Categoría: Energía y Medio Ambiente

De acuerdo con lo establecido en el artículo 9 de la Circular 1/2020, de 9 de enero, la Sala de la Supervisión Regulatoria, resuelve:
La Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, en su redacción dada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, establece en su artículo 7.1.i) que es función de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecer mediante circular la metodología para el cálculo de la retribución del gestor técnico del sistema gasista, en función de los servicios que efectivamente preste. Dicha retribución podrá incorporar incentivos, que podrán tener signos positivos o negativos, a la reducción de costes del sistema gasista derivados de la operación del mismo u otros objetivos.
El artículo 7.1 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, establece que esta Circular, así como los actos de ejecución y aplicación de la misma, serán publicados en el «Boletín Oficial del Estado».
El preámbulo del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, hace constar que «la retribución del gestor técnico del sistema gasista será establecida por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia».
En fecha 9 de enero de 2020, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobó la Circular 1/2020, por la que se establece la metodología de retribución del gestor técnico del sistema gasista, de acuerdo con lo establecido en el artículo 7.1.i) de la Ley 3/2013, de 4 de junio. Esta Circular fue publicada en el BOE el día 16 de enero de 2020.
El artículo 3 de la Circular 1/2020, establece que la retribución del gestor técnico del sistema estará compuesta por una base de retribución, un tramo de retribución por incentivos, y el importe anual devengado de la cuenta regulatoria por nuevas obligaciones.
El artículo 9 de la Circular 1/2020, establece lo siguiente respecto a la cuenta regulatoria:
1. El gestor técnico del sistema dispondrá de una cuenta regulatoria cuyo saldose establece para cada periodo regulatorio p, que le permita asumir nuevas obligaciones atribuidas por reglamentos europeos o regulación nacional, así como nuevos proyectos europeos de importancia e interés para el sistema gasista.
2. El saldo de la cuenta regulatoria se devengará un tercio cada año del periodo regulatorio.
3. Antes del 15 de abril del año siguiente, el gestor técnico del sistema remitirá a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia el soporte documental de los costes incurridos en cada año del periodo regulatorio, con cargo a la cuenta regulatoria, que deberán ser prudentes e incurridos conforme a criterios de eficiencia económica. Dicho soporte documental deberá acreditar fehacientemente que los costes son adicionales con respecto a los que están incluidos en la base de retribución y no incluirán márgenes ni costes indirectos.
4. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia calculará el saldo de la cuenta regulatoria al término de cada ejercicio, una vez validado el soporte documental aportado.
5. En caso de que exista saldo acumulado sobrante de la cuenta regulatoria al término del año n+2, el saldo de la cuenta regulatoria del periodo p+1 no podrá ser inferior al saldo de la cuenta regulatoria del periodo p más dicho saldo sobrante.
6. En el supuesto excepcional de que el gestor técnico del sistema incurra en costes durante el periodo regulatorio p por nuevas obligaciones regulatorias imprevistas, que superen el saldo de la cuenta regulatoria del periodo p, estos costes podrán incorporarse a la cuenta regulatoria del periodo siguiente (p+1), siempre que estén debidamente justificados.
La disposición adicional primera de la Circular 1/2020, establece el importe anual devengado de la cuenta regulatoria en 1.667 miles euros, así como el importe total de 5.000 miles euros en el periodo regulatorio 2021-2023.
Las Resoluciones por la que se establece la cuantía de retribución del gestor técnico del sistema para 2021 y 2022, y la cuota para su financiación, de fecha 17 de diciembre de 2020 (RAP/DE/010/20) y 16 de diciembre de 2021 (RAP/DE/021/21), respectivamente, han incorporado el importe anual devengado de la cuenta regulatoria.
Con fecha 11 de abril de 2022 el gestor técnico del sistema ha aportado a la CNMC el soporte documental de los costes incurridos en 2021. Con fecha 20 de abril de 2022 ha aportado como información complementaria las Cuentas Anuales e Informe de Gestión correspondientes al ejercicio 2021.
