ANEXO I

NGTS-01

Conceptos generales

La normativa de gesti髇 t閏nica del sistema gasista tiene por objeto fijar los procedimientos y mecanismos para la gesti髇 t閏nica del sistema, coordinando la actividad de todos los sujetos o agentes que intervienen en el sistema para garantizar el correcto funcionamiento t閏nico del sistema gasista y la continuidad, calidad y seguridad del suministro de gas natural y gases manufacturados por canalizaci髇, respetando, en todo caso, los principios de objetividad, transparencia y no discriminaci髇.

1.1 Conceptos generales.

Adem醩 de las definiciones ya incorporadas en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos y las normas que la desarrollan [sistema gasista, red b醩ica de gas natural, redes de transporte primario, redes de transporte secundario, redes de distribuci髇, instalaciones complementarias, plantas de regasificaci髇 de gas natural licuado (GNL], plantas sat閘ites de GNL, l韓eas directas, acometidas...], a efectos de estas normas de gesti髇 t閏nica del sistema se consideran las siguientes definiciones:

羠ea de Balance en PVB.

Sistema de entrada-salida que incluye la red de gasoductos de transporte al que es aplicable el r間imen espec韋ico de balance definido seg鷑 la Circular 2/21015, de 22 de julio, de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Consumidores.

Aquellos sujetos que adquieren gas natural para su propio consumo. Pudi閚dolo adquirir de:

• – Los comercializadores autorizados en condiciones libremente pactadas.
• – Directamente, sin recurrir a un comercializador autorizado, accediendo a instalaciones de terceros.

Demanda Convencional.

Es la cantidad de gas consumida por los usuarios dom閟ticos e industriales del sistema gasista.

Demanda El閏trica.

Es la cantidad de gas consumida por las centrales de generaci髇 el閏trica del sistema. No se incluyen en este apartado las cogeneraciones, que tendr醤 consideraci髇 de demanda convencional.

Demanda de gas para transporte.

Aquella demanda de gas natural destinada al uso como combustible para el transporte, tanto terrestre como mar韙imo.

D韆 de gas.

Per韔do de tiempo que comienza a las 5 horas UTC y termina a las 5 horas UTC del d韆 siguiente en invierno, y entre las 4 horas UTC de un d韆 y las 4 horas UTC del d韆 siguiente en verano, y en el que se efect鷄n las operaciones programadas para ese per韔do. Es la unidad temporal de referencia para todas las actividades diarias que incluyen estas normas.

Gestor de red independiente.

Empresa que haya obtenido la certificaci髇 de cumplimiento de los requisitos de separaci髇 de actividades de transporte tal como establece la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos en su art韈ulo 63 quater.

Mecanismo de comunicaci髇.

Canal para realizar los procesos y enviar las comunicaciones necesarias (incluyendo cualquier notificaci髇, env韔 de informaci髇, confirmaci髇, petici髇, aprobaci髇 o aceptaci髇 relacionadas con dichos procesos) en el sistema gasista.

Operadores.

Los operadores son aquellos sujetos del sistema gasista autorizados para la gesti髇 de cualquier instalaci髇 de transporte, licuaci髇, regasificaci髇 de GNL, almacenamiento o distribuci髇, conforme a lo dispuesto en la Ley 34/1998, de 7 octubre, del Sector de Hidrocarburos.

Se considerar� operadores a aquellos sujetos que sean:

• – Titulares o gestores de plantas de regasificaci髇.
• – Titulares o gestores de almacenamientos subterr醤eos.
• – Transportistas de gas.
• – Distribuidores de gas.

Punto de carga de GNL.

Cualquier punto por el que sale GNL desde un tanque o desde un buque de una planta de regasificaci髇 hacia:

• – Un buque (carga de GNL a buque, trasvase de GNL de buque a buque, puesta en fr韔 de buques,o bunkering de GNL) (PCCB).
• – Una cisterna (PCCC).

Bunkering.

Es aquella operaci髇 de carga de GNL en un buque para emplearlo como combustible en el transporte mar韙imo.

Punto de conexi髇 con almacenamiento subterr醤eo.

Es aquel punto del sistema gasista por el que sale o entra gas de la red de transporte a un almacenamiento subterr醤eo (PCAS).

Punto de conexi髇 entre gasoductos de distribuci髇.

Es aquel punto que conecta gasoductos de distribuci髇 de dos titulares diferentes (PCDD).

