200 ok 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: Antecedentes 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. Fundamentos de Derecho 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:

1. a)El procedimiento de cálculo del balance diario de cada sujeto autorizado a introducir gas natural en el sistema. El sistema de programaciones, nominaciones, renominaciones y repartos.
2. b)El procedimiento de gestión y uso de las interconexiones internacionales.
3. c)Las mermas y los autoconsumos, debiendo determinarse las cantidades a retener para cada tipo de instalación.» 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.
4. 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. Madrid, 10 de noviembre de 2022.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Miguel Bordiú García-Ovies. ANEXO Normativa de gestión técnica del sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos CAPÍTULO I Consideraciones generales 1. Objeto. 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. 2. Ámbito de aplicación. 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. 3. Definiciones. 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: 1. Año de gas: por año de gas se entenderá lo establecido en la Circular 3/2017, excepto para almacenamientos subterráneos, para los cuales el año de gas será el periodo que abarca desde el día 1 de abril de un año hasta el 31 de marzo del año siguiente. 2. Día de gas: Por día de gas se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020. 3. Consumidores finales: Se entenderá lo establecido en la Ley 34/1998, de 4 de octubre. 4. Demanda convencional: Es la cantidad de gas consumida por los usuarios doméstico-comerciales e industriales del sistema gasista. 5. Demanda eléctrica: es la cantidad de gas consumida por las centrales de generación eléctrica. No se incluyen en este apartado las cogeneraciones, que tendrán consideración de demanda convencional. 6. Demanda para transporte: Aquella demanda de gas/GNL destinada al uso como combustible para el transporte, tanto terrestre como marítimo. 7. Mecanismo de comunicación: Canal para realizar los procesos y enviar información necesaria (incluyendo cualquier notificación, envío de información, confirmación, petición, aprobación o aceptación relacionadas con los procesos) en el sistema gasista. 8. Bunkering de GNL: Operación de carga de GNL en un buque para emplearlo como combustible en el transporte marítimo, o para su posterior venta como combustible de buque. 9. Punto Virtual de Balance (PVB): Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020. 10. Tanque Virtual de Balance (TVB): Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020. 11. Almacenamiento Virtual de Balance (AVB): Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020. 12. Punto de conexión virtual (VIP): Se entenderá lo dispuesto en la Circular 3/2017. 13. Puntos del sistema gasista: Punto donde tienen lugar alguno de los procesos de operación regulados en esta resolución. Se considerarán los siguientes puntos:
5. a)Puntos de conexión de la red de transporte con: – Gasoductos de transporte de otros países y puntos de interconexión virtual (PCI). – Almacenamiento Virtual de Balance (PCAS). – Tanque Virtual de Balance (PCPR). – Yacimientos (PCY). – Inyección de otros gases (PCTG). – Redes de transporte de otros operadores (PCTT). – Líneas directas o consumidores finales (PCLD). – Redes de distribución (PCTD).
6. b)Otros puntos de conexión de la red de distribución con: – Redes de distribución de otros operadores (PCDD). – Inyección de otros gases (PCDG). Dentro de este punto se incluirá, tanto la inyección directa en red de distribución, como la inyección en planta satélite conectada a red de distribución.
7. c)Otros puntos del sistema gasista: – Punto de carga y descarga de GNL en el Tanque Virtual de Balance (PCDB). Dentro de este punto se incluirá, tanto la descarga de GNL de buque a planta de regasificación, como la carga de GNL desde planta a buque, el trasvase de GNL entre buques y la puesta en frío de buques. – Punto de carga de GNL a cisternas en plantas de regasificación (PCCC). 14. Punto de suministro: cualquier punto por el que el gas procedente del sistema entra en las instalaciones del consumidor final del gas. Los puntos de suministro se clasificarán:
8. a)Según la presión de diseño utilizada para el suministro. A efectos del reparto, se considerarán los siguientes grupos de reparto: – Consumidores con telemedida: Consumidores con puntos de suministro que cuentan con telemedida, independientemente de la presión a la que se suministren y su nivel de consumo. – Consumidores tipo 1: Consumidores con puntos de suministro que no disponen de telemedida, y que, o bien están suministrados a presión mayor de 4 bar, o bien estando suministrados a presión menor o igual a 4 bar, consumen más de 50.000 kWh/año. – Consumidores tipo 2: Consumidores que no disponen de telemedida suministrados a presión inferior o igual a 4 bar y consumo igual o inferior a 50.000 kWh/año.
9. b)Según la periodicidad de la lectura de su consumo: – Lectura efectuada una o varias veces al día (telemedida). – Lectura efectuada mensualmente. – Lectura efectuada con periodicidad superior a un mes.
