Categoría: Energía y Medio Ambiente

De acuerdo con el artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, así como con el artículo 65 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, ambos en su redacción dada por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, la Sala de Supervisión Regulatoria acuerda lo siguiente:
En fecha 12 de enero de 2019, se publicó en el «Boletín Oficial del Estado» el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural.
Entre otros, el Real Decreto-ley 1/2019 modifica el artículo 65 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, que regula las normas de gestión técnica del sistema, y asigna a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la función de regular aquellos aspectos que quedan dentro del ámbito de sus competencias y que se recogen en dicho artículo 65.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia ha sometido la presente propuesta a trámite de audiencia de los interesados a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos. Así, con fecha 29 de abril de 2022, y de acuerdo con la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, se envió al Consejo Consultivo de Hidrocarburos la «Propuesta de resolución por la que se establece la normativa de gestión técnica del sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos», a fin de que sus miembros pudieran presentar las alegaciones y observaciones que estimasen oportunas en el plazo de veinte días hábiles.
Asimismo, en fecha 29 de abril de 2022, en cumplimiento del trámite de información pública, se publicó en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la citada propuesta de resolución para que los interesados formularan sus alegaciones en el mismo plazo de 20 días hábiles.
En fecha 11 de enero de 2019, se aprobó el Real Decreto-ley 1/2019, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural.
Dicho Real Decreto-ley modificó el artículo 7 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, a fin de incorporar la función de aprobación, mediante circular, de diversas metodologías que afectan al sector del gas natural. En cumplimiento de ello, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobó, entre otras, la Circular 2/2020, de 9 de enero, sobre metodología para la prestación de servicios de balance en la red de gas natural (artículo 7.1.e de la Ley 3/2013), la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, sobre metodología de acceso a las instalaciones del sistema gasista [artículo 7.1.f)] y la Circular 6/2020, de 22 de julio, de la CNMC, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural [artículo 7.1.d)].
Además, este Real Decreto-ley modificó el artículo 65 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, asignando a esta Comisión la función de regular los siguientes aspectos:
1. El Ministerio para la Transición Ecológica y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobarán, en el ámbito de sus competencias, la normativa de gestión técnica del sistema que tendrá por objeto propiciar el correcto funcionamiento técnico del sistema gasista y garantizar la continuidad, calidad y seguridad del suministro de gas natural, coordinando la actividad de todos los transportistas.
[…]
3. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia regulará los siguientes aspectos:
a) El procedimiento de cálculo del balance diario de cada sujeto autorizado a introducir gas natural en el sistema. El sistema de programaciones, nominaciones, renominaciones y repartos.
b) El procedimiento de gestión y uso de las interconexiones internacionales.
c) Las mermas y los autoconsumos, debiendo determinarse las cantidades a retener para cada tipo de instalación.»
En virtud de cuanto antecede, la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, resuelve:
Aprobar la normativa de gestión técnica del sistema gasista sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos, que se adjunta en el anexo a esta resolución.
Esta normativa estará asimismo disponible en la página web de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (www.cnmc.es) y en la página web del gestor técnico del sistema (www.enagas.es).
La presente resolución surtirá efectos el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado», siendo de aplicación el día 1 del sexto mes desde dicha fecha, a excepción de lo establecido en el capítulo X. Revisiones y reclamaciones, que será de aplicación transcurridos doce meses desde la fecha de publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Comuníquese esta resolución a la Dirección General de Política Energética y Minas y al gestor técnico del sistema.
La presente resolución agota la vía administrativa, no siendo susceptible de recurso de reposición. Puede ser recurrida, no obstante, ante la Sala de lo Contencioso-Administrativo de la Audiencia Nacional en el plazo de dos meses, de conformidad con lo establecido en la disposición adicional cuarta.5 de la Ley 29/1998, de 13 de julio.
Madrid, 10 de noviembre de 2022.–El Secretario del Consejo de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, Miguel Silva García-Ovies.
Capítulo I. Consideraciones generales.
1. Objeto.
2. Ámbito de aplicación.
3. Definiciones.
4. Unidades.
5. Condiciones generales de recepción y entrega de gas.
6. Condiciones generales para el uso de las redes de transporte.
7. Condiciones generales para el uso de las redes de distribución.
8. Indisponibilidades en instalaciones.
Capítulo II. Programaciones.
1. Objeto y carácter de las programaciones.
2. Tipos de programación.
3. Agentes y servicios sujetos a programación.
4. Contenido de las programaciones.
4.1 Contenido general.
4.2 Contenido específico de las programaciones de inyección de otros gases.
4.3 Contenido específico de las programaciones de demanda.
4.4 Contenido específico de las programaciones en AVB.
4.5 Contenido específico de las programaciones en TVB.
4.6 Contenido específico de las programaciones en PVB.
5. Tratamiento de las programaciones.
5.1 Estado de las programaciones.
5.2 Consideraciones generales.
5.3 Tratamiento en AVB.
5.4 Tratamiento en TVB.
6. Calendario de programaciones.
6.1 Programaciones anuales.
6.2 Programaciones mensuales.
6.3 Programaciones semanales.
Capítulo III. Nominaciones y renominaciones.
1. Objeto y carácter de las nominaciones y renominaciones.
2. Agentes y servicios sujetos a nominación.
3. Contenido de las nominaciones/renominaciones.
3.1 Contenido general.
3.2 Contenido específico de las nominaciones/renominaciones de demanda.
3.3 Contenido específico de las nominaciones/renominaciones en AVB.
3.4 Contenido específico de las nominaciones/renominaciones en TVB.
3.4.1 Información de detalle a proporcionar por los usuarios en relación con los servicios prestados con buques (PCDB).
3.4.2 Demoras en los servicios prestados con buques.
3.5 Contenido específico de las nominaciones/renominaciones en PVB.
4. Tratamiento de las nominaciones/renominaciones.
4.1 Estado de las nominaciones/renominaciones.
4.2 Consideraciones generales.
4.3 Tratamiento en AVB.
4.4 Tratamiento en TVB.
4.4.1 Servicios prestados mediante slots (PCDB).
4.5 Tratamiento en PVB.
4.6 Casación en puntos de conexión entre dos infraestructuras diferentes.
5. Calendario de nominaciones/renominaciones.
Capítulo IV. Repartos.