Punto de conexi髇 entre gasoductos de transporte.

Es aquel punto que conecta gasoductos de transporte de dos titulares diferentes (PCTT).

Punto de conexi髇 internacional por gasoducto.

Es aquel punto del sistema gasista por el que sale o entra gas de la red de transporte ubicada en el territorio espa駉l a otra red de gasoductos de otros pa韘es (PCI).

Punto de conexi髇 con plantas de gas renovable a red de distribuci髇.

Es aquel punto del sistema gasista por el que entra gas desde una planta de producci髇 de gas renovable a la red de distribuci髇 (PPBD).

Punto de conexi髇 con plantas de gas renovable a red de transporte.

Es aquel punto del sistema gasista por el que entra gas desde una planta de gas renovable a la red de transporte (PCBT).

Punto de conexi髇 con plantas de regasificaci髇 de GNL.

Es aquel punto del sistema gasista que conecta una planta de regasificaci髇 con la red de transporte (PCPR).

Punto de conexi髇 de red de transporte y l韓eas directas.

Es aquel punto que conecta una infraestructura de la red de transporte con una l韓ea directa o cliente final (PCLD).

Punto de conexi髇 de red de transporte y red de distribuci髇.

Es aquel punto que conecta una infraestructura de la red de transporte con una infraestructura de la red de distribuci髇 (PCTD).

Punto de conexi髇 con yacimientos a red de transporte.

Es aquel punto del sistema gasista por el que entra gas desde un yacimiento a la red de transporte (PCY).

Punto de conexi髇 con yacimientos a red de distribuci髇.

Es aquel punto del sistema gasista por el que entra gas desde un yacimiento a la red de distribuci髇 (PCYD).

Punto de interconexi髇 virtual.

Dos o m醩 puntos de interconexi髇 f韘ica que conectan los mismos sistemas adyacentes de entrada-salida, que se integran a efectos comerciales y operativos en un 鷑ico punto de asignaci髇 de capacidad, seg鷑 est� definido en la Circular 372017, de 22 de noviembre, de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, relativa a los mecanismos de asignaci髇 de capacidad a aplicar en las conexiones internacionales por gasoducto con Europa.

Punto de descarga de GNL.

Cualquier punto por el que entra GNL a una instalaci髇:

• – A una planta de GNL desde un buque (PCDB).
• – A una planta sat閘ite que alimenta una red de distribuci髇 (PSRD).

Punto de entrada a la red de distribuci髇.

Es aquel punto del sistema gasista en el que el gas entra en la red de distribuci髇.

Punto de entrada a la red de transporte.

Es aquel punto del sistema gasista en el que el gas entra en la red de transporte.

Puntos de entrada en el sistema gasista.

Cualquier punto de una infraestructura perteneciente al sistema gasista por el que el gas entra al mismo.

Punto de salida de la red de distribuci髇.

Es aquel punto del sistema gasista en el que el gas sale de la red de distribuci髇.

Punto de salida de la red de transporte.

Es aquel punto del sistema gasista en el que el gas sale de la red de transporte.

Puntos de salida en el sistema gasista.

Cualquier punto de una infraestructura perteneciente al sistema gasista por el que el gas sale del mismo.

Punto de suministro.

Cualquier punto por el que el gas sale del sistema y conecta con las instalaciones del consumidor final del gas (PS).

Clasificaci髇 de puntos de suministro:

• – Seg鷑 la presi髇 de dise駉 del gasoducto al que est醤 conectados utilizada para la definici髇 de la estructura tarifaria.
• – Seg鷑 la periodicidad de la lectura de su consumo:
  • • Puntos de suministro cuya lectura se efect鷄 varias veces al d韆 (telemedida).
  • • Puntos de suministro cuya lectura tiene lugar mensualmente.
  • • Puntos de suministro que pueden tener una periodicidad de lectura superior a un mes.
• – Seg鷑 puedan condicionar la operaci髇 normal de la red a la que est� conectados:
  • • Todos los puntos de suministro conectados a redes de presi髇 superior a 16 bar con caudales horarios contratados iguales o superiores a 25.000 m³ (n)/h.
  • • Aquellos otros puntos de suministro conectados a redes de presi髇 superior a 16 bar que, por su consumo, tipo o ubicaci髇 en la red puedan condicionar la operaci髇 normal de las redes a las que est閚 conectados. Estos 鷏timos puntos de suministro ser醤 definidos anualmente por el Gestor T閏nico del Sistema con la informaci髇 de transportistas y distribuidores y comunicados a la Comisi髇 Nacional de Mercados y Competencia y a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.
• – Seg鷑 la realizaci髇 del reparto, establecido en la NGTS-06 y PD-02:
  • • Puntos de suministro tipo 1 con telemedida.
  • • Puntos de suministro tipo 1 sin telemedida.
  • • Puntos de suministro tipo 2.

