Esta información se publicará para todos los PCTD/PCDD en los que el usuario tenga puntos de suministro. Además, se proporcionará a cada usuario el número total de clientes por grupo de reparto en cada punto PCTD/PCDD.
\nEn caso de disconformidad por parte de un usuario respecto al reparto agrupado de sus consumidores tipo 2, el responsable del reparto estará obligado a remitir la información utilizada para realizar el cálculo.
\n6.2 Envío de la información del reparto final provisional (m+3). El reparto final provisional (m+3) se enviará por el responsable del reparto al SL-ATR, por PCTD/PCDD, usuario y día de gas, con el mismo detalle que la información sobre el reparto diario provisional (d+1) que se detalla en el apartado 6.1, con las siguientes salvedades:
\nToda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto diario final provisional sean trazables por el usuario estará disponible en el SL-ATR y podrán ser consultados por el mismo.
\nAdicionalmente, el responsable del reparto en el punto PCTD/PCDD mantendrá disponible, para cada usuario, en su sistema informatizado la misma información que se detalla para el reparto diario provisional (d+1) en el apartado 6.1 anterior, indicando el mes de reparto (en lugar de la fecha de reparto).
\nEn caso de disconformidad por parte de un usuario respecto al reparto agrupado de sus consumidores tipo 2, el responsable del reparto estará obligado a remitir la información utilizada para realizar el cálculo.
\n6.3 Envío de la información del reparto final provisional (m+15). Toda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto final definitivo sean trazables por el usuario estará disponible en el SL-ATR y podrán ser consultados por el mismo. La información se facilitará con el mismo detalle que la del reparto final provisional (m+3).
\nBalance 1. Condiciones generales.
\nSe calcularán dos tipos de balances relativos al sistema gasista: el balance físico de las instalaciones, que permitirá, entre otros, determinar las existencias y mermas reales de las infraestructuras y garantizar la correcta operación del sistema en su conjunto, y el balance individual de los usuarios en las distintas áreas de balance (TVB, PVB y AVB), que permitirá determinar las existencias y el desbalance de cada usuario.
\nAdicionalmente, se determinarán balances del gas de los transportistas en cada una de sus infraestructuras y del GTS en todas las áreas de balance.
\nToda la información relativa a los balances estará disponible en el SL-ATR. Además, el GTS deberá poner a disposición de cada usuario, en el SL-ATR, toda la información necesaria para la reproducción y trazabilidad del cálculo de los balances individuales por cada usuario.
\n2.1 Conceptos generales. Los operadores de las infraestructuras del sistema gasista deberán realizar, para cada día de gas, un balance físico diario del gas que transita por sus instalaciones y enviar diariamente al SL-ATR toda la información necesaria para la reproducción de los cálculos.
\nLos balances físicos servirán al operador de cada infraestructura para:
\nLos balances físicos relativos a las instalaciones de regasificación, almacenamientos subterráneos y red de transporte serán supervisados por el GTS, quién podrá requerir un mayor alcance y frecuencia al dispuesto en este capítulo, así como establecer el nivel de detalle de la información a proporcionar al respecto, en función de su incidencia en la operación del sistema.
\nLos balances físicos por instalación se calcularán empleando las mediciones efectuadas en los diferentes puntos de medición del sistema gasista, incluyendo la medición de existencias y autoconsumos.
\nEl calendario a seguir para el cálculo del balance físico diario para será el mismo que el definido en el apartado 3.5 de este capítulo para el cálculo del balance provisional (d+1) de los usuarios.
\n2.2 Balance físico en las plantas de regasificación. Se calculará un balance por instalación, de acuerdo con la siguiente expresión:
\nExistencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos + Mermas reales Siendo:
\n2.3 Balance físico en las redes de transporte. Se calculará un balance por el conjunto de redes de transporte de cada titular, conforme a la siguiente fórmula:
\nExistencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos + Mermas reales Siendo:
\n2.4 Balance físico en los almacenamientos subterráneos. Se calculará un balance por instalación, conforme a la siguiente fórmula:
\nExistencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos Siendo:
\n2.5 Balance físico en la red de distribución. Se calculará un balance por el conjunto de redes de distribución de cada titular, conforme a la siguiente fórmula:
\nEntradas = Salidas + Mermas reales Siendo:
\n3.1 Conceptos generales. El GTS realizará balances individuales para todos y cada uno de los usuarios con cartera de balance en TVB/PVB/AVB, conforme a lo dispuesto en la Circular 2/2020 de la CNMC. Estos balances contendrán toda la información relativa a los repartos y nivel de existencias de los usuarios en las áreas de balance y serán puestos a disposición de los mismos a través del SL-ATR.
\nLos balances individuales de los usuarios se considerarán abiertos mientras no haya finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones de los repartos de los usuarios y cerrados una vez finalizado el mismo.
\nSe realizarán los siguientes balances individuales de los usuarios, que estarán disponibles en el SL-ATR:
\n3.2 Balances individuales de los usuarios en TVB.
\n3.2.1 Balance diario provisional (d+1). El balance diario provisional (d+1) del usuario con cartera de balance en TVB se calculará conforme a la siguiente fórmula:
\nExistencias finales = Existencias iniciales + Entradas – Salidas – Cesiones en TVB + Adquisiciones en TVB Donde:
\nUna vez calculadas las existencias finales del usuario, se evaluará el desbalance diario provisional (d+1) del usuario. Para ello se comparan las existencias finales calculadas con la capacidad de almacenamiento de GNL contratada por el usuario para ese día, pudiéndose presentar tres situaciones:
\nNo obstante, si el usuario tuviera descarga de buque iniciada, se comprobará si el desbalance diario provisional (d+1) está cubierto por la cantidad de gas pendiente de descargar. El gas pendiente de descarga (GPD) del usuario, se calculará para cada buque con descarga iniciada y no finalizada, en función del día de descarga en el que se encuentre el buque. Así, si el buque con descarga no finalizada se encuentra en su primer día de descarga y no se ha recibido ninguna medición o reparto para dicho buque, GPD se computará con valor cero. En caso contrario, GPD se calculará mediante la siguiente fórmula:
\nDonde:
\nEn el caso de que el GPD calculado sea negativo, se considerará un valor de cero. Para un día de gas d, el GPD de un usuario será igual a la suma del GPD de todos los buques con descarga iniciada para dicho día.
\nUna vez calculado el GPD, este se compara con el desbalance diario provisional (d+1) calculado para el usuario, pudiéndose presentar dos escenarios, que podrán modificar los valores de dicho desbalance provisional (d+1) y las existencias finales del usuario para el día de gas d, según sigue: a.1) El GPD supera o iguala el desbalance diario provisional (d+1) calculado: Se considera que el usuario no presenta desbalance provisional para el día de gas d, pero mantiene el valor de las existencias finales negativas. a.2) El GDP no cubre la totalidad del desbalance diario provisional (d+1) calculado: Se considera que el usuario presenta un desbalance diario provisional (d+1) igual a la suma del desbalance diario provisional (d+1) negativo calculado inicialmente y el GDP.
\n3.2.2 Balance diario final provisional (m+3). El balance diario final provisional (m+3) del usuario con cartera de balance en el TVB se calculará aplicando la misma fórmula definida para el balance diario provisional (d+1), pero considerando los valores de los repartos diarios finales provisionales (m+3).
\nUna vez calculadas las existencias finales en el TVB para cada día de gas del mes m, se evaluará, también para cada día de gas del mes m, el desbalance diario final provisional (m+3) del usuario. Para ello se comparan las existencias finales calculadas para cada día con la capacidad de almacenamiento de GNL contratada por el usuario para ese día, pudiéndose presentar tres situaciones:
\n3.2.3 Balance diario final definitivo (m+15). El balance diario final definitivo (m+15) del usuario con cartera de balance en el TVB se calculará aplicando la misma fórmula definida para el balance diario provisional (d+1), pero considerando los valores de los repartos diarios finales definitivos (m+15).