1. Puntos de reparto del sistema gasista.
2. Responsables del reparto.
3. Procedimientos de reparto.
3.1 Criterios generales.
3.2 Repartos en los puntos PCI, PCY, PCAS, PCPR.
3.3 Repartos en los puntos PCTG y PCDG.
3.4 Repartos en los puntos PCLD.
3.5 Repartos en puntos PCDB.
3.6 Repartos en los puntos PCCC.
3.7 Repartos en los puntos PCTD y PCDD.
3.7.1 Consumo en puntos de suministro con telemedida para el reparto diario provisional (d+1).
3.7.2 Consumo diario en el grupo de reparto Consumidores tipo 1 para el reparto diario provisional (d+1).
3.7.3 Consumo diario en el grupo de reparto Consumidores tipo 2 para el reparto diario provisional (d+1).
3.7.4 Consumo en puntos de suministro con telemedida para el reparto final provisional (m+3) y el reparto final definitivo (m+15).
3.7.5 Consumo diario en puntos de suministro sin telemedida para el reparto final provisional (m+3) y el reparto final definitivo (m+15).
3.7.6 Asignación de provincias a zonas climáticas.
4. Calendario de repartos.
4.1 Reparto diario provisional (d+1).
4.2 Reparto final provisional (m+3).
4.3 Reparto final definitivo (m+15).
5. Controles para el reparto en los puntos PCTD, PCDD, PCLD, PCTG y PCDG.
5.1 Máxima cantidad previsible en puntos PCTD, PCDD, PCLD, PCTG y PCDG.
5.2 Controles en repartos diarios provisionales (d+1) en PCTD/PCDD y PCLD.
5.3 Revisión del GTS del reparto diario provisional (d+1) en puntos PCTD y PCDD.
5.4 Intervención especial del GTS ante situaciones excepcionales de alto impacto en el reparto diario provisional en puntos PCTD, PCDD y PCLD.
6. Información a proporcionar sobre los repartos en puntos PCTD Y PCDD.
6.1 Envío de la información del reparto diario provisional (d+1).
6.2 Envío de la información del reparto final provisional (m+3).
6.3 Envío de la información del reparto final provisional (m+15).
Capítulo V. Balance.
1. Condiciones generales.
2. Balances físicos de las instalaciones.
2.1 Conceptos generales.
2.2 Balance físico en las plantas de regasificación.
2.3 Balance físico en las redes de transporte.
2.4 Balance físico en los almacenamientos subterráneos .
2.5 Balance físico en la red de distribución.
3. Balances individuales de los usuarios.
3.1 Conceptos generales.
3.2 Balances individuales de los usuarios en TVB.
3.2.1 Balance diario provisional (d+1).
3.2.2 Balance diario final provisional (m+3).
3.2.3 Balance diario final definitivo (m+15).
3.3 Balances individuales de los usuarios en PVB 72
3.3.1 Balance diario provisional (d+1).
3.3.2 Balance diario final provisional (m+3).
3.3.3 Balance diario final definitivo (m+15).
3.4 Balances individuales de los usuarios en AVB.
3.5 Calendario para la elaboración de los balances individuales de los usuarios.
3.6 Prebalance del día de gas.
4. Determinación de otros balances.
5. Provisión de información sobre el balance.
5.1 Flujos de comunicación en el día d-1 para el día de gas d.
5.2 Flujos de comunicación en el día d para el día de gas d (intradiarios) 79.
5.3 Indicadores en relación con la provisión de información a los usuarios sobre el balance 82
Capítulo VI. Condiciones generales para la gestión de cisternas de GNL.
1. Designación del expedidor.
2. Asignación de plantas satélite a plantas de regasificación.
3. Documentación a presentar antes de la primera carga.
4. Transporte de cisternas.
4.1 Costes de transporte en plantas satélite conectadas a redes de distribución.
4.2 Documentación para realizar la carga.
5. Asignación a contratos de las cantidades cargadas en la planta de regasificación.
6. Anulación de pedidos.
7. Información disponible.
Capítulo VII. Parámetros que determinan la operación normal de las infraestructuras y la realización de acciones de balance en PVB.
1. Objeto.
2. Parámetros de la red de transporte.
2.1 Nivel de existencias en la red de transporte.
2.2 Bandas de existencias en la red de transporte.
2.3 Valor de Referencia del nivel de existencias en la red de transporte.
2.4 Publicación del desbalance agregado previsto.
2.5 Cálculo de los parámetros de la red de transporte.
3. Parámetros de plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos.
3.1 Nivel de existencias en plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos.
3.2 Parámetros técnicos en plantas de regasificación.
3.2.1 Determinación del Límite Mínimo de Operación en planta (LMínOP).
3.2.2 Determinación del Límite Máximo de Operación en planta (LMáxOP).
3.2.3 Parámetros de control global de existencias en el conjunto de las plantas de regasificación.
3.2 Parámetros técnicos en almacenamientos subterráneos.
3.3 Publicación de los parámetros técnicos.
Capítulo VIII. Cálculo de la capacidad de las instalaciones.
1. Consideraciones generales.
2. Identificación de variables de control relacionadas con la capacidad disponible en las entradas de gas natural y de GNL al sistema.
