a cualquier agente del sistema que la solicite.

Además, cada vez que el GTS actualice los parámetros, enviará un informe técnico justificativo a la CNMC y a la DGPEM, incluyendo toda la información que da soporte a las actualizaciones, y en particular, los datos empleados en las simulaciones realizadas y los escenarios de flujos de gas e instalaciones de transporte utilizados.

3. Parámetros de plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos

3.1 Nivel de existencias en plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos. El GTS, en los procesos de programación y operación, deberá asegurarse de que estas infraestructuras disponen de unas existencias mínimas que le doten de suficiente autonomía para poder atender cualquier incidencia que pueda ocurrir en el sistema, así como de no superar los límites máximos de operación que determinen el funcionamiento normal de cada instalación. Para ello, impartirá las consignas de funcionamiento de las plantas de regasificación, almacenamientos subterráneos y, en general, de todas las instalaciones para una operación eficiente y económica, asegurando que las variables básicas de control (definidas en el Capítulo VIII) estén dentro de los rangos normales de operación del sistema.

3.2 Parámetros técnicos en plantas de regasificación. Se definen los siguientes valores de existencias a considerar en las plantas:

3.2.1 Determinación del Límite Mínimo de Operación en planta (LMinOP). El LMinOP equivale a un nivel de existencias suficiente para garantizar a muy corto plazo:

LMinOP = LMinAP + N x MTP + D x (CC + MPBO)

Los parámetros N, MTP y MPBO serán definidos por cada operador en función de las características de cada instalación y comunicados al GTS, al menos una vez al año antes del 15 de septiembre, así como cuando sean modificados.

3.2.2 Determinación del Límite Máximo de Operación en planta (LMaxOP). El LMaxOP equivale a un nivel de existencias que permita asumir las posibles desviaciones, respecto a la programación confirmada, de la cantidad a descargar por un buque. Se obtendrá descontando al Límite Máximo Admisible por la planta (LMaxAP) un valor medio de desviación. Este valor medio será el mismo para todas las plantas y se calculará una vez al año, antes del 1 de noviembre de cada año, como la media de las desviaciones positivas entre la cantidad de descarga realizada y la cantidad de descarga programada y confirmada de todas las descargas realizadas en el año de gas anterior. Durante el mes de octubre de cada año de gas, se tomará el valor medio de desviación que había el año de gas anterior.

3.2.3 Parámetros de control global de existencias en el conjunto de las plantas de regasificación. Con objeto de conocer la situación global de existencias en el conjunto de plantas de regasificación, se definen los siguientes parámetros:

Para cada día de gas, el NMaxCTVB se calculará restando al LMaxATVB, la suma del hueco de cada planta no comprometido físicamente, siendo este último la diferencia entre el LMaxAP y el nivel de existencias máximo que la planta alcanzará entre el día de gas en curso y el último día de gas con fechas de descargas asignadas.

3.3 Parámetros técnicos en almacenamientos subterráneos. Se definen los siguientes valores de existencias a considerar en los almacenamientos subterráneos:

3.4 Publicación de los parámetros técnicos. El GTS publicará en el SL-ATR los parámetros técnicos actualizados que determinan la operación normal de cada planta de regasificación y del conjunto de los almacenamientos subterráneos, así como su nivel de existencias en el día de gas anterior y la previsión para los próximos 10 días de gas. A su vez, publicará también los parámetros de control global de existencias en el conjunto de las plantas de regasificación para ese mismo periodo.

El GTS impartirá las consignas de funcionamiento de las instalaciones teniendo en cuenta los parámetros individuales de cada planta y de los almacenamientos subterráneos. En el caso de que, por circunstancias sobrevenidas, los niveles de existencias considerados en el párrafo anterior se sitúen en algún momento fuera de los parámetros técnicos, lo cual podría dar lugar a que, en algún momento posterior, las variables básicas de control estuvieran fuera de los rangos normales de operación del sistema, el GTS podrá declarar Situación de Operación Excepcional e impartir las consignas de operación necesarias en cada una de las instalaciones, con objeto de conducir al sistema a la situación de operación normal en el menor plazo posible.

Este capítulo tiene por objeto presentar los parámetros de diseño principales que intervienen directamente en las fórmulas para obtener tanto la capacidad de las instalaciones del sistema gasista, así como los márgenes operativos y de seguridad que determinan las restricciones más importantes que reducirán la capacidad máxima.

La capacidad de las instalaciones y su capacidad tras la integración en el conjunto del sistema estarán recogidas en el SL-ATR.

La capacidad es específica de cada instalación y debe ser calculada por cada operador, en relación con sus infraestructuras, teniendo en cuenta los diferentes escenarios de funcionamiento debido a las diferencias existentes entre los sistemas e instalaciones de cada operador. Los operadores publicarán para cada una de sus instalaciones de entrada al sistema, la capacidad o capacidades nominal y útil de la instalación. El GTS agregará toda esa información en un mismo documento, denominado Rangos Admisibles, indicando también aquellos casos en los que la capacidad útil de la instalación se vea reducida por las limitaciones que supone su integración con el conjunto del sistema.

La capacidad que una instalación puede poner a disposición de los usuarios varía en un determinado rango a lo largo del tiempo, al estar influenciada por: las características técnicas de la instalación y las fluido-mecánicas del gas/liquido (elementos estáticos); la forma en la que es utilizada por los usuarios y operada por los operadores (elementos dinámicos); y los límites que se establecen para satisfacer una calidad de servicio determinada (requerimientos operacionales).

Por tanto, para calcular la capacidad de una instalación se deberán tener en cuenta no solamente los parámetros de diseño de la misma sino también aquellos operativos o medioambientales que la disminuyen o la limitan. Los márgenes operacionales son los límites de operación necesarios para garantizar la fiabilidad y la seguridad operativa de los equipos y de la propia instalación. En particular se pueden enumerar los siguientes: las tolerancias en los modelos de cálculo, los márgenes de almacenamiento, los límites de presiones y caudales mínimos operativas en las infraestructuras, los equipos de reserva, las condiciones no estacionarias (fluctuaciones en las condiciones de flujo, presión, etc. a lo largo del tiempo), y los condicionantes medioambientales.

En el caso de que la capacidad útil se vea reducida por las indisponibilidades o mantenimientos, el titular de la instalación debe indicar la cuantía de esta afección y las causas que la provocan al GTS, que lo recogerá en el SL-ATR.

En el caso de que la capacidad útil de la instalación se vea reducida por las limitaciones que supone su integración con el conjunto del sistema, el GTS recogerá esta reducción y su causa en el documento de Rangos Admisibles.

En relación con la capacidad de las nuevas instalaciones o de las ampliaciones de las existentes pendientes de autorización o puesta en marcha, se incluirán en el documento de Rangos Admisibles, de forma diferenciada en el caso de las ampliaciones, las capacidades nominales previstas en la Planificación elaborada por el Gobierno o en sus actualizaciones, a partir de la fecha estimada de puesta en marcha de las instalaciones.

Únicamente a los efectos de homogenizar las conversiones de unidades en el cálculo de capacidades, se considerará un poder calorífico superior (PCS) de referencia de 11,63 kWh/m3(n), que el m3 de GNL es equivalente a 585 m3(n) de GN, y que el día de gas tiene veinticuatro horas.

2. Identificación de variables de control relacionadas con la capacidad disponible en las entradas de gas natural y de GNL al sistema

La capacidad disponible en las entradas de gas natural relacionadas con las plantas de regasificación se determinará teniendo en cuenta lo siguiente:

En cada entrada al sistema se tendrán en cuenta las variables básicas de control siguientes:

3. Cálculo de la capacidad de plantas de regasificación

Las capacidades se calcularán en función de los equipos que estén instalados en la planta de regasificación, teniendo en cuenta sus límites de operación y de seguridad, así como los efectos limitantes que puedan producir unos sobre otros. A continuación se muestra un esquema general de las instalaciones de una planta de regasificación.