\nUna vez calculadas las existencias finales en el TVB para cada día de gas del mes m, se evaluará, también para cada día de gas del mes m, el desbalance diario final definitivo (m+15) del usuario. Para ello se comparan las existencias finales calculadas para cada día con la capacidad de almacenamiento de GNL contratada por el usuario para ese día, pudiéndose presentar tres situaciones:
\n3.3 Balances individuales de los usuarios en PVB.
\n3.3.1 Balance diario provisional (d+1). El balance diario provisional d+1 del usuario con cartera de balance en PVB se calculará conforme a la siguiente fórmula:
\nDesbalance del usuario = Entradas – Salidas – Cesiones en PVB + Adquisiciones en PVB Donde:
\nLos usuarios no tendrán existencias a su nombre en el PVB al finalizar el día de gas (desbalance = 0), salvo que el usuario hubiera adquirido algún servicio en vigor a tal efecto. En este caso, si el desbalance calculado según la fórmula anterior fuera positivo, se comparará con el derecho de almacenamiento proporcionado por el servicio adquirido. Se considerará que el usuario no presenta desbalance, si la cantidad calculada según la fórmula anterior teniendo además en cuenta las existencias del usuario al comienzo del día de gas, esto es, Desbalance del usuario = Existencias iniciales + Entradas – Salidas – Cesiones en PVB + Adquisiciones en PVB, es igual o inferior al derecho de almacenamiento. Si fuera superior, la cantidad de desbalance calculada por la fórmula se minorará en el derecho de almacenamiento proporcionado por el servicio adquirido.
\n3.3.2 Balance diario final provisional (m+3). El balance diario final provisional (m+3) del usuario con cartera de balance en el PVB se calculará aplicando la misma fórmula definida para el balance diario provisional (d+1), pero considerando los valores de los repartos diarios finales provisionales (m+3).
\n3.3.3 Balance diario final definitivo (m+15). El balance diario final definitivo (m+15) del usuario con cartera de balance en el PVB se calculará aplicando la misma fórmula definida para el balance diario provisional (d+1), pero considerando los valores de los repartos diarios finales definitivos (m+15).
\n3.4 Balances individuales de los usuarios en AVB. De conformidad con la Circular 2/2020, de la CNMC, para cada día de gas, en AVB se calculará un único balance, el balance final definitivo, calculado el día después del día de gas. El balance final definitivo (d+1) del usuario con cartera de balance en AVB se calculará conforme a la siguiente fórmula:
\nExistencias finales = Existencias iniciales + Entradas – Salidas – Cesiones en AVB + Adquisiciones en AVB Donde:
\nUna vez calculadas las existencias finales se evaluará el desbalance final definitivo (d+1) del usuario. Para ello se comparan las existencias finales calculadas con la capacidad de almacenamiento contratada por el usuario para ese día, pudiéndose presentar tres situaciones:
\n3.5 Calendario para la elaboración de los balances individuales de los usuarios La elaboración de los balances individuales de los usuarios seguirá los calendarios siguientes:
\nAntes del 15 de septiembre de cada año, el GTS publicará el calendario del proceso de balances m+3 y m+15 del año de gas siguiente, con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los hitos de envío y publicación de esta información.
\n3.6 Prebalance del día de gas. Con carácter adicional a los balances provisional (d+1), final provisional (m+3) y final definitivo (m+15), una vez concluido el último ciclo de renominación del día de gas d, el GTS calculará, para dicho día de gas y para cada área de balance (TVB, PVB y AVB), un balance de los usuarios (denominado prebalance), al objeto de determinar su nivel de riesgo de desbalance y establecer la cuantía de garantías por desbalances establecidas en la Circular 2/2020. Dicho prebalance cumplirá lo establecido en la citada Circular 2/2020. La información sobre el prebalance se publicará en el SL-ATR para cada usuario lo antes posible y siempre con anterioridad a la finalización del día de gas d.
\n3.6.1 Prebalance en PVB Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en PVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):
\nPrebalance PVB d = [Demanda + (Salidas PVB – Entradas PVB) + (Cesiones PVB – Adquisiciones PVB) – Existencias iniciales PVB)] Siendo:
\nLos consumos se verán incrementados en las mermas correspondientes, conforme a lo establecido en la Circular 7/2021 de la CNMC.
\n3.6.2 Prebalance en TVB. Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en TVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):
\nPrebalance TVB d = [(Salidas TVB – Entradas TVB) + (Cesiones TVB - Adquisiciones TVB) – Existencias iniciales TVB)] Donde:
\nEn el cálculo del prebalance no se tendrá en cuenta la carga de buques que superen un umbral mínimo a definir por el GTS que estará publicado en el SL-ATR, dado que es una operación que puede precisar varios días para completarse. También quedarán excluidas en las adquisiciones y cesiones vinculadas a descargas correspondientes al día de gas d+1.
\nPara confirmar el prebalance en TVB calculado con la fórmula anterior, se tendrá en cuenta también si el usuario presenta Gas Pendiente de Descarga (GPD), definido en el apartado 3 de este Capítulo. Así, si la descarga se alarga por encima de ese día de gas, se considerará, en el cálculo del desbalance para el segundo día de gas y sucesivos, la diferencia entre la nominación del buque y la energía descargada medida y enviada por el operador de la planta hasta el día anterior.
\n3.6.3 Prebalance en AVB. Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en AVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):
\nPrebalance AVB d = [(Salidas AVB – Entradas AVB) + (Cesiones AVB - Adquisiciones AVB) – Existencias iniciales AVB)] Donde:
\nEl GTS realizará balances individuales de gas en TVB, PVB y AVB para cada uno de los operadores de instalaciones de transporte y para el GTS mismo. En todos los casos, se calcularán los siguientes balances, que no estarán sometidos al proceso de liquidaciones por desbalance y que estarán disponibles en el SL-ATR:
\nEstos balances se considerarán abiertos mientras no haya finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones de los repartos y cerrados una vez finalizado el mismo.
\nPara cada uno de los operadores de instalaciones, el GTS calculará un balance separado correspondiente a su gas de operación o autoconsumo, su gas talón y su colchón, según aplique. Estos balances se determinarán teniendo en cuenta, en cada área de balance donde corresponda, las existencias de gas del operador al comienzo y al final del día de gas, así como las entradas y salidas de gas a dicha área de balance desde y hacia otras áreas de balance y por cesiones y adquisiciones de gas, si las hubiera.
\nPara el propio GTS, este calculará un balance separado correspondiente a cada uno de los gases siguientes: gas de operación o autoconsumo, gas talón, gas colchón, gas en la cuenta de balance operativo (OBA), gas por acciones de balance en PVB, gas de gestión de desbalances en TVB y AVB y gas de mermas. Estos balances se determinarán teniendo en cuenta, en cada área de balance donde aplique, las existencias del GTS de cada gas al comienzo y al final del día de gas, así como las entradas y salidas del gas a dicha área de balance si las hubiera, por:
\nEn el caso del balance correspondiente al gas de acciones de balance en PVB y al gas de gestión de desbalances en TVB y AVB, se tendrán además en cuenta, cuando sea necesario, el balance individual agregado de los usuarios.
\nLa provisión de información a los usuarios para la gestión de su balance cumplirá lo establecido en el artículo 22 de la Circular 2/2020 de la CNMC. Adicionalmente, se proporcionará la información que se detalla en los apartados 5.1 y 5.2 siguientes.
\n5.1 Flujos de comunicación en el día d-1 para el día de gas d Antes de las 10:00 h del día de gas d-1, el GTS pondrá a disposición del sector, a través del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas correspondientes al día de gas d, conforme al algoritmo definido en el apartado 3 del Capítulo IV, con la mejor previsión de temperaturas enviadas por la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET).
\nAdemás, antes de las 13:00 h del día de gas d-1, el GTS pondrá a disposición, a través del SL-ATR, la previsión de demanda, en kWh/día, previamente enviada por distribuidores y transportistas al SL-ATR, para el día de gas d con desglose de consumo telemedido y no telemedido, para cada usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD).
\nLos operadores calcularan las previsiones de demanda del día de gas d a facilitar al GTS en el día de gas d-1 conforme a lo dispuesto en el apartado 3 del Capítulo IV.