3. Cálculo de la capacidad de plantas de regasificación.
3.1 Capacidad de atraque de buques.
3.2 Capacidad de descarga de buques
3.3 Capacidad de almacenamiento en tanques.
3.4 Capacidad de bombeo primario y secundario.
3.5 Capacidad de líneas de interconexión de líquido-gas.
3.6 Capacidad de vaporizadores de agua de mar.
3.7 Capacidad de vaporizadores de combustión sumergida.
3.8 Capacidad de carga de cisternas.
3.9 Capacidad de carga y puesta en frío de buques.
3.10 Capacidades a publicar.
4. Cálculo de la capacidad de almacenamientos subterráneos (AASS).
4.1 Capacidad de almacenamiento.
4.2 Capacidad de inyección y extracción.
4.2.1 Curva características de la formación almacén.
4.2.2 Curva de declino.
4.2.3 Unidades de compresión.
4.2.4 Válvula de «choke».
4.2.5 «Tubing».
4.2.6 Planta de tratamiento.
4.3 Capacidades a publicar.
5. Capacidad de los yacimientos y plantas de producción de otros gases.
6. Cálculo de la capacidad de infraestructuras de transporte.
6.1 Cálculo de la capacidad de un gasoducto.
6.1.1 Influencia del diámetro interno y el factor de fricción.
6.1.2 Influencia de la presión.
6.1.3 Otros factores que influyen en la capacidad de un gasoducto.
6.1.4 Parámetros y consideraciones para el cálculo de las capacidades de un gasoducto.
6.2 Cálculo de la capacidad de una estación de compresión.
6.3 Cálculo de la capacidad de una estación de regulación y medida (ERM) y/o en una instalación de medida (EM).
6.3.1 Conjunto de las válvulas de regulación.
6.3.2 Unidad de medida.
6.3.3 Medidores por ultrasónicos.
6.3.4 Parámetros y consideraciones para el cálculo de las capacidades de una estación de regulación y/o medida 116
6.4 Cálculo de la capacidad de llenado de un gasoducto.
6.5 Cálculo de la capacidad de una conexión internacional.
7. Cálculo de la capacidad de un sistema de transporte.
7.1 Cálculo de las capacidades útiles y disponible.
7.2 Capacidades a publicar.
8. Cálculo de la capacidad de redes de distribución.
8.1 Aspectos relevantes para el cálculo de la capacidad.
8.2 Cálculo de las capacidades útiles y disponibles.
9. Cálculo de la capacidad de plantas satelites de GNL.
9.1 Capacidad de almacenamiento.
9.2 Capacidad de vaporización.
9.3 Capacidad de regulación.
9.4 Capacidad de descarga.
9.5 Capacidades a publicar.
Capítulo IX. Gas de operación o autoconsumo.
1. Consideraciones generales.
2. Gas de operación o auntoconsumo en plantas de regasificación.
3. Gas de operación o autoconsumo en buques metaneros.
3.1 Criterios generales.
3.2 Medición en caso de anomalía.
3.2.1 Tipo 1. La instalación carece de alguna de las aprobaciones, certificados o precintos descritos en el apartado 3.1 de este capítulo.
3.2.2 Tipo 2. Inexistencia de equipo de medición y resto de anomalías.
4. Gas de operación o autoconsumo en la red de transporte.
5. Gas de operación o autoconsumo en los almacenamientos subterráneos.
Capítulo X. Revisiones y reclamaciones.
1. Objeto.
2. Consideraciones generales.
3. Reclamaciones sobre contratación.
3.1 Información a cumplimentar en la reclamación.
3.2 Plazos de reclamación.
4. Reclamaciones sobre programación y nominación.
4.1 Información a cumplimentar.
4.2 Plazos de reclamación.
5. Reclamaciones sobre cantidades transaccionadas mediante operaciones bilaterales y plataformas.
5.1 Información a cumplimentar.
5.2 Plazo de reclamación.
6. Reclamaciones sobre provisión de información.
6.1 Información a cumplimentar.
6.2 Plazos de reclamación.
7. Reclamaciones sobre repartos y balances.
7.1 Información a cumplimentar para revisiones.
7.2 Plazos de reclamación.
8. Reclamaciones sobre liquidaciones de recargos por desbalances y acciones de balance y gestión de desblance por el GTS.
8.1 Información a cumplimentar.
8.2 Plazos de reclamación.
9. Reclamaciones sobre mermas.
9.1 Información a cumplimentar.
9.2 Plazos de reclamación.
Capítulo XI. Información sobre las mermas.
1. Objeto.
2. Condiciones generales.
3. Información sobre mermas en plantas de regasificación.
4. Información sobre mermas en la red de transporte.
5. Información sobre mermas en la red de distribución.
6. Informe anual de supervisión y valoración de mermas a elaborar por el gtS.
El objeto de esta normativa consiste en establecer los procedimientos y mecanismos de gestión técnica del sistema en relación con las programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos, con la finalidad de propiciar el correcto funcionamiento técnico del sistema gasista y la continuidad, calidad y seguridad del suministro de gas natural, coordinando la actividad de todos los agentes que intervienen en el sistema gasista en relación con estos procesos y respetando los principios de eficiencia, objetividad, transparencia y no discriminación.
La presente normativa será de aplicación al gestor técnico del sistema gasista (en adelante, GTS), a todos los sujetos que accedan a dicho sistema, a los operadores de las instalaciones gasistas y a los consumidores.
Esta normativa se aplicará en todas las instalaciones del sistema gasista español, definidas en el artículo 59 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos.
Además de las definiciones ya incorporadas en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, así como de las incorporadas en la Circular 2/2020, de 9 de enero, en la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, en la Circular 3/2017, de 22 de noviembre, y en el resto de normativa de gestión técnica del sistema, a los solos efectos de la presente resolución se consideran las siguientes definiciones:
1. Año de gas: por año de gas se entenderá lo establecido en la Circular 3/2017, excepto para almacenamientos subterráneos, para los cuales el año de gas será el periodo que abarca desde el día 1 de abril de un año hasta el 31 de marzo del año siguiente.