Para determinar la capacidad de la planta de regasificación se tendrán en cuenta las capacidades de las diferentes partes de la misma:

3.1 Capacidad de atraque de buques. La capacidad de atraque de buques queda determinada por el estudio de compatibilidad de los barcos descrito en el procedimiento correspondiente, en el que, entre otros, tendrá, como mínimo, en cuenta los siguientes aspectos:

También se tendrán en cuenta para determinar las capacidades de atraque de buques las condiciones físicas y operativas del puerto como:

3.2 Capacidad de descarga de buques. La capacidad de descarga se calculará atendiendo a los siguientes aspectos:

3.3 Capacidad de almacenamiento en tanques. La capacidad se calculará atendiendo a los siguientes aspectos:

La capacidad útil será aquella que quede definida entre los niveles mínimos de operación de bombas primarias y los niveles máximos de operación en tanque. La capacidad mínima se determinará teniendo en cuenta el volumen mínimo de GNL necesario para permitir el arranque de las bombas primarias.

3.4 Capacidad de bombeo primario y secundario La capacidad de bombeo primario y secundario se calculará atendiendo al caudal impulsado por las bombas. Además, se tendrán en cuenta, con carácter general:

Si para el cálculo de la capacidad de bombeo primario y secundario fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.

3.5 Capacidad de líneas de interconexión de líquido-gas. La capacidad (volumen por unidad de tiempo a transportar) en líneas se calculará atendiendo a las siguientes velocidades máximas en cualquier punto de la línea:

Además, para el cálculo de estas capacidades se tendrán en cuenta el diámetro, la longitud y el factor de fricción de las líneas, así como las características fisicoquímicas de los fluidos.

3.6 Capacidad de vaporizadores de agua de mar. La capacidad de vaporización, volumen de gas regasificado por unidad de tiempo, se determinará teniendo en cuenta para su cálculo:

3.7 Capacidad de vaporizadores de combustión sumergida. Se corresponde con el volumen de regasificación nominal certificado por el suministrador del equipo. La capacidad mínima estará condicionada por el cumplimiento de los requisitos medioambientales.

3.8 Capacidad de carga de cisternas. La capacidad de carga de cisternas dependerá básicamente de:

Normalmente estas capacidades no son restrictivas y en su diseño ya están consideradas las necesidades específicas del cargadero. El aspecto más relevante que puede limitar la capacidad carga de una cisterna es su temperatura, es decir, si la cisterna esta «caliente» o «fría».

3.9 Capacidad de carga y puesta en frío de buques. Para la determinación de la capacidad de carga y puesta en frío de buques, se deben tener en cuenta tanto las instalaciones de la planta como las del buque, así como si la operación es de carga o puesta en frío. La capacidad dependerá al menos de los siguientes aspectos:

En el caso de realizar una puesta en frío de un buque, al estar este «caliente», la capacidad de descarga disminuirá y por tanto es necesario utilizar más tiempo para completar la carga.

3.10 Capacidades a publicar. En las plantas de regasificación, el titular de la instalación publicará la capacidad de almacenamiento de tanques [m3 GNL, GWh, Mm3(n)], la capacidad de emisión a la red de transporte (kWh/d, GWh/d), la capacidad de carga de cisternas de GNL (kWh/d, cisternas/día), la capacidad de descarga de buques metaneros (m3 GNL/h), la capacidad de carga de buques metaneros (m3 GNL/h) y la capacidad de atraque de buques metaneros (m3 GNL). Además, el GTS publicará la información agregada.

4. Cálculo de la Capacidad De Almacenamientos Subterráneos (AASS). En los almacenamientos subterráneos se distinguirá entre capacidad de almacenamiento, la capacidad de inyección y la capacidad de extracción.

Las capacidades se calcularán en función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas de la estructura geológica utilizada como almacenamiento subterráneo y, en su caso, de las características técnicas de los equipos que estén instalados para la operación del mismo, teniendo en cuenta sus límites de operación y de seguridad, así como los efectos limitantes que puedan producir unos sobre otros.

4.1 Capacidad de almacenamiento. La capacidad de un almacenamiento es la cantidad de gas natural contenida en la estructura donde se almacena gas a una presión determinada.

Dicha capacidad será función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas, y de la estructura geológica, pudiéndose modelizar matemáticamente. Cuanto mayor conocimiento exista de la estructura geológica y sus parámetros, mayor complejidad tendrá la fórmula de modelización, ajustándose mejor a la realidad. Si para el cálculo de la capacidad almacenamiento fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.

4.2 Capacidad de inyección y extracción. La inyección es la acción de introducir gas en el almacenamiento subterráneo, mediante la utilización de los equipos mecánicos necesarios para vencer la presión del almacenamiento.

Por su parte, la extracción es la acción de retirar gas del almacenamiento subterráneo. Normalmente, se produce por diferencia de presiones entre el gas almacenado y la superficie. En el caso de que la diferencia de presiones mencionada no sea suficiente, se pueden utilizar los medios mecánicos que están instalados en las plantas de tratamiento de gas para la inyección (unidades de compresión) en sentido inverso, siempre que estén preparados para ello.

Por tanto, la capacidad de inyección y la capacidad de extracción de un almacenamiento subterráneo de gas natural son los caudales que consigue la instalación al realizar dichas acciones.

La capacidad de extracción es función de la cantidad de gas existente en el almacenamiento en cada momento, y, por tanto, de la presión en su interior, de las características del almacenamiento y de cómo se haya operado el almacenamiento (tiempos de parada, tiempos y caudales a los que se ha estado operando) hasta el momento en el que se realiza el cálculo. Se calculará teniendo en cuenta los equipos de tratamiento del gas de la planta, sus límites de operación y seguridad, así como la contrapresión de salida del gas en el gasoducto de transporte al que esté conectado. La capacidad máxima de extracción se da en condiciones de máximo llenado y máxima presión en el almacenamiento.

La capacidad de inyección se calculará teniendo en cuenta los equipos de compresión de la instalación, sus límites de operación y seguridad, así como la presión de entrega del gas en el gasoducto de transporte al que esté conectado y la presión existente en el propio almacenamiento.

Además, tanto la capacidad de inyección como la de extracción están influenciadas por los equipos que permiten conectar las instalaciones de superficie con la propia formación geológica de almacenamiento. De dichos equipos, los que mayor afección producen son la válvula de regulación del caudal entrada/salida («choke»), la tubería vertical de producción/inyección que conecta la formación almacén con la superficie («tubing»), las unidades de tratamiento y las unidades de compresión instaladas en superficie en el caso de la inyección.

A continuación, se describen brevemente los diferentes factores que influyen en el cálculo de las capacidades de extracción e inyección de un almacenamiento subterráneo y su efecto sobre las mismas.

4.2.1 Curva características de la formación almacén. En función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas de la estructura geológica utilizada como almacenamiento subterráneo, se pueden modelizar, con mayor o menor precisión, en función del conocimiento que se tenga de dicha estructura y de la experiencia en su operación, las curvas características de la formación almacén, las cuales se definen como la relación que compara la presión dinámica de fondo de pozo con su caudal de extracción o inyección. Estas curvas se deben actualizar cada vez que haya cambios significativos en el comportamiento de los pozos. Dependiendo del tipo de almacenamiento, comportamiento de los pozos y experiencia, la frecuencia en las actualizaciones en las curvas será distinta, pudiendo llegar a ser diaria.

4.2.2 Curva de declino. Es la curva que describe la evolución del caudal de extracción a lo largo del tiempo, a partir de una situación inicial determinada (grado de llenado y presión en fondo), y es función de las características de la formación almacén, de las características del «tubing», de la presión en superficie y del perfil inicial de extracción que se solicite. Se puede referir a un pozo, o a varios, o al total del caudal de extracción del almacenamiento.

Para cada almacén, se diseñará una curva de declino que contenga la relación entre la presión dinámica en cabeza de poso, el volumen de gas en el almacén y el caudal de producción. Si para la determinación de las curvas de declino fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.

4.2.3 Unidades de compresión. Los equipos utilizados para vencer la presión del almacenamiento en la inyección son las unidades de compresión y, por tanto, la capacidad de inyección principalmente es función de las unidades de compresión destinadas a tal efecto.

Para ello, es posible utilizar diferentes tipos de unidades de compresión y configuraciones. Entre los tipos de unidades utilizadas se distinguen los compresores centrífugos y los compresores alternativos, y en cuanto a la configuración de las unidades, esta puede ser en paralelo, serie o serie/paralelo.

Para la elección de las unidades de compresión adecuadas y su configuración se ha de tener en cuenta la presión máxima admisible en el almacenamiento, el caudal a vehicular y la presión de aspiración.

