Categoría: Energía y Medio Ambiente

as, en kWh.
Una vez calculadas las existencias finales se evaluará el desbalance final definitivo (d+1) del usuario. Para ello se comparan las existencias finales calculadas con la capacidad de almacenamiento contratada por el usuario para ese día, pudiéndose presentar tres situaciones:
a) Existencias finales negativas: el usuario presenta un desbalance final definitivo (d+1) negativo, por un valor igual a las existencias finales calculadas inicialmente.
b) Existencias finales positivas e inferiores a la capacidad de almacenamiento del usuario: el usuario no presenta desbalance y mantiene las existencias finales previamente calculadas.
c) Existencias finales positivas y superiores a la capacidad de almacenamiento del usuario: el usuario presenta un desbalance final definitivo (d+1) positivo, por un valor igual a la diferencia entre las existencias finales calculadas y la capacidad de almacenamiento contratada.
3.5 Calendario para la elaboración de los balances individuales de los usuarios La elaboración de los balances individuales de los usuarios seguirá los calendarios siguientes:
– Balances d+1: el GTS los publicará en el SL-ATR antes de las nueve horas y media posteriores a la finalización del día de gas.
– Balances m+3: el GTS los publicará en el SL-ATR antes del primer día laborable del mes m+4.
– Balances m+15: el GTS los publicará en el SL-ATR, antes del primer día laborable del mes m+16.
Antes del 15 de septiembre de cada año, el GTS publicará el calendario del proceso de balances m+3 y m+15 del año de gas siguiente, con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los hitos de envío y publicación de esta información.
3.6 Prebalance del día de gas. Con carácter adicional a los balances provisional (d+1), final provisional (m+3) y final definitivo (m+15), una vez concluido el último ciclo de renominación del día de gas d, el GTS calculará, para dicho día de gas y para cada área de balance (TVB, PVB y AVB), un balance de los usuarios (denominado prebalance), al objeto de determinar su nivel de riesgo de desbalance y establecer la cuantía de garantías por desbalances establecidas en la Circular 2/2020. Dicho prebalance cumplirá lo establecido en la citada Circular 2/2020. La información sobre el prebalance se publicará en el SL-ATR para cada usuario lo antes posible y siempre con anterioridad a la finalización del día de gas d.
3.6.1 Prebalance en PVB Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en PVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):
Siendo:
– Demanda: Mejor estimación de la demanda del usuario:
– En los puntos PCLD: Cantidad nominada. En ausencia de nominación, se usará la información correspondiente a la provisión de información del día de gas d (último fichero de provisión de información enviado, que no incluye las mermas retenidas correspondientes), según lo dispuesto en el apartado 5 de este Capítulo.
– En los puntos PCTD/PCDD: Cantidad informada correspondiente a la provisión de información del día de gas d (último fichero de provisión de información enviado, que no incluye las mermas retenidas correspondientes), según lo dispuesto en el apartado 5 de este capítulo.
Los consumos se verán incrementados en las mermas correspondientes, conforme a lo establecido en la Circular 7/2021 de la CNMC.
– SalidasPVB: Última nominación/renominación confirmada de salida desde el PVB a conexión internacional (PCI), a planta de regasificación (PCPR), a almacenamiento subterráneo (PCAS) y, si lo hubiera, al almacenamiento en PVB del usuario.
– Entradas PVB: Última nominación/renominación confirmada de entrada al PVB desde conexión internacional (PCI), planta de regasificación (PCPR), almacenamiento subterráneo (PCAS), yacimiento (PCY) e inyección de otros gases (PCTG y PCDG) y, si lo hubiera, desde el almacenamiento en PVB del usuario. En los puntos de entrada se descontarán las mermas reconocidas, calculadas según lo establecido en la Circular 7/2021 de la CNMC.
– Cesiones PVB: Cantidad de gas vendido por el usuario con entrega en PVB el día «d» y el día «d+1».
– Adquisiciones PVB: Cantidad de gas comprado por el usuario con entrega en PVB el día «d» y el día «d+1», en kWh.
– Existencias iniciales PVB: Existencias iniciales de gas en PVB al comienzo del día de gas; este valor será cero mientras no se desarrolle el servicio de flexibilidad de almacenamiento en PVB.
3.6.2 Prebalance en TVB. Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en TVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):
Donde:
– SalidasTVB: Última nominación/renominación confirmada de regasificación (PCPR), carga de buque (PCDB), puesta en frío (PCDB) y carga de cisternas (PCCC). En los puntos de salida se descontarán las mermas reconocidas, calculadas según lo establecido en la Circular 7/2021 de la CNMC.
– EntradasTVB: Última nominación/renominación confirmada de licuefacción virtual (salida de PVB a planta de regasificación, PCPR) y de descarga de buque (PCDB). En los puntos de entrada se descontarán las mermas reconocidas, calculadas según lo establecido en la Circular 7/2021 de la CNMC.
– CesionesTVB: Cantidad de GNL vendido por el usuario con entrega en TVB, correspondientes al día d y d+1.
– AdquisicionesTVB: Cantidad de GNL comprado por el usuario con entrega en TVB, correspondientes al día d y d+1.
– Existencias iniciales TVB: Existencias iniciales de GNL en TVB al comienzo del día d. Dicho valor será igual al valor de las existencias finales del balance del día anterior al día de gas.
En el cálculo del prebalance no se tendrá en cuenta la carga de buques que superen un umbral mínimo a definir por el GTS que estará publicado en el SL-ATR, dado que es una operación que puede precisar varios días para completarse. También quedarán excluidas en las adquisiciones y cesiones vinculadas a descargas correspondientes al día de gas d+1.