2. Día de gas: Por día de gas se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020.
3. Consumidores finales: Se entenderá lo establecido en la Ley 34/1998, de 4 de octubre.
4. Demanda convencional: Es la cantidad de gas consumida por los usuarios doméstico-comerciales e industriales del sistema gasista.
5. Demanda eléctrica: es la cantidad de gas consumida por las centrales de generación eléctrica. No se incluyen en este apartado las cogeneraciones, que tendrán consideración de demanda convencional.
6. Demanda para transporte: Aquella demanda de gas/GNL destinada al uso como combustible para el transporte, tanto terrestre como marítimo.
7. Mecanismo de comunicación: Canal para realizar los procesos y enviar información necesaria (incluyendo cualquier notificación, envío de información, confirmación, petición, aprobación o aceptación relacionadas con los procesos) en el sistema gasista.
8. Bunkering de GNL: Operación de carga de GNL en un buque para emplearlo como combustible en el transporte marítimo, o para su posterior venta como combustible de buque.
10. Tanque Virtual de Balance (TVB): Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020.
11. Almacenamiento Virtual de Balance (AVB): Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020.
12. Punto de conexión virtual (VIP): Se entenderá lo dispuesto en la Circular 3/2017.
13. Puntos del sistema gasista: Punto donde tienen lugar alguno de los procesos de operación regulados en esta resolución. Se considerarán los siguientes puntos:
a) Puntos de conexión de la red de transporte con:
– Gasoductos de transporte de otros países y puntos de interconexión virtual (PCI).
– Almacenamiento Virtual de Balance (PCAS).
– Tanque Virtual de Balance (PCPR).
– Yacimientos (PCY).
– Inyección de otros gases (PCTG).
– Redes de transporte de otros operadores (PCTT).
– Líneas directas o consumidores finales (PCLD).
– Redes de distribución (PCTD).
b) Otros puntos de conexión de la red de distribución con:
– Redes de distribución de otros operadores (PCDD).
– Inyección de otros gases (PCDG). Dentro de este punto se incluirá, tanto la inyección directa en red de distribución, como la inyección en planta satélite conectada a red de distribución.
c) Otros puntos del sistema gasista:
– Punto de carga y descarga de GNL en el Tanque Virtual de Balance (PCDB). Dentro de este punto se incluirá, tanto la descarga de GNL de buque a planta de regasificación, como la carga de GNL desde planta a buque, el trasvase de GNL entre buques y la puesta en frío de buques.
– Punto de carga de GNL a cisternas en plantas de regasificación (PCCC).
14. Punto de suministro: cualquier punto por el que el gas procedente del sistema entra en las instalaciones del consumidor final del gas. Los puntos de suministro se clasificarán:
a) Según la presión de diseño utilizada para el suministro. A efectos del reparto, se considerarán los siguientes grupos de reparto:
– Consumidores con telemedida: Consumidores con puntos de suministro que cuentan con telemedida, independientemente de la presión a la que se suministren y su nivel de consumo.
– Consumidores tipo 1: Consumidores con puntos de suministro que no disponen de telemedida, y que, o bien están suministrados a presión mayor de 4 bar, o bien estando suministrados a presión menor o igual a 4 bar, consumen más de 50.000 kWh/año.
– Consumidores tipo 2: Consumidores que no disponen de telemedida suministrados a presión inferior o igual a 4 bar y consumo igual o inferior a 50.000 kWh/año.
b) Según la periodicidad de la lectura de su consumo:
– Lectura efectuada una o varias veces al día (telemedida).
– Lectura efectuada mensualmente.
– Lectura efectuada con periodicidad superior a un mes.
c) Según puedan condicionar la operación normal de la red que les suministra:
– Todos los puntos de suministro que puedan condicionar la operación en redes de presión superior a 16 bar con caudales horarios contratados iguales o superiores a 25.000 m3(n)/h.
– Aquellos puntos de suministro en redes de presión superior a 16 bar que, por su consumo, tipo o ubicación puedan condicionar la operación normal de estas redes. Estos serán definidos anualmente por el GTS con la información de transportistas y distribuidores y comunicados a la CNMC y a la Dirección General de Política Energética y Minas (en adelante DGPEM).
15. Red lineal: Gasoducto en el que sus puntos de salida están alimentados por un único punto de entrada.
16. Red mallada: Gasoducto en el que sus puntos de salida están alimentados desde varios puntos de entrada.
17. Usuario: se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020.
18. Cargador: Persona física o jurídica bajo cuya responsabilidad se realizan las operaciones de carga de GNL. Se entenderá por cargador el operador de la planta de regasificación donde tiene lugar la carga.
19. Descargador: Persona física o jurídica bajo cuya responsabilidad se realizan las operaciones de descarga del GNL. Se entenderá por descargador el operador de la planta de regasificación donde tiene lugar la descarga de buques.
20. Transporte de cisternas de GNL: Toda operación de transporte de camiones cisterna por carretera realizada total o parcialmente por vías públicas, incluidas las actividades de carga y descarga de las mercancías peligrosas. No se incluyen los transportes efectuados íntegramente dentro del perímetro de un terreno cerrado.
21. Expedidor: Persona física o jurídica por cuya orden y cuenta se realiza la carga de mercancía peligrosa, para lo cual se realiza el transporte figurando como tal en la carta de porte.
22. Transportista de cisternas: Persona física o jurídica que asume la obligación de realizar el transporte de camiones cisterna por vías públicas, contando a tal fin con su propia organización empresarial.