Punto Virtual de Balance (PVB).

Punto de intercambio virtual de la red de transporte donde los usuarios pueden transferir la titularidad del gas como entrada o salida del mismo, tal y como se define en el art韈ulo 3.1 de la Circular 2/2015, de 22 de julio, de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Red lineal.

Aquel gasoducto en la que sus puntos de salida est醤 alimentados por un 鷑ico punto de entrada.

Red mallada.

Aquel gasoducto en el que sus puntos de salida est醤 alimentados desde distintos puntos de entrada.

Servicios esenciales.

Los as� definidos seg鷑 el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribuci髇, comercializaci髇, suministro y procedimientos de autorizaci髇 de instalaciones de gas natural o la normativa que lo modifique o desarrolle.

Usuarios.

Un usuario es aquel sujeto del sistema gasista que utiliza las instalaciones pertenecientes al mismo o que realiza transacciones comerciales de cambio de titularidad de gas natural o de capacidad.

Dependiendo de los tipos de usos en el sistema gasista espa駉l, el usuario puede estar habilitado en el PVB y/o en las instalaciones del sistema gasista espa駉l.

Usuario habilitado en el PVB.

Un usuario habilitado en el PVB es un sujeto con cartera de balance habilitado por el Gestor T閏nico del Sistema para el env韔 de notificaciones de transferencias de titularidad de gas bilaterales o de plataforma de comercio, seg鷑 se define en el art. 3.20 de la Circular 2/2015, de 22 de julio de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Usuario habilitado en las instalaciones del sistema gasista espa駉l.

Aquel usuario que ha firmado el Contrato Marco de acceso a las instalaciones del sistema gasista espa駉l, aprobado por la Resoluci髇 de 2 de agosto de 2016 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se aprueban las normas de gesti髇 de garant韆s del sistema gasista.

Cargador-Descargador.

Persona f韘ica o jur韉ica bajo cuya responsabilidad se realizan las operaciones de carga y descarga de la mercanc韆. Se entender� por Cargador el titular de la planta de regasificaci髇 donde tiene lugar la carga. Se entender� por Descargador el titular de la planta de GNL donde tiene lugar la descarga.

Expedidor.

Persona f韘ica o jur韉ica por cuya orden y cuenta se realiza el env韔 de la mercanc韆 peligrosa, para lo cual se realiza el transporte figurando como tal en la carta de porte.

Transportista de cisternas.

Persona f韘ica o jur韉ica que asume la obligaci髇 de realizar el transporte, contando a tal fin con su propia organizaci髇 empresarial.

Transporte de cisternas.

Toda operaci髇 de transporte de cisternas por carretera realizada total o parcialmente en v韆s p鷅licas, incluidas las actividades de carga y descarga de las mercanc韆s peligrosas. No se incluyen los transportes efectuados 韓tegramente dentro del per韒etro de un terreno cerrado.

Pedido.

N鷐ero asignado a trav閟 del SL-ATR por el cargador para cada cisterna o destino que considere viable.

1.2 Clasificaciones de los puntos de entrada y salida.

Los puntos del sistema gasista se clasifican en funci髇 de diversos criterios:

• a) Por la existencia y la periodicidad de la medici髇:
  • – Puntos con medici髇:
  • – Con medici髇 horaria.
  • – Con medici髇 diaria.
  • – Otros.
  • – Puntos sin medici髇:
• b) Por la existencia de telemedida de los datos:
  • – Con telemedida.
  • – Sin telemedida.
• c) Por la forma de contratar y programar:
  • – Punto agregado o asociaci髇 de varios puntos f韘icos de entrada o salida (VIP).
  • – Punto no agregado.

1.3 Definiciones relacionadas con la gesti髇 del sistema.

Acci髇 de balance en PVB.