Para confirmar el prebalance en TVB calculado con la fórmula anterior, se tendrá en cuenta también si el usuario presenta Gas Pendiente de Descarga (GPD), definido en el apartado 3 de este Capítulo. Así, si la descarga se alarga por encima de ese día de gas, se considerará, en el cálculo del desbalance para el segundo día de gas y sucesivos, la diferencia entre la nominación del buque y la energía descargada medida y enviada por el operador de la planta hasta el día anterior.
3.6.3 Prebalance en AVB. Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en AVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):
Donde:
– SalidasAVB: Última nominación/renominación confirmada de extracción del AVB (PCAS)
– EntradasAVB: Última nominación/renominación confirmada de inyección en AVB (PCAS).
– CesionesAVB: Cantidad de gas vendido por el usuario en AVB, correspondientes al día d y d+1.
– AdquisicionesAVB: cantidad de gas comprado por el usuario en AVB, correspondientes al día d y d+1.
– Existencias inicialesAVB: Existencias del usuario en AVB al comienzo del día d. Dicho valor será igual al valor de las existencias finales del balance del día anterior al día de gas.
El GTS realizará balances individuales de gas en TVB, PVB y AVB para cada uno de los operadores de instalaciones de transporte y para el GTS mismo. En todos los casos, se calcularán los siguientes balances, que no estarán sometidos al proceso de liquidaciones por desbalance y que estarán disponibles en el SL-ATR:
– Balance diario provisional del día de gas (balance d+1), realizado el día posterior al día de gas.
– Balance diario final provisional del día de gas (balance m+3), realizado antes de la finalización del mes m+3.
– Balance diario final definitivo del día de gas (balance m+15), realizado antes de la finalización del mes m+15.
Estos balances se considerarán abiertos mientras no haya finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones de los repartos y cerrados una vez finalizado el mismo.
Para cada uno de los operadores de instalaciones, el GTS calculará un balance separado correspondiente a su gas de operación o autoconsumo, su gas talón y su colchón, según aplique. Estos balances se determinarán teniendo en cuenta, en cada área de balance donde corresponda, las existencias de gas del operador al comienzo y al final del día de gas, así como las entradas y salidas de gas a dicha área de balance desde y hacia otras áreas de balance y por cesiones y adquisiciones de gas, si las hubiera.
Para el propio GTS, este calculará un balance separado correspondiente a cada uno de los gases siguientes: gas de operación o autoconsumo, gas talón, gas colchón, gas en la cuenta de balance operativo (OBA), gas por acciones de balance en PVB, gas de gestión de desbalances en TVB y AVB y gas de mermas. Estos balances se determinarán teniendo en cuenta, en cada área de balance donde aplique, las existencias del GTS de cada gas al comienzo y al final del día de gas, así como las entradas y salidas del gas a dicha área de balance si las hubiera, por:
– Cesiones y adquisiciones del GTS.
– Entregas a los operadores.
– Traspasos de gas con el fin de lograr una ubicación apropiada de cada uno de estos gases de forma que no interfiera con el gas almacenado por los usuarios.
– Entradas y salidas desde y hacia otras áreas de balance.
En el caso del balance correspondiente al gas de acciones de balance en PVB y al gas de gestión de desbalances en TVB y AVB, se tendrán además en cuenta, cuando sea necesario, el balance individual agregado de los usuarios.
La provisión de información a los usuarios para la gestión de su balance cumplirá lo establecido en el artículo 22 de la Circular 2/2020 de la CNMC. Adicionalmente, se proporcionará la información que se detalla en los apartados 5.1 y 5.2 siguientes.
5.1 Flujos de comunicación en el día d-1 para el día de gas d Antes de las 10:00 h del día de gas d-1, el GTS pondrá a disposición del sector, a través del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas correspondientes al día de gas d, conforme al algoritmo definido en el apartado 3 del Capítulo IV, con la mejor previsión de temperaturas enviadas por la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET).
Además, antes de las 13:00 h del día de gas d-1, el GTS pondrá a disposición, a través del SL-ATR, la previsión de demanda, en kWh/día, previamente enviada por distribuidores y transportistas al SL-ATR, para el día de gas d con desglose de consumo telemedido y no telemedido, para cada usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD).
Los operadores calcularan las previsiones de demanda del día de gas d a facilitar al GTS en el día de gas d-1 conforme a lo dispuesto en el apartado 3 del Capítulo IV.
5.2 Flujos de comunicación en el día d para el día de gas d (intradiarios).
5.2.1 Flujos de comunicación intradiaria en PVB. Antes de las 10:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición de los operadores de redes de transporte y distribución, a través del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas definidas en el procedimiento de reparto en PCTD y PCDD, correspondientes al día de gas d. Además, también antes de las 10:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión de demanda global del sistema para el propio día de gas d.
Por otro lado, antes de las 13:30 h del día de gas d, los operadores de redes de distribución y transporte enviarán al SL-ATR la siguiente información:
a) La estimación actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh/día, para el total del día de gas d, por usuario y punto de conexión (PCTD y PCDD). La información de estimación de los consumos no telemedidos será facilitada con el mismo nivel de desagregación que el reparto diario provisional. La demanda se estimará según lo dispuesto en el apartado 3 del capítulo IV y tendrá el mismo nivel de desagregación que el reparto diario provisional.
b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh, acumulado desde el inicio del día de gas d hasta las 11:00 h del propio día de gas d (acumulado 5 horas), de aquellas salidas con telemedida desglosada por usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD). En los casos en que esta información se disponga por código universal del punto de suministro (CUPS), se facilitará así desglosada al SL-ATR. En el caso de no disponer de la telemedida, el consumo se estimará según lo dispuesto en el apartado 3 del capítulo IV, prorrateando linealmente el número de horas acumuladas e indicando que dicho valor es estimado.
c) La emisión neta acumulada desde el inicio del día de gas d, en kWh, hasta las 11:00 h del propio día de gas (acumulada 5 horas) en los puntos de conexión PCTD y PCDD. Esta información incluirá el detalle de la inyección de gas en la red de transporte y distribución en los puntos PCTG y PCDG.