Sin embargo, al no aportar contratos o facturas que permitan acreditar fehacientemente el importe del gasto incurrido, su naturaleza y su correspondencia con el proyecto, con fecha 7 de septiembre de 2022 se envía un oficio a ENAGÁS GTS, SAU con este requerimiento. El 22 de septiembre de 2022, el gestor técnico del sistema solicita una ampliación del plazo que se le concede a fecha 27 de septiembre de 2022 por 10 días hábiles, adicional al plazo de 20 días hábiles otorgado inicialmente. Con fecha 25 de octubre de 2022, el gestor técnico del sistema aporta a la CNMC las facturas como soporte documental de los costes incurridos en 2021 además de una justificación firmada por los proveedores asociando cada factura a un proyecto de forma unívoca.
Con fecha 27 de enero de 2023, se ha sometido a audiencia de los interesados la propuesta de Resolución del saldo de la cuenta regulatoria, a efectos de que pudieran alegar sobre las consideraciones y cálculos realizados. A tal fin, la propuesta fue remitida al Consejo Consultivo de Hidrocarburos, publicada en la página web de la CNMC, y remitida al gestor técnico del sistema.
Concluido el trámite de audiencia, se ha recibido respuesta por parte de dos agentes que indican que no presentan alegaciones.
Asimismo, se ha recibido informe del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico en el que no se realizan observaciones.
De conformidad con lo establecido en el artículo 9 de la Circular 1/2020, en esta Resolución se calcula el saldo de la cuenta regulatoria al término del ejercicio 2021, una vez validado el soporte documental aportado por el gestor técnico del sistema.
A. Importe que el gestor técnico del sistema solicita recuperar con cargo a la cuenta regulatoria.
Con fecha 11 de abril de 2022, tal y como se indica en el punto 3 del artículo 9 de la Circular 1/2020, el GTS ha aportado a la CNMC el soporte documental de los costes incurridos en 2021. Con fecha 20 de abril de 2022 ha aportado como información complementaria las Cuentas Anuales e Informe de Gestión correspondientes al ejercicio 2021.
En el documento «Cuenta Resultados GTS real 2021 y mejor estimación 2022» muestra todos los costes del GTS incurridos en 2021, adicionales a los existentes en 2017(1), que solicita recuperar con cargo a la cuenta regulatoria. El importe de estos costes es de 1.149.990 euros y su desglose por proyectos se muestra en la Tabla 1.
La descripción que el gestor técnico del sistema envía sobre los proyectos es la siguiente:
– Acciones de balance de gas GTS: incluye algoritmia y digitalización. Es un coste que corresponde al año 2021, no tiene continuación en 2022 según indica el GTS.
La Circular 2/2020, de 9 de enero, establece las normas de balance de gas natural y, entre otras normas, se establece que el GTS es el responsable de mantener las instalaciones gasistas dentro de los límites normales de operación para lo cual realiza acciones de balance.
Las acciones de balance son transacciones en la plataforma de comercio de productos de balance normalizados a corto plazo y suponen la compra o venta en el mercado de gas a un precio determinado. El GTS realiza acciones de balance cuando la previsión del stock en la red de transporte al final del día se desvía respecto a determinados valores.
A finales de 2020 el GTS indica que detectó la necesidad de automatizar esta actividad para garantizar una mayor transparencia de las decisiones tomadas, minimizar su impacto en el mercado y sus precios, así como optimizar el proceso de compra o venta, con una mejor previsión del stock al final del día y de los momentos de mayor liquidez y mejor precio en el mercado.
– Mejoras en los modelos de previsión de demanda d y d+1 GTS: incluye algoritmia, digitalización y gobierno de datos. Es un coste que corresponde al año 2021. En el año 2022 este proyecto tendrá continuación según indica el GTS.
La previsión de demanda es un proceso clave al ser un input inicial a toda la actividad asociada al acceso, balance y operación del sistema. Su correcta previsión es esencial tanto para el GTS como para los usuarios que toman decisiones de contratación, nominación, compraventa, etc. en función de las previsiones publicadas por el GTS.