10. c)Según puedan condicionar la operación normal de la red que les suministra: – Todos los puntos de suministro que puedan condicionar la operación en redes de presión superior a 16 bar con caudales horarios contratados iguales o superiores a 25.000 m3(n)/h. – Aquellos puntos de suministro en redes de presión superior a 16 bar que, por su consumo, tipo o ubicación puedan condicionar la operación normal de estas redes. Estos serán definidos anualmente por el GTS con la información de transportistas y distribuidores y comunicados a la CNMC y a la Dirección General de Política Energética y Minas (en adelante DGPEM). 15. Red lineal: Gasoducto en el que sus puntos de salida están alimentados por un único punto de entrada. 16. Red mallada: Gasoducto en el que sus puntos de salida están alimentados desde varios puntos de entrada. 17. Usuario: se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020. 18. Cargador: Persona física o jurídica bajo cuya responsabilidad se realizan las operaciones de carga de GNL. Se entenderá por cargador el operador de la planta de regasificación donde tiene lugar la carga. 19. Descargador: Persona física o jurídica bajo cuya responsabilidad se realizan las operaciones de descarga del GNL. Se entenderá por descargador el operador de la planta de regasificación donde tiene lugar la descarga de buques. 20. Transporte de cisternas de GNL: Toda operación de transporte de camiones cisterna por carretera realizada total o parcialmente por vías públicas, incluidas las actividades de carga y descarga de las mercancías peligrosas. No se incluyen los transportes efectuados íntegramente dentro del perímetro de un terreno cerrado. 21. Expedidor: Persona física o jurídica por cuya orden y cuenta se realiza la carga de mercancía peligrosa, para lo cual se realiza el transporte figurando como tal en la carta de porte. 22. Transportista de cisternas: Persona física o jurídica que asume la obligación de realizar el transporte de camiones cisterna por vías públicas, contando a tal fin con su propia organización empresarial. 23. Pedido: Número asignado a través del SL-ATR por el cargador para cada cisterna o destino que considere viable. 24. Plantas satélite monocliente: Aquellas que alimentan a un único consumidor final. 25. Plantas satélite de distribución: Aquellas que alimentan a una o varias redes de distribución. 26. Balance: Proceso de evaluación de las existencias de gas, tanto físico para las instalaciones o agrupaciones de estas, como comercial para cada usuario. 27. Acción de balance en PVB: Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020. 28. Nominación: Se entenderá lo establecido en la Circular 8/2019. 29. Renominación: Se entenderá lo establecido en la Circular 8/2019. 30. Programación: Se entenderá lo establecido en la Circular 8/2019. 31. Periodo de balance: Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020. 32. Reparto: Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020. 33. Cuenta de Balance Operativo u Operational Balancing Account (OBA): cuenta en la que se acumulan cantidades de gas/GNL determinadas por la diferencia entre la cantidad total medida en el punto de conexión que corresponda y la suma de los repartos de los usuarios en dicho punto de conexión. 34. Sistema Logístico de Acceso de Terceros a las Redes (SL-ATR): Sistema de información y comunicación entre los distintos sujetos del sistema gasista, que sirve de soporte a la gestión del ciclo completo de gas: establecimiento de garantías, contratación, programaciones y nominaciones, mediciones, repartos, balances y liquidaciones. 35. Capacidad: Se entenderá lo establecido en la Circular 8/2019. 36. Capacidad nominal: Es la capacidad máxima de una instalación, que estará autorizada por la autoridad competente correspondiente. Esta establece la capacidad utilizable en operación normal, sin incluir los equipos de emergencia o reserva, y sin considerar los posibles márgenes operacionales y restricciones que puedan derivarse de las características de las instalaciones a las que está conectada. 37. Capacidad mínima de operación: Es aquella por debajo de la cual no puede utilizarse la instalación de forma continuada en el tiempo, al no estar garantizada la fiabilidad y la seguridad operativa de los equipos y de la propia instalación, ni el cumplimiento de los requisitos medioambientales. 38. Capacidad útil de una instalación: Es la capacidad nominal menos la capacidad mínima de operación, en caso de existir esta última. En el caso de un almacenamiento subterráneo, será la capacidad nominal menos la capacidad ocupada por el gas colchón que no puede ser extraída mediante medios mecánicos. 39. Capacidad disponible: Es la diferencia entre la capacidad útil y la capacidad contratada. 40. Capacidades de inyección y extracción de un almacenamiento subterráneo: caudales de gas natural que consigue vehicular la instalación cuando realiza las acciones de inyectar o extraer gas del almacenamiento subterráneo, respectivamente. 41. Gas colchón de un almacenamiento subterráneo: Volumen de gas contenido en el almacenamiento subterráneo que es necesario para poder extraer el gas a la presión de diseño del gasoducto al que se conecta el almacenamiento. 42. Gas extraíble por medios mecánicos de un almacenamiento subterráneo: Parte del gas colchón que puede ser extraído mediante medios mecánicos, a una presión inferior a la de diseño del gasoducto al que se conecta el almacenamiento, de manera reversible, sin dañar la estructura del almacenamiento, que podría ser extraída en situaciones de emergencia. 43. Existencias útiles de un almacenamiento subterráneo: Volumen de gas contenido en la capacidad útil del almacenamiento subterráneo. El gas útil es la diferencia entre las existencias totales de gas contenidas en el almacenamiento y el gas colchón. 44. Indisponibilidad de una instalación: Cualquier situación de limitación total o parcial del funcionamiento de alguna instalación del sistema gasista, ya sea motivada por mantenimientos, puesta en marcha de infraestructuras, o por una emergencia, fuerza mayor, caso fortuito o cualquier otra circunstancia. 45. Nivel de existencias en la red de transporte o linepack: Es la cantidad de gas almacenado en la red de transporte. 46. Presión máxima de diseño de gasoductos: Presión máxima de trabajo para la que ha sido diseñado un gasoducto. 47. Presiones relativas mínimas de garantía en los puntos de conexión de la red de transporte: Presiones mínimas garantizadas en condiciones normales de operación en los puntos de conexión de redes de transporte. 48. Presiones relativas mínimas de garantía en los puntos de suministro de la red de distribución: Presiones mínimas garantizadas en condiciones normales de operación en los puntos de suministro de las redes de distribución. 49. Valor de referencia de existencias en la red de transporte: Volumen de gas en la red de transporte que determina los parámetros técnicos de la operación normal de la misma y la realización de acciones de balance en PVB por el GTS. 50. Talones de planta de regasificación: Volumen de GNL que determina la capacidad mínima de operación de los tanques. Su valor depende de las características constructivas de cada tanque y será acreditado por los titulares de las instalaciones en base a sus características técnicas y a lo establecido en la normativa. 51. Gas de operación o autoconsumo: Gas necesario para el correcto funcionamiento de los equipos e instalaciones del sistema gasista. 52. Revisión: Proceso de comprobación de la información enviada por parte del responsable correspondiente, que puede resultar en una modificación o no de la misma. 53. Reclamación: Comunicación por parte de un sujeto afectado de la no conformidad con la información comunicada, previamente enviada por el responsable correspondiente, o con la información procesada/calculada por el SL-ATR. 4. Unidades. 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: – Unidad volumétrica para GNL: m³ de GNL. – Unidad volumétrica para gas: m³(n), en condiciones normales de presión y temperatura (0 ºC y 1,01325 bar). – La unidad energética será el kWh. – Las capacidades de entrada y salida de las instalaciones gasistas se expresarán en kWh/h o kWh/día, en m³ de GNL/h, m³(n)/h, m³(n)/día y millardos de m³(n)/año (bcm/año). – La capacidad de almacenamiento de las instalaciones gasistas se expresará en kWh, m³(n), y la capacidad almacenada en kWh y en m³(