4.2.4 Válvula de «choke». Las válvulas de «Choke» son válvulas de regulación que se sitúan en cada línea de pozo; pueden ser bidireccionales y reducen la presión del gas aguas abajo. Su función es la regulación y control del caudal de extracción y/o inyección de gas natural en un pozo.

4.2.5 «Tubing». Es la tubería vertical de producción/inyección que conecta la formación almacén con la superficie (válvula «choke») y tiene las características técnicas adecuadas para vehicular el caudal requerido.

La curva característica del «tubing» es la relación que compara la presión dinámica de fondo de pozo con su caudal de extracción o inyección. Depende de las características del «tubing» de producción/inyección para una presión dinámica determinada en cabeza de pozo.

Si para determinación de la curva característica del «tubing» fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.

4.2.6 Planta de tratamiento. Una vez extraído el gas del almacenamiento subterráneo, es necesario su tratamiento para ser introducido en la red de transporte con la calidad requerida.

En la planta de tratamiento se produce un primer secado por gravedad, y un segundo secado en los sistemas de tratamiento de gas, para posteriormente odorizar el gas y medirlo antes de introducirlo en la red de transporte.

Componentes genéricos de la planta de tratamiento:

En la planta de tratamiento existen equipos críticos que están diseñados para el caudal de extracción requerido y que, en el caso de que fallen, limitan el caudal de extracción de gas (a no ser que haya unidades de apoyo («back up») instaladas). Dependiendo del proceso/s utilizados en el tratamiento de gas, los equipos críticos serán diferentes

4.3 Capacidades a publicar. Para los almacenamientos subterráneos, el titular de la instalación publicará la capacidad nominal de almacenamiento, la capacidad nominal de extracción y la capacidad nominal de inyección.

Dada la gestión única de los almacenamientos subterráneos, el GTS publicará la información agregada de capacidad de almacenamiento y de las capacidades nominales de inyección y extracción en su página web y en el SL-ATR con la periodicidad que requiera la legislación vigente, a partir de la información aportada por los operadores de los almacenamientos subterráneos.

5. Capacidad de los yacimientos y plantas de producción de otros gases

Para los yacimientos y las plantas de producción de otros gases, será el titular de la instalación, en el caso de unyacimiento, o el operador titular del punto de inyección, en el caso de unaplanta de producción, quién envíe al GTS la capacidad de producción diaria y el poder calorífico superior (PCS) del gas producido.

6. Cálculo de la capacidad de infraestructuras de transporte

La capacidad de una red se calculará teniendo en cuenta, entre otros:

A continuación, se describe brevemente las variables que influyen en el cálculo de la capacidad de una red.

6.1 Cálculo de la capacidad de un gasoducto. De una forma simple, se puede decir que la capacidad del gasoducto es la cantidad de gas que se desplaza por unidad de tiempo (caudal) entre el punto de entrada y el de salida del gasoducto, considerando unas presiones de entrada y salida determinadas.

Cuando un gas circula por un gasoducto pierde presión (pérdida de carga) a medida que avanza a lo largo de este, a causa del rozamiento con las paredes del tubo. Además, se pierde también presión cuando el gas pasa por un accesorio, por una curva, por un cambio de sección, etc. Para vencer esta pérdida de presión se instalan compresores que compensan la pérdida de presión. Para determinar el valor de estas pérdidas de carga se recurre a fórmulas, o simuladores basados en dichas fórmulas, que realizan el cálculo.

Desde una perspectiva técnica, la capacidad máxima de un gasoducto se determina por un conjunto de diferentes parámetros de diseño como son, principalmente, el diámetro, las condiciones de caudal y presión, la longitud, así como otros factores menos significativos que se describen a continuación.

La determinación de la capacidad máxima está sujeta a leyes relevantes de la física y, en este contexto y a modo ilustrativo, a continuación se reproduce la fórmula de Darcy, aunque otras fórmulas también pueden ser adoptadas para el cálculo

En caso de que la diferencia de altitud entre el origen y el final del gasoducto sea significativa, pueden emplearse fórmulas como la de Fergusson:

Donde z1 y z2 representan la altura en el origen y el final de la tubería.

Para ambas ecuaciones, el factor de fricción λ se obtiene habitualmente de la fórmula de Colebrook, aunque podrían usarse otras que se encuentren dentro de los rangos de validez.

El coeficiente de compresibilidad K se obtiene de la fórmula de Van der Waals, pero también son válidas, por ejemplo, la de Redlich-Kwong, Peng-Robinson, SchmidtWenzel, Benedict-Webb-Sterling, AGA8, SGERG88, etc.

Se considerará un régimen de funcionamiento en condiciones estacionarias y la capacidad será calculada en estas condiciones, es decir, el flujo de entrada es igual al flujo de salida.

Por lo tanto, la capacidad de un gasoducto, q0, que vendrá dada en m3(n)/h, se calcula despejando de la expresión anterior (1).

En cualquier caso, el empleo de unas ecuaciones u otras vendrá determinado por la calibración que se realice frente a valores reales.

6.1.1 Influencia del diámetro interno y el factor de fricción. La fórmula anterior podríamos simplificarla considerando que la capacidad de un gasoducto depende básicamente de dos parámetros; el factor de fricción y el diámetro de la tubería:

Como el factor de fricción λ es una función implícita del diámetro d, se pude simplificar que la capacidad la podríamos relacionar con la expresión siguiente:

Por lo tanto, el efecto del diámetro interno sobre la capacidad o caudal es muy pronunciado con un exponente aproximadamente de 2,6.

6.1.2 Influencia de la presión. Otro factor importante que afecta a la capacidad de un gasoducto es la presión, ya que simplificando la formula (2) podemos obtener la relación:

Para observar mejor el efecto de la presión sobre la capacidad la ecuación cuadrática anterior, se puede expresar de forma lineal aproximada:

Por lo tanto, se puede considerar que la capacidad, o el caudal, es proporcional a la pérdida de carga lineal y a la presión media. Esto significa que, para una caída de presión constante, la capacidad se incrementa con la raíz cuadrada de la presión media de operación.

La caída de presión máxima a la que normalmente se transporta el gas está comprendida entre 0,1 y 0,2 bar/km.

6.1.3 Otros factores que influyen en la capacidad de un gasoducto. De acuerdo con las fórmulas expuestas, también influyen otros factores como las propiedades físicas del gas (densidad, coeficiente de compresibilidad, temperatura). Otro de los parámetros que limitan la capacidad es la velocidad máxima a considerar para el transporte y distribución, debido a que es necesario que el ruido y las vibraciones que se producen a lo largo de este se encuentren dentro de los límites máximos establecidos. A nivel internacional, se considera como velocidad máxima para el transporte y distribución por gasoducto 20 m/s.

La longitud del gasoducto también influye, puesto que, por ejemplo, la fórmula anterior de Darcy está basada en una curva función de la caída de presión que se produce a lo largo del transporte, por lo que tiene un efecto más pronunciado cuanto más se desplaza el fluido a lo largo de la conducción.

La capacidad también se ve afectada por las condiciones ambientales donde es transportado el gas, en concreto, la temperatura del terreno y los coeficientes de transferencia de calor de la tubería y el terreno. Estos parámetros los deben considerar cada operador en función de los valores en sus respectivas localizaciones.

6.1.4 Parámetros y consideraciones para el cálculo de las capacidades de un gasoducto. En resumen, la capacidad de un gasoducto se calculará, utilizando simuladores y programas de cálculo, teniendo en cuenta los siguientes parámetros y consideraciones:

Los operadores de las infraestructuras colaborarán con el GTS en los análisis que necesite realizar.

6.2 Cálculo de la capacidad de una estación de compresión. En una estación de compresión se pueden identificar las siguientes secciones:

El proceso de compresión se realiza normalmente con compresores centrífugos, aunque también pueden ser alternativos, transfiriéndoles la energía mecánica que produce una turbina de gas o motor alternativo para aumentar la presión del gas que se vehicula por el compresor.

Las prestaciones de la estación de compresión quedan determinadas por:

La altura politrópica representa la energía acumulada en el fluido como incremento en energía termodinámica. También se podría realizar el cálculo de la altura adiabática (sin transferencia de calor con el exterior).