Antes de las 14:00 h, el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la siguiente información:
1. Entradas: El gas introducido hasta el momento en cada punto PCI, PCY, PCAS, PCPR, PCTG y PCDG de entrada al PVB, que corresponde a cada usuario, en kWh.
2. Salidas:
a) La estimación actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados, en kWh/día, para el total del día de gas d para cada usuario, desglosada por punto de conexión (PCTD y PCDD).
b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados, en kWh, acumulado desde el inicio del día de gas d hasta las 11:00 h del propio día de gas (acumulado 5 horas) por usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado. En los casos en los que esta información se disponga por CUPS, se facilitará así desglosada, indicando si el consumo es real o estimado.
c) La emisión neta acumulada desde el inicio del día de gas d, en kWh, hasta las 11:00 h del propio día de gas (acumulada 5 horas) en los puntos de conexión PCTD y PCDD. Esta información se pondrá también a disposición de transportistas y distribuidores para aquellos puntos de conexión que les afecten.
d) El gas retirado hasta el momento en cada punto PCI, PCAS y PCPR de salida de PVB, que corresponde a cada usuario, en kWh.
Antes de las 17:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión actualizada de demanda global del sistema para el propio día de gas d. Además, también antes de las 17:00 h, el GTS pondrá a disposición de los operadores de redes de transporte y distribución, a través del SL-ATR, una actualización de los coeficientes de temperatura definidos en el procedimiento de reparto en PCTD y PCDD, correspondientes al día de gas d.
Antes de las 20:30 h del día de gas d, los operadores de redes de distribución y transporte enviarán al SL-ATR la siguiente información:
a) La estimación actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh/día, para el total del día de gas d por usuario y punto de conexión (PCTD y PCDD). El algoritmo de cálculo de la previsión en distribución será el establecido en el apartado 3 del capítulo IV y tendrá el mismo nivel de desagregación que el reparto diario provisional.
b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh, acumulado desde el inicio del día de gas d hasta las 18:00 h del propio día de gas (acumulado 12 horas) de aquellas salidas con telemedida desglosada por usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD). En los casos en que esta información se disponga por CUPS, se facilitará así desglosada al SL-ATR. En el caso de no disponer de la telemedida, el consumo se estimará según lo dispuesto en el apartado 3 del Capítulo IV, prorrateando linealmente el número de horas acumuladas e indicando que dicho valor es estimado.
c) La emisión neta acumulada desde el inicio del día de gas d, en kWh, hasta las 18:00 h del propio día de gas (acumulada 12 horas) en los puntos de conexión PCTD y PCDD. Esta información incluirá el detalle de la inyección de gas en la red de transporte y distribución en los puntos PCTG y PCDG.
Antes de las 21:00 h el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la siguiente información:
1. Entradas: El gas introducido hasta el momento en cada punto PCI, PCY, PCAS, PCPR, PCTG y PCDG de entrada al PVB, que corresponde a cada usuario, en kWh.
2. Salidas:
a) La estimación actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados, en kWh/día, para el total del día de gas d para cada usuario, desglosada por punto de conexión (PCTD y PCDD).
b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados, en kWh, acumulado desde el inicio del día de gas d hasta las 18:00 h del propio día de gas (acumulado 12 horas) de las salidas con telemedida por usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado. En los casos en los que esta información se disponga por CUPS, se facilitará así desglosada, indicando si el consumo es real o estimado.
c) La emisión neta acumulada desde el inicio del día de gas d, en kWh, hasta las 18:00 h del propio día de gas (acumulada 12 horas) en los puntos de conexión PCTD y PCDD. Esta información se pondrá también a disposición de transportistas y distribuidores para aquellos puntos de conexión que les afecten.
d) El gas retirado hasta el momento en cada punto PCI, PCAS y PCPR de salida de PVB, que corresponde a cada usuario, en kWh.
5.2.2 Flujos de comunicación intradiaria en TVB. Antes de las 13:30 h y de las 20:30 h del día de gas d, los operadores de las plantas de regasificación enviarán al SL-ATR la siguiente información:
a) El gas natural licuado descargado hasta el momento por usuario, en kWh.
b) El gas natural licuado cargado en buques y en cisternas hasta el momento por usuario, en kWh.
5.3 Indicadores en relación con la provisión de información a los usuarios sobre el balance.
5.3.1 Indicadores de cumplimiento del plazo de la provisión de información en PVB, TVB y AVB. Se definen los siguientes indicadores, con la finalidad de valorar la conveniencia de revisar y mejorar la provisión de información sobre el balance proporcionada a los usuarios:
– PG: Porcentaje de ocasiones durante el año de gas en las que el GTS no ha puesto a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la previsión de demanda global del sistema y/o la información previamente enviada por los operadores de infraestructuras, junto con la información relativa a los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas, tanto en el día anterior al día de gas d-1, como para el propio día de gas d.
– PO: Porcentaje de ocasiones durante el año de gas en las que los operadores no han puesto a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la información establecida en este Capítulo, tanto en el día anterior al día de gas d-1, como para el propio día de gas d.