23. Pedido: Número asignado a través del SL-ATR por el cargador para cada cisterna o destino que considere viable.
24. Plantas satélite monocliente: Aquellas que alimentan a un único consumidor final.
25. Plantas satélite de distribución: Aquellas que alimentan a una o varias redes de distribución.
26. Balance: Proceso de evaluación de las existencias de gas, tanto físico para las instalaciones o agrupaciones de estas, como comercial para cada usuario.
27. Acción de balance en PVB: Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020.
28. Nominación: Se entenderá lo establecido en la Circular 8/2019.
29. Renominación: Se entenderá lo establecido en la Circular 8/2019.
30. Programación: Se entenderá lo establecido en la Circular 8/2019.
31. Periodo de balance: Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020.
32. Reparto: Se entenderá lo establecido en la Circular 2/2020.
33. Cuenta de Balance Operativo u Operational Balancing Account (OBA): cuenta en la que se acumulan cantidades de gas/GNL determinadas por la diferencia entre la cantidad total medida en el punto de conexión que corresponda y la suma de los repartos de los usuarios en dicho punto de conexión.
34. Sistema Logístico de Acceso de Terceros a las Redes (SL-ATR): Sistema de información y comunicación entre los distintos sujetos del sistema gasista, que sirve de soporte a la gestión del ciclo completo de gas: establecimiento de garantías, contratación, programaciones y nominaciones, mediciones, repartos, balances y liquidaciones.
35. Capacidad: Se entenderá lo establecido en la Circular 8/2019.
36. Capacidad nominal: Es la capacidad máxima de una instalación, que estará autorizada por la autoridad competente correspondiente. Esta establece la capacidad utilizable en operación normal, sin incluir los equipos de emergencia o reserva, y sin considerar los posibles márgenes operacionales y restricciones que puedan derivarse de las características de las instalaciones a las que está conectada.
37. Capacidad mínima de operación: Es aquella por debajo de la cual no puede utilizarse la instalación de forma continuada en el tiempo, al no estar garantizada la fiabilidad y la seguridad operativa de los equipos y de la propia instalación, ni el cumplimiento de los requisitos medioambientales.
38. Capacidad útil de una instalación: Es la capacidad nominal menos la capacidad mínima de operación, en caso de existir esta última. En el caso de un almacenamiento subterráneo, será la capacidad nominal menos la capacidad ocupada por el gas colchón que no puede ser extraída mediante medios mecánicos.
39. Capacidad disponible: Es la diferencia entre la capacidad útil y la capacidad contratada.
40. Capacidades de inyección y extracción de un almacenamiento subterráneo: caudales de gas natural que consigue vehicular la instalación cuando realiza las acciones de inyectar o extraer gas del almacenamiento subterráneo, respectivamente.
41. Gas colchón de un almacenamiento subterráneo: Volumen de gas contenido en el almacenamiento subterráneo que es necesario para poder extraer el gas a la presión de diseño del gasoducto al que se conecta el almacenamiento.
42. Gas extraíble por medios mecánicos de un almacenamiento subterráneo: Parte del gas colchón que puede ser extraído mediante medios mecánicos, a una presión inferior a la de diseño del gasoducto al que se conecta el almacenamiento, de manera reversible, sin dañar la estructura del almacenamiento, que podría ser extraída en situaciones de emergencia.
43. Existencias útiles de un almacenamiento subterráneo: Volumen de gas contenido en la capacidad útil del almacenamiento subterráneo. El gas útil es la diferencia entre las existencias totales de gas contenidas en el almacenamiento y el gas colchón.
44. Indisponibilidad de una instalación: Cualquier situación de limitación total o parcial del funcionamiento de alguna instalación del sistema gasista, ya sea motivada por mantenimientos, puesta en marcha de infraestructuras, o por una emergencia, fuerza mayor, caso fortuito o cualquier otra circunstancia.
45. Nivel de existencias en la red de transporte o linepack: Es la cantidad de gas almacenado en la red de transporte.
46. Presión máxima de diseño de gasoductos: Presión máxima de trabajo para la que ha sido diseñado un gasoducto.
47. Presiones relativas mínimas de garantía en los puntos de conexión de la red de transporte: Presiones mínimas garantizadas en condiciones normales de operación en los puntos de conexión de redes de transporte.
48. Presiones relativas mínimas de garantía en los puntos de suministro de la red de distribución: Presiones mínimas garantizadas en condiciones normales de operación en los puntos de suministro de las redes de distribución.
49. Valor de referencia de existencias en la red de transporte: Volumen de gas en la red de transporte que determina los parámetros técnicos de la operación normal de la misma y la realización de acciones de balance en PVB por el GTS.
50. Talones de planta de regasificación: Volumen de GNL que determina la capacidad mínima de operación de los tanques. Su valor depende de las características constructivas de cada tanque y será acreditado por los titulares de las instalaciones en base a sus características técnicas y a lo establecido en la normativa.
51. Gas de operación o autoconsumo: Gas necesario para el correcto funcionamiento de los equipos e instalaciones del sistema gasista.
52. Revisión: Proceso de comprobación de la información enviada por parte del responsable correspondiente, que puede resultar en una modificación o no de la misma.
53. Reclamación: Comunicación por parte de un sujeto afectado de la no conformidad con la información comunicada, previamente enviada por el responsable correspondiente, o con la información procesada/calculada por el SL-ATR.
En esta normativa de gestión técnica del sistema se consideran las siguientes unidades, que serán de uso obligatorio para efectuar los procesos de contratación, programación, nominación, renominación, reparto y balance:
– Unidad volumétrica para GNL: m³ de GNL.
– Unidad volumétrica para gas: m³(n), en condiciones normales de presión y temperatura (0 ºC y 1,01325 bar).
– La unidad energética será el kWh.