Utilizando la relación entre la presión y el volumen específico del gas en una transformación politrópica de exponente n (PVn constante) entre los puntos 1 y 2, se obtiene la altura politrópica como:

Teniendo, por otra parte, en cuenta el rendimiento o eficiencia politrópica η, la potencia absorbida por el compresor en kWh será:

Y considerando la eficiencia politrópica η como el factor que determina el rendimiento y teniendo en cuenta que el compresor está constituido por diferentes etapas en las cuales se producen pérdidas de presión de remanso.

Además, para el cálculo de la potencia se deberán tener en cuenta las pérdidas debidas a la fricción mecánica, así como las pérdidas producidas en su instalación interior.

Normalmente, la potencia instalada suele ser un poco mayor que la requerida para cubrir situaciones inesperadas y tener un cierto margen de capacidad instalada.

Para cada compresor el fabricante entrega una curva de operación donde están representadas las líneas de isovelocidad y de isoeficiencia dentro de los ejes de altura en ordenadas y el flujo en el de abscisas. En este mapa de curvas, se observan los siguientes márgenes operativos que deben ser respetados para el correcto funcionamiento del compresor y, por lo tanto, para el cálculo de la capacidad.

Estos márgenes definen el área de operación del compresor centrífugo.

Además de estos márgenes operativos, es necesario tener en cuenta la influencia de las condiciones medioambientales para el cálculo de la potencia máxima disponible para el compresor. Por ejemplo, una mayor temperatura del aire de entrada a la turbina hace bajar la línea de máxima potencia, reduciéndose el rango de potencia disponible para el compresor.

Para el cálculo de la capacidad en una estación de compresión, la presión de aspiración no deberá ser nunca inferior a 40 bar, ni la de impulsión superior a la presión de diseño del gasoducto donde descarga y, además, se tendrá en cuenta que una de las unidades de compresión no estará disponible, manteniéndose de reserva.

Para el cálculo de la capacidad de una estación de compresión, se tendrá también en cuenta la configuración interna de sus compresores, es decir, si están alineados en serie, en paralelo o ambas. En relación con una configuración normal, la de serie incrementa el diferencial de presión manteniendo el flujo y la de paralelo incrementa el flujo manteniendo el diferencial de presión.

En resumen, la capacidad de una estación de compresión se calculará teniendo en cuenta:

Si otro parámetro diferente a los mencionados fuese considerado en los cálculos, el operador lo tendrá que informar para que sea conocido por los usuarios del sistema.

Si para el cálculo de la capacidad de las estaciones de compresión fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.

6.3 Cálculo de la capacidad de una estación de regulación y medida (ERM) y/o en una instalación de medida (EM). En una ERM se pueden identificar las siguientes secciones a efectos del cálculo de capacidad:

Un factor determinante es la presión operativa de entrada, puesto que, si se sitúa en valores cercanos a la presión mínima de entrada, la capacidad disminuiría.

Además, asumiendo que las diferentes secciones mencionadas deberán estar diseñadas para soportar la capacidad requerida de la instalación de regulación, para el cálculo de la capacidad de la unidad las dos secciones clave son:

En ambos casos la capacidad se calcula por línea de regulación, siendo la capacidad total de la ERM la suma de cada línea, pero considerando una línea de reserva como margen operativo de seguridad para el hipotético caso de que una de las líneas en servicio pudiera fallar y, por lo tanto, debiera entrar a funcionar inmediatamente la que se encontrase de reserva.

6.3.1 Sistema de regulación de presión. El sistema de regulación de presión está constituido en general por reguladores de presión, de acuerdo a la norma UNE-EN 12186. La capacidad de caudal se calcula para los reguladores de acuerdo a las ecuaciones del apartado 6 de la norma UNE-EN 334, siendo su expresión para cálculos simplificados:

Para determinar correctamente la capacidad del sistema de regulación, se tendrá en cuenta además las siguientes consideraciones:

6.3.2 Unidad de medida. En cuanto a la unidad de medida, se considera que en las ERM la medición del gas se realiza con turbina, siendo el cálculo de su capacidad:

En esta fórmula se observa como la capacidad de medida de una turbina se calcula por G, que es el tamaño estándar de la turbina, Psal que es la presión absoluta de contaje y el coeficiente 1,6 (el tamaño estándar siguiente al considerado).

6.3.3 Medidores por ultrasónicos. En el caso de que la medida se realice con un medidor por ultrasonidos, su capacidad será la indicada por el fabricante, siendo la velocidad del gas el parámetro que limitará esta capacidad. Esta velocidad no debe superar los 20 m/sg.

6.3.4 Parámetros y consideraciones para el cálculo de las capacidades de una estación de regulación y/o medida. En resumen, la capacidad de una estación de regulación y/o medida se calculará teniendo en cuenta:

Si otro parámetro diferente a los mencionados fuese considerado en los cálculos, el operador lo tendrá que informar para que sea conocido por los usuarios del sistema.

Toda esta información será considerada durante el desarrollo anual del documento de «Criterios de definición del grado de saturación de las ERMs/EMs y procedimiento de realización de propuestas de actuación».

6.4 Cálculo de la capacidad de llenado de un gasoducto. La cantidad de gas que un gasoducto puede contener se determina en función del producto de tres variables, de la forma siguiente:

La presión media (Pm) existente entre el origen y final del gasoducto se calcula con la expresión siguiente:

El factor de compresibilidad es la relación entre el volumen molar de un gas real y el volumen molar del mismo gas considerado como ideal. Este factor depende de la presión, la temperatura y la composición del gas, y su cálculo se realiza según lo establecido en el procedimiento SGERG-88 incluido en la norma UNE-EN ISO 12213. Como cálculo aproximado para gasoductos de más de 4 bar se puede utilizar la fórmula práctica:

6.5 Cálculo de la capacidad de una conexión internacional. En una conexión internacional, al menos, se debe tener en cuenta para el cálculo de la capacidad lo siguiente:

Teniendo en cuenta que las dos primeras no deben ser limitativas al considerarse su diseño compatible con los requisitos operativos, la más importante es la presión de entrega, teniendo que ser ésta superior a la presión del sistema que se obtenga aguas abajo de la conexión.

Todo esto es de aplicación si se considerase, además, la conexión como reversible y el sentido del flujo por la misma pudiese variar entre los sistemas.

Según la regulación europea en esta materia, para las conexiones internacionales con otros países de la UE, los operadores de redes adyacentes deberán maximizar la oferta de capacidad agrupada mediante la optimización de la capacidad técnica en la/s conexiones internacionales que compartan.

7. Cálculo de la capacidad de un sistema de transporte

La capacidad de un sistema de transporte viene dada, en una primera aproximación, por la combinación del cálculo de la capacidad de los elementos que lo constituyen, es decir, por la máxima emisión de una planta de regasificación, el máximo caudal que se puede vehicular a través de los gasoductos de transporte y estaciones de compresión, por la máxima emisión o inyección de los almacenamientos subterráneos y por el máximo caudal vehiculable a través de las estaciones de regulación y medida.

Sin embargo, el comportamiento de estos elementos cuando componen un sistema integrado de transporte depende de cómo estén interrelacionados entre sí, es decir, de la configuración de la red y también, en gran medida, de cómo son los flujos internos dentro de este sistema, ya que el flujo puede cambiar de sentido según el escenario de oferta-demanda.

Es decir, la máxima capacidad de transporte/evacuación del sistema dependerá de las capacidades de entrada al sistema, de las capacidades de salida y de los elementos intermedios. Una limitación en cualquier de los tres tipos produciría una disminución de la capacidad de transporte del sistema.

El GTS calculará la capacidad mínima y máxima del sistema de transporte mediante el uso de simuladores que contemplan modelos hidráulicos, de general aceptación y reconocidos en la industria del gas, que tendrán en cuenta lo siguiente:

Con relación a las presiones mínimas a considerar en las salidas, serán las establecidas en la normativa correspondiente. Se considerará 40 bar como presión mínima de aspiración de una estación de compresión.

7.1 Cálculo de las capacidades útiles y disponible. Los pasos a seguir para obtener las capacidades útiles y disponibles de un sistema de transporte serán los siguientes:

Los flujos para cada salida a consumidores o redes de distribución dependerán de la demanda eléctrica y de la demanda convencional, distinguiendo entre el consumo industrial y el resto del consumo (consumo doméstico-comercial).