A estos efectos, se considerará como incumplimiento, tanto no proporcionar a los usuarios la información requerida, como su puesta a disposición sin contar con el nivel de detalle requerido.
5.3.2 Indicadores de cumplimiento de la calidad de la información enviada en PVB. Los indicadores que comparan la información diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto diario provisional (d+1) se calcularán diariamente, una vez publicado el balance diario provisional (d+1). Los indicadores que comparan la información diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto diario final provisional (m+3) se calcularán mensualmente para cada día del mes m, una vez publicado el balance final provisional (m+3).
Se definen a continuación los siguientes indicadores:
– Indicador de emisión:
● AHTD1: Porcentaje de días del año en los que la emisión neta en cada PCTD o PCDD enviada al SL-ATR en el día de gas d por el responsable de la misma es incoherente, es decir, la emisión neta informada en el envío de las 13:30 h es superior a la emisión informada en el envío de las 20:30 h, o bien la emisión neta informada en el envío de las 20:30 h es superior a la emisión diaria informada en el proceso de reparto diario provisional (d+1).
Los responsables informarán, a través del SL-ATR, de aquellos casos en los que el valor de la emisión neta acumulada para el día de gas d en los envíos de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de los PCTDs o PCDDs de los que son responsables del reparto proceda de un dato estimado, indicando el porcentaje que estas emisiones estimadas suponen con respecto a la totalidad de las emisiones de las que son responsables.
Para evaluar el indicador de emisión se considerará un margen de tolerancia inicial de 100 kWh/d. Este valor podrá ser revisado anualmente por el GTS en colaboración con los responsables de la emisión neta y, en caso de modificación, el nuevo valor se publicará con al menos un mes de antelación a su aplicación en el SL-ATR.
– Indicadores de consumos:
a) Consumos no telemedidos: para cada usuario y cada distribuidor se calcularán los siguientes indicadores:
– AH0a: Desviación diaria existente entre la estimación de la demanda no telemedida del usuario para el día de gas d, informada por el operador a través del SL·ATR en el día d-1 para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el mismo operador en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.
– AH0b: Desviación diaria existente entre la estimación de la demanda no telemedida del usuario para el día de gas d informada por el operador a través del SL-ATR antes de las 13:30 h en el día d para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el mismo operador en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.
– AH0c: Desviación diaria existente entre la estimación de la demanda no telemedida del usuario para el día de gas d informada por el operador a través del SL-ATR antes de las 20:30 h en el día d para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el mismo operador en el proceso de repartos provisionales (d+1) en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.
b) Consumos telemedidos: para cada usuario y cada operador se calcularán los siguientes indicadores:
– AHD: Desviación diaria existente entre la demanda de consumo telemedido estimada del usuario para el día de gas d informada por el operador de redes de distribución a través del SL-ATR en el día d-1 para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda telemedida del usuario informada por el mismo operador de redes de distribución en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.
– AHT: Desviación diaria existente entre la demanda de consumo telemedido estimada del usuario para el día d informada por el operador de redes de transporte a través del SL-ATR en el día d-1 para el conjunto de sus PCLDs y la demanda telemedida del usuario informada por el mismo operador de redes de transporte en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) en el conjunto de sus PCLDs.
Asimismo, los operadores de redes de transporte y distribución informarán a los usuarios afectados y al GTS de aquellos casos en los que el valor del consumo telemedido acumulado para el día de gas d en los envíos de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de sus PCLDs proceda de un dato estimado.
c) Consumo total: para cada usuario se calculará el siguiente indicador:
– AT: Desviación diaria existente entre la estimación de la demanda total del usuario para el día de gas d informada por el operador a través del SL-ATR en el día anterior al día de gas d–1 para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por el mismo operador en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.
5.3.3 Cálculo y publicación de los indicadores e informes asociados. El GTS, una vez se encuentre disponible la información necesaria, será el responsable del cálculo y publicación en el SL-ATR (con carácter anual, en el caso de indicadores de plazo, y con carácter diario y mensual en el caso de indicadores de calidad) de los indicadores definidos en este anexo para el conjunto de operadores de redes de transporte y distribución, y facilitará a cada operador y cada usuario el detalle de su información individualizada.
Durante el mes de abril de cada año, y a partir de la información anterior, el GTS elaborará un informe anual sobre los valores de los indicadores calculados para el año de gas anterior. Los operadores de redes de transporte y distribución recibirán exclusivamente la sección del informe que les concierna, mientras que la totalidad del informe será enviada a la CNMC. Asimismo, se facilitará a los usuarios de la red de transporte las conclusiones alcanzadas en dicho informe, así como los datos empleados en el mismo de manera agregada. Los operadores pondrán realizar consideraciones al informe, que serán también remitidas a la CNMC.
Para las plantas satélite monocliente, en el caso de que el cliente final actúe como consumidor directo en mercado, el expedidor será el propio cliente, mientras que en el caso de ser suministrado por un comercializador, el expedidor será el comercializador, que podrá delegar en el cliente final la expedición de las cisternas previo acuerdo por escrito. La comunicación de este acuerdo y su cancelación al titular de la planta de regasificación deberán ser realizados previamente al inicio y finalización del suministro.
Para las plantas satélite de distribución, el distribuidor titular de la planta actuará como expedidor.
El expedidor será el responsable de realizar el pedido de la carga de la cisterna, excepto en el caso de que el comercializador haya delegado la consideración de expedidor en el cliente final, que será responsabilidad del comercializador.