– Las capacidades de entrada y salida de las instalaciones gasistas se expresarán en kWh/h o kWh/día, en m³ de GNL/h, m³(n)/h, m³(n)/día y millardos de m³(n)/año (bcm/año).
– La capacidad de almacenamiento de las instalaciones gasistas se expresará en kWh, m³(n), y la capacidad almacenada en kWh y en m³(n) de gas o de GNL.
– La unidad de presión es el bar.
– La unidad de temperatura es el ºC.
El gas/GNL introducido por los puntos de entrada del sistema gasista deberá cumplir con las especificaciones de calidad que se determinen en la normativa vigente. El gas/GNL se mantendrá indiferenciado con el resto del gas/GNL que, en cada momento, se encuentre en las infraestructuras de las plantas de regasificación, transporte, distribución o almacenamiento subterráneo. El operador y el GTS no tendrán la obligación de entregar a los usuarios, en los puntos de salida del sistema gasista, exactamente las mismas características de gas que cada usuario haya introducido por los puntos de entrada del sistema, siempre que el gas cumpla con la especificación de calidad establecida en la normativa vigente y se entregue la cantidad acordada en términos de energía.
Los operadores deberán informar al GTS y a todos los operadores y usuarios afectados, tan pronto como sea posible, de cualquier deficiencia en la calidad del gas estimando y la duración posible del incumplimiento, realizando las correcciones necesarias para que el gas cumpla con la especificación.
La red básica de gasoductos de transporte debe dimensionarse de tal forma que se pueda mantener una presión mínima de 40 bar.
Las presiones mínimas en condiciones normales de operación en los puntos de conexión de redes de transporte existentes y de nueva construcción serán las acordadas de forma transparente y no discriminatoria entre las partes en función de la ubicación del punto de conexión y teniendo en cuenta una operación eficiente de las redes. No obstante, con carácter general las presiones mínimas garantizadas serán:
– Puntos de conexión de gasoductos de transporte básico y transporte secundario con líneas directas que tengan por objeto llevar el gas a un solo consumidor final y con redes de distribución: 16 bar.
– Puntos de conexión de gasoductos de transporte básico con otros gasoductos de transporte básico o secundario:
● Si el punto de conexión se encuentra situado dentro de una red mallada: 40 bar;
● si el punto de conexión está en una red lineal a partir de una red mallada con un único sentido de flujo: 30 bar.
– Puntos de conexión entre gasoductos de transporte secundario: 16 bar.
– Puntos de conexión de gasoductos de transporte secundario con otros gasoductos de secundario:
● Si el punto de conexión se encuentra situado dentro de una red mallada: 40 bar;
● si el punto de conexión está en una red lineal a partir de una red mallada con un único sentido de flujo: 30 bar.
Cuando en alguna zona de la red básica, por incremento de los caudales transportados, se alcanzasen o se previese que se pueden alcanzar las presiones mínimas establecidas en este apartado, se actuará de la siguiente manera:
1. El operador lo pondrá en conocimiento del GTS.
2. El GTS analizará la situación y, en su caso, declarará los gasoductos afectados como saturados, proponiendo las medidas correctoras necesarias, que podrán incluir medidas restrictivas a nuevas contrataciones o incrementos de las existentes.
3. Se suspenderá la obligatoriedad de cumplir con las presiones mínimas garantizadas en condiciones normales de operación hasta la entrada en servicio de las medidas correctoras propuestas.
En cualquier caso, el operador de la red de transporte informará, de forma transparente y no discriminatoria, a los consumidores con consumos superiores a 100 GWh/año y al GTS, de los niveles de presión que puede garantizar en las distintas zonas de su red.
Las presiones mínimas en condiciones normales de operación en los puntos de conexión entre redes de distribución de diferente titular serán las acordadas entre los operadores de distribución, de forma transparente y no discriminatoria, en función de la ubicación del punto de conexión, en coordinación con el GTS y el operador aguas arriba. Estos acuerdos deberán permitir el cumplimiento de las presiones mínimas en los puntos de suministro que se exponen a continuación.
Las presiones mínimas en condiciones normales de operación en los puntos de suministro en las redes de distribución del gas natural serán las siguientes:
– 18 mbar relativos, si están situados en una red de presión no superior a 0,05 bar.
– 50 mbar relativos, si están situados en una red de presión superior a 0,05 bar y hasta 0,4 bar.
– 0,4 bar relativos, si están situados en una red de presión superior a 0,4 bar y hasta 4 bar.
– 3 bar relativos, si están situados en una red de presión superior a 4 bar y hasta 16 bar.
– 16 bar relativos, si están situados en una red de presión superior a 16 bar.
En caso de que un usuario necesite presiones de suministro por encima de las establecidas en cada rango, se podrá llegar a acuerdos particulares entre las partes, sobre bases objetivas, transparentes y no discriminatorias.
En cualquier caso, el operador de la red de distribución informará, de forma transparente y no discriminatoria, a los clientes con consumos superiores a 100 GWh/año y al GTS, de los niveles de presión que puede garantizar en las distintas zonas de su red.
Los operadores de las instalaciones del sistema gasista informarán al GTS y a los sujetos con contratos de acceso en vigor de cualquier modificación o cambio en curso o previsto que afecte, o pueda afectar, a las características o a la operatividad de las infraestructuras. Además, realizará sus mejores esfuerzos para reducir al mínimo el impacto y la duración de dicha modificación o cambio sobre la prestación de los servicios de las instalaciones afectadas.
En caso de que, como consecuencia de la referida modificación o cambio se redujese la capacidad útil de las infraestructuras por debajo de la capacidad contratada, la capacidad remanente se repartirá, si procede, conforme a lo establecido en el capítulo III. Nominaciones de esta resolución.