El GTS indica que durante 2020 y 2021, la situación derivada de la pandemia, así como la publicación de la Circular 3/2020 y la Resolución de 18 de marzo de 2021, influyeron sobre los patrones de consumo de gas natural. Además, la Circular 6/2021 introduce un indicador que establece que la media de la desviación en valor absoluto de la previsión de demanda de gas convencional para el día siguiente con respecto a la demanda real de dicho día debería ser inferior al 5%. Por estos motivos, el GTS indica que ha detectado la necesidad de mejorar los modelos predictivos de demanda para el propio día de gas, y para el día siguiente, tanto en el sector convencional como en el sector eléctrico.
– Algoritmo split regasificación derivado de la circular de acceso: es un coste que corresponde al año 2021. En el año 2022 este proyecto tendrá continuación según indica el GTS.
La Circular 8/2019, de 12 de diciembre, y la Circular 2/2020, de 9 de enero, establecieron un cambio del modelo de gestión de las plantas de regasificación a partir del 1 de octubre de 2020, con implantación temprana de algunos aspectos el 1 de abril de 2020.
En el nuevo modelo, las plantas de regasificación se gestionan como una única en lo relativo a los servicios de almacenamiento y regasificación. Esto implica que, desde el punto de vista comercial, los usuarios contratan y utilizan estos servicios de manera virtual sin diferenciar de qué planta se trata. Sin embargo, desde el punto de vista físico, el gas total nominado por los usuarios debe entrar al sistema por una determinada terminal y es el GTS quien debe determinar qué planta va introduciendo el gas en cada momento.
El split de regasificación es el reparto que el GTS realiza, a partir del gas total nominado por los usuarios, entre las diferentes plantas del sistema. Este debe responder a unos criterios básicos recogidos en un procedimiento.
Ante el contexto volátil debido al Covid y a las variaciones de precios que redundan en incertidumbre sobre las descargas y cargas de buques en las terminales, el GTS indica que ha identificado la necesidad de implementar un algoritmo que permita tomar las decisiones con mayor transparencia, eficiencia y agilidad. Además, una vez el algoritmo se encuentre en funcionamiento, el GTS señala que tratará de implementar una segunda fase de optimización del Split, no solo para hacer frente a los compromisos de descarga y carga, sino de optimizar la eficiencia en el transporte y minimizar así las emisiones de CO2asociadas al uso de estaciones de compresión.
– Análisis de impacto sistemas reversibilidad CI Tarifa: es un coste que corresponde al año 2021, y que según indica el GTS, no tiene continuación en 2022.
Finalizados los contratos de largo plazo para llevar gas procedente de Argelia a través de Marruecos hasta España, la conexión internacional de Tarifa ha quedado desde noviembre de 2021 sin contratos de entrada de gas y, por tanto, sin previsión de uso.
A primeros de septiembre el GTS consideró necesario realizar un análisis sobre el correcto funcionamiento del SL-ATR y otros sistemas de la gestión técnica del sistema en ausencia de contratos y programación de entrada de gas para la CI Tarifa e incluso ante la necesidad de una potencial reversibilidad en el uso de la conexión para exportar gas desde el Sistema Gasista Español a Marruecos. En consecuencia, el GTS señala que desplegó un análisis de impacto en los sistemas para adaptarlos a las nuevas condiciones de funcionamiento, asegurando el cumplimiento de la normativa y el adecuado funcionamiento del sistema gasista.
Adicionalmente a esta situación, el GTS indica que la Resolución de 27 de mayo de 2021, por la que se establecen los peajes de acceso a las redes de transporte, redes locales y regasificación para el año de gas 2022, menciona el peaje de salida por la CI Tarifa, aunque no será de aplicación en tanto no se disponga de un marco jurídico y técnico que permita el tránsito de gas a contraflujo por dicha conexión internacional.
– Supervisión de mermas (adaptación a circular de mermas): Es un coste que corresponde al año 2021. En el año 2022 este proyecto tendrá continuación según indica el GTS.
La Circular 7/2021, de 28 de julio, establece la metodología para el cálculo, supervisión, valoración y liquidación de mermas en el sistema gasista.