En el caso de que se ponga en funcionamiento una nueva planta satélite de distribución, el GTS, a propuesta del expedidor, designará una de las plantas de regasificación como planta de carga de cisternas, que quedará vinculada, en condiciones normales de operación, a la nueva planta satélite, siendo de forma general la que se encuentre a menor distancia por carretera. Se asignará además una planta alternativa para los casos en los que pudieran surgir incidencias, que en condiciones normales será la siguiente en proximidad. En los casos especiales de transporte intermodal, estaciones vehiculares de GNL y depósitos fiscales, se asignará la más aconsejable, que podrá no ser la más cercana.
Para las plantas satélite de distribución en servicio, el GTS, a iniciativa propia o a instancia de otros agentes implicados en la operación de la planta satélite, podrá estudiar y, en su caso, proponer la reasignación de la planta de carga bajo el mismo principio aplicado en la asignación de nuevas plantas satélites, y esta se realizará mediante acuerdo de las partes implicadas. La asignación de plantas satélites de distribución a plantas de regasificación estará disponible en el SL-ATR y será publicada en la página web del GTS.
En el caso de que la planta de regasificación donde se cargan las cisternas de una planta satélite determinada, bien sea una planta satélite de distribución o una planta satélite monocliente, esté fuera de servicio, presente restricciones técnicas o esté inaccesible, el GTS, previo acuerdo con los cargadores afectados, establecerá una planta de regasificación alternativa para la carga de las cisternas, con independencia de las condiciones contractuales existentes, con el fin de garantizar la continuidad del suministro. Con carácter general, se aplicará también el criterio de menor distancia y, con carácter subsidiario el de equilibrio de cargas. En este caso, el titular de la planta satélite deberá enviar al nuevo cargador copia de la documentación necesaria, siempre que la nueva planta de carga no pertenezca al mismo grupo empresarial que el del cargador original.
Las nuevas plantas satélite deben entregar al cargador, con una antelación mínima de una semana antes de la primera carga en la planta de regasificación, a través del consumidor directo en mercado, el comercializador o el operador de la red de distribución, la siguiente documentación:
1. Dirección de la planta satélite.
2. Expedidor: Nombre, dirección, persona de contacto, teléfonos, NIF.
3. Nombre del transportista de cisternas.
4. Titularidad de la planta satélite y NIF.
5. Consumo anual estimado.
6. Uso del gas cargado a efectos fiscales, según lo establecido en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética y declaración responsable.
7. En el caso de comercializadores o consumidores directos en mercado, y en cumplimiento de la normativa vigente, el certificado final de obra y pruebas realizadas, así como la autorización de puesta en servicio.
8. En el caso de los operadores de redes de distribución, acta de puesta en servicio de la instalación y criterio de reparto entre los usuarios que utilicen la planta satélite.
9. Acreditación de que la nueva alta corresponde a una estación vehicular de GNL, un depósito fiscal o a cualquier otro uso especial del GNL.
10. CNAE.
Para cargas posteriores solo deberá presentarse aquella documentación que haya experimentado algún cambio con respecto a la información presentada en la última actualización de la misma.
4.1 Costes de transporte en plantas satélite conectadas a redes de distribución. De forma previa al acceso a una red de distribución alimentada por una planta satélite, el usuario deberá suscribir un acuerdo de prestación de servicios con el operador de la red de distribución titular de la misma, en el que se establecerán los costes de transporte de los camiones cisterna a repercutir al usuario.
El modelo de acuerdo de prestación de servicios, así como los precios del servicio de transporte de cisternas a las plantas satélite de cada distribuidor serán publicados en la página web del distribuidor y se regirán bajo los principios de transparencia, objetividad y no discriminación. El modelo de acuerdo elaborado por cada distribuidor, así como las revisiones de los precios, deberán notificarse a la CNMC.
En caso necesario, la CNMC podrá establecer, mediante resolución, la cuantía de los costes y precios del servicio, las condiciones del procedimiento de reparto de costes a cada usuario o el modelo de acuerdo de prestación de servicios, a efectos de cumplimiento de los principios de transparencia, objetividad y no discriminación.
4.2 Documentación para realizar la carga. Los cargadores deberán exigir a las compañías transportistas de cisternas la documentación necesaria para verificar que vehículos, cisternas, plataformas, contenedores y conductores cumplen la reglamentación vigente relacionada con la actividad del transporte de mercancías peligrosas por carretera, y que mantienen vigentes todos los permisos y autorizaciones. Esta documentación deberá estar actualizada antes de realizar cada carga.
Asimismo, el cargador emitirá para cada carga la documentación establecida reglamentariamente, donde se indicará, entre otros datos, la hora de salida del cargadero.
El transportista de cisternas deberá disponer de un número de pedido para poder cargar en las plantas de regasificación.
En el caso de cisternas destinadas a plantas satélite monocliente, la cantidad cargada en la cisterna se imputará a los contratos de acceso de carga de cisternas del usuario para dicha planta de acuerdo con lo establecido en el Capítulo IV.
En el caso de cisternas destinadas a plantas satélites conectadas a redes de distribución, la cantidad cargada se repartirá entre los usuarios en el reparto d+1 según lo establecido en el capítulo IV. Si las cantidades correspondientes al reparto diario provisional (d+1) fueran modificadas en repartos posteriores (reparto final provisional -m+3- o reparto final definitivo -m+15-) se procederá a refacturar los peajes correspondientes en función de los nuevos valores del reparto.
Los usuarios deberán realizar sus mejores esfuerzos para anular lo antes posible aquellos pedidos correspondientes a la programación semanal, nominación o renominación ya procesada para los que, por cualquier motivo, no fuera a producirse la carga de GNL correspondiente.