11. n)de gas o de GNL. – La unidad de presión es el bar. – La unidad de temperatura es el ºC. 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: – Puntos de conexión de gasoductos de transporte básico y transporte secundario con líneas directas que tengan por objeto llevar el gas a un solo consumidor final y con redes de distribución: 16 bar. – Puntos de conexión de gasoductos de transporte básico con otros gasoductos de transporte básico o secundario: ● Si el punto de conexión se encuentra situado dentro de una red mallada: 40 bar; ● si el punto de conexión está en una red lineal a partir de una red mallada con un único sentido de flujo: 30 bar. – Puntos de conexión entre gasoductos de transporte secundario: 16 bar. – Puntos de conexión de gasoductos de transporte secundario con otros gasoductos de secundario: ● Si el punto de conexión se encuentra situado dentro de una red mallada: 40 bar; ● si el punto de conexión está en una red lineal a partir de una red mallada con un único sentido de flujo: 30 bar. 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: 1. El operador lo pondrá en conocimiento del GTS. 2. El GTS analizará la situación y, en su caso, declarará los gasoductos afectados como saturados, proponiendo las medidas correctoras necesarias, que podrán incluir medidas restrictivas a nuevas contrataciones o incrementos de las existentes. 3. Se suspenderá la obligatoriedad de cumplir con las presiones mínimas garantizadas en condiciones normales de operación hasta la entrada en servicio de las medidas correctoras propuestas. 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: – 18 mbar relativos, si están situados en una red de presión no superior a 0,05 bar. – 50 mbar relativos, si están situados en una red de presión superior a 0,05 bar y hasta 0,4 bar. – 0,4 bar relativos, si están situados en una red de presión superior a 0,4 bar y hasta 4 bar. – 3 bar relativos, si están situados en una red de presión superior a 4 bar y hasta 16 bar. – 16 bar relativos, si están situados en una red de presión superior a 16 bar. 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. 8. Indisponibilidades en instalaciones. 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. CAPÍTULO II Programaciones 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. 2. Tipos de programación. Se considerarán los siguientes tipos de programación, en función de la periodicidad con la que se realizan: 1. Programaciones anuales: Se realizarán una vez en cada año de gas, proporcionándose información sobre el uso de las infraestructuras para el año de gas siguiente. 2. Programaciones mensuales: Se realizarán una vez cada mes, proporcionándose información sobre el uso de las infraestructuras para los doce meses siguientes. 3. Programaciones semanales: Se realizarán una vez a la semana, proporcionándose información sobre el uso de las infraestructuras durante 7 días, desde el sábado de cada semana hasta el viernes de la semana siguiente. 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: 1. Demanda de gas:
12. a)Los usuarios remitirán al GTS su previsión de demanda en el conjunto del sistema gasista.
13. b)Los usuarios remitirán a los operadores de las redes de transporte su previsión de demanda en el conjunto de redes del operador, así como la previsión de demanda en cada una de las líneas directas.
14. c)Los usuarios remitirán a los operadores de las redes de distribución su previsión de demanda en cada uno de los puntos de suministro que condicionen la operación de la red según lo dispuesto en el capítulo I, apartado 3, punto 14.c), de esta normativa. 2. Entradas y salidas adicionales de PVB:
15. a)Los usuarios remitirán al GTS su previsión de entradas a la red por regasificación, así como su previsión de salidas por licuefacción virtual, y los intercambios previstos en PVB. Los intercambios serán los registrados en el módulo MS-ATR del SL-ATR.
16. b)Los usuarios remitirán al GTS y a los operadores de las redes de transporte su previsión de entradas y salidas por puntos virtuales de interconexión con países europeos y conexiones internacionales por gasoducto con terceros países, así como su previsión de entradas por yacimientos y por inyección de otros gases en la red de transporte.
17. c)Los usuarios remitirán al GTS y los operadores de las redes de distribución su previsión de entradas por inyección de otros gases a la red de distribución. A estos efectos se considerará también una entrada por inyección de gases a la red de distribución la descarga de otros gases en plantas satélite de distribución. 3. Entradas y salidas de TVB:
18. a)Los usuarios remitirán al GTS y a los operadores de las plantas de regasificación su previsión de carga de cisternas para plantas satélite monoclientes, descarga de buques, carga de buques desde planta, trasvase de GNL entre buques y puesta en frío de buques.
19. b)Los usuarios remitirán al GTS su previsión de regasificación y licuefacción virtual, así como los intercambios previstos en TVB, indicando si están ya formalizados o no.
20. c)Los distribuidores remitirán al GTS y a los operadores de las plantas de regasificación su previsión de carga de cisternas para el suministro a plantas satélite de distribución. 4. Entradas y salidas de AVB:
21. a)Los usuarios remitirán al GTS su previsión de inyección y extracción en los almacenamientos subterráneos, así como los intercambios previstos en AVB, indicando si están ya formalizados o no. 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. Contenido de las programaciones. 4.1 Contenido general. Con carácter general, toda programación deberá contener la siguiente información: – Fecha de emisión. – Usuario u operador que realiza la programación. – Sujeto al que va remitida. – Tipo de programación (anual, mensual, semanal). – Si la programación es de demanda, de inyección de gases o de uso de servicios de capacidad de las instalaciones, indicando en este caso el servicio de capacidad que se programa. En el caso de programación de puntos virtuales de interconexión con países europeos y conexiones internacionales por gasoducto con terceros países se indicará el sentido de flujo (entrada al sistema gasista español o salida del sistema gasista español). – Cantidad de gas/GNL programado, con el detalle requerido, en unidades energéticas (kWh). – Si la cantidad que se programa es para el usuario que remite la programación (por defecto), o para otro usuario (nombre del usuario), excepto cuando se programen los servicios de inyección y extracción en AVB y el servicio de licuefacción virtual en TVB. Además, según el tipo de programación, la información remitida tendrá el siguiente detalle:
22. a)Programaciones anuales: Cantidad mensual (kWh/mes) programada para los doce meses del año de gas siguiente.