Esta Circular establece la modificación del periodo temporal para la supervisión de mermas, del año natural al año de gas, incrementando el detalle mensual. Además, modifica el modelo de reparto de mermas retenidas en transporte, teniendo en cuenta no solo el gas vehiculado sino también el número de unidades de medida del operador. Adicionalmente, establece la gestión de mermas tanto en TVB como por planta individualizada, de acuerdo con el nuevo modelo. Asimismo, la valoración económica de los saldos de mermas en transporte y en plantas es realizada por el GTS en el SL-ATR. También, el proceso completo (envío, cálculo, supervisión, valoración, etc.) asociado a las mermas se realiza en su totalidad en el SL-ATR para garantizar la trazabilidad y el acceso de información a los comercializadores, así como facilitar la supervisión.
El GTS señala que los desarrollos informáticos asociados al desarrollo y detalles de la Circular 7/2021 supusieron una inversión no prevista que requirió la modificación de módulos del SL-ATR.
B. Valoración de los requisitos del artículo 9 de la Circular 1/2020.
Según el artículo 9 de la Circular 1/2020, los costes que se recuperan con cargo a la cuenta regulatoria deben cumplir los siguientes requisitos:
– Corresponderse con nuevas obligaciones atribuidas por reglamentos europeos o regulación nacional, así como nuevos proyectos europeos de importancia e interés para el sistema gasista.
– Ser prudentes e incurridos con criterios de eficiencia económica.
– Haber sido justificados con soporte documental.
– Ser adicionales a los que están incluidos en la base de retribución.
– No incluir márgenes ni costes indirectos.
En el envío de fecha 11 de abril de 2022 el gestor técnico del sistema no aportaba facturas como soporte documental para los costes de 2021. En su lugar, aportaba una descripción y justificación detallada de cada coste, incluyendo su importe, asociándolo a la normativa que le obliga a incurrir en ellos. A través de esta descripción y justificación se concluyó que los costes que solicitaba recuperar se derivaban de nuevas obligaciones regulatorias, sobre las que el gestor técnico del sistema no tiene capacidad de gestión. Sin embargo, para poder validar los importes enviados era necesario recabar más información.
Por tanto, con fecha 7 de septiembre de 2022 se envió un oficio a ENAGÁS GTS, SAU requiriendo que aportase los contratos o las facturas que permitiesen acreditar fehacientemente el importe del gasto incurrido, su naturaleza y su correspondencia con el proyecto. Además, se requirió un desglose de los importes según el tipo de coste, indicando si existen costes no incrementales incluidos en los mismos, es decir, que ya estuvieran incluidos en la base de retribución del periodo regulatorio 2021-2023, que se calculó con datos del ejercicio 2017.
Con fecha 22 de septiembre de 2022, el gestor técnico del sistema solicitó una ampliación del plazo concedido para la remisión de la documentación solicitada, al amparo de lo dispuesto en el artículo 32 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas. Con fecha 27 de septiembre de 2022 se concedió una ampliación de plazo de 10 días hábiles, adicional al plazo de 20 días hábiles otorgado inicialmente.
Con fecha 25 de octubre de 2022, el gestor técnico del sistema aportó a la CNMC las facturas como soporte documental de los costes incurridos en 2021. Estas facturas muestran quién es el proveedor y el importe incurrido, aunque en ocasiones su descripción no permite relacionarla con el proyecto correspondiente. Por este motivo, el gestor envió adicionalmente una justificación firmada por los proveedores asociando cada factura a un proyecto de forma unívoca.
En las tablas siguientes, se muestra la comparativa de los costes solicitados por ENAGÁS GTS, SAU para su inclusión en la cuenta regulatoria y los costes justificados mediante facturas, para cada uno de los proyectos.
Para el proyecto de acciones de balance de gas, ENAGÁS GTS ha presentado 36 facturas de los siguientes proveedores: [*****], por un importe total de 502.671,68 euros.
Para el proyecto de mejoras de los modelos de previsión de demanda, ENAGÁS GTS ha presentado 17 facturas de los siguientes proveedores: [*****], por un importe total de 188.685,34 euros.
Para el proyecto del algoritmo split regasificación, ENAGÁS GTS ha presentado 5 facturas de los siguientes proveedores: [*****], por un importe total de 88.632,04 euros.
Para el proyecto del análisis de impacto de los sistemas de reversibilidad de la CI Tarifa, ENAGÁS GTS ha presentado 16 facturas de los siguientes proveedores [*****], por un importe total de 43.921 euros.