El GTS informará periódicamente a la CNMC sobre aquellos pedidos no cancelados para los que finalmente la carga de GNL no hubiera llegado a producirse, al objeto de que esta analice la existencia de indicios sobre posibles prácticas anticompetitivas, derivadas del acaparamiento de la capacidad sin hacer uso de la misma.
La información de carga de cisternas disponible en el SL-ATR será la siguiente:
– Fecha.
– Planta de carga.
– Hora de inicio y fin de la carga.
– Empresa comercializadora o consumidor directo en mercado / empresa distribuidora.
– Número de albarán.
– Destino de la cisterna (en el caso de descarga multidestino, informará de todos los destinos y su porcentaje de reparto). La información estará actualizada y disponible para el operador de la planta.
– Transportista cisterna GNL.
– kg asignados a la carga.
– Energía (kWh) asignada al destino.
– Energía asignada (kWh por usuario).
– PCS (kWh/kg).
– Uso del gas.
– Estatus: Provisional o definitivo.
Asimismo, estará disponible en el SL-ATR un inventario de plantas satélite conectadas a redes de distribución.
El objeto de este Capítulo es definir los valores y la metodología de cálculo de los parámetros de la red de transporte necesarios para identificar su estado de operación, para gestionar el balance operativo de la red y para la realización de acciones de balance en PVB por el GTS; parámetros que determinan el funcionamiento normal para una operación eficiente y económica de las instalaciones de transporte con el objetivo de garantizar la seguridad del suministro con el mínimo coste económico en el transporte de gas y los autoconsumos asociados a dicho transporte.
Asimismo, se definen los valores y la metodología de cálculo de los parámetros de las plantas de regasificación y de los almacenamientos subterráneos que determinan el funcionamiento normal para una operación eficiente y económica de las instalaciones.
El GTS será responsable de calcular los valores concretos de los parámetros y variables técnicas que determinan la operación normal de las instalaciones, en base a la información aportada por los operadores, y de realizar acciones de balance en el PVB para mantener la red dentro de los rangos de operación normal.
2.1 Nivel de existencias en la red de transporte. El indicador que resume el equilibrio de presiones en los puntos de la red de transporte y, por tanto, su estado operativo, será el nivel de existencias en la red. Para gestionar el nivel entre entradas y salidas en la red de transporte dentro del margen de las presiones mínimas de garantía establecidas en la normativa correspondiente en todos los puntos de conexión y las presiones máximas de diseño en los gasoductos, se identificarán los límites del nivel de existencias en la red de transporte dentro de los cuales se opera la red en situación normal, sin afectar a los flujos de entradas y salidas del sistema y sin poner en riesgo la seguridad de suministro.
Se definen los siguientes límites de existencias en la red de transporte:
a) Límite Máximo Admisible (LMaxA): Es el volumen de existencias por encima del cual existe una sobrepresión en un área de la red que puede limitar e incluso impedir el flujo de entrada de gas en algún punto de acceso al sistema. Este límite será calculado por el GTS mediante el análisis de simulaciones hidráulicas de escenarios de baja demanda y altas presiones en la red. El GTS dará acceso a la información y parámetros no confidenciales utilizados en las simulaciones con objeto de que los cálculos sean replicables por cualquier agente del sistema que lo solicite.
b) Límite Mínimo Admisible (LMinA): Es el volumen de existencias por debajo del cual se puede producir un incumplimiento de las presiones mínimas de garantía establecidas en la normativa correspondiente. Este límite será calculado por el GTS mediante el análisis de simulaciones hidráulicas de escenarios de alta demanda y bajas presiones en la red. El GTS dará acceso a la información y parámetros no confidenciales utilizados en las simulaciones con objeto de que los cálculos sean replicables por cualquier agente del sistema que lo solicite.
c) Banda de Variabilidad de la Demanda (BVD): Es el desvío acumulado de la demanda respecto de su valor medio diario. Se calculará como la variación máxima acumulada intradiaria de la demanda respecto a su valor medio horario y se obtendrá por medios estadísticos, utilizando datos reales horarios del año de gas anterior y diferenciando la demanda convencional de la procedente de ciclos combinados.
d) Límite Máximo Operativo (LMaxOp): Es el valor obtenido restando al valor del Límite Máximo Admisible la Banda de Variabilidad de la Demanda.
e) Límite Mínimo Operativo (LMinOp): Es el valor obtenido sumando al valor del Límite Mínimo Admisible la Banda de Variabilidad de la Demanda.
Se considerará que la red de transporte se encuentra dentro de las condiciones de operación normal cuando el nivel de existencias de gas en la misma se sitúe entre los límites LMaxOp y LMinOp.
2.2 Bandas de existencias en la red de transporte. Se definen las siguientes bandas de existencias de gas natural en la red de transporte, que se deberán situar siempre entre los límites LMaxOp y LMinOp:
a) Banda de Indiferencia de existencias (BI):  Cuando el nivel de existencias se encuentre en este nivel, el GTS no realizará ninguna acción de balance.
b) Banda de Vigilancia de existencias (BV): Cuando el nivel de existencias se encuentre dentro de los límites de la banda BV, el GTS podrá realizar las operaciones de balance necesarias para evitar que las existencias alcancen la banda BA o para llevar el nivel de existencias al nivel de la banda BI. En caso de actuar, el GTS deberá considerar los siguientes parámetros:
– Nivel actual de existencias.
– Previsión de la evolución futura del nivel de existencias.