23. b)Programaciones mensuales: cantidad diaria (kWh/
24. d)programada para todos los días de los dos meses siguientes y cantidad mensual (kWh/mes) programada para los diez meses siguientes.
25. c)Programaciones semanales: Cantidad diaria (kWh/
26. d)programada para los siete días a los que se refiere el programa (de sábado de una semana a viernes de la semana siguiente). 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: – Regasificación. – Licuefacción virtual. – Carga de cisternas. – Descarga de GNL. – Carga de GNL de planta a buque. – Transvase de GNL entre buques. – Puesta en frío de buques. – Intercambio de GNL. 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:
27. a)Programaciones anuales: – Nombre del buque (si se conociese) o tipo de buque para cada cargamento. Se considerarán por defecto los valores de energía a descargar en función del tamaño de los buques, de conformidad con 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. – Si al descargar el GNL del buque, el GNL descargado se almacenara en la planta para más de un usuario, cada usuario indicará qué cantidad de la carga del buque se destina para el propio usuario. En cualquier caso, cada usuario, en su programación, especificará la cantidad de GNL que le corresponda. – Para el servicio de descarga de GNL se señalará, asimismo, el origen del GNL a descargar por buque y, para la carga de GNL de planta a buque, el destino del GNL cargado.
28. b)Programaciones mensuales y semanales: en el caso del servicio de descarga de buques, la mejor estimación de calidad de gas de origen de cada una de las descargas. Adicionalmente, y solo en caso de que la información haya sufrido alguna modificación con respecto a la anteriormente informada: – Nombre del buque y origen. – Para los buques con GNL que se almacenará en planta para varios usuarios, los usuarios titulares de este GNL y la cantidad del buque que corresponde a cada usuario. 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: – Entrada desde plantas de regasificación. – Entrada desde conexiones internacionales por gasoducto y yacimientos. – Inyección de otros gases en la red de transporte. – Inyección de otros gases en la red de distribución. – Salida por conexiones internacionales. 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. Tratamiento de las programaciones. 5.1 Estado de las programaciones. Una programación podrá estar en alguno de los siguientes estados: – Enviada: Estado inicial de la programación, una vez ha sido remitida y registrada en el SL-ATR correctamente, habiendo superado todas las validaciones del envío al mismo. – Procesada: Cuando el análisis de la programación ha sido finalizado por los responsables correspondientes. – Confirmada: programación asignada al usuario, que podrá contener una cantidad igual o inferior a la remitida en la programación enviada por el remitente. – Rechazada: Programación que no ha sido confirmada por el responsable correspondiente. En caso de rechazo total o parcial del envío de una programación al SL-ATR, se indicará el motivo del mismo. 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. Calendario de programaciones. 6.1 Programaciones anuales:
29. a)Anticipo de la programación anual: – Programaciones de demanda y programaciones en TVB y PVB: Envío hasta el 28 de febrero. – Programaciones en AVB: Envío hasta el 15 de junio.
30. b)Programación anual definitiva: – Programaciones de demanda y programaciones en TVB y en PVB: ● Envío por los usuarios hasta el 31 de mayo y por los distribuidores hasta el 15 de junio. ● Comunicación y confirmación del programa definitivo por el GTS al operador de planta, operadores de redes de transporte y distribución y usuarios: hasta el 30 de junio. – Programaciones en AVB: Envío hasta el 15 de agosto. 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. CAPÍTULO III Nominaciones y renominaciones 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: – Fecha de emisión. – Usuario que realiza la nominación/renominación. – Sujeto al que va remitida. – Cantidad de gas/GNL, con el detalle requerido, en unidades energéticas (kWh/d o kWh/h). – Si la nominación/renominación es de demanda, de inyección de otros gases o de uso de servicios de capacidad de las instalaciones, indicando en este caso el servicio de capacidad que se nomina/renomina. – En caso de uso de servicios de capacidad, punto del sistema gasista donde se presta. – Sujeto contraparte, cuando corresponda. 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/
31. 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: – PCPR, señalando si la cantidad que se indica es de regasificación o de licuefacción. – PCCC, para las cantidades que se refieran a la carga de cisternas. 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: – El nombre del buque. – El día y hora estimada de llegada del buque a la boya de recalada, o «Estimated Time of Arrival» (ETA), de acuerdo con la fecha de descarga establecida. – Cantidad prevista a descargar/cargar en kWh y m3 de GNL, solo en caso de haberse modificado con respecto a la previamente informada. – Para los buques que al cargar/descargar el GNL pertenezca a varios usuarios, se indicarán los usuarios titulares de este GNL y el reparto de la cantidad prevista a cargar/descargar entre los mismos. – Origen/destino del gas, en el caso de las descargas/cargas. 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: – El primer aviso deberá enviarse a la salida del buque del puerto de origen. – El segundo aviso deberá enviarse no más tarde de siete días antes del ETA comunicado en el primer aviso. Si es necesario modificar el ETA comunicado en el primer aviso en más de 12 horas, el capitán del buque metanero o su agente notificará inmediatamente el nuevo ETA corregido al titular de la planta. – El tercer aviso deberá ser enviado no después de setenta y dos horas antes del ETA comunicado en el segundo aviso. Si fuera necesario modificar el ETA del segundo aviso en más de 6 horas, el capitán del buque metanero o su agente notificará inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta. – El cuarto aviso deberá enviarse no después de cuarenta y ocho horas antes del ETA del tercer aviso. Si el ETA del tercer aviso se modifica en más de 6 horas, el capitán del buque metanero o su agente deberá notificar inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta. – El quinto aviso deberá ser enviado no más tarde de veinticuatro horas antes del ETA del cuarto aviso. Si el ETA del cuarto aviso se modifica en más de 1 hora, el capitán del buque metanero o su agente deberá notificar inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta. – El Aviso de Alistamiento («Notice of Readiness»-NOR) deberá ser notificado por el capitán del buque metanero al titular de la planta a la llegada a la boya de recalada o a la zona de anclaje a las afueras del puerto de descarga donde el práctico del puerto sube a bordo del buque metanero. Una vez se hayan finalizado las formalidades necesarias con las autoridades competentes y esté del todo preparado para proceder con el atraque y comenzar la operación, el buque metanero y el titular procederán con toda diligencia al atraque seguro en el muelle o pantalán de la instalación de descarga. Después de que el NOR haya sido notificado, el capitán del buque deberá proceder a un atraque seguro y rápido del buque en el muelle y el titular de la instalación deberá cooperar para ello. 