El objeto de las programaciones es que los operadores de las instalaciones puedan organizar la gestión de las mismas y que el GTS pueda desarrollar sus funciones como responsable de la gestión técnica del sistema gasista y de mantener la seguridad de suministro. Esta información constituirá la base para la monitorización continua por parte del GTS del estado del sistema gasista, en los diferentes horizontes temporales. Por eso, los agentes que programen deberán realizar sus mejores esfuerzos para proporcionar la información más ajustada posible de sus previsiones de demanda y uso de las infraestructuras.
Las programaciones tendrán, en general, carácter informativo. No obstante, cuando la programación, en especial la de menor horizonte temporal, de uno o varios usuarios se desvíe significativamente de los movimientos finalmente realizados por dichos usuarios, y estos desvíos hayan afectado a la operación del sistema con menoscabo de la seguridad de suministro, o a los derechos adquiridos por terceros, el GTS lo pondrá en conocimiento de la CNMC y de la DGPEM.
Además, el GTS y los operadores de infraestructuras informarán en los plazos establecidos de las fechas de mantenimientos programados, así como de otros condicionantes de la capacidad disponible adicionales, que puedan afectar a las programaciones.
Las programaciones se realizarán a través del SL-ATR. Toda la información en relación con las programaciones podrá ser consultada en el SL-ATR por parte del agente que la envíe y con el mismo nivel de detalle que el requerido. Además, el GTS dará acceso a la DGPEM y a la CNMC a toda la información sobre las capacidades de las instalaciones y sus programaciones.
Se considerarán los siguientes tipos de programación, en función de la periodicidad con la que se realizan:
1. Programaciones anuales: Se realizarán una vez en cada año de gas, proporcionándose información sobre el uso de las infraestructuras para el año de gas siguiente.
2. Programaciones mensuales: Se realizarán una vez cada mes, proporcionándose información sobre el uso de las infraestructuras para los doce meses siguientes.
3. Programaciones semanales: Se realizarán una vez a la semana, proporcionándose información sobre el uso de las infraestructuras durante 7 días, desde el sábado de cada semana hasta el viernes de la semana siguiente.
Estarán obligados a remitir programaciones los sujetos con derecho de acceso a las instalaciones del sistema gasista que tengan capacidad contratada en alguna de las instalaciones del sistema gasista o que prevean el uso de las mismas y los operadores de las instalaciones según lo dispuesto en este apartado.
Será necesario realizar programaciones relacionadas con el uso de las infraestructuras del sistema gasista, esto es, entradas y salidas de GNL y gases de las áreas de balance en PVB, TVB y AVB, así como con la demanda y los intercambios de gas/GNL previstos. A estos efectos, no será necesario remitir programaciones en relación con los servicios de capacidad agregados que conlleven regasificación.
En concreto, se realizarán programaciones de:
1. Demanda de gas:
a) Los usuarios remitirán al GTS su previsión de demanda en el conjunto del sistema gasista.
b) Los usuarios remitirán a los operadores de las redes de transporte su previsión de demanda en el conjunto de redes del operador, así como la previsión de demanda en cada una de las líneas directas.
c) Los usuarios remitirán a los operadores de las redes de distribución su previsión de demanda en cada uno de los puntos de suministro que condicionen la operación de la red según lo dispuesto en el capítulo I, apartado 3, punto 14.c), de esta normativa.
2. Entradas y salidas adicionales de PVB:
a) Los usuarios remitirán al GTS su previsión de entradas a la red por regasificación, así como su previsión de salidas por licuefacción virtual, y los intercambios previstos en PVB. Los intercambios serán los registrados en el módulo MS-ATR del SL-ATR.
b) Los usuarios remitirán al GTS y a los operadores de las redes de transporte su previsión de entradas y salidas por puntos virtuales de interconexión con países europeos y conexiones internacionales por gasoducto con terceros países, así como su previsión de entradas por yacimientos y por inyección de otros gases en la red de transporte.
c) Los usuarios remitirán al GTS y los operadores de las redes de distribución su previsión de entradas por inyección de otros gases a la red de distribución. A estos efectos se considerará también una entrada por inyección de gases a la red de distribución la descarga de otros gases en plantas satélite de distribución.
3. Entradas y salidas de TVB:
a) Los usuarios remitirán al GTS y a los operadores de las plantas de regasificación su previsión de carga de cisternas para plantas satélite monoclientes, descarga de buques, carga de buques desde planta, trasvase de GNL entre buques y puesta en frío de buques.
b) Los usuarios remitirán al GTS su previsión de regasificación y licuefacción virtual, así como los intercambios previstos en TVB, indicando si están ya formalizados o no.
c) Los distribuidores remitirán al GTS y a los operadores de las plantas de regasificación su previsión de carga de cisternas para el suministro a plantas satélite de distribución.
4. Entradas y salidas de AVB:
a) Los usuarios remitirán al GTS su previsión de inyección y extracción en los almacenamientos subterráneos, así como los intercambios previstos en AVB, indicando si están ya formalizados o no.
Los operadores de las instalaciones también deberán realizar programaciones de gas destinado a autoconsumos, necesario para el funcionamiento de las distintas infraestructuras y para alcanzar el nivel mínimo de llenado de las nuevas infraestructuras. Para ello, semanalmente, antes de las 12:00 h de cada martes, los operadores enviarán al GTS la información sobre las necesidades totales de gas de operación o autoconsumo que estima consumir durante cada uno de los siete días siguientes. Los operadores de instalaciones podrán actualizar los consumos diarios previstos a lo largo de la semana y hasta las 08:00 h del día anterior al de consumo. Antes de las 16:00 h de cada miércoles, el GTS publicará en su página web el programa semanal de estimaciones de necesidades diarias de gas de operación.
En el caso particular del servicio de carga de cisternas, el procedimiento y el calendario de programación será el desarrollado en virtud del artículo 22.6 de la Circular 8/2019.