En los casos de los flujos de salida a redes de distribución, el consumo doméstico-comercial considerado dependerá de:

El GTS realizará un test de stress, en el que se analizarán múltiples configuraciones de entradas al sistema en función de dichos escenarios. Como consecuencia del test se maximizarán los flujos internos hasta que se alcance alguna de las restricciones de la red, identificándose las áreas de limitación en la red de transporte, así como la máxima capacidad de transporte de cada una de estas áreas de limitación al sistema y viceversa. Con este análisis se definirá la máxima capacidad de utilización de los puntos de entrada de cada área de limitación (congestiones), así como el mínimo necesario de los mismos (limitaciones).

Dicho test de stress tendrá una actualización anual mediante la publicación del documento de Rangos Admisibles, donde habrá un detalle del mismo.

Esta actualización podrá ser más frecuente en el caso de producirse un cambio significativo en la demanda o en las infraestructuras consideradas en los escenarios analizados.

Adicionalmente, y como complemento a lo anterior, el GTS analizará la máxima utilización de los puntos de entrada del sistema a nivel global mediante el cálculo de la máxima capacidad de cobertura del sistema. Este análisis se basará en criterios de eficiencia, minimización del autoconsumo y no discriminación en la utilización de las infraestructuras disponibles para el sistema gasista

7.2 Capacidades a publicar. Las capacidades de transporte del sistema gasista serán calculadas y publicadas, previa consulta pública a los agentes afectados, en el SL-ATR, indicando aquellos puntos con congestión física y/o limitaciones que puedan provocar restricciones en su sistema de transporte.

Durante el proceso de definición y elaboración del documento de rangos admisibles, el GTS usará las herramientas oportunas para hacer partícipe de dicho proceso a los gestores de redes de transporte y demás agentes afectados.

8. Cálculo de la capacidad de redes de distribución

La capacidad máxima de una red de distribución de un determinado nivel de presión se define como el gas que se puede vehicular en el escenario de máxima demanda horaria (m3(n)/h), manteniendo la presión de garantía más restrictiva en todos los puntos del sistema.

Esta capacidad depende de la presión en la/s entrada/s de la red, así como de las pérdidas de carga existentes.

8.1 Aspectos relevantes para el cálculo de la capacidad. La capacidad de una red de distribución viene dada por la combinación del cálculo de la capacidad de los elementos que la constituyen, es decir, por el máximo caudal que puede vehicular a través de las redes y por el máximo caudal vehiculable a través de las estaciones de regulación y/o medida.

Los conceptos generales a aplicar son los siguientes:

En la demanda convencional que corresponda a consumidores industriales se considerarán los datos disponibles de su consumo horario real y, en su defecto, se determinará su consumo horario medio en función de su facturación y horas de utilización estimadas.

Los valores de los flujos de salida deberán ser los correspondientes a un escenario climatológico de máxima demanda (ola de frío) y contemplarán los factores de simultaneidad correspondientes.

Dichas previsiones se obtendrán de las aplicaciones de predicción de demanda consideradas en la normativa vigente.

8.2 Cálculo de las capacidades útiles y disponibles. Una vez calculada la capacidad de acuerdo con el apartado anterior, se determinarán las capacidades útiles y disponibles de una red evaluando el caudal adicional que se puede entregar llevando el sistema a su saturación, es decir, hasta que se alcance alguna de las restricciones de la red, como la presión mínima en una salida, la presión máxima en una entrada o la capacidad de emisión máxima en una estación de regulación y medida, manteniendo las presiones mínimas de garantía.

El valor resultante tendrá la consideración de orientativo, dado que las redes de distribución y de transporte secundario están compuestas de ramificaciones y derivaciones con diámetros, consumos y pérdidas de carga variables en función de cada ramal o derivación, obteniéndose unos valores de capacidad disponible muy variables en función de dónde se considere el nuevo consumo.

Por ello, para determinar la viabilidad real de suministro a un nuevo consumo, se requiere analizar el comportamiento de la red en su punto concreto de conexión, única opción que posibilita garantizar adecuadamente el suministro simultáneo a los clientes en servicio y al nuevo consumo en el escenario de máxima emisión horaria.

Los operadores de las infraestructuras colaborarán con el GTS en los análisis que necesite realizar.

9. Cálculo de la capacidad de plantas satelites de distribución

Las capacidades de las plantas satélites de GNL se calcularán en función de los diferentes equipos que las componen, teniendo en cuenta los aspectos de operación, almacenamiento y capacidades de emisión y de descarga para su aprovisionamiento, de forma que se garantice la seguridad de suministro y el funcionamiento correcto de las instalaciones.

Para determinar la capacidad de las plantas satélites de GNL, se tendrá en cuenta el dimensionamiento de las diferentes partes que las componen:

9.1 Capacidad de almacenamiento. La capacidad de almacenamiento tendrá en cuenta el volumen geométrico (VG) de los depósitos de almacenamiento, el nivel máximo de llenado de los mismos que permita la condición mínima de vaporización y el valor máximo de vaciado que garantice las condiciones criogénicas de los tanques. Se establece con ello la capacidad real de almacenamiento (CRA) disponible de los depósitos, que responderá a la relación:

Así mismo, se deberá garantizar el suficiente stock de almacenamiento, que en función del consumo máximo de la demanda (CMD) permita un margen de días de autonomía (DA) ante eventualidades derivadas del abastecimiento (transporte, distancia a la planta de abastecimiento, frecuencia de descargas, etc.). Este stock, o días de autonomía responderá a la expresión:

Como margen operativo, se establece para cada planta satélite que DA será de tres días (DA = 3) como situación normal, incrementándose a cuatro días (DA = 4) para aquellos casos en que la planta satélite se encuentre a una distancia superior a 300 km de la planta de abastecimiento, o la frecuencia de descarga sea igual o superior a una cisterna/día.

9.2 Capacidad de vaporización. La capacidad de vaporización, expresada en m3(n)/h, dependerá de los siguientes elementos:

Como margen operativo, ante la posibilidad de avería o mantenimiento de los diferentes elementos que constituyen el conjunto de vaporización, la capacidad de vaporización debe garantizar el consumo previsto, aún dejando el 50 % de sus elementos fuera de servicio.

9.3 Capacidad de regulación. La capacidad de regulación se calculará conforme a lo establecido en este capítulo.

9.4 Capacidad de descarga. La capacidad de descarga deberá garantizar que el tiempo de descarga en la planta satélite sea inferior a 2,5 horas, comprendiendo la conexión, descarga y operaciones previas y posteriores.

Como margen operativo, las plantas con una frecuencia punta de descarga de cisternas superior a 2 cisternas/día deberán disponer de al menos dos instalaciones de descarga independientes.

9.5 Capacidades a publicar. Cada titular de plantas satélites de GNL conectadas a redes de distribución publicará, para cada una de ellas, el término municipal donde están localizadas, la capacidad de almacenamiento (m3 GNL), la capacidad de vaporización (m3(n)/h) y la capacidad de descarga de cisternas (m3 GNL/h).

La determinación de los valores del gas de operación o autoconsumo correspondiente a las infraestructuras se realiza diariamente, en kWh. Estos valores serán enviados por el operador al SL-ATR antes de las 4 horas posteriores al cierre del día de gas, y podrán ser revisados por el operador antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del día de gas. Posteriormente, antes de finalizar el mes m+3, los responsables de proporcionar el valor del gas de operación o autoconsumos podrán remitir al SL-ATR la mejor información disponible en ese momento, para cada día del mes, sobre el gas de operación o autoconsumo. Este envío no será necesario si el responsable no modifica el valor remitido en el día posterior al día de gas.