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: – Para buques de hasta 60.000 m3 de capacidad bruta: A1 US$/día. – Para buques con capacidad bruta entre 60.000 y 110.000 m3: A2 US$/día. – Para buques con capacidad superior a 110.000 m3: A3 US$/día. Si, como resultado de cualquier retraso atribuible a la acción u omisión del buque metanero o su capitán, para la prestación del servicio se requiere en el puerto de carga/descarga un tiempo de plancha superior al tiempo permitido, y a consecuencia de ello, otro buque no puede acceder a las Instalaciones a su llegada al puerto de carga/descarga dentro de su fecha de carga/descarga asignada, se pagará al titular de las instalaciones, una vez convenientemente justificada la anterior circunstancia, las mismas demoras señaladas en el párrafo previo. Independientemente de a quién corresponda la responsabilidad de la demora, para periodos inferiores a un día se prorratearán las cantidades a abonar en este concepto en función de las horas de demora. Además, las demoras serán pagadas en un plazo de veinte días desde la recepción de la factura; en caso de falta de pago dentro del plazo establecido, la parte deudora estará obligada a pagar a la parte acreedora un interés de demora equivalente al «USD LIBOR» a tres meses incrementado en tres puntos, calculado desde el día siguiente al vencimiento del pago. Toda reclamación por demoras se considerará sin efecto si se presenta con posterioridad a 90 días naturales después de finalizada la carga/descarga. Los precios citados en este apartado serán actualizados anualmente, en función del incremento medio anual de precios recogidos en la OECD «Europe Consumer Prices Index», publicado por la Organización para la Cooperación Económica y el Desarrollo, en su boletín mensual. Los nuevos precios serán publicados por el GTS y los operadores de las plantas de regasificación en su página web. Inicialmente, se establecen los siguientes valores para A1, A2 y A3: – A1: 26.000 US$/día. – A2: 45.000 US$/día. – A3: 65.000 US$/día. 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: – PCPR, señalando si la cantidad que se indica es de entrada o de salida en la planta. – PCI, señalando si la cantidad que se indica es de entrada o de salida. – PCY. – Puntos de suministro para la demanda eléctrica y los que puedan condicionar la operación normal de la red. – PCTG, especificando el punto concreto de inyección al que se refiere la cantidad indicada. – PCDG, especificando si se trata de inyección en una red de distribución o en una planta satélite de distribución, indicando el punto concreto de la red o la planta satélite concreta a la que se refiere la inyección de la cantidad indicada, según corresponda. 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: – Enviada: Estado inicial de la nominación/renominación, una vez ha sido remitida y registrada en el SL-ATR correctamente, habiendo superado todas las validaciones del envío al mismo. – Procesada: Cuando el análisis de nominación/renominación ha sido finalizado por los responsables correspondientes. – Confirmada: nominación/renominación asignada al usuario. No se podrán confirmar nominaciones/renominaciones que den lugar a un flujo que no puede ocurrir físicamente y que den lugar a un uso de las instalaciones superior a la capacidad diaria contratada por el usuario. – Rechazada: Nominación/denominación que no ha sido confirmada por el responsable correspondiente. En caso de rechazo del envío de una nominación/denominación al SL-ATR, se indicará el motivo del mismo. – Eliminada: Nominación/denominación que ha sido retirada como consecuencia de la suspensión o inhabilitación del usuario que la envió. 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: – PCPR. – PCAS. – PCI. – PCY. – PCTG. – PCDG. 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: – En ningún caso se podrán reducir por este proceso las renominaciones del usuario por debajo del gas ya vehiculado. – Cuando se haya ofertado capacidad de acceso firme por encima de la capacidad nominal conforme a la normativa vigente, se aplicarán los mecanismos de recompra de capacidad establecidos. – Siempre que haya disponibilidad, no podrán reducirse las renominaciones del usuario por debajo de la suma del gas vehiculado y la capacidad que le correspondería para el resto del día (proporción de la capacidad diaria contratada firme correspondiente a las horas que restan del día). La reducción de las nominaciones, o renominaciones se realizará de acuerdo con los siguientes criterios, por orden de preferencia: 1.º Se reducirá la cantidad renominada en exceso sobre la capacidad contratada que correspondería al usuario para las horas que resten del día de gas, considerando asimismo el gas que el usuario ha vehiculado hasta ese momento. 2.º Se procederá a reducir las cantidades asociadas a contratación interrumpible que contribuyen a resolver el exceso de nominación/renominación. Con carácter general, se irán reduciendo aquellas cantidades de contratos interrumpibles más recientes a más antiguos. 3.º Si las medidas anteriores no son suficientes, se realizará el siguiente proceso:
32. a)Se prorrateará la capacidad nominal disponible para el resto del día entre todos los usuarios con capacidad contratada firme de forma proporcional a la misma, según la expresión:
33. b)Para cada usuario «u» con cantidad nominada o renominada mayor que 0, se calculará el valor Cpu, según la expresión:
34. c)Si Cpu ≤ Cau: Se aceptará la nominación o renominación del usuario.