\n5.2 Flujos de comunicación en el día d para el día de gas d (intradiarios).
\n5.2.1 Flujos de comunicación intradiaria en PVB. Antes de las 10:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición de los operadores de redes de transporte y distribución, a través del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas definidas en el procedimiento de reparto en PCTD y PCDD, correspondientes al día de gas d. Además, también antes de las 10:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión de demanda global del sistema para el propio día de gas d.
\nPor otro lado, antes de las 13:30 h del día de gas d, los operadores de redes de distribución y transporte enviarán al SL-ATR la siguiente información:
\nAntes de las 14:00 h, el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la siguiente información:
\nAntes de las 17:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión actualizada de demanda global del sistema para el propio día de gas d. Además, también antes de las 17:00 h, el GTS pondrá a disposición de los operadores de redes de transporte y distribución, a través del SL-ATR, una actualización de los coeficientes de temperatura definidos en el procedimiento de reparto en PCTD y PCDD, correspondientes al día de gas d.
\nAntes de las 20:30 h del día de gas d, los operadores de redes de distribución y transporte enviarán al SL-ATR la siguiente información:
\nAntes de las 21:00 h el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la siguiente información:
\n5.2.2 Flujos de comunicación intradiaria en TVB. Antes de las 13:30 h y de las 20:30 h del día de gas d, los operadores de las plantas de regasificación enviarán al SL-ATR la siguiente información:
\n5.3 Indicadores en relación con la provisión de información a los usuarios sobre el balance.
\n5.3.1 Indicadores de cumplimiento del plazo de la provisión de información en PVB, TVB y AVB. Se definen los siguientes indicadores, con la finalidad de valorar la conveniencia de revisar y mejorar la provisión de información sobre el balance proporcionada a los usuarios:
\nA estos efectos, se considerará como incumplimiento, tanto no proporcionar a los usuarios la información requerida, como su puesta a disposición sin contar con el nivel de detalle requerido.
\n5.3.2 Indicadores de cumplimiento de la calidad de la información enviada en PVB. Los indicadores que comparan la información diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto diario provisional (d+1) se calcularán diariamente, una vez publicado el balance diario provisional (d+1). Los indicadores que comparan la información diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto diario final provisional (m+3) se calcularán mensualmente para cada día del mes m, una vez publicado el balance final provisional (m+3).
\nSe definen a continuación los siguientes indicadores:
\nLos responsables informarán, a través del SL-ATR, de aquellos casos en los que el valor de la emisión neta acumulada para el día de gas d en los envíos de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de los PCTDs o PCDDs de los que son responsables del reparto proceda de un dato estimado, indicando el porcentaje que estas emisiones estimadas suponen con respecto a la totalidad de las emisiones de las que son responsables.
\nPara evaluar el indicador de emisión se considerará un margen de tolerancia inicial de 100 kWh/d. Este valor podrá ser revisado anualmente por el GTS en colaboración con los responsables de la emisión neta y, en caso de modificación, el nuevo valor se publicará con al menos un mes de antelación a su aplicación en el SL-ATR.
\nAsimismo, los operadores de redes de transporte y distribución informarán a los usuarios afectados y al GTS de aquellos casos en los que el valor del consumo telemedido acumulado para el día de gas d en los envíos de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de sus PCLDs proceda de un dato estimado.
\n5.3.3 Cálculo y publicación de los indicadores e informes asociados. El GTS, una vez se encuentre disponible la información necesaria, será el responsable del cálculo y publicación en el SL-ATR (con carácter anual, en el caso de indicadores de plazo, y con carácter diario y mensual en el caso de indicadores de calidad) de los indicadores definidos en este anexo para el conjunto de operadores de redes de transporte y distribución, y facilitará a cada operador y cada usuario el detalle de su información individualizada.
\nDurante el mes de abril de cada año, y a partir de la información anterior, el GTS elaborará un informe anual sobre los valores de los indicadores calculados para el año de gas anterior. Los operadores de redes de transporte y distribución recibirán exclusivamente la sección del informe que les concierna, mientras que la totalidad del informe será enviada a la CNMC. Asimismo, se facilitará a los usuarios de la red de transporte las conclusiones alcanzadas en dicho informe, así como los datos empleados en el mismo de manera agregada. Los operadores pondrán realizar consideraciones al informe, que serán también remitidas a la CNMC.
\nCondiciones generales para la gestión de cisternas de GNL 1. Designación del expedidor.
\nPara las plantas satélite monocliente, en el caso de que el cliente final actúe como consumidor directo en mercado, el expedidor será el propio cliente, mientras que en el caso de ser suministrado por un comercializador, el expedidor será el comercializador, que podrá delegar en el cliente final la expedición de las cisternas previo acuerdo por escrito. La comunicación de este acuerdo y su cancelación al titular de la planta de regasificación deberán ser realizados previamente al inicio y finalización del suministro.
\nPara las plantas satélite de distribución, el distribuidor titular de la planta actuará como expedidor.
\nEl expedidor será el responsable de realizar el pedido de la carga de la cisterna, excepto en el caso de que el comercializador haya delegado la consideración de expedidor en el cliente final, que será responsabilidad del comercializador.
\nEn el caso de que se ponga en funcionamiento una nueva planta satélite de distribución, el GTS, a propuesta del expedidor, designará una de las plantas de regasificación como planta de carga de cisternas, que quedará vinculada, en condiciones normales de operación, a la nueva planta satélite, siendo de forma general la que se encuentre a menor distancia por carretera. Se asignará además una planta alternativa para los casos en los que pudieran surgir incidencias, que en condiciones normales será la siguiente en proximidad. En los casos especiales de transporte intermodal, estaciones vehiculares de GNL y depósitos fiscales, se asignará la más aconsejable, que podrá no ser la más cercana.
\nPara las plantas satélite de distribución en servicio, el GTS, a iniciativa propia o a instancia de otros agentes implicados en la operación de la planta satélite, podrá estudiar y, en su caso, proponer la reasignación de la planta de carga bajo el mismo principio aplicado en la asignación de nuevas plantas satélites, y esta se realizará mediante acuerdo de las partes implicadas. La asignación de plantas satélites de distribución a plantas de regasificación estará disponible en el SL-ATR y será publicada en la página web del GTS.
\nEn el caso de que la planta de regasificación donde se cargan las cisternas de una planta satélite determinada, bien sea una planta satélite de distribución o una planta satélite monocliente, esté fuera de servicio, presente restricciones técnicas o esté inaccesible, el GTS, previo acuerdo con los cargadores afectados, establecerá una planta de regasificación alternativa para la carga de las cisternas, con independencia de las condiciones contractuales existentes, con el fin de garantizar la continuidad del suministro. Con carácter general, se aplicará también el criterio de menor distancia y, con carácter subsidiario el de equilibrio de cargas. En este caso, el titular de la planta satélite deberá enviar al nuevo cargador copia de la documentación necesaria, siempre que la nueva planta de carga no pertenezca al mismo grupo empresarial que el del cargador original.
\nLas nuevas plantas satélite deben entregar al cargador, con una antelación mínima de una semana antes de la primera carga en la planta de regasificación, a través del consumidor directo en mercado, el comercializador o el operador de la red de distribución, la siguiente documentación:
\nPara cargas posteriores solo deberá presentarse aquella documentación que haya experimentado algún cambio con respecto a la información presentada en la última actualización de la misma.
\n4.1 Costes de transporte en plantas satélite conectadas a redes de distribución. De forma previa al acceso a una red de distribución alimentada por una planta satélite, el usuario deberá suscribir un acuerdo de prestación de servicios con el operador de la red de distribución titular de la misma, en el que se establecerán los costes de transporte de los camiones cisterna a repercutir al usuario.
\nEl modelo de acuerdo de prestación de servicios, así como los precios del servicio de transporte de cisternas a las plantas satélite de cada distribuidor serán publicados en la página web del distribuidor y se regirán bajo los principios de transparencia, objetividad y no discriminación. El modelo de acuerdo elaborado por cada distribuidor, así como las revisiones de los precios, deberán notificarse a la CNMC.