2. Gas de operación o autoconsumo en plantas de regasificación

En las plantas de regasificación, el gas de operación o autoconsumo vendrá dado por:

El gas de operación o autoconsumo debido al consumo de gas natural en los equipos se determinará mediante el uso de contadores individuales para cada equipo, o contadores comunes a varios equipos, contabilizando el volumen de gas (m3 en condiciones de medición normales) que precisan para su funcionamiento. Los cálculos se realizan mediante la diferencia de lecturas del contador entre las 06:00 h de un día y las 6:00 horas del día siguiente, aplicando los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones de medición normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

El gas de operación o autoconsumo debido al venteo de gas natural en los equipos (m3 en condiciones de medición normales) se determinará mediante medidores ultrasónicos y/u otros medidores de caudal. En caso de indisponibilidad del medidor, podrán emplearse estimaciones basadas en el coeficiente de la válvula y su tiempo de apertura. En el caso de inserciones, si fuera necesario emplear estimaciones, estas se basarán en el volumen geométrico venteado, considerando las presiones iniciales y finales, así como las características técnicas de los equipos que sean necesarias. Se aplicarán los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones de medición normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

3. Gas de operación o autoconsumo en buques metaneros

3.1 Criterios generales. Todos los buques metaneros que dispongan de una instalación que permita la utilización del gas natural transportado por el buque como combustible de los generadores de energía eléctrica, o con cualquier uso o finalidad, susceptible de ser utilizados durante las operaciones de carga o descarga, deberán disponer de un sistema de medida de las cantidades autoconsumidas, que consistirá en:

En su caso, ambos equipos cumplirán con los siguientes requisitos:

La energía consumida como combustible se calculará:

La energía calculada será añadida o sustraída respectivamente de la cantidad total cargada o descargada por el buque metanero.

La inexistencia de los equipos o certificados anteriores no será causa de denegación de descarga, aplicándose para la determinación de la energía consumida en concepto de autoconsumos lo establecido en el apartado 3.2 de este Capítulo, en función de la anomalía producida.

Además, la instalación podrá contar con una válvula que asegure el cierre de la alimentación de gas como combustible, en el caso de que así se desee. Dicha válvula deberá ser precintable, de manera que se garantice que no ha sido modificada de posición durante el proceso de carga/descarga.

3.2 Medición en caso de anomalía. En el caso de que no se pueda asegurar que no se está utilizando gas como combustible, bien por no existir la válvula de cierre, bien por carecer del precinto mencionado, la determinación de la energía consumida en concepto de autoconsumos se realizará en función de los siguientes tipos de anomalías:

3.2.1 Tipo 1. La instalación carece de alguna de las aprobaciones, certificados o precintos descritos en el apartado 3.1 de este capítulo. Se contabilizará la mayor de las dos cantidades siguientes aplicadas a la cantidad neta descargada/cargada:

3.2.2 Tipo 2. Inexistencia de equipo de medición y resto de anomalías. Se contabilizará:

Antes del 15 de septiembre de cada año el GTS enviará un informe a la DGPEM y a la CNMC, con una propuesta de valores de los coeficientes citados en este apartado, a los efectos de su mejor adecuación a la realidad de las operaciones y la evolución tecnológica. Para ello, los operadores de plantas de regasificación remitirán periódicamente al GTS los datos de las cargas y descargas reales en cada planta. Dicho informe incluirá una justificación de los valores propuestos, así como la información que haya servido de base para la elaboración del mismo.

4. Gas de operación o autoconsumo en la red de transporte

En la red de transporte, el gas de operación o autoconsumo vendrá dado por:

El gas de operación o autoconsumo debido al consumo de gas natural en los equipos se determinará mediante un contador propio para cada uno de los equipos mencionados anteriormente. Los cálculos se realizan mediante la diferencia de lecturas del contador entre las 6:00 h de un día y las 6:00 horas del día siguiente, y para contadores volumétricos se aplicarán los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones de medición normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

Para la determinación del gas de operación o autoconsumo debido a los venteos (m3 en condiciones de medición normales) de las estaciones de compresión se considerará:

La determinación del gas de operación o autoconsumo debido a los venteos (m3 en condiciones de medición normales) en los gasoductos se realizará mediante estimación, considerando el volumen geométrico de las instalaciones y las presiones iniciales y finales.

En ambos casos se aplicarán los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

5. Gas de operación o autoconsumo en los almacenamientos subterráneos

En los almacenamientos subterráneos, el gas de operación o autoconsumo vendrá dado por:

El gas de operación o autoconsumo debido al consumo de gas natural en los equipos se determinará mediante contadores que contabilizan el volumen de gas consumido. Los cálculos se realizan mediante la diferencia de lecturas del contador entre las 6:00 h de un día y las 6:00 horas del día siguiente, aplicando los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones de medición normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

La determinación del gas de operación o autoconsumo debido a los venteos (m3 en condiciones de medición normales) de los turbocompresores se determina de forma análoga a lo explicado para las estaciones de compresión del apartado 3 de este capítulo. Los correspondientes a inserciones, se calculan mediante estimación, considerando el volumen geométrico de las instalaciones y otras características que sean necesarias, así como las presiones iniciales y finales. Se aplicarán los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones de medición normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

El objeto de este capítulo es establecer la metodología de revisiones y reclamaciones que los agentes podrán interponer en relación a los procesos operativos del sistema gasista soportados en el SL-ATR, en concreto: Contratación, programación, nominación, cantidades transaccionadas mediante operaciones bilaterales y plataformas de negociación e intermediación, provisión de información, repartos, balances, liquidaciones y mermas. Será de aplicación para todos los afectados, incluyendo a usuarios del sistema, operadores de instalaciones, operadores de plataformas de negociación e intermediación y el GTS.

Todo ello ha de entenderse sin perjuicio de las competencias de resolución de conflictos que tiene asignada la CNMC en virtud del artículo 12.1.b).2.º de la Ley 3/2013, de 4 de junio.

El GTS, a través del SL-ATR, pondrá a disposición de los agentes un módulo donde se informará de las revisiones realizadas, se efectuarán las reclamaciones y se realizará un seguimiento adecuado. El SL-ATR permitirá consultar toda la información asociada a cada revisión/reclamación y contará con mecanismos de seguimiento y control de las reclamaciones, de forma que se puedan realizar informes periódicos sobre estas. El GTS desarrollará este módulo en coordinación con los agentes involucrados en la revisión y resolución de las revisiones y reclamaciones.

Para la correcta tramitación y gestión de las revisiones y reclamaciones, el SL-ATR dispondrá de la relación entre el modelo de red vigente y el responsable encargado de la revisión/reclamación. El SL-ATR identificará de forma automática al agente que interpone la reclamación, asignando a la reclamación, también de forma automática, un código de registro y un responsable para su tramitación y resolución.

Las reclamaciones se clasificarán como:

Adicionalmente, la reclamación podrá estar:

Cuando se realice una reclamación, el SL-ATR enviará, automáticamente y mediante correo electrónico, la reclamación al responsable de la resolución y al GTS, incluyendo la información previamente remitida por el reclamante. El SL-ATR también informará de la existencia de la reclamación al resto de agentes afectados por la misma. El responsable de resolver la reclamación dará respuesta a la misma a través del módulo del SL-ATR. El SL-ATR comunicará al reclamante, a los sujetos afectados y al GTS el resultado del análisis de la reclamación.

Cuando un sujeto considere que no es responsable de resolver una reclamación asignada a él, deberá reasignar dicha reclamación al sujeto que considere responsable, en caso de que lo conozca; si no lo conociera, se la reasignará al GTS, para que este la derive al sujeto que corresponda. En este caso, se modificará el estado de la reclamación a «Registrada» y se notificará dicha reasignación a los agentes afectados.

El sujeto responsable de resolver una reclamación podrá rechazar la misma indicando el motivo de dicho rechazo. En este caso, se modificará el estado de la reclamación a «Rechazada», se notificará a los agentes afectados dicho rechazo, y finalizará así el ciclo de reclamación.

El sujeto responsable de resolver una reclamación podrá solicitar información adicional al respecto al agente que interpone la reclamación o a otros agentes afectados. Para ello, podrá indicar en las observaciones aquellos aspectos que considere relevantes para responder al reclamante. Será posible adjuntar nueva documentación a la reclamación si se considera necesario.

Cuando se realice una revisión, el SL-ATR informará, de forma automática, a todos los sujetos afectados y al GTS.

Los operadores y los usuarios podrán presentar reclamaciones relativas a la contratación de los diferentes productos de capacidad (en el mercado primario y secundario y en otras plataformas integradas con el SL-ATR), siempre y cuando el motivo de la reclamación se haya ocasionado en el propio SL-ATR.

3.1 Información a cumplimentar en la reclamación. En la reclamación asociada al proceso de contratación, el agente que interponga la reclamación indicará, al menos, la siguiente información:

3.2 Plazos de reclamación. Los plazos para enviar y resolver las reclamaciones sobre contratación serán los siguientes, en función del producto a contratar, e independientemente del método de contratación:

Para reclamaciones relacionadas con subastas y garantías asociadas, la reclamación deberá interponerse y, por tanto, el registro de la reclamación deberá realizarse durante las ventanas de envío de ofertas/solicitudes de capacidad. Estas reclamaciones se resolverán lo antes posible.