35. d)Si Cpu > Cau: Se considerará como nominación o renominación del usuario la suma del gas vehiculado hasta el momento, del valor de Cau y de la cuota proporcional del margen de capacidad disponible por infrautilización de otros usuarios (aquellos que cumplen el apartado c). Dicha cuota se calculará proporcionalmente al valor de Cau de aquellos usuarios que no cumplan el apartado c. 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. 5. Calendario de nominaciones/renominaciones. 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. CAPÍTULO IV Repartos 1. Puntos de reparto del sistema gasista. Se realizarán repartos en los siguientes puntos del sistema gasista: – Puntos de entrada/salida de PVB: ● PCI. ● PCY. ● PCAS. ● PCPR. ● PCTG. ● PCDG. ● PCLD. – Puntos de entrada/salida de AVB: PCAS. – Puntos de entrada/salida de TVB: ● PCDB. ● PCPR. ● PCCC. – Otros puntos del sistema gasista: ● PCTD. ● PCDD. 2. Responsables del reparto. Para cada punto del sistema gasista en el que se realizan repartos, el responsable de realizar dicho reparto será: – En los puntos PCI, el responsable del reparto será el operador de la red de transporte para las conexiones con terceros países y el GTS. – En los puntos PCY, el responsable será el operador de la red de transporte y el GTS. – En los puntos PCAS, el responsable del reparto será el GTS. – En los puntos PCPR, el responsable del reparto será el GTS. – En los puntos PCTG, el responsable del reparto será el operador de la red de transporte donde se produce la inyección del gas. – En los puntos PCDG, el responsable del reparto será el operador de la red de distribución donde se produce la inyección del gas. – En los puntos PCLD, el responsable será el operador de la red de transporte conectado aguas arriba. – En los puntos PCDB, el responsable del reparto será el titular de la planta de regasificación. – En los puntos PCCC, el responsable del reparto será el titular de la planta de regasificación. – En los puntos PCTD, el responsable de reparto será el titular de la red de distribución. – En los puntos PCDD, el responsable del reparto será el titular de la red situada aguas abajo. 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. Procedimientos de reparto. 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 Siendo: – Emisión PCTG/PCDG: Cantidad medida del gas inyectado en la red de transporte o distribución, o descargado en la planta satélite, según corresponda, desde la planta de producción de gas, en kWh. Las cantidades medidas a repartir serán proporcionadas por los responsables de la medición en los puntos PCTG y PCDG. – Porcentaje asignación usuario: Asignación por usuario y punto de conexión PCTG/PCDG, expresada en porcentaje. Esta asignación será definida en el SL-ATR por los operadores de la red a la que está conectada la inyección de gas, o por el distribuidor titular de la planta satélite de distribución, que podrá ser distinta para los diferentes puntos, y tendrá en consideración la titularidad del gas inyectado. Cualquier modificación en este porcentaje deberá ser notificada por los usuarios, con antelación suficiente, al operador de la red y al GTS. El porcentaje de asignación asegurará en todo momento que se reparte el total de la emisión. En estos puntos se realizarán los siguientes repartos: – Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, que asigna a los usuarios de la red de transporte y/o distribución la cantidad entregada en el punto de inyección de gas en el día de gas. – Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalización del mes m+3 con la mejor información disponible en ese momento, que asigna a los usuarios de la red de transporte y/o distribución la cantidad entregada en el punto de inyección de gas para cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto m+3 no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto d+1. – Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalización del mes m+15 con la mejor información disponible en ese momento, que asigna a los usuarios de la red de transporte y/o distribución la cantidad entregada en el punto de inyección de gas para cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto m+15 no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto m+3. 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: – Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, que asigna al usuario el gas entregado en el día de gas. Este reparto se realizará asignando la cantidad correspondiente a la medida (emisión) en el punto PCLD, facilitada por el responsable de la medición en dicho punto. Si dicha medida no estuviera disponible, podrá emplearse la medida de consumo realizada por el consumidor, que deberá enviarla siempre que le sea solicitada por el responsable del reparto. En su defecto, la medida de consumo se estimará según el procedimiento establecido en el apartado 3.7.1 de este capítulo para la estimación de consumos telemedidos cuando éstos no están disponibles. – Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalización del mes m+3 con la mejor información disponible en ese momento, que asigna al usuario el gas entregado en cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto m+3 no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto d+1. – Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalización del mes m+15 con la mejor información disponible en ese momento, que asigna al usuario el gas entregado en cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto m+15 no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto m+3. 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: – Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, repartiendo el resultado del cálculo de la energía cargada o descargada, que asigna el gas cargado (entregado) o descargado (introducido) al usuario en el día de gas. – Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalización del mes m+3, una vez se disponga del cálculo de la energía cargada o descargada, que asigna al usuario el gas cargado (entregado) o descargado (introducido) en cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto m+3 no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto d+1. – Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalización del mes m+15, una vez se disponga del cálculo de la energía cargada o descargada, que asigna al usuario el gas cargado (entregado) o descargado (introducido) en cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto m+15 no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto m+3. 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:
36. a)Para la carga de buques: – Cálculo teniendo en cuenta datos estimados por la terminal, tanto para el volumen cargado, como para la calidad del GNL y el boil-off. – Cálculo teniendo en cuenta el volumen cargado y una calidad del GNL. – Datos de la cantidad bruta cargada y una estimación de mermas.
37. b)Para la descarga de buques: – Cálculo teniendo en cuenta datos estimados por el operador de la planta de regasificación del volumen y la calidad de GNL descargados y una calidad de boil-off estimada. – Cálculo teniendo en cuenta el volumen descargado y una calidad de GNL estimada. – Cálculo teniendo en cuenta el volumen descargado y la calidad de GNL en origen. – Cálculo teniendo en cuenta los datos de origen de volumen y de calidad del GNL. 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: – Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, que asigna el gas cargado en camiones cisterna en el día de gas entre los usuarios que tengan puntos de suministro ligados a la planta satélite de destino de la cisterna. – Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalización del mes m+3 con la mejor información disponible en ese momento, que asigna a los usuarios el gas cargado en cisternas con destino a plantas satélite en cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto m+3 no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto d+1. 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. – Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalización del mes m+15 con la información disponible en ese momento, que asigna a los usuarios el gas cargado en cisternas con destino a plantas satélite en cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto m+15 no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto m+3. 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: – Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, que asigna a los usuarios el gas entregado en el día de gas. Se asignará al usuario como reparto en el PCTD/PCDD el consumo del día de gas de sus clientes en dicho PCTD/PCDD, incrementado en las mermas retenidas que corresponda. En caso de que no se disponga de lectura diaria del consumo, este se estimará conforme a lo dispuesto los apartados 3.7.1, 3.7.2 y 3.7.3 de este capítulo. 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. – Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalización del mes m+3 con la mejor información disponible en ese momento, que asigna a los usuarios el gas entregado en cada uno de los días de gas del mes m. Se asignará al usuario como reparto en el PCTD/PCDD el consumo de los días de gas del mes m de sus clientes en dicho PCTD/PCDD, incrementados en las mermas retenidas que corresponda. En caso de que no se disponga de lectura del consumo del mes m, este se estimará conforme a lo dispuesto los apartados 3.7.1, 3.7.2 y 3.7.3 de este capítulo. 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). – Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalización del mes m+15 con la mejor información disponible en ese momento, que asigna a los usuarios el gas entregado cada uno de los días de gas del mes m. Este reparto se calculará igual que el 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). Cd = Qd * 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.