Acci髇 realizada por el Gestor T閏nico del Sistema para mantener la red de transporte dentro de sus l韒ites operativos y de existencias, excluyendo las acciones relacionadas con las mermas de gas y el gas utilizado por el Gestor T閏nico del Sistema para el funcionamiento de la red de transporte. Las acciones de balance ser醤 de dos tipos: la transferencia de t韙ulo de propiedad de productos normalizados a corto plazo y el empleo de servicios de balance, tal y como se definen en el art韈ulo 3.3 de la Circular 2/2015, de 22 de julio de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Balance.

Proceso de evaluaci髇 de las existencias de gas, tanto f韘ico, para cada una de las instalaciones o agrupaciones, como comercial, para cada usuario.

Calibraci髇.

Se entiende por calibraci髇 el conjunto de operaciones que establecen las condiciones especificadas, la relaci髇 entre los valores de una magnitud indicados por un instrumento de medida o un sistema de medida, o los valores representados por una medida materializada o por un material de referencia, y los valores correspondientes de esa magnitud realizados por patrones.

Comprobaci髇.

Consiste en una revisi髇 del correcto funcionamiento de las l韓eas donde se contrastando 鷑icamente las condiciones de operaci髇 de presi髇 y temperatura, asegurando que los errores quedan dentro de los m醲imos permitidos.

Confirmaci髇.

Aceptaci髇 por parte del Gestor T閏nico del Sistema de una programaci髇, nominaci髇 o renominaci髇 realizada por un usuario una vez que 閟ta ha sido procesada.

Confirmaci髇 metrol骻ica.

Conjunto de operaciones requeridas para asegurarse de que el equipo de medici髇 es conforme a los requisitos correspondientes a su uso previsto, seg鷑 establezcan la normativa de control metrol骻ico del Estado y, en su caso, las normas t閏nicas aplicables.

La confirmaci髇 metrol骻ica generalmente incluye la calibraci髇 y verificaci髇, cualquier ajuste o reparaci髇 necesario, y la subsiguiente recalibraci髇, la comparaci髇 con requisitos metrol骻icos del uso previsto del equipo, as� como cualquier sellado y etiquetado requerido.

Contrato Marco de acceso a las instalaciones del sistema gasista espa駉l.

El contrato marco de acceso a las instalaciones del sistema gasista espa駉l, es el aprobado por la Resoluci髇 de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, de 2 de agosto de 2016. Quedan excluidos del Contrato Marco la contrataci髇 de los servicios de acceso del punto de balance hacia o desde una conexi髇 por gasoducto con Europa, que disponen de su propio contrato de acceso.

Cuenta de Balance Operativo u Operational Balancing Account (OBA).

Balance operativo derivado del reparto de gas entre diferentes infraestructuras.

Las cantidades de gas vendr醤 determinadas por la diferencia entre la cantidad total medida en el punto de conexi髇 y la suma de las nominaciones confirmadas a los usuarios en dicho punto de conexi髇.

Facturaci髇.

C醠culo y remisi髇 de los importes a pagar por los servicios prestados en la utilizaci髇 del sistema.

Medici髇.

Proceso de determinaci髇 de la cantidad del gas que ha transitado por los puntos del sistema gasista definidos en el punto 1.1.

An醠isis.

Proceso de determinaci髇 de la calidad del gas que ha transitado por los puntos del sistema gasista definidos en el punto 1.1.

Nominaci髇.

Informaci髇 que env韆n en el d韆 d-1 los usuarios de las instalaciones del sistema gasista en relaci髇 con los servicios que se prestan, y en particular con el gas que estiman introducir, extraer, suministrar o consumir en el d韆 de gas d, siguiendo el calendario establecido en la normativa vigente.

En lo relativo al servicio de carga de cisternas con destino distribuci髇, la nominaci髇 ser� realizada por el distribuidor.

Operaci髇 del sistema gasista.

Proceso de aplicaci髇 de las normas de gesti髇 t閏nica, protocolos de detalle y dem醩 requisitos, reglas y procedimientos de operaci髇 establecidos para permitir el correcto funcionamiento del sistema seg鷑 criterios de eficacia, eficiencia, transparencia, seguridad y mejor servicio al cliente.

Periodo de balance.

Periodo temporal respecto al cual se calcular� el balance de los usuarios del sistema gasista. Este periodo ser� el d韆 de gas, tal y como se establece en el art韈ulo 3.6 de la Circular 2/2015, de 22 de julio de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Plataforma de contrataci髇 de capacidad.

Plataforma telem醫ica 鷑ica de contrataci髇 de capacidad gestionada por el Gestor T閏nico del Sistema seg鷑 el Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural.