– Liquidez y nivel de precios del Mercado Organizado de gas.
c) Banda de Alerta de existencias (BA): Cuando el nivel de existencias se encuentre dentro de este rango, el GTS deberá realizar obligatoriamente las acciones balance necesarias para conducir de nuevo el nivel de existencias de la red de transporte a las bandas BI o BV.
2.3 Valor de Referencia del nivel de existencias en la red de transporte. El Valor de Referencia de las existencias de la red de transporte (VR) es el valor del nivel de existencias que se sitúa en el punto medio de la banda BI y será la referencia que utilizará el GTS en su gestión continua de la operación del sistema.
2.4 Publicación del desbalance agregado previsto. El GTS publicará el volumen de gas disponible en la red de transporte al principio de cada día de gas y el volumen que se prevé va a estar disponible al final. El volumen de gas que se prevé que va a estar disponible al final del día de gas se actualizará cada hora durante todo ese día.
2.5 Cálculo de los parámetros de la red de transporte. Con objeto de reflejar de forma más ajustada la capacidad de almacenamiento de la red de transporte que permite una operación normal, cuando el sistema de transporte lo requiera, el GTS revisará y someterá a consulta pública el procedimiento de cálculo de los parámetros de la red de transporte para la determinación de la necesidad de realizar acciones de balance. Dicho procedimiento será publicado en su página web, incluyendo la memoria justificativa del mismo. Adicionalmente, remitirá a la CNMC y a la DGPEM, el procedimiento y la memoria justificativa, junto con toda la información empleada para el desarrollo del citado procedimiento.
El GTS actualizará los valores de los parámetros cada vez que las condiciones de la red de transporte hagan necesario modificarlos y, al menos, en los siguientes casos:
a) Dos veces al año, una vez finalizado el periodo invernal/estival, de forma que se puedan emplear los datos de patrones históricos de demanda correspondientes al último periodo correspondiente, así como las previsiones de los patrones de demanda para la siguiente campaña invernal/estival. Los nuevos valores entrarán en vigor el 1 de abril y el 1 de octubre de cada año.
b) Cada vez que se vaya a realizar la conexión/desconexión de infraestructuras a la red de transporte que supongan un incremento/decremento de al menos un 2 % de la capacidad de almacenamiento de la red.
Los nuevos valores serán publicados por el GTS en su página web con una anterioridad no inferior a un mes de su entrada en vigor. Al objeto de que los cálculos sean replicables, el GTS dará acceso a la información no confidencial utilizada en los cálculos a cualquier agente del sistema que la solicite.
Además, cada vez que el GTS actualice los parámetros, enviará un informe técnico justificativo a la CNMC y a la DGPEM, incluyendo toda la información que da soporte a las actualizaciones, y en particular, los datos empleados en las simulaciones realizadas y los escenarios de flujos de gas e instalaciones de transporte utilizados.
3.1 Nivel de existencias en plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos. El GTS, en los procesos de programación y operación, deberá asegurarse de que estas infraestructuras disponen de unas existencias mínimas que le doten de suficiente autonomía para poder atender cualquier incidencia que pueda ocurrir en el sistema, así como de no superar los límites máximos de operación que determinen el funcionamiento normal de cada instalación. Para ello, impartirá las consignas de funcionamiento de las plantas de regasificación, almacenamientos subterráneos y, en general, de todas las instalaciones para una operación eficiente y económica, asegurando que las variables básicas de control (definidas en el Capítulo VIII) estén dentro de los rangos normales de operación del sistema.
3.2 Parámetros técnicos en plantas de regasificación. Se definen los siguientes valores de existencias a considerar en las plantas:
a) Límite Mínimo Admisible en planta (LMinAP): Es el volumen de existencias requerido debido a las necesidades técnicas-operativas asociadas a cada planta, que se corresponde con el nivel mínimo de GNL (Talones) necesario para permitir el arranque de las bombas primarias. Se calculará conforme a lo dispuesto en el Capítulo VIII.
b) Límite Mínimo de Operación en planta (LMinOP): Es el nivel de existencias en una planta de regasificación que permita respetar su Límite Mínimo Admisible (LMinAP), posibilitar la descarga del buque gestionando la presión en los tanques y el boil-off, y asegurar la carga de GNL en buques y en cisternas y la producción mínima necesaria hasta la próxima descarga programada con fecha asignada.
c) Límite Máximo Admisible en planta (LMaxAP): Es el volumen máximo de existencias de GNL que se puede almacenar en los tanques de una planta de regasificación y que se encuentra publicado en el documento de rangos admisibles, que debe elaborar el GTS conforme a lo establecido en el Capítulo VIII.
d) Límite Máximo de Operación en planta (LMaxOP): Es el nivel máximo de existencias en una planta de regasificación que permita gestionar los desvíos al alza que se puedan presentar en las descargas programadas.
3.2.1 Determinación del Límite Mínimo de Operación en planta (LMinOP). El LMinOP equivale a un nivel de existencias suficiente para garantizar a muy corto plazo:
– El Límite Mínimo Admisible (LMinAP).
– El suministro de cisternas hasta la próxima descarga programada según la última información sobre la programación confirmada disponible.
– La descarga o carga de un buque gestionando la presión en los tanques y el boil-off, mediante emisión al mínimo técnico, un número de horas antes del inicio de la descarga (parámetro definido por cada planta).
– El mantenimiento de la producción mínima necesaria para poder gestionar el boil-off generado hasta la próxima descarga programada sin el uso de compresores de exportación a alta presión del boil-off que emiten a la red de transporte.
Este se calcula como:
Siendo:
– N: Horas de emisión de gas a la red de transporte antes del inicio de una descarga.