38. a)Cálculo del consumo mensual Cm. Para determinar Cm se seguirán los siguientes pasos, en función de la existencia o no de valores históricos de dicho punto de suministro. 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). Xdia Xdia-1 Xdia-2 Xdía-3 Xdia-4 Xdia-5 Xdia-6 Xdía-7 0,507 0,136 0,136 0,114 0,032 0,025 0,025 0,025 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 (
39. 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: – Para los consumidores para los cuales no se dispone de caudal diario contratado, el consumo mensual será el resultado de dividir el caudal anual contratado (Qa) entre docemeses: Cm = Qa/12 – Para los consumidores para los cuales se dispone de caudal diario contratado (Qd), el consumo mensual será el caudal diario contratado multiplicado por el factor corrector de utilización (
40. fc)y el número de días del mes (N). 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.
41. b)Desagregación diaria del consumo mensual por tipo de consumidor. b.1 Consumidores suministrados a presión P>4 bar. El consumo diario se calculará diferenciando si es día laborable o no laborable. A los efectos de esta norma se consideran no laborables el sábado, domingo y festivos. – Día laborable: El consumo diario (Cd) se obtendrá como el producto del consumo mensual (Cm) y el coeficiente de funcionamiento (Cf) dividido entre el número de días laborables del mes (Nlab), de acuerdo a la expresión: 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. – Resto de días (sábados, domingos y festivos): El consumo diario (Cd) se obtendrá como el producto del consumo mensual (Cm) y el parámetro (1-Cf) dividido entre el número de días no laborables del mes (Nres), de acuerdo con la expresión: 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. b.2 Consumidores suministrados a P≤4 bar con consumo anual superior a 50.000 kWh. El consumo diario se calculará como el consumo mensual (Cm) dividido por el número de días del mes (N). Cd = Cm / N 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: – Consumidores con consumo anual inferior o igual a 5.000 kWh/año. – Consumidores con consumo anual superior a 5.000 kWh/año. 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 Siendo: – Cd: Consumo en el PCTD/PCDD del día de gas d del grupo de consumo. – N.° consumidores: Número de consumidores del grupo de consumo suministrados en el PCTD/PCDD. – Pu: Perfil unitario del grupo de consumo que proporciona el consumo diario del día d en la zona climática del PCTD/PCDD. – Ctemp2: Coeficiente corrector del perfil por efecto de la temperatura. 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). Xdia Xdia-1 Xdia-2 Xdía-3 Xdia-4 Xdia-5 Xdia-6 Xdía-7 0,507 0,136 0,136 0,114 0,032 0,025 0,025 0,025 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 (
42. 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(
43. 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. 4. Calendario de repartos. 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. 4.1 Reparto diario provisional (d+1): – Antes de las 4 horas y 15 minutos posteriores al cierre del día de gas, los responsables del reparto recibirán las cantidades a repartir (envío de ficheros de mensajería desde el SL-ATR con las cantidades a repartir). – Antes de las 6 horas y 15 minutos posteriores al cierre del día de gas, los responsables del reparto comunicarán al GTS los repartos correspondientes al día d (envío de ficheros de mensajería de cantidades repartidas al SL-ATR). – Antes de las 6 horas y 30 minutos posteriores al cierre del día de gas, el SL-ATR publicará la información sobre el reparto. – Antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del día de gas, los usuarios, el GTS o los operadores podrán reclamar del reparto diario provisional d+1, conforme a lo dispuesto en el apartado 7 del Capítulo X. – Antes de las 8 horas posteriores al cierre del día de gas, los responsables del reparto recibirán, si corresponde, nuevas cantidades a repartir (envío de ficheros de mensajería desde el SL-ATR con las nuevas cantidades a repartir). – Antes de las 9 horas y 15 minutos posteriores al cierre del día de gas, los responsables del reparto revisarán y calcularán de nuevo el reparto del día d, si fuera necesario, comunicando a través del SL-ATR el resultado de dicha revisión, en cumplimiento de lo dispuesto en el apartado 7 del Capítulo X. – Antes de las 9 horas y 45 minutos posteriores al día de gas, el SL-ATR publicará el reparto d+1. 4.2 Reparto final provisional (m+3): – Antes de la finalización del día 6 del mes m+3, los responsables del reparto recibirán las cantidades a repartir correspondientes a los días del mes m (envío de ficheros de mensajería desde el SL-ATR con las cantidades a repartir). – Antes de la finalización del día 13 del mes m+3, los responsables del reparto comunicarán al GTS los repartos correspondientes al mes m (envío de ficheros de mensajería de cantidades repartidas al SL-ATR). – Antes de la finalización del día 14 del mes m+3, el SL-ATR publicará los repartos m+3 del mes m de todos los puntos. – Antes de la finalización del día 18 del mes m+3, los usuarios, el GTS o los operadores podrán solicitar la revisión de los repartos m+3 del mes m. – Antes de la finalización del día 21 del mes m+3, los responsables del reparto recibirán, si corresponde, nuevas cantidades a repartir (envío de ficheros de mensajería desde el SL-ATR con las cantidades a repartir). – Antes de la finalización del día 25 del mes m+3, los responsables del reparto comunicarán al GTS los repartos correspondientes al mes m (envío de ficheros de mensajería de cantidades repartidas al SL-ATR). – Antes de la finalización del día 26 del mes m+3, y una vez se disponga de toda la información de los repartos m+3, el SL-ATR publicará los repartos m+3 del mes m de todos los puntos. 