Los requerimientos de dicha Plataforma se definen en la Resoluci髇 de 2 de agosto de 2016, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se aprueba el contrato marco de acceso a las instalaciones del sistema gasista espa駉l.

Tal y c髆o se define en el art韈ulo 5 del Real Decreto 984/2015 desde la Plataforma Telem醫ica 趎ica de Contrataci髇 de Capacidad, se podr� contratar capacidad en todas las instalaciones incluidas en el r間imen regulado de acceso a terceros, (transporte y distribuci髇) exceptuado la capacidad de las interconexiones con otros pa韘es de la Uni髇 Europea.

Procesamiento.

Proceso de validaci髇 de las cantidades enviadas en una programaci髇, nominaci髇 o renominaci髇 por un usuario del sistema de acuerdo a los criterios establecidos.

Producto normalizado a corto plazo.

El as� definido en el punto 3.4 de la Circular 2/2015, de 22 de julio de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Programaci髇.

Informaci髇 que deben emitir los agentes que hacen uso de las instalaciones del sistema gasista en relaci髇 con el gas que estiman introducir, extraer, almacenar, suministrar o consumir en un per韔do determinado.

Renominaci髇.

Informaci髇 que env韆n los usuarios de las instalaciones del sistema gasista una vez cerrado el plazo de env韔 de nominaciones en relaci髇 con los servicios que se prestan, y en particular con el gas que estiman introducir, extraer, suministrar o consumir en el d韆 de gas d, siguiendo el calendario establecido.

Reparaci髇/ajuste.

Acci髇 tomada sobre un equipo de medida cuya verificaci髇 ha resultado no conforme, con objeto de convertirlo en aceptable para su utilizaci髇 prevista. (UNE-EN ISO 10012).

Repartos.

El reparto es el proceso de asignaci髇 del gas que transita a trav閟 de las infraestructuras a los usuarios de las mismas, que es atribuido a cada usuario a la entrada o salida del 醨ea de balance, con el prop髎ito de determinar su balance.

Servicio de balance.

La acci髇 as� definida en el punto 3.5 de la Circular 2/2015, de 22 de julio de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

SL- ATR.

Sistema Log韘tico de Acceso de Terceros a las Redes. Sistema de informaci髇 y comunicaci髇 entre los distintos sujetos del sistema gasista, que sirve de soporte a la gesti髇 del ciclo completo de gas: contrataci髇, programaciones y nominaciones, mediciones, repartos, balances y liquidaciones.

Verificaci髇.

Se entiende por verificaci髇 el conjunto de actividades por las que se comprueba que un instrumento o sistema de medida, sometido a control metrol骻ico legal, mantiene las caracter韘ticas metrol骻icas establecidas en la reglamentaci髇 espec韋ica aplicable, antes de finalizar el per韔do de tiempo que en 閟ta se encuentre establecido.

1.4 Definiciones relacionadas con la operaci髇 del sistema.

Capacidad contratada.

Es la capacidad que est� contratada por los usuarios del sistema.

Capacidad disponible.

Es la diferencia entre la capacidad 鷗il y la capacidad contratada.

Capacidad m韓ima de operaci髇.

Es aquella por debajo de la cual no puede utilizarse la instalaci髇 de forma continuada en el tiempo al no estar garantizada la fiabilidad y la seguridad operativa de los equipos y de la propia instalaci髇, as� como el cumplimiento de los requisitos medioambientales.

Capacidad nominal.

Es la capacidad m醲ima de una instalaci髇, que estar� autorizada por el organismo competente correspondiente. 蓅ta coincidir� con la capacidad de dise駉 utilizable en operaci髇 normal, sin incluir los equipos de emergencia o reserva, y sin considerar los posibles m醨genes operacionales y restricciones que puedan derivarse de las caracter韘ticas de las instalaciones a las que est� conectada.

Capacidad 鷗il de una instalaci髇.

Es la capacidad nominal menos la capacidad m韓ima de operaci髇 en caso esta 鷏tima de existir, excepto para el c醠culo de la capacidad de regasificaci髇. No obstante, es posible que esta capacidad 鷗il pueda verse reducida por otras limitaciones dependiendo de su integraci髇 en el conjunto del sistema.

Capacidades de inyecci髇 y extracci髇 de un almacenamiento subterr醤eo.