Además de las programaciones establecidas en esta normativa, si fuera necesario el GTS podrá solicitar la programación de cualquier otro servicio que se preste.
4.1 Contenido general. Con carácter general, toda programación deberá contener la siguiente información:
– Fecha de emisión.
– Usuario u operador que realiza la programación.
– Sujeto al que va remitida.
– Tipo de programación (anual, mensual, semanal).
– Si la programación es de demanda, de inyección de gases o de uso de servicios de capacidad de las instalaciones, indicando en este caso el servicio de capacidad que se programa. En el caso de programación de puntos virtuales de interconexión con países europeos y conexiones internacionales por gasoducto con terceros países se indicará el sentido de flujo (entrada al sistema gasista español o salida del sistema gasista español).
– Cantidad de gas/GNL programado, con el detalle requerido, en unidades energéticas (kWh).
– Si la cantidad que se programa es para el usuario que remite la programación (por defecto), o para otro usuario (nombre del usuario), excepto cuando se programen los servicios de inyección y extracción en AVB y el servicio de licuefacción virtual en TVB.
Además, según el tipo de programación, la información remitida tendrá el siguiente detalle:
a) Programaciones anuales: Cantidad mensual (kWh/mes) programada para los doce meses del año de gas siguiente.
b) Programaciones mensuales: cantidad diaria (kWh/d) programada para todos los días de los dos meses siguientes y cantidad mensual (kWh/mes) programada para los diez meses siguientes.
c) Programaciones semanales: Cantidad diaria (kWh/d) programada para los siete días a los que se refiere el programa (de sábado de una semana a viernes de la semana siguiente).
4.2 Contenido específico de las programaciones de inyección de otros gases. Las programaciones de inyección de otros gases indicarán adicionalmente si las cantidades programadas serán inyectadas en redes de transporte o redes de distribución, señalando en todos los casos el punto de inyección (PCTG, PCDG).
4.3 Contenido específico de las programaciones de demanda. Las programaciones de demanda distinguirán adicionalmente entre la demanda convencional y la demanda para generación eléctrica desagregada por central de generación, proporcionándose el detalle señalado en el apartado 3 de este capítulo.
4.4 Contenido específico de las programaciones en AVB. Las programaciones en AVB indicarán adicionalmente si la cantidad que se programa es de inyección, extracción o intercambios de gas en AVB.
4.5 Contenido específico de las programaciones en TVB. Las programaciones en TVB indicarán adicionalmente, como servicio de capacidad que se programa, una de las siguientes opciones:
– Regasificación.
– Licuefacción virtual.
– Carga de cisternas.
– Descarga de GNL.
– Carga de GNL de planta a buque.
– Transvase de GNL entre buques.
– Puesta en frío de buques.
– Intercambio de GNL.
En el caso de la carga de cisternas, se indicará además la planta de regasificación en la que se producirá el servicio.
En el caso de la programación de los servicios de descarga de GNL, carga de GNL de planta a buque, transvase de GNL entre buques y puesta en frío de buques, a efectos de la programación se considerarán los resultados de los procedimientos de asignación de slots y de las modificaciones/ajustes que permite la normativa vigente (mes o fecha de inicio de prestación del servicio, cantidad aproximada y planta de regasificación donde se presta el servicio), por lo que los usuarios no deberán remitir estos datos. No obstante, para estos servicios, según el tipo de programación, los usuarios deberán remitir la siguiente información adicional:
a) Programaciones anuales:
– Nombre del buque (si se conociese) o tipo de buque para cada cargamento. Se considerarán por defecto los valores de energía a descargar en función del tamaño de los buques, de conformidad con la Circular 6/2020, de 22 de julio, de la CNMC, por la que se establece la metodología para el cálculo de los peajes de transporte, redes locales y regasificación de gas natural.
– Si al descargar el GNL del buque, el GNL descargado se almacenara en la planta para más de un usuario, cada usuario indicará qué cantidad de la carga del buque se destina para el propio usuario. En cualquier caso, cada usuario, en su programación, especificará la cantidad de GNL que le corresponda.
– Para el servicio de descarga de GNL se señalará, asimismo, el origen del GNL a descargar por buque y, para la carga de GNL de planta a buque, el destino del GNL cargado.
b) Programaciones mensuales y semanales: en el caso del servicio de descarga de buques, la mejor estimación de calidad de gas de origen de cada una de las descargas. Adicionalmente, y solo en caso de que la información haya sufrido alguna modificación con respecto a la anteriormente informada:
– Nombre del buque y origen.
– Para los buques con GNL que se almacenará en planta para varios usuarios, los usuarios titulares de este GNL y la cantidad del buque que corresponde a cada usuario.
4.6 Contenido específico de las programaciones en PVB. Las programaciones en PVB indicarán, como servicio de capacidad que se programa, una de las siguientes opciones:
– Entrada desde plantas de regasificación.
– Entrada desde conexiones internacionales por gasoducto y yacimientos.
– Inyección de otros gases en la red de transporte.
– Inyección de otros gases en la red de distribución.
– Salida por conexiones internacionales.
En caso de tratarse de un intercambio de gas en PVB, se indicará dicha operación. En el caso de las entradas y salidas por conexiones internacionales por gasoducto con terceros países y yacimientos, se proporcionará además el nombre de la interconexión que prestará el servicio. Cuando se trate de una conexión internacional con países europeos, se indicará el punto de conexión virtual.
No será necesario que los usuarios programen entradas y salidas en PVB desde o hacia los almacenamientos subterráneos, pues el GTS tomará como tales sus programaciones de inyección y extracción en AVB. Igualmente, tampoco será necesaria la programación de salida de PVB hacia plantas de regasificación, pues el GTS tomará como tal la programación de licuefacción virtual en TVB.
5.1 Estado