– MTP: Producción de planta necesaria para estabilizar las condiciones de la planta para efectuar la descarga de buques durante el tiempo N.
– D: Número de días hasta la próxima descarga/carga o, en caso de que no haya fecha asignada de próxima descarga en esa planta antes de la finalización del mes siguiente, número de días hasta el fin de dicho mes.
– CC: Producción media diaria para carga de cisternas hasta la próxima descarga o, en caso de que no haya fecha asignada de próxima descarga en esa planta antes de la finalización del mes siguiente, número de días hasta el fin de dicho mes.
– MPBO: Mínima producción diaria para la gestión del boil-off sin el uso de compresores de exportación a alta presión del boil-off.
Los parámetros N, MTP y MPBO serán definidos por cada operador en función de las características de cada instalación y comunicados al GTS, al menos una vez al año antes del 15 de septiembre, así como cuando sean modificados.
3.2.2 Determinación del Límite Máximo de Operación en planta (LMaxOP). El LMaxOP equivale a un nivel de existencias que permita asumir las posibles desviaciones, respecto a la programación confirmada, de la cantidad a descargar por un buque. Se obtendrá descontando al Límite Máximo Admisible por la planta (LMaxAP) un valor medio de desviación. Este valor medio será el mismo para todas las plantas y se calculará una vez al año, antes del 1 de noviembre de cada año, como la media de las desviaciones positivas entre la cantidad de descarga realizada y la cantidad de descarga programada y confirmada de todas las descargas realizadas en el año de gas anterior. Durante el mes de octubre de cada año de gas, se tomará el valor medio de desviación que había el año de gas anterior.
3.2.3 Parámetros de control global de existencias en el conjunto de las plantas de regasificación. Con objeto de conocer la situación global de existencias en el conjunto de plantas de regasificación, se definen los siguientes parámetros:
a) Límite Mínimo Admisible en el conjunto de plantas de regasificación (LMinATVB): Es la suma de los Límites Mínimos Admisibles de todas las plantas de regasificación del sistema (∑LMinAP), esto es, la suma de los Talones de todas las plantas.
b) Límite Mínimo de Operación en el conjunto de las plantas de regasificación (LMinOTVB): Es la suma de los Límites Mínimos de Operación de todas las plantas de regasificación del sistema (∑LMinOP). Si el nivel de existencias de GNL en el sistema está por debajo de este límite, hay al menos una planta de regasificación que no dispone de GNL suficiente para mantener una producción mínima hasta la próxima descarga.
c) Límite Máximo Admisible en el conjunto de las plantas de regasificación (LMaxATVB): Es el volumen máximo de almacenamiento de GNL en el sistema (∑LMaxAP).
d) Nivel Máximo de Hueco comprometido en el conjunto de las plantas de regasificación (NMaxCTVB): Representa la suma de la ocupación física máxima que alcanzará cada una de las plantas considerando su programación confirmada hasta el último día con fechas de descargas asignadas en el sistema. El resto de capacidad desde este límite hasta el Límite Máximo Admisible del conjunto de las plantas (LMaxATVB) será el hueco no comprometido físicamente.
Para cada día de gas, el NMaxCTVB se calculará restando al LMaxATVB, la suma del hueco de cada planta no comprometido físicamente, siendo este último la diferencia entre el LMaxAP y el nivel de existencias máximo que la planta alcanzará entre el día de gas en curso y el último día de gas con fechas de descargas asignadas.
3.3 Parámetros técnicos en almacenamientos subterráneos. Se definen los siguientes valores de existencias a considerar en los almacenamientos subterráneos:
a) Límite Mínimo Admisible en almacenamientos subterráneos (LMinAA): Es el volumen de existencias requerido debido a las necesidades técnicas-operativas asociadas a cada almacenamiento. Se corresponde con la suma del gas colchón de cada almacenamiento publicado en el documento de rangos admisibles que elabora el GTS conforme al Capítulo VIII.
b) Límite Mínimo de Operación en almacenamientos subterráneos (LMinOA): Es el nivel de existencias en los almacenamientos equivalente a la suma del gas colchón y las existencias mínimas de seguridad establecidas en la normativa.
c) Límite Máximo Admisible en almacenamientos subterráneos (LMaxAA): Es el volumen máximo que se puede almacenar en el conjunto de los almacenamientos, calculado como la suma del gas colchón no extraíble mecánicamente y la capacidad disponible publicado en el documento de rangos admisibles que elabora el GTS conforme al Capítulo VIII.
3.4 Publicación de los parámetros técnicos. El GTS publicará en el SL-ATR los parámetros técnicos actualizados que determinan la operación normal de cada planta de regasificación y del conjunto de los almacenamientos subterráneos, así como su nivel de existencias en el día de gas anterior y la previsión para los próximos 10 días de gas. A su vez, publicará también los parámetros de control global de existencias en el conjunto de las plantas de regasificación para ese mismo periodo.
El GTS impartirá las consignas de funcionamiento de las instalaciones teniendo en cuenta los parámetros individuales de cada planta y de los almacenamientos subterráneos. En el caso de que, por circunstancias sobrevenidas, los niveles de existencias considerados en el párrafo anterior se sitúen en algún momento fuera de los parámetros técnicos, lo cual podría dar lugar a que, en algún momento posterior, las variables básicas de control estuvieran fuera de los rangos normales de operación del sistema, el GTS podrá declarar Situación de Operación Excepcional e impartir las consignas de operación necesarias en cada una de las instalaciones, con objeto de conducir al sistema a la situación de operación norma