La capacidad de inyecci髇 y la capacidad de extracci髇 de un almacenamiento subterr醤eo son los caudales de gas natural que consigue vehicular la instalaci髇 cuando realiza las acciones de introducir gas en el almacenamiento subterr醤eo y de extraer gas del almacenamiento subterr醤eo, respectivamente.

Existencias 鷗iles de un almacenamiento subterr醤eo.

Volumen de gas contenido en la capacidad 鷗il del almacenamiento subterr醤eo. El gas 鷗il es la diferencia entre las existencias totales de gas contenidas en el almacenamiento y el gas colch髇.

Gas colch髇 de un almacenamiento subterr醤eo.

Volumen de gas contenido en el almacenamiento subterr醤eo que es necesario para poder extraer el gas a la presi髇 de dise駉 del gasoducto. Este gas es propiedad del titular de la instalaci髇.

Indisponibilidad de una instalaci髇.

Se define como indisponibilidad cualquier situaci髇 de limitaci髇 total o parcial en el funcionamiento de alguna instalaci髇 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.

Nivel de existencias en la red de transporte o line-pack.

Es la cantidad de gas almacenado en la red de transporte. Constituye un indicador que resume el equilibrio de presiones en los puntos de la red de transporte.

Presi髇 m醲ima de dise駉 de gasoductos.

Presi髇 m醲ima de trabajo para la que ha sido dise馻do un gasoducto.

Presiones relativas m韓imas de garant韆 en los puntos de conexi髇 de la red de transporte.

Presiones m韓imas garantizadas en condiciones normales de operaci髇 en los puntos de conexi髇 con redes de transporte existentes y de nueva construcci髇.

Presiones relativas m韓imas de garant韆 en los puntos de suministro de la red de distribuci髇.

Presiones m韓imas garantizadas en condiciones normales de operaci髇 en los puntos de suministro en las redes de distribuci髇 del gas natural.

Protocolo de medici髇.

Conjunto de procedimientos y especificaciones t閏nicas seg鷑 las cuales se realizan las medidas y an醠isis del gas, as� como, entre otros, los controles y confirmaci髇 metrol骻ica de las instalaciones de medici髇.

Nivel de llenado de gasoducto o valor de referencia de existencias en red de transporte.

Volumen de gas propiedad de los titulares de las redes de transporte definido en el protocolo de detalle PD-18 玃ar醡etros t閏nicos que determinan la operaci髇 normal de la red de transporte y la realizaci髇 de acciones de balance en el Punto Virtual de Balance (PVB) por el Gestor T閏nico del Sistema�.

Nivel m韓imo operativo de las plantas de regasificaci髇. Talones de planta.

Volumen de gas contenido en la capacidad m韓ima de operaci髇 de los tanques y que es propiedad del transportista titular de la planta.

Su valor depende de las caracter韘ticas constructivas de cada tanque y ser� acreditado por los titulares de las instalaciones en base a sus caracter韘ticas t閏nicas y a lo establecido en estas normas y sus protocolos de detalle.

Gas de operaci髇.

Gas natural necesario para el correcto funcionamiento de los equipos e instalaciones de transporte del sistema gasista (turbocompresores de estaciones de compresi髇, equipos y sistemas de Almacenamientos subterr醤eos, calderas, antorchas, vaporizadores de combusti髇 sumergida). Su determinaci髇 se realiza mediante equipos de medida instalados a tal fin.

1.5 Unidades de medida.

En las normas de gesti髇 t閏nica del sistema se consideran las siguientes unidades:

• – Unidad volum閠rica para GNL: m³ de GNL.
• – Unidad volum閠rica para gas natural: m³(n), en condiciones normales de presi髇 y temperatura.
• – La unidad energ閠ica ser� el kWh.
• – Las capacidades de entrada y salida se expresar醤 en kWh/h o kWh/d韆, en m³ de GNL/h, m³(n)/h, m³(n)/d韆 y millardos de m³(n)/a駉 (bcm/a駉);
• – La capacidad de almacenamiento se expresar� en kWh, m³(n), y la capacidad almacenada en kWh y en m³(n);
• – La unidad de presi髇 es el bar;
• – La unidad de temperatura es el 篊.

  Estas unidades ser醤 de uso obligatorio para efectuar programaciones, nominaciones, renominaciones, mediciones, repartos, balances y facturaci髇 entre agentes.

• – Unidad m韓ima en plataformas de negociaci髇 e intermediaci髇: 1 MWh

Esta unidad ser� la que se use para reflejar las transacciones de compra y venta, en el caso del mercado organizado y otras plataformas de negociaci髇, as� como de transacciones bilaterales en el caso de la plataforma MS-ATR.