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: 1. Control del reparto diario provisional (d+1): – Responsable: Responsable del reparto. – Control: Comprobar que la telemedida real agregada de un PCTD/PCDD no supera 1,3 veces el valor de la emisión neta. – Acción: El responsable del reparto revisará la telemedida. En el caso de que esta sea correcta, el responsable generará una reclamación a la emisión conforme a lo establecido en la normativa vigente. En el caso de que esta reclamación conlleve una modificación de la cantidad a repartir, esta será corregida en el segundo envío de los repartos diarios provisionales (d+1). En caso de que se compruebe que el error pudiera estar en una o varias telemedidas reales, el responsable del reparto aplicará el procedimiento de estimación del reparto diario provisional (d+1) para el cliente telemedido. Esta corrección será recogida en el envío de la primera versión de repartos diarios provisionales (d+1). 2. Control de la telemedida: – Responsable: Responsable del reparto. – Control: Comprobar que la lectura diaria de una telemedida no supera en dos veces la capacidad contratada. – Acción: El responsable del reparto revisará, antes del envío del reparto, las telemedidas que superen este valor. En el caso de que, tras su análisis, se considere que la telemedida es errónea, pero no se disponga del valor correcto, se estimará la medida. 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 Dónde: – Emisión neta diaria a repartir d, p: Valor calculado conforme a lo dispuesto en el apartado 3 de este capítulo, correspondiente al día d y punto p. – Repartos diarios provisionales d, p: Suma de los repartos diarios provisionales (d+1) asignados a los usuarios para un día d y punto p, enviados por los responsables del reparto y procesados por el SL-ATR. 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:
44. a)Si se dispone de medida de emisión neta diaria, así como de cantidades de reparto provisional diario (d+1) asignadas a usuarios diferentes de cero, el SL-ATR repartirá la revisión del GTS entre los usuarios, de forma proporcional a su reparto provisional diario (d+1). 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.
45. b)Si se dispone de la emisión neta diaria, pero no se dispone de cantidades de reparto provisional diario (d+1) asignadas a usuarios, el SL-ATR repartirá la revisión del GTS entre los usuarios que tengan cantidades asignadas como repartos en el día anterior, de forma proporcional a dichas cantidades. 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.
46. c)Si se dispone de emisión neta diaria distinta de cero, pero todas las cantidades de reparto provisional diario (d+1) asignadas a usuarios son cero, el valor de la revisión del GTS global se repartiría a partes iguales entre todos los usuarios. 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: – La diferencia entre la emisión neta diaria y los consumos diarios incrementados en las mermas reconocidas en el PCTD/PCDD/PCLD supera, en valor absoluto, dos veces la emisión neta diaria calculada con las emisiones máximas previsibles. – La emisión neta diaria difiere, en valor absoluto, en más de 100 GWh/día la estimación global del GTS en función de su información operativa. – Fallos del proceso de repartos o del sistema SL-ATR que no permiten proporcionar la información a los usuarios del reparto diario provisional (d+1) en los plazos estipulados. – Fallo total de los sistemas de un responsable del reparto que no permitan disponer de ninguna información de la primera o de la segunda versión del reparto diario provisional (d+1) en los plazos estipulados, en el caso de que la revisión del reparto realizada por el GTS según el apartado 6.3 anterior suponga más del 5% en valor absoluto de la emisión neta global del sistema. – Fallos del proceso de repartos diarios o de los sistemas del GTS que no permiten disponer de la información que responsables del reparto necesitan para la elaboración del reparto diario provisional en los plazos estipulados en esta normativa. Este punto se aplicaría a ficheros de PCS, información de emisiones diarias enviadas desde el SL-ATR a los distribuidores o fallos de comunicaciones con el GTS. 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: – Sujeto solicitante. – Tipo de sujeto: Transportista/distribuidor/usuario. – Día de gas. – Información afectada: Emisiones/repartos/ambos. – Etapa del proceso de cálculo del reparto afectada: Versión inicial del reparto – V1/versión revisada del reparto – V2. – Control o filtro establecido no superado por el proceso y por el que se solicita la declaración de intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales. 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: – Código responsable del reparto: Según codificación SL-ATR. – Código usuario: Según codificación SL-ATR. – Fecha del día de gas al que corresponde el reparto. – Código PCTD/PCDD: Según codificación SL-ATR. – Revisado: S/N. – Emisión neta (tal como se define en el apartado 2 de este capítulo) por PCTD/PCDD. – Diferencia entre emisión neta y consumos incrementados en mermas reconocidas (total y asignado al usuario). – Valor agregado de consumos con telemedida disponible (total y asignado al usuario). – Valor agregado de consumos telemedidos no disponibles y por tanto estimados (total y asignado al usuario). – Valor agregado de consumos del grupo de reparto consumidores tipo 1 (total y asignado al usuario), distinguiendo entre consumos a presión P> 4 bar y presión P≤ 4 bar. – Valor agregado de consumos del grupo de reparto consumidores tipo 2 (total y asignado al usuario). – Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos asignados, distinguiendo para cada grupo de reparto y dentro del grupo de reparto consumidores tipo 1, entre los consumos a presión P > 4bar y P ≤ 4 bar. – Valor agregado del reparto diario provisional y valor agregado de la revisión GTS (total y asignado al usuario). 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.
47. a)Para el grupo de reparto consumidores tipo 1: – Código responsable del reparto: Según codificación SL-ATR. – Código usuario: Según codificación SL-ATR. – Código PCTD/PCDD: según codificación SL-ATR. – Fecha de reparto. – CUPS. – Consumo diario en kWh. – Tipo de consumo: real, estimado, estimado usuario, no telemedido. – Fecha y hora de publicación.
48. b)Para el grupo de reparto consumidores tipo 2: – Código responsable del reparto: según codificación SL-ATR. – Código usuario: según codificación SL-ATR. – Fecha de reparto. – Código PCTD: según codificación SL-ATR. – Grupo de consumo (consumo ≤ 5.000 kWh/año y c