Para reclamaciones relacionadas con contratos formalizados y garantías asociadas:

Las reclamaciones relacionadas con el mercado secundario y garantías asociadas deberán interponerse y, por tanto, el registro de la reclamación debe realizarse antes de la casación de la oferta. Estas reclamaciones se resolverán lo antes posible.

4. Reclamaciones sobre programación y nominación

Los operadores y los usuarios podrán remitir reclamaciones para todos los conceptos relacionados con la programación y nominación recogidos en esta normativa técnica para los horizontes temporales mensual, semanal, diario e intradiario. En concreto, podrá solicitarse la revisión de la información correspondiente a la programación mensual, la programación semanal, la nominación y la renominación.

4.1 Información a cumplimentar. En la reclamación sobre los procesos de programación, nominación y renominación el agente que interponga la reclamación indicará, al menos, la siguiente información:

4.2 Plazos de reclamación. Los plazos para interponer y resolver las reclamaciones correspondientes a los procesos de programaciones serán los siguientes:

En el caso de las reclamaciones correspondientes a los procesos de nominación y renominación, los plazos serán los siguientes:

Las reclamaciones recibidas sobre programaciones y nominaciones/renominaciones fuera de plazo no originarán una modificación de la información afectada, pero serán tenidas en cuenta en aras de mejorar la calidad del proceso en días posteriores.

5. Reclamaciones sobre cantidades transaccionadas mediante operaciones bilaterales y plataformas

Los usuarios podrán efectuar una reclamación a las cantidades transaccionadas mediante operaciones bilaterales y plataformas de negociación e intermediación reflejadas en el SL-ATR, en el caso de que se detecten discrepancias con respecto a los valores esperados en las mismas, siempre y cuando el motivo de la reclamación se haya ocasionado en el propio SL-ATR. En concreto, podrá solicitarse la revisión de la información correspondiente a la cantidad transaccionada.

En este caso concreto, SL-ATR identificará al GTS como responsable de resolver la reclamación. Asimismo, el SL-ATR identificará automáticamente a los agentes a los que la reclamación pudiese afectar: en el caso de operaciones bilaterales, al usuario contraparte, y, en el caso de transacciones de plataformas de negociación e intermediación, al operador de la misma. A ellos les reenviará notificación de la reclamación por correo electrónico, respetando los principios de transparencia, objetividad, no discriminación y confidencialidad, tanto en el momento de registro de la reclamación, como cuando el GTS dé respuesta a la misma.

5.1 Información a cumplimentar. En la reclamación de cantidades transaccionadas mediante operaciones bilaterales y plataformas de negociación e intermediación, el agente que interponga la reclamación indicará, al menos, la siguiente información:

E.2: dato diferente al esperado.

5.2 Plazo de reclamación. El envío de reclamaciones será posible para aquellas cantidades transaccionadas que hayan sido registradas en el SL-ATR con fecha de entrega el día de gas anterior al día de gas en curso y posteriores. Esta reclamación ha de ser enviada antes de las 3 horas posteriores al cierre del día de gas al que hace referencia la cantidad transaccionada.

Las reclamaciones sobre transacciones mediante operaciones bilaterales y plataformas de negociación e intermediación fuera de plazo no originarán una modificación del dato, pero serán tenidas en cuenta en aras de mejorar la calidad del proceso en el futuro.

6. Reclamaciones sobre provisión de información

Los operadores de infraestructuras, usuarios y el GTS podrán efectuar reclamaciones a los consumos publicados en las consultas de provisión de información publicadas en SL-ATR, en el caso de que detecten un error en los mismos. En concreto, se podrán enviar reclamaciones relativas a todos los horizontes temporales definidos en el Capítulo V para la provisión de información de demanda sobre el balance, tanto en los flujos de comunicación realizados el día de gas anterior (d-1) al día de gas para el que se proporciona información (d), como en los flujos de comunicación en el propio día de gas (d) (intradiarios).

6.1 Información a cumplimentar. En la reclamación asociada a la provisión de información, el agente que interponga la reclamación indicará al menos, la siguiente información:

PI.2: dato diferente al esperado.

6.2 Plazos de reclamación. Los usuarios dispondrán de un plazo de 1 h tras la publicación de la información proporcionada antes de las 14:00 h. para interponer reclamación sobre los datos aportados en relación con el consumo telemedido de los consumidores suministrados. Antes de 1 h. y 30 min. después de la publicación de la información proporcionada antes de las 14:00 h a los usuarios, los operadores de redes de distribución y transporte enviarán al SL-ATR, si corresponde, la nueva información del consumo telemedido de los consumidores suministrados en sus redes. Esta información solo se tendrá en cuenta a la hora de proporcionar a los usuarios información antes de las 21:00.

Para el resto de información proporcionada a los usuarios antes de las 14:00 h y para la información proporcionada antes de las 21:00 h., los usuarios dispondrán de un plazo de veinticuatro horas tras la publicación de la información para reclamar en el SL-ATR. Estas reclamaciones no originarán en ningún caso una modificación de la información afectada, pero podrán ser tenidas en cuenta para mejorar la calidad del proceso en días posteriores. Igualmente serán tenidas en cuenta para mejorar la calidad del proceso en días posteriores las reclamaciones recibidas fuera de plazo.

7. Reclamaciones sobre repartos y balances

Los operadores de infraestructuras, usuarios y el GTS podrán enviar revisiones y/o interponer reclamaciones para los valores de repartos y balances de todos los horizontes temporales definidos en los Capítulos IV y V: repartos provisionales (d+1), reparto final provisional (m+3), reparto final definitivo (m+15), balance provisional (d+1), balance final provisional (m+3) y balance final definitivo (m+15).

7.1 Información a cumplimentar para revisiones. En la reclamación sobre repartos y balances, el agente que interponga la reclamación indicará al menos, la siguiente información:

R.3: CUPS incorrectamente asignados a la comercializadora.

R.4: CUPS que falta por asignar a la comercializadora.

R.5: Estimación de consumo del CUPS no es según procedimiento de cálculo.

R.6: Información de CUPS facilitada por comercializadora y no tenida en cuenta (parada programada, etc.).

7.2 Plazos de reclamación. Las reclamaciones sobre repartos diarios (d+1) se interpondrán y resolverán en los plazos establecidos en el apartado 4 del Capítulo IV. Las reclamaciones sobre repartos finales provisionales (m+3) y repartos finales definitivos (m+15) se podrán enviar hasta las 24:00 h del día establecido como hito en el calendario para estos repartos indicado en el apartado 4 del capítulo IV.

Las reclamaciones sobre balances se interpondrán en los plazos siguientes:

Las reclamaciones sobre repartos y balances interpuestas fuera de plazo no originarán una modificación de la información afectada, pero serán tenidas en cuenta en aras de mejorar la calidad del proceso en días posteriores.

8. Reclamaciones sobre liquidaciones de recargos por desbalances y acciones de balance y gestión de desblance por el GTS

Los usuarios podrán reclamar en el SL-ATR los recargos de los distintos procesos de liquidación de los desbalances diarios de los usuarios y los recargos derivados de la neutralidad económica del GTS en relación con las acciones de balance y la gestión del balance en las distintas áreas de balance, así como la aplicación de las tarifas de desbalance diario cuyo cálculo y publicación realiza diariamente el operador del mercado organizado.

El reclamante registrará en el SL-ATR la información detallada en el apartado siguiente. El SL-ATR enviará un correo electrónico al GTS indicando que se ha registrado una nueva reclamación.

8.1 Información a cumplimentar. La reclamación de una liquidación de recargos relacionada con el balance, indicará la siguiente información:

Tarifa desbalance aplicable errónea – €.

Desbalance erróneo – kWh.

Recargo erróneo – €.

Neto recargos por desbalance erróneo – €.

Neto acciones de balance erróneo – €.

Resultado económico neto erróneo – €.

Desbalance mensual acumulado total erróneo – kWh.

Desbalance mensual acumulado usuario erróneo – kWh.

Neutralidad GTS asignada al usuario erróneo – €.