\nEn caso necesario, la CNMC podrá establecer, mediante resolución, la cuantía de los costes y precios del servicio, las condiciones del procedimiento de reparto de costes a cada usuario o el modelo de acuerdo de prestación de servicios, a efectos de cumplimiento de los principios de transparencia, objetividad y no discriminación.
\n4.2 Documentación para realizar la carga. Los cargadores deberán exigir a las compañías transportistas de cisternas la documentación necesaria para verificar que vehículos, cisternas, plataformas, contenedores y conductores cumplen la reglamentación vigente relacionada con la actividad del transporte de mercancías peligrosas por carretera, y que mantienen vigentes todos los permisos y autorizaciones. Esta documentación deberá estar actualizada antes de realizar cada carga.
\nAsimismo, el cargador emitirá para cada carga la documentación establecida reglamentariamente, donde se indicará, entre otros datos, la hora de salida del cargadero.
\nEl transportista de cisternas deberá disponer de un número de pedido para poder cargar en las plantas de regasificación.
\nEn el caso de cisternas destinadas a plantas satélite monocliente, la cantidad cargada en la cisterna se imputará a los contratos de acceso de carga de cisternas del usuario para dicha planta de acuerdo con lo establecido en el Capítulo IV.
\nEn el caso de cisternas destinadas a plantas satélites conectadas a redes de distribución, la cantidad cargada se repartirá entre los usuarios en el reparto d+1 según lo establecido en el capítulo IV. Si las cantidades correspondientes al reparto diario provisional (d+1) fueran modificadas en repartos posteriores (reparto final provisional -m+3- o reparto final definitivo -m+15-) se procederá a refacturar los peajes correspondientes en función de los nuevos valores del reparto.
\nLos usuarios deberán realizar sus mejores esfuerzos para anular lo antes posible aquellos pedidos correspondientes a la programación semanal, nominación o renominación ya procesada para los que, por cualquier motivo, no fuera a producirse la carga de GNL correspondiente.
\nEl GTS informará periódicamente a la CNMC sobre aquellos pedidos no cancelados para los que finalmente la carga de GNL no hubiera llegado a producirse, al objeto de que esta analice la existencia de indicios sobre posibles prácticas anticompetitivas, derivadas del acaparamiento de la capacidad sin hacer uso de la misma.
\nLa información de carga de cisternas disponible en el SL-ATR será la siguiente:
\nAsimismo, estará disponible en el SL-ATR un inventario de plantas satélite conectadas a redes de distribución.
\nParámetros que determinan la operación normal de las infraestructuras y la realización de acciones de balance en PVB 1. Objeto.
\nEl objeto de este Capítulo es definir los valores y la metodología de cálculo de los parámetros de la red de transporte necesarios para identificar su estado de operación, para gestionar el balance operativo de la red y para la realización de acciones de balance en PVB por el GTS; parámetros que determinan el funcionamiento normal para una operación eficiente y económica de las instalaciones de transporte con el objetivo de garantizar la seguridad del suministro con el mínimo coste económico en el transporte de gas y los autoconsumos asociados a dicho transporte.
\nAsimismo, se definen los valores y la metodología de cálculo de los parámetros de las plantas de regasificación y de los almacenamientos subterráneos que determinan el funcionamiento normal para una operación eficiente y económica de las instalaciones.
\nEl GTS será responsable de calcular los valores concretos de los parámetros y variables técnicas que determinan la operación normal de las instalaciones, en base a la información aportada por los operadores, y de realizar acciones de balance en el PVB para mantener la red dentro de los rangos de operación normal.
\n2.1 Nivel de existencias en la red de transporte. El indicador que resume el equilibrio de presiones en los puntos de la red de transporte y, por tanto, su estado operativo, será el nivel de existencias en la red. Para gestionar el nivel entre entradas y salidas en la red de transporte dentro del margen de las presiones mínimas de garantía establecidas en la normativa correspondiente en todos los puntos de conexión y las presiones máximas de diseño en los gasoductos, se identificarán los límites del nivel de existencias en la red de transporte dentro de los cuales se opera la red en situación normal, sin afectar a los flujos de entradas y salidas del sistema y sin poner en riesgo la seguridad de suministro.
\nSe definen los siguientes límites de existencias en la red de transporte:
\nLMaxOp = LMaxA - BVD
\nLMinOp = LMinA + BVD Se considerará que la red de transporte se encuentra dentro de las condiciones de operación normal cuando el nivel de existencias de gas en la misma se sitúe entre los límites LMaxOp y LMinOp.
\n2.2 Bandas de existencias en la red de transporte. Se definen las siguientes bandas de existencias de gas natural en la red de transporte, que se deberán situar siempre entre los límites LMaxOp y LMinOp:
\n2.3 Valor de Referencia del nivel de existencias en la red de transporte. El Valor de Referencia de las existencias de la red de transporte (VR) es el valor del nivel de existencias que se sitúa en el punto medio de la banda BI y será la referencia que utilizará el GTS en su gestión continua de la operación del sistema.
\n2.4 Publicación del desbalance agregado previsto. El GTS publicará el volumen de gas disponible en la red de transporte al principio de cada día de gas y el volumen que se prevé va a estar disponible al final. El volumen de gas que se prevé que va a estar disponible al final del día de gas se actualizará cada hora durante todo ese día.
\n2.5 Cálculo de los parámetros de la red de transporte. Con objeto de reflejar de forma más ajustada la capacidad de almacenamiento de la red de transporte que permite una operación normal, cuando el sistema de transporte lo requiera, el GTS revisará y someterá a consulta pública el procedimiento de cálculo de los parámetros de la red de transporte para la determinación de la necesidad de realizar acciones de balance. Dicho procedimiento será publicado en su página web, incluyendo la memoria justificativa del mismo. Adicionalmente, remitirá a la CNMC y a la DGPEM, el procedimiento y la memoria justificativa, junto con toda la información empleada para el desarrollo del citado procedimiento.
\nEl GTS actualizará los valores de los parámetros cada vez que las condiciones de la red de transporte hagan necesario modificarlos y, al menos, en los siguientes casos:
\nLos nuevos valores serán publicados por el GTS en su página web con una anterioridad no inferior a un mes de su entrada en vigor. Al objeto de que los cálculos sean replicables, el GTS dará acceso a la información no confidencial utilizada en los cálculos a cualquier agente del sistema que la solicite.
\nAdemás, cada vez que el GTS actualice los parámetros, enviará un informe técnico justificativo a la CNMC y a la DGPEM, incluyendo toda la información que da soporte a las actualizaciones, y en particular, los datos empleados en las simulaciones realizadas y los escenarios de flujos de gas e instalaciones de transporte utilizados.
\n3.1 Nivel de existencias en plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos. El GTS, en los procesos de programación y operación, deberá asegurarse de que estas infraestructuras disponen de unas existencias mínimas que le doten de suficiente autonomía para poder atender cualquier incidencia que pueda ocurrir en el sistema, así como de no superar los límites máximos de operación que determinen el funcionamiento normal de cada instalación. Para ello, impartirá las consignas de funcionamiento de las plantas de regasificación, almacenamientos subterráneos y, en general, de todas las instalaciones para una operación eficiente y económica, asegurando que las variables básicas de control (definidas en el Capítulo VIII) estén dentro de los rangos normales de operación del sistema.
\n3.2 Parámetros técnicos en plantas de regasificación. Se definen los siguientes valores de existencias a considerar en las plantas:
\n3.2.1 Determinación del Límite Mínimo de Operación en planta (LMinOP). El LMinOP equivale a un nivel de existencias suficiente para garantizar a muy corto plazo:
\nEste se calcula como:
\nLMinOP = LMinAP + N x MTP + D x (CC + MPBO) Siendo:
\nLos parámetros N, MTP y MPBO serán definidos por cada operador en función de las características de cada instalación y comunicados al GTS, al menos una vez al año antes del 15 de septiembre, así como cuando sean modificados.