Para el proyecto de supervisión de mermas relativo a la adaptación a la circular de mermas, ENAGÁS GTS ha presentado 8 facturas de los siguientes proveedores: [*****], por un importe total de 187.256,95 euros.
Como se observa de la Tabla 2 a la Tabla 6, cada proyecto cuenta con un importe relativo a un coste de horas del cual no hay factura justificativa, sino un apunte en el Contrato de Prestación de Servicios de Apoyo a la Gestión de ENAGÁS SA a ENAGÁS GTS. Estos importes corresponden a horas internas de la Dirección de Sistemas de Información, que está ubicada en la sociedad holding ENAGÁS, SA Según explican, los importes de horas internas correspondientes a proyectos de cuenta regulatoria se contabilizan como gasto dentro de la cuenta contable «Servicios holding».
Los importes incluidos en la cuenta contable «Servicios holding» incluyen un margen del 5%. De acuerdo con el artículo 9, punto 3, de la Circular 1/2020, de 9 de enero, los costes a recuperar no deben incluir márgenes, por tanto, se procede a minorar el importe de 138.822,67 euros por su margen, resultando en un importe de 132.212,07 euros.
Por otra parte, de acuerdo con el artículo 9, punto 3, de la Circular 1/2020, de 9 de enero, los costes deben ser adicionales a los incluidos en la base de retribución. La base de retribución del periodo regulatorio 2021-2023 se calculó con los datos de la información regulatoria de costes de 2017, por ser éste el último ejercicio con información regulatoria de costes disponible a la fecha de su elaboración. Resulta necesario por tanto valorar si el coste de horas de sistemas que se justifica con cargo a la cuenta regulatoria en 2021 es adicional al de 2017. Como se observa en la siguiente tabla, en 2017 el importe de horas de sistemas era sustancialmente inferior al de 2021, por lo tanto, se considera que las horas de sistemas incrementales asociadas a los proyectos citados, cualifican para ser recuperados con cargo a la cuenta regulatoria.
[*****]
No se ha detectado que los costes incluyan costes indirectos, ni que no se hayan incurrido con criterios de prudencia y eficiencia económica.
Por todo ello, se considera que los costes que cumplen con los principios establecidos en el artículo 9, punto 3, de la Circular 1/2020, y, por tanto son costes incurridos por el gestor técnico del sistema con cargo a la cuenta regulatoria, corresponden al importe justificado a través de facturas (1.011.167,33 euros) y al importe de horas internas de la Dirección de Sistemas de Información incurridos bajo el contrato de prestación de servicios de apoyo a la gestión con ENAGÁS, SA descontando el margen (132.212,07 euros), lo que resulta en un importe de 1.143.379,40 euros.
Por todo lo anterior, teniendo en cuenta que el saldo de la cuenta regulatoria para el periodo 2021-2023, establecido en la disposición adicional primera de la Circular 1/2020, de 9 de enero, es de 5.000 miles euros, y que el importe incurrido por el gestor técnico del sistema con cargo a la cuenta regulatoria en 2021 es de 1.143 miles euros, el saldo de la cuenta regulatoria al término del ejercicio 2021 resulta en 3.857 miles euros.
Por todo lo anterior, conforme a las funciones asignadas en el artículo 7.1.i) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, y de conformidad con la Circular 1/2020, previo trámite de audiencia, la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, resuelve:
De conformidad con el artículo 9, punto 4, de la Circular 1/2020, de 9 de enero, el saldo de la cuenta regulatoria al término del ejercicio 2021 es de 3.857 miles euros.
Publíquese esta resolución en el «Boletín Oficial del Estado» de acuerdo con lo establecido en el artículo 7.1, párrafo final, de la Ley 3/2013, de 4 de junio.
Esta Resolución pone fin a la vía administrativa y puede interponerse contra ella recurso contencioso-administrativo ante la Audiencia Nacional, en el plazo de dos meses a contar desde el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado», de conformidad con lo establecido en la disposición adicional cuarta, 5, de la Ley 29/1998, de 13 de julio. Se hace constar que frente a la presente resolución no cabe interponer recurso de reposición, de conformidad con lo establecido en el artículo 36.2 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC.
Madrid, 2 de marzo de 2023.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Miguel Pascual Castillo.