8.2 Plazos de reclamación. Las reclamaciones sobre liquidación de desbalances individuales de usuarios, de las acciones de balance en PVB y actuaciones del GTS en TVB y AVB se enviarán conforme al calendario establecido anualmente por el GTS, que cumplirá con lo dispuesto al respecto en la Resolución de 1 de julio de 2020, de la CNMC, por la que se aprueba la metodología de cálculo de tarifas de desbalance diario y el procedimiento de liquidación de desbalances de los usuarios y de acciones de balance y gestión de desbalances GTS.

Las reclamaciones sobre estos aspectos interpuestas fuera del plazo definido serán tenidas en cuenta por el GTS siempre que sea viable para el mismo, en aras de mejorar la calidad del proceso en días posteriores.

Los operadores de instalaciones, los usuarios y el GTS podrán reclamar en el SL-ATR los saldos de mermas asignados en los distintos procesos de cálculo (mensual y anual). En concreto, se podrá interponer reclamación sobre los datos de las mermas reales, las mermas retenidas y el saldo de mermas.

9.1 Información a cumplimentar. La reclamación indicará la siguiente información:

9.2 Plazos de reclamación. Las reclamaciones que se refieran al cálculo del saldo de mermas mensuales del mes «m» se interpondrán en el plazo de diez días establecido en el artículo 11.2 de la Circular 7/2021. El responsable dispondrá a su vez de un plazo de diez días para su análisis y resolución. Las reclamaciones interpuestas fuera del plazo definido serán tenidas en cuenta por el operador y el GTS en el proceso de determinación del saldo de mermas anual al que pertenezca el mes «m» reclamado.

Las reclamaciones que se refieran al cálculo del saldo de mermas anuales del año «n» se interpondrán en el plazo establecido en los artículos 12.2 y 12.7 de la Circular 7/2021. El responsable dispondrá a su vez de un plazo de cinco días para su análisis y resolución. Las reclamaciones relacionadas con la red de transporte y plantas de regasificación recibidas fuera del plazo definido serán tenidas en cuenta por operador y el GTS, si es posible, en el proceso de revisión del saldo de mermas anual del año «n» que se realiza en el año «n+2». El resto de reclamaciones interpuestas fuera del plazo definido serán tenidas en cuenta por los operadores y el GTS en aras de mejorar la calidad de procesos posteriores.

El objeto de este Capítulo es establecer el detalle de la información a publicar en el SL-ATR relativa a las mermas reales, las mermas retenidas y el saldo de mermas mensual y anual de las instalaciones del sistema gasista, así como el detalle de la información a contener en el informe anual sobre mermas que debe remitir el GTS a la CNMC.

La información sobre las mermas reales, mermas retenidas y saldo de mermas se publicará en el SL-ATR, con carácter y detalle mensual y anual, según corresponda, en los plazos recogidos en los artículos 11.2 y 12.2 de la Circular 7/2021 de la CNMC.

La información recogida este Capítulo será actualizada en las circunstancias y condiciones establecidas en la Circular 7/2021 de la CNMC.

3. Información sobre mermas en plantas de regasificación

Los titulares de instalaciones remitirán al SL-ATR, para que sea publicado en el mismo, la siguiente información por planta de regasificación, que estará disponible para todos los usuarios:

Además, los titulares de instalaciones, a través del SL-ATR, pondrán a disposición de cada usuario la información por planta de regasificación que le corresponde siguiente:

Finalmente, se publicará en el SL-ATR el GNL total (kWh) a devolver o detraer en TVB que le corresponde a cada usuario como consecuencia de la liquidación anual del saldo de mermas en las plantas de regasificación, señalando el año al que corresponde la devolución, así como la cantidad de GNL diaria (kWh/d) en la que se devolverá/detraerá la cantidad total. Igualmente, cada titular de planta de operación podrá consultar en el SL-ATR la valoración económica de su saldo anual de mermas, con detalle del año al que corresponde, el saldo (kWh), el precio aplicable para la valoración del saldo (€/kWh) y la cantidad económica (€) a adicionar/descontar de su retribución, todo ello por planta de regasificación.

4. Información sobre mermas en la red de transporte

Los titulares de remitirán al SL-ATR la información necesaria que permita la publicación en dicho SL-ATR de la siguiente información para el conjunto de sus redes de transporte, que estará disponible para todos los titulares de redes de transporte y para todos los usuarios:

Además, se publicará en el SL-ATR, disponible para cada usuario, la información que le corresponde siguiente:

Para cada titular de la red de transporte, estará disponible en el SL-ATR la siguiente información sobre el conjunto de sus redes:

Finalmente, se publicará en el SL-ATR el gas total (kWh) a devolver o detraer en PVB que le corresponde a cada usuario como consecuencia de la liquidación anual del saldo de mermas en la red de transporte, señalando el año al que corresponde la devolución, así como la cantidad de gas diaria (kWh/d) en la que se devolverá/detraerá la cantidad total. Igualmente, cada titular de red de transporte podrá consultar en el SL-ATR la valoración económica de su saldo anual de mermas para el conjunto de sus redes, con detalle del año al que corresponde, el saldo (kWh), el precio aplicable para la valoración del saldo (€/kWh) y la cantidad económica (€) a adicionar/descontar de su retribución.

5. Información sobre mermas en la red de distribución

Los titulares de instalaciones remitirán al SL-ATR la información necesaria que permita a dicho SL-ATR obtener la siguiente información, desagregada por punto de conexión PCTD/PCDD según corresponda:

Toda la información que afecta al cálculo del saldo de mermas asignado a cada usuario estará también disponible para los usuarios en el SL-ATR, dentro de las consultas habilitadas relacionadas con el reparto.

Finalmente, se publicará en el SL-ATR los saldos anuales de mermas de cada usuario por titular de red de distribución en kWh/año, así como la valoración económica de su saldo anual de mermas, con detalle del año, el precio aplicable para la valoración del saldo (€/kWh) y la cantidad económica (€) resultado de la valoración. De la misma forma, se publicará para cada titular de redes de distribución el saldo en el conjunto de sus redes por usuario en kWh/año, con el mismo detalle que el saldo de los usuarios.

6. Informe anual de supervisión y valoración de mermas a elaborar por el GTS

Los informes a elaborar por el GTS y comunicar a la CNMC respecto a la supervisión y valoración de los saldos de mermas anuales incluirán toda la información necesaria para la correcta comprobación y aprobación de los mismos por parte de la CNMC. La información aportará datos anuales, con desglose mensual. Esta información incluirá, al menos, lo siguiente:

Además, se incluirá información sobre desvíos de buques por situación de operación excepcional, señalando el nombre del buque, las plantas de destino iniciales y finales, la cantidad cargada/descargada, la fecha de descarga/carga y la nota de operación que anuncia el desvío del buque.

Por último, se detallará la información sobre la valoración del saldo de mermas, desagregado por planta y por titular, agregado por titular y para el conjunto de todas las plantas, indicando el saldo de mermas correspondiente para valoración, el precio aplicable y las cantidades económicas a adicionar o sustraer de la retribución de los titulares. Igualmente, se incluirá el detalle del saldo de mermas mensual del usuario por planta de regasificación y la cantidad de gas que corresponde devolver a cada uno.

Se detallará la información sobre la valoración del saldo de mermas, desagregado por titular y para el conjunto de la red de transporte del sistema gasista, indicando el saldo de mermas correspondiente para valoración, el precio aplicable y las cantidades económicas a adicionar o sustraer de la retribución de los titulares. Igualmente, se incluirá el detalle del saldo de mermas mensual del usuario para el conjunto de la red de transporte y la cantidad de gas que corresponde devolver a cada uno.

Se detallará la información sobre la valoración del saldo de mermas, desagregado por titular y usuario, indicando el saldo de mermas correspondiente para valoración, el precio aplicable y las cantidades económicas que corresponde abonar y recibir a cada uno.

Igualmente, los informes del GTS analizarán la evolución de las mermas reales en las instalaciones en relación con las mermas retenidas y los saldos de mermas, pudiendo el GTS proponer, si así lo estima oportuno, la modificación de los coeficientes de mermas retenidas en las instalaciones.

En cualquier caso, la CNMC podrá solicitar mayor detalle de la información contenida en los informes del GTS, o información adicional a la misma, si así lo estimase necesario.

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