\n3.2.2 Determinación del Límite Máximo de Operación en planta (LMaxOP). El LMaxOP equivale a un nivel de existencias que permita asumir las posibles desviaciones, respecto a la programación confirmada, de la cantidad a descargar por un buque. Se obtendrá descontando al Límite Máximo Admisible por la planta (LMaxAP) un valor medio de desviación. Este valor medio será el mismo para todas las plantas y se calculará una vez al año, antes del 1 de noviembre de cada año, como la media de las desviaciones positivas entre la cantidad de descarga realizada y la cantidad de descarga programada y confirmada de todas las descargas realizadas en el año de gas anterior. Durante el mes de octubre de cada año de gas, se tomará el valor medio de desviación que había el año de gas anterior.
\n3.2.3 Parámetros de control global de existencias en el conjunto de las plantas de regasificación. Con objeto de conocer la situación global de existencias en el conjunto de plantas de regasificación, se definen los siguientes parámetros:
\nPara cada día de gas, el NMaxCTVB se calculará restando al LMaxATVB, la suma del hueco de cada planta no comprometido físicamente, siendo este último la diferencia entre el LMaxAP y el nivel de existencias máximo que la planta alcanzará entre el día de gas en curso y el último día de gas con fechas de descargas asignadas.
\n3.3 Parámetros técnicos en almacenamientos subterráneos. Se definen los siguientes valores de existencias a considerar en los almacenamientos subterráneos:
\n3.4 Publicación de los parámetros técnicos. El GTS publicará en el SL-ATR los parámetros técnicos actualizados que determinan la operación normal de cada planta de regasificación y del conjunto de los almacenamientos subterráneos, así como su nivel de existencias en el día de gas anterior y la previsión para los próximos 10 días de gas. A su vez, publicará también los parámetros de control global de existencias en el conjunto de las plantas de regasificación para ese mismo periodo.
\nEl GTS impartirá las consignas de funcionamiento de las instalaciones teniendo en cuenta los parámetros individuales de cada planta y de los almacenamientos subterráneos. En el caso de que, por circunstancias sobrevenidas, los niveles de existencias considerados en el párrafo anterior se sitúen en algún momento fuera de los parámetros técnicos, lo cual podría dar lugar a que, en algún momento posterior, las variables básicas de control estuvieran fuera de los rangos normales de operación del sistema, el GTS podrá declarar Situación de Operación Excepcional e impartir las consignas de operación necesarias en cada una de las instalaciones, con objeto de conducir al sistema a la situación de operación normal en el menor plazo posible.
\nCálculo de la capacidad de las instalaciones 1. Consideraciones generales.
\nEste capítulo tiene por objeto presentar los parámetros de diseño principales que intervienen directamente en las fórmulas para obtener tanto la capacidad de las instalaciones del sistema gasista, así como los márgenes operativos y de seguridad que determinan las restricciones más importantes que reducirán la capacidad máxima.
\nLa capacidad de las instalaciones y su capacidad tras la integración en el conjunto del sistema estarán recogidas en el SL-ATR.
\nLa capacidad es específica de cada instalación y debe ser calculada por cada operador, en relación con sus infraestructuras, teniendo en cuenta los diferentes escenarios de funcionamiento debido a las diferencias existentes entre los sistemas e instalaciones de cada operador. Los operadores publicarán para cada una de sus instalaciones de entrada al sistema, la capacidad o capacidades nominal y útil de la instalación. El GTS agregará toda esa información en un mismo documento, denominado Rangos Admisibles, indicando también aquellos casos en los que la capacidad útil de la instalación se vea reducida por las limitaciones que supone su integración con el conjunto del sistema.
\nLa capacidad que una instalación puede poner a disposición de los usuarios varía en un determinado rango a lo largo del tiempo, al estar influenciada por: las características técnicas de la instalación y las fluido-mecánicas del gas/liquido (elementos estáticos); la forma en la que es utilizada por los usuarios y operada por los operadores (elementos dinámicos); y los límites que se establecen para satisfacer una calidad de servicio determinada (requerimientos operacionales).
\nPor tanto, para calcular la capacidad de una instalación se deberán tener en cuenta no solamente los parámetros de diseño de la misma sino también aquellos operativos o medioambientales que la disminuyen o la limitan. Los márgenes operacionales son los límites de operación necesarios para garantizar la fiabilidad y la seguridad operativa de los equipos y de la propia instalación. En particular se pueden enumerar los siguientes: las tolerancias en los modelos de cálculo, los márgenes de almacenamiento, los límites de presiones y caudales mínimos operativas en las infraestructuras, los equipos de reserva, las condiciones no estacionarias (fluctuaciones en las condiciones de flujo, presión, etc. a lo largo del tiempo), y los condicionantes medioambientales.
\nEn el caso de que la capacidad útil se vea reducida por las indisponibilidades o mantenimientos, el titular de la instalación debe indicar la cuantía de esta afección y las causas que la provocan al GTS, que lo recogerá en el SL-ATR.
\nEn el caso de que la capacidad útil de la instalación se vea reducida por las limitaciones que supone su integración con el conjunto del sistema, el GTS recogerá esta reducción y su causa en el documento de Rangos Admisibles.
\nEn relación con la capacidad de las nuevas instalaciones o de las ampliaciones de las existentes pendientes de autorización o puesta en marcha, se incluirán en el documento de Rangos Admisibles, de forma diferenciada en el caso de las ampliaciones, las capacidades nominales previstas en la Planificación elaborada por el Gobierno o en sus actualizaciones, a partir de la fecha estimada de puesta en marcha de las instalaciones.
\nÚnicamente a los efectos de homogenizar las conversiones de unidades en el cálculo de capacidades, se considerará un poder calorífico superior (PCS) de referencia de 11,63 kWh/m3(n), que el m3 de GNL es equivalente a 585 m3(n) de GN, y que el día de gas tiene veinticuatro horas.
\nLa capacidad disponible en las entradas de gas natural relacionadas con las plantas de regasificación se determinará teniendo en cuenta lo siguiente:
\nEn cada entrada al sistema se tendrán en cuenta las variables básicas de control siguientes: ● Entradas a las plantas de GNL consecuencia de las descargas de GNL y su velocidad de descarga mínima para su operación normal. ● Entrada mínima al sistema de transporte desde el punto de vista de la instalación aguas arriba para su operación normal. ● Entrada mínima al sistema de transporte desde el punto de vista de las instalaciones de transporte incluyendo gasoductos, estaciones de compresión y conexiones.
\nLas capacidades se calcularán en función de los equipos que estén instalados en la planta de regasificación, teniendo en cuenta sus límites de operación y de seguridad, así como los efectos limitantes que puedan producir unos sobre otros. A continuación se muestra un esquema general de las instalaciones de una planta de regasificación.
\nPara determinar la capacidad de la planta de regasificación se tendrán en cuenta las capacidades de las diferentes partes de la misma:
\n3.1 Capacidad de atraque de buques. La capacidad de atraque de buques queda determinada por el estudio de compatibilidad de los barcos descrito en el procedimiento correspondiente, en el que, entre otros, tendrá, como mínimo, en cuenta los siguientes aspectos:
\nTambién se tendrán en cuenta para determinar las capacidades de atraque de buques las condiciones físicas y operativas del puerto como:
\n3.2 Capacidad de descarga de buques. La capacidad de descarga se calculará atendiendo a los siguientes aspectos:
\n3.3 Capacidad de almacenamiento en tanques. La capacidad se calculará atendiendo a los siguientes aspectos:
\nLa capacidad útil será aquella que quede definida entre los niveles mínimos de operación de bombas primarias y los niveles máximos de operación en tanque. La capacidad mínima se determinará teniendo en cuenta el volumen mínimo de GNL necesario para permitir el arranque de las bombas primarias.
\n3.4 Capacidad de bombeo primario y secundario La capacidad de bombeo primario y secundario se calculará atendiendo al caudal impulsado por las bombas. Además, se tendrán en cuenta, con carácter general:
\nSi para el cálculo de la capacidad de bombeo primario y secundario fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.
\n3.5 Capacidad de líneas de interconexión de líquido-gas. La capacidad (volumen por unidad de tiempo a transportar) en líneas se calculará atendiendo a las siguientes velocidades máximas en cualquier punto de la línea:
\nAdemás, para el cálculo de estas capacidades se tendrán en cuenta el diámetro, la longitud y el factor de fricción de las líneas, así como las características fisicoquímicas de los fluidos.