1.6 Clasificaci髇 de buques metaneros.

A efectos de estas normas se consideran buques muy peque駉s (XS), aquellos cuya capacidad de transporte es inferior a 9.000 m³; peque駉s (S), cuya capacidad de transporte se encuentra entre 9.000 y 40.000 m³ de GNL; buques medianos (M), cuya capacidad de transporte se encuentra comprendida entre 40.000 y 75.000 m³ de GNL; buques grandes (L), cuya capacidad de transporte se encuentra comprendida entre 75.000 y 150.000 m³ de GNL; buques muy grandes (XL), cuya capacidad de transporte se encuentra comprendida entre 150.000 y 216.000 m³ de GNL; y buques extra grandes (XXL), cuya capacidad de transporte excede de 216.000 m³ de GNL.

ANEXO II

NGTS-02

Condiciones generales sobre el uso y la capacidad de las instalaciones del sistema gasista

2. Condiciones generales sobre el uso y la capacidad de las instalaciones del sistema gasista.

2.1 Condiciones generales de acceso a las instalaciones del sistema gasista.

Los usuarios podr醤 contratar capacidad 鷗il disponible en la Plataforma Telem醫ica 趎ica de Contrataci髇 de Capacidad seg鷑 establece el Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre de 2015, con los operadores de las instalaciones de regasificaci髇, transporte, distribuci髇 o almacenamiento sujetas al r間imen de acceso a terceros.

El acceso de los usuarios a las instalaciones del sistema gasista se realizar� conforme a lo dispuesto en el Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, que regula el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural.

La contrataci髇 de capacidad se realizar� mediante lo dispuesto en el Contrato Marco de acceso a las instalaciones del sistema gasista espa駉l establecido por la Resoluci髇 de 2 de agosto de 2016, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, a excepci髇 de la contrataci髇 de los servicios de acceso del punto de balance hacia o desde una conexi髇 por gasoducto con Europa, que disponen de su propio contrato de acceso.

2.2 Condiciones generales de recepci髇, entrega y calidad de gas.

Las normas de gesti髇 t閏nica del sistema o sus protocolos de detalle se establecer醤 los l韒ites de calidad en t閞minos de presi髇, temperatura, y otras caracter韘ticas del gas entregado y del que se debe entregar.

Las reglas, procedimientos o acuerdos recogidos en los manuales para la recepci髇, entrega y calidad de gas en los puntos del sistema gasista, cuando proceda, en los aspectos que no sean regulados por las normas de gesti髇 t閏nica del sistema y los protocolos de detalle, se regir醤 por las condiciones siguientes.

El gas introducido por los puntos de entrada del sistema gasista deber� cumplir con las especificaciones de calidad de gas natural que se determinen en estas normas o en sus protocolos de detalle.

El operador no tendr� la obligaci髇 de entregar al usuario en los puntos de salida exactamente las mismas caracter韘ticas de gas natural que dicho usuario haya introducido por los puntos de entrada, siempre que el gas cumpla con la especificaci髇 de calidad de gas natural establecida en las presentes normas de gesti髇 t閏nica del sistema o en sus protocolos de detalle, y se entregue la cantidad acordada en t閞minos de energ韆.

El gas introducido por los usuarios en el sistema gasista se mantendr� indiferenciado con el resto de gas que, en cada momento, se encuentre en las instalaciones de regasificaci髇, transporte o almacenamiento del sistema gasista.

Los operadores deber醤 informar al Gestor T閏nico del Sistema y a todos los operadores y usuarios afectados tan pronto como sea posible de cualquier deficiencia en la calidad del gas estimando la duraci髇 posible del incumplimiento y realizando las correcciones necesarias para que el gas cumpla con la especificaci髇.

Los puntos que se relacionan a continuaci髇 deber醤 contar con analizadores de composici髇, PCS, densidad y telemedida digital:

• – Puntos de descarga de buques en las plantas de regasificaci髇 de GNL (no es necesaria telemedida).
• – Puntos de carga de cisternas de GNL (no es necesaria telemedida).
• – Puntos de conexi髇 con almacenamientos subterr醤eos.
• – Puntos de conexi髇 con yacimiento nacional.
• – Puntos de conexi髇 de plantas de gas renovable a red de distribuci髇 y a red de transporte.
• – Puntos de conexi髇 con gasoductos internacionales.
• – En todos aquellos puntos que puedan alterar la composici髇 del gas, o que por su representatividad sean precisos para el adecuado c醠culo de composici髇.
• – Puntos de conexi髇 con planta de regasificaci髇 de GNL.