\n3.6 Capacidad de vaporizadores de agua de mar. La capacidad de vaporización, volumen de gas regasificado por unidad de tiempo, se determinará teniendo en cuenta para su cálculo:
\n3.7 Capacidad de vaporizadores de combustión sumergida. Se corresponde con el volumen de regasificación nominal certificado por el suministrador del equipo. La capacidad mínima estará condicionada por el cumplimiento de los requisitos medioambientales.
\n3.8 Capacidad de carga de cisternas. La capacidad de carga de cisternas dependerá básicamente de:
\nNormalmente estas capacidades no son restrictivas y en su diseño ya están consideradas las necesidades específicas del cargadero. El aspecto más relevante que puede limitar la capacidad carga de una cisterna es su temperatura, es decir, si la cisterna esta «caliente» o «fría».
\n3.9 Capacidad de carga y puesta en frío de buques. Para la determinación de la capacidad de carga y puesta en frío de buques, se deben tener en cuenta tanto las instalaciones de la planta como las del buque, así como si la operación es de carga o puesta en frío. La capacidad dependerá al menos de los siguientes aspectos:
\nEn el caso de realizar una puesta en frío de un buque, al estar este «caliente», la capacidad de descarga disminuirá y por tanto es necesario utilizar más tiempo para completar la carga.
\n3.10 Capacidades a publicar. En las plantas de regasificación, el titular de la instalación publicará la capacidad de almacenamiento de tanques [m3 GNL, GWh, Mm3(n)], la capacidad de emisión a la red de transporte (kWh/d, GWh/d), la capacidad de carga de cisternas de GNL (kWh/d, cisternas/día), la capacidad de descarga de buques metaneros (m3 GNL/h), la capacidad de carga de buques metaneros (m3 GNL/h) y la capacidad de atraque de buques metaneros (m3 GNL). Además, el GTS publicará la información agregada.
\nLas capacidades se calcularán en función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas de la estructura geológica utilizada como almacenamiento subterráneo y, en su caso, de las características técnicas de los equipos que estén instalados para la operación del mismo, teniendo en cuenta sus límites de operación y de seguridad, así como los efectos limitantes que puedan producir unos sobre otros.
\n4.1 Capacidad de almacenamiento. La capacidad de un almacenamiento es la cantidad de gas natural contenida en la estructura donde se almacena gas a una presión determinada.
\nDicha capacidad será función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas, y de la estructura geológica, pudiéndose modelizar matemáticamente. Cuanto mayor conocimiento exista de la estructura geológica y sus parámetros, mayor complejidad tendrá la fórmula de modelización, ajustándose mejor a la realidad. Si para el cálculo de la capacidad almacenamiento fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.
\n4.2 Capacidad de inyección y extracción. La inyección es la acción de introducir gas en el almacenamiento subterráneo, mediante la utilización de los equipos mecánicos necesarios para vencer la presión del almacenamiento.
\nPor su parte, la extracción es la acción de retirar gas del almacenamiento subterráneo. Normalmente, se produce por diferencia de presiones entre el gas almacenado y la superficie. En el caso de que la diferencia de presiones mencionada no sea suficiente, se pueden utilizar los medios mecánicos que están instalados en las plantas de tratamiento de gas para la inyección (unidades de compresión) en sentido inverso, siempre que estén preparados para ello.
\nPor tanto, la capacidad de inyección y la capacidad de extracción de un almacenamiento subterráneo de gas natural son los caudales que consigue la instalación al realizar dichas acciones.
\nLa capacidad de extracción es función de la cantidad de gas existente en el almacenamiento en cada momento, y, por tanto, de la presión en su interior, de las características del almacenamiento y de cómo se haya operado el almacenamiento (tiempos de parada, tiempos y caudales a los que se ha estado operando) hasta el momento en el que se realiza el cálculo. Se calculará teniendo en cuenta los equipos de tratamiento del gas de la planta, sus límites de operación y seguridad, así como la contrapresión de salida del gas en el gasoducto de transporte al que esté conectado. La capacidad máxima de extracción se da en condiciones de máximo llenado y máxima presión en el almacenamiento.
\nLa capacidad de inyección se calculará teniendo en cuenta los equipos de compresión de la instalación, sus límites de operación y seguridad, así como la presión de entrega del gas en el gasoducto de transporte al que esté conectado y la presión existente en el propio almacenamiento.
\nAdemás, tanto la capacidad de inyección como la de extracción están influenciadas por los equipos que permiten conectar las instalaciones de superficie con la propia formación geológica de almacenamiento. De dichos equipos, los que mayor afección producen son la válvula de regulación del caudal entrada/salida («choke»), la tubería vertical de producción/inyección que conecta la formación almacén con la superficie («tubing»), las unidades de tratamiento y las unidades de compresión instaladas en superficie en el caso de la inyección.
\nA continuación, se describen brevemente los diferentes factores que influyen en el cálculo de las capacidades de extracción e inyección de un almacenamiento subterráneo y su efecto sobre las mismas.
\n4.2.1 Curva características de la formación almacén. En función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas de la estructura geológica utilizada como almacenamiento subterráneo, se pueden modelizar, con mayor o menor precisión, en función del conocimiento que se tenga de dicha estructura y de la experiencia en su operación, las curvas características de la formación almacén, las cuales se definen como la relación que compara la presión dinámica de fondo de pozo con su caudal de extracción o inyección. Estas curvas se deben actualizar cada vez que haya cambios significativos en el comportamiento de los pozos. Dependiendo del tipo de almacenamiento, comportamiento de los pozos y experiencia, la frecuencia en las actualizaciones en las curvas será distinta, pudiendo llegar a ser diaria.
\n4.2.2 Curva de declino. Es la curva que describe la evolución del caudal de extracción a lo largo del tiempo, a partir de una situación inicial determinada (grado de llenado y presión en fondo), y es función de las características de la formación almacén, de las características del «tubing», de la presión en superficie y del perfil inicial de extracción que se solicite. Se puede referir a un pozo, o a varios, o al total del caudal de extracción del almacenamiento.
\nPara cada almacén, se diseñará una curva de declino que contenga la relación entre la presión dinámica en cabeza de poso, el volumen de gas en el almacén y el caudal de producción. Si para la determinación de las curvas de declino fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.
\n4.2.3 Unidades de compresión. Los equipos utilizados para vencer la presión del almacenamiento en la inyección son las unidades de compresión y, por tanto, la capacidad de inyección principalmente es función de las unidades de compresión destinadas a tal efecto.
\nPara ello, es posible utilizar diferentes tipos de unidades de compresión y configuraciones. Entre los tipos de unidades utilizadas se distinguen los compresores centrífugos y los compresores alternativos, y en cuanto a la configuración de las unidades, esta puede ser en paralelo, serie o serie/paralelo.
\nPara la elección de las unidades de compresión adecuadas y su configuración se ha de tener en cuenta la presión máxima admisible en el almacenamiento, el caudal a vehicular y la presión de aspiración.
\n4.2.4 Válvula de «choke». Las válvulas de «Choke» son válvulas de regulación que se sitúan en cada línea de pozo; pueden ser bidireccionales y reducen la presión del gas aguas abajo. Su función es la regulación y control del caudal de extracción y/o inyección de gas natural en un pozo.
\n4.2.5 «Tubing». Es la tubería vertical de producción/inyección que conecta la formación almacén con la superficie (válvula «choke») y tiene las características técnicas adecuadas para vehicular el caudal requerido.
\nLa curva característica del «tubing» es la relación que compara la presión dinámica de fondo de pozo con su caudal de extracción o inyección. Depende de las características del «tubing» de producción/inyección para una presión dinámica determinada en cabeza de pozo.
\nSi para determinación de la curva característica del «tubing» fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.
\n4.2.6 Planta de tratamiento. Una vez extraído el gas del almacenamiento subterráneo, es necesario su tratamiento para ser introducido en la red de transporte con la calidad requerida.
\nEn la planta de tratamiento se produce un primer secado por gravedad, y un segundo secado en los sistemas de tratamiento de gas, para posteriormente odorizar el gas y medirlo antes de introducirlo en la red de transporte.
\nComponentes genéricos de la planta de tratamiento:
\nEn la planta de tratamiento existen equipos críticos que están diseñados para el caudal de extracción requerido y que, en el caso de que fallen, limitan el caudal de extracción de gas (a no ser que haya unidades de apoyo («back up») instaladas). Dependiendo del proceso/s utilizados en el tratamiento de gas, los equipos críticos serán diferentes 4.3 Capacidades a publicar. Para los almacenamientos subterráneos, el titular de la instalación publicará la capacidad nominal de almacenamiento, la capacidad nominal de extracción y la capacidad nominal de inyección.
\nDada la gestión única de los almacenamientos subterráneos, el GTS publicará la información agregada de capacidad de almacenamiento y de las capacidades nominales de inyección y extracción en su página web y en el SL-ATR con la periodicidad que requiera la legislación vigente, a partir de la información aportada por los operadores de los almacenamientos subterráneos.
\nPara los yacimientos y las plantas de producción de otros gases, será el titular de la instalación, en el caso de unyacimiento, o el operador titular del punto de inyección, en el caso de unaplanta de producción, quién envíe al GTS la capacidad de producción diaria y el poder calorífico superior (PCS) del gas producido.
\nLa capacidad de una red se calculará teniendo en cuenta, entre otros:
\nA continuación, se describe brevemente las variables que influyen en el cálculo de la capacidad de una red.
\n6.1 Cálculo de la capacidad de un gasoducto. De una forma simple, se puede decir que la capacidad del gasoducto es la cantidad de gas que se desplaza por unidad de tiempo (caudal) entre el punto de entrada y el de salida del gasoducto, considerando unas presiones de entrada y salida determinadas.
\nCuando un gas circula por un gasoducto pierde presión (pérdida de carga) a medida que avanza a lo largo de este, a causa del rozamiento con las paredes del tubo. Además, se pierde también presión cuando el gas pasa por un accesorio, por una curva, por un cambio de sección, etc. Para vencer esta pérdida de presión se instalan compresores que compensan la pérdida de presión. Para determinar el valor de estas pérdidas de carga se recurre a fórmulas, o simuladores basados en dichas fórmulas, que realizan el cálculo.
\nDesde una perspectiva técnica, la capacidad máxima de un gasoducto se determina por un conjunto de diferentes parámetros de diseño como son, principalmente, el diámetro, las condiciones de caudal y presión, la longitud, así como otros factores menos significativos que se describen a continuación.
\nLa determinación de la capacidad máxima está sujeta a leyes relevantes de la física y, en este contexto y a modo ilustrativo, a continuación se reproduce la fórmula de Darcy, aunque otras fórmulas también pueden ser adoptadas para el cálculo Siendo:
\nEn caso de que la diferencia de altitud entre el origen y el final del gasoducto sea significativa, pueden emplearse fórmulas como la de Fergusson:
\nSiendo:
\nDonde z1 y z2 representan la altura en el origen y el final de la tubería.
\nPara ambas ecuaciones, el factor de fricción λ se obtiene habitualmente de la fórmula de Colebrook, aunque podrían usarse otras que se encuentren dentro de los rangos de validez.
\nEl coeficiente de compresibilidad K se obtiene de la fórmula de Van der Waals, pero también son válidas, por ejemplo, la de Redlich-Kwong, Peng-Robinson, SchmidtWenzel, Benedict-Webb-Sterling, AGA8, SGERG88, etc.
\nSe considerará un régimen de funcionamiento en condiciones estacionarias y la capacidad será calculada en estas condiciones, es decir, el flujo de entrada es igual al flujo de salida.
\nPor lo tanto, la capacidad de un gasoducto, q0, que vendrá dada en m3(n)/h, se calcula despejando de la expresión anterior (1).
\nEn cualquier caso, el empleo de unas ecuaciones u otras vendrá determinado por la calibración que se realice frente a valores reales.
\n6.1.1 Influencia del diámetro interno y el factor de fricción. La fórmula anterior podríamos simplificarla considerando que la capacidad de un gasoducto depende básicamente de dos parámetros; el factor de fricción y el diámetro de la tubería:
\nComo el factor de fricción λ es una función implícita del diámetro d, se pude simplificar que la capacidad la podríamos relacionar con la expresión siguiente:
\nDonde, por ejemplo:
\nPor lo tanto, el efecto del diámetro interno sobre la capacidad o caudal es muy pronunciado con un exponente aproximadamente de 2,6.
\n6.1.2 Influencia de la presión. Otro factor importante que afecta a la capacidad de un gasoducto es la presión, ya que simplificando la formula (2) podemos obtener la relación:
\nPara observar mejor el efecto de la presión sobre la capacidad la ecuación cuadrática anterior, se puede expresar de forma lineal aproximada:
\nEs decir:
\nPor lo tanto, se puede considerar que la capacidad, o el caudal, es proporcional a la pérdida de carga lineal y a la presión media. Esto significa que, para una caída de presión constante, la capacidad se incrementa con la raíz cuadrada de la presión media de operación.
\nLa caída de presión máxima a la que normalmente se transporta el gas está comprendida entre 0,1 y 0,2 bar/km.
\n6.1.3 Otros factores que influyen en la capacidad de un gasoducto. De acuerdo con las fórmulas expuestas, también influyen otros factores como las propiedades físicas del gas (densidad, coeficiente de compresibilidad, temperatura). Otro de los parámetros que limitan la capacidad es la velocidad máxima a considerar para el transporte y distribución, debido a que es necesario que el ruido y las vibraciones que se producen a lo largo de este se encuentren dentro de los límites máximos establecidos. A nivel internacional, se considera como velocidad máxima para el transporte y distribución por gasoducto 20 m/s.
\nLa longitud del gasoducto también influye, puesto que, por ejemplo, la fórmula anterior de Darcy está basada en una curva función de la caída de presión que se produce a lo largo del transporte, por lo que tiene un efecto más pronunciado cuanto más se desplaza el fluido a lo largo de la conducción.
\nLa capacidad también se ve afectada por las condiciones ambientales donde es transportado el gas, en concreto, la temperatura del terreno y los coeficientes de transferencia de calor de la tubería y el terreno. Estos parámetros los deben considerar cada operador en función de los valores en sus respectivas localizaciones.
\n6.1.4 Parámetros y consideraciones para el cálculo de las capacidades de un gasoducto. En resumen, la capacidad de un gasoducto se calculará, utilizando simuladores y programas de cálculo, teniendo en cuenta los siguientes parámetros y consideraciones:
\nLos operadores de las infraestructuras colaborarán con el GTS en los análisis que necesite realizar.
\n6.2 Cálculo de la capacidad de una estación de compresión. En una estación de compresión se pueden identificar las siguientes secciones:
\nEl proceso de compresión se realiza normalmente con compresores centrífugos, aunque también pueden ser alternativos, transfiriéndoles la energía mecánica que produce una turbina de gas o motor alternativo para aumentar la presión del gas que se vehicula por el compresor.
\nLas prestaciones de la estación de compresión quedan determinadas por:
\nLa altura politrópica representa la energía acumulada en el fluido como incremento en energía termodinámica. También se podría realizar el cálculo de la altura adiabática (sin transferencia de calor con el exterior).
\nUtilizando la relación entre la presión y el volumen específico del gas en una transformación politrópica de exponente n (PVn constante) entre los puntos 1 y 2, se obtiene la altura politrópica como:
\nSiendo:
\nTeniendo, por otra parte, en cuenta el rendimiento o eficiencia politrópica η, la potencia absorbida por el compresor en kWh será:
\nSiendo:
\nY considerando la eficiencia politrópica η como el factor que determina el rendimiento y teniendo en cuenta que el compresor está constituido por diferentes etapas en las cuales se producen pérdidas de presión de remanso.
\nAdemás, para el cálculo de la potencia se deberán tener en cuenta las pérdidas debidas a la fricción mecánica, así como las pérdidas producidas en su instalación interior.
\nNormalmente, la potencia instalada suele ser un poco mayor que la requerida para cubrir situaciones inesperadas y tener un cierto margen de capacidad instalada.
\nPara cada compresor el fabricante entrega una curva de operación donde están representadas las líneas de isovelocidad y de isoeficiencia dentro de los ejes de altura en ordenadas y el flujo en el de abscisas. En este mapa de curvas, se observan los siguientes márgenes operativos que deben ser respetados para el correcto funcionamiento del compresor y, por lo tanto, para el cálculo de la capacidad.
\nEstos márgenes definen el área de operación del compresor centrífugo.
\nAdemás de estos márgenes operativos, es necesario tener en cuenta la influencia de las condiciones medioambientales para el cálculo de la potencia máxima disponible para el compresor. Por ejemplo, una mayor temperatura del aire de entrada a la turbina hace bajar la línea de máxima potencia, reduciéndose el rango de potencia disponible para el compresor.
\nPara el cálculo de la capacidad en una estación de compresión, la presión de aspiración no deberá ser nunca inferior a 40 bar, ni la de impulsión superior a la presión de diseño del gasoducto donde descarga y, además, se tendrá en cuenta que una de las unidades de compresión no estará disponible, manteniéndose de reserva.
\nPara el cálculo de la capacidad de una estación de compresión, se tendrá también en cuenta la configuración interna de sus compresores, es decir, si están alineados en serie, en paralelo o ambas. En relación con una configuración normal, la de serie incrementa el diferencial de presión manteniendo el flujo y la de paralelo incrementa el flujo manteniendo el diferencial de presión.
\nEn resumen, la capacidad de una estación de compresión se calculará teniendo en cuenta:
\nSi otro parámetro diferente a los mencionados fuese considerado en los cálculos, el operador lo tendrá que informar para que sea conocido por los usuarios del sistema.
\nSi para el cálculo de la capacidad de las estaciones de compresión fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.
\n6.3 Cálculo de la capacidad de una estación de regulación y medida (ERM) y/o en una instalación de medida (EM). En una ERM se pueden identificar las siguientes secciones a efectos del cálculo de capacidad:
\nUn factor determinante es la presión operativa de entrada, puesto que, si se sitúa en valores cercanos a la presión mínima de entrada, la capacidad disminuiría.
\nAdemás, asumiendo que las diferentes secciones mencionadas deberán estar diseñadas para soportar la capacidad requerida de la instalación de regulación, para el cálculo de la capacidad de la unidad las dos secciones clave son:
\nEn ambos casos la capacidad se calcula por línea de regulación, siendo la capacidad total de la ERM la suma de cada línea, pero considerando una línea de reserva como margen operativo de seguridad para el hipotético caso de que una de las líneas en servicio pudiera fallar y, por lo tanto, debiera entrar a funcionar inmediatamente la que se encontrase de reserva.
\n6.3.1 Sistema de regulación de presión. El sistema de regulación de presión está constituido en general por reguladores de presión, de acuerdo a la norma UNE-EN 12186. La capacidad de caudal se calcula para los reguladores de acuerdo a las ecuaciones del apartado 6 de la norma UNE-EN 334, siendo su expresión para cálculos simplificados:
\nDonde:
\nPara determinar correctamente la capacidad del sistema de regulación, se tendrá en cuenta además las siguientes consideraciones:
\n6.3.2 Unidad de medida. En cuanto a la unidad de medida, se considera que en las ERM la medición del gas se realiza con turbina, siendo el cálculo de su capacidad:
\nQ = 1,6 G Psal En esta fórmula se observa como la capacidad de medida de una turbina se calcula por G, que es el tamaño estándar de la turbina, Psal que es la presión absoluta de contaje y el coeficiente 1,6 (el tamaño estándar siguiente al considerado).
\n6.3.3 Medidores por ultrasónicos. En el caso de que la medida se realice con un medidor por ultrasonidos, su capacidad será la indicada por el fabricante, siendo la velocidad del gas el parámetro que limitará esta capacidad. Esta velocidad no debe superar los 20 m/sg.
\n6.3.4 Parámetros y consideraciones para el cálculo de las capacidades de una estación de regulación y/o medida. En resumen, la capacidad de una estación de regulación y/o medida se calculará teniendo en cuenta:
\nSi otro parámetro diferente a los mencionados fuese considerado en los cálculos, el operador lo tendrá que informar para que sea conocido por los usuarios del sistema.
\nToda esta información será considerada durante el desarrollo anual del documento de «Criterios de definición del grado de saturación de las ERMs/EMs y procedimiento de realización de propuestas de actuación».
\n6.4 Cálculo de la capacidad de llenado de un gasoducto. La cantidad de gas que un gasoducto puede contener se determina en función del producto de tres variables, de la forma siguiente:
\nV = (Pm . Vg)/Z Siendo:
\nLa presión media (Pm) existente entre el origen y final del gasoducto se calcula con la expresión siguiente:
\nSiendo:
\nEl factor de compresibilidad es la relación entre el volumen molar de un gas real y el volumen molar del mismo gas considerado como ideal. Este factor depende de la presión, la temperatura y la composición del gas, y su cálculo se realiza según lo establecido en el procedimiento SGERG-88 incluido en la norma UNE-EN ISO 12213. Como cálculo aproximado para gasoductos de más de 4 bar se puede utilizar la fórmula práctica:
\n6.5 Cálculo de la capacidad de una conexión internacional. En una conexión internacional, al menos, se debe tener en cuenta para el cálculo de la capacidad lo siguiente:
\nTeniendo en cuenta que las dos primeras no deben ser limitativas al considerarse su diseño compatible con los requisitos operativos, la más importante es la presión de entrega, teniendo que ser ésta superior a la presión del sistema que se obtenga aguas abajo de la conexión.
\nTodo esto es de aplicación si se considerase, además, la conexión como reversible y el sentido del flujo por la misma pudiese variar entre los sistemas.
\nSegún la regulación europea en esta materia, para las conexiones internacionales con otros países de la UE, los operadores de redes adyacentes deberán maximizar la oferta de capacidad agrupada mediante la optimización de la capacidad técnica en la/s conexiones internacionales que compartan.
\nLa capacidad de un sistema de transporte viene dada, en una primera aproximación, por la combinación del cálculo de la capacidad de los elementos que lo constituyen, es decir, por la máxima emisión de una planta de regasificación, el máximo caudal que se puede vehicular a través de los gasoductos de transporte y estaciones de compresión, por la máxima emisión o inyección de los almacenamientos subterráneos y por el máximo caudal vehiculable a través de las estaciones de regulación y medida.
\nSin embargo, el comportamiento de estos elementos cuando componen un sistema integrado de transporte depende de cómo estén interrelacionados entre sí, es decir, de la configuración de la red y también, en gran medida, de cómo son los flujos internos dentro de este sistema, ya que el flujo puede cambiar de sentido según el escenario de oferta-demanda.
\nEs decir, la máxima capacidad de transporte/evacuación del sistema dependerá de las capacidades de entrada al sistema, de las capacidades de salida y de los elementos intermedios. Una limitación en cualquier de los tres tipos produciría una disminución de la capacidad de transporte del sistema.
\nEl GTS calculará la capacidad mínima y máxima del sistema de transporte mediante el uso de simuladores que contemplan modelos hidráulicos, de general aceptación y reconocidos en la industria del gas, que tendrán en cuenta lo siguiente:
\nCon relación a las presiones mínimas a considerar en las salidas, serán las establecidas en la normativa correspondiente. Se considerará 40 bar como presión mínima de aspiración de una estación de compresión.
\n7.1 Cálculo de las capacidades útiles y disponible. Los pasos a seguir para obtener las capacidades útiles y disponibles de un sistema de transporte serán los siguientes:
\nLos flujos para cada salida a consumidores o redes de distribución dependerán de la demanda eléctrica y de la demanda convencional, distinguiendo entre el consumo industrial y el resto del consumo (consumo doméstico-comercial).
\nEn los casos de los flujos de salida a redes de distribución, el consumo doméstico-comercial considerado dependerá de:
\n