2.3 Requisitos generales de los procedimientos de comunicaci髇.

Los procedimientos de comunicaci髇 establecer醤 como m韓imo:

• – El intercambio de informaci髇 relativo al flujo del gas.
• – Comunicaci髇 de los planes de inspecci髇, reparaci髇, verificaci髇 y mantenimiento entre los sujetos que interact鷈n dentro del mismo punto o aquellos de distribuci髇 que afecten a los operadores a los que est閚 conectados aguas arriba.
• – Comunicaci髇 de actuaciones de mutua colaboraci髇 que eviten posibles indisponibilidades al sistema gasista.
• – Comunicaci髇 de programaciones.
• – Comunicaci髇 de nominaciones y renominaciones.
• – Comunicaci髇 de balances, existencias operativas y m韓imas de seguridad de los sujetos involucrados.
• – Comunicaci髇 del Gestor T閏nico del Sistema a los operadores para asegurar la correcta explotaci髇 del sistema gasista.
• – Comunicaci髇 de transacciones de gas y sujetos autorizados.
• – Comunicaciones de capacidad.
• – Comunicaciones de los mantenimientos de los sistemas inform醫icos de los agentes y el GTS que afecten a los procesos de negocio.

Siempre que sea posible, las comunicaciones entre los diferentes usuarios del sistema gasista, se gestionar醤 a trav閟 del SL-ATR.

2.4 Condiciones generales para la medici髇 y para la telemedida.

Las reglas o protocolos de medici髇 establecer醤 los requisitos m韓imos de los sistemas para la medici髇 y el an醠isis de la calidad del gas en cada caso.

Asimismo, establecer醤 los siguientes procedimientos y m閠odos est醤dares:

• – Procedimiento de c醠culo para medida y an醠isis.
• – Procedimiento en caso de anomal韆s en los equipos de medida o an醠isis.
• – Procedimiento de confirmaci髇 metrol骻ica de equipos de medida y an醠isis.
• – Procedimiento de precintado de equipos de medida y an醠isis.
• – Procedimiento para realizar las regularizaciones.
• – Procedimiento de mantenimiento de los equipos y sistemas de medici髇 y an醠isis.

Para los niveles de consumo que la legislaci髇 determine, ser� requisito imprescindible para efectuar la puesta en servicio de las instalaciones en los nuevos puntos de suministro disponer de un sistema de telemedida y las instalaciones auxiliares necesarias. En caso de no instalaci髇 o de falta de operatividad del mismo se aplicar� lo que al respecto establezca la legislaci髇.

2.5 Condiciones generales para el reparto.

Las reglas o protocolos de reparto establecer醤 el procedimiento a seguir para determinar en cada punto del sistema gasista las cantidades de gas asignadas a cada uno de los sujetos, en particular en los puntos compartidos.

2.6 Requisitos generales para la integraci髇 de nuevas instalaciones en el sistema.

Las nuevas instalaciones que se integren en el sistema gasista o que se conecten al mismo:

• – Deber醤 cumplir la normativa t閏nica vigente de construcci髇, puesta en marcha, operaci髇 y mantenimiento.
• – Ser醤 t閏nica y operativamente compatibles con las instalaciones de los operadores de otras instalaciones a las que est醤 conectadas las suyas.
• – Se mantendr醤 en buen estado de funcionamiento y ser醤 operadas de manera compatible con las instalaciones de los operadores de otras instalaciones a las que est醤 conectadas las suyas.
• – Ser醤 accesibles para el personal t閏nico de los operadores de otras instalaciones a las que est醤 conectadas las suyas seg鷑 los t閞minos acordados en los contratos y manuales de operaci髇.
• – Contar醤 en todo momento con la capacidad necesaria para cubrir adecuadamente los compromisos de servicio adquiridos.

2.7 Requisitos generales para el uso de las redes de transporte.

2.7.1 Nivel de llenado de los gasoductos o valor de referencia de existencias en red de transporte.

Los titulares de las infraestructuras aportar醤 una cantidad de gas de su propiedad con el objeto de constituir el nivel de llenado de gasoducto o valor de referencia de existencias de la red de transporte.

La cantidad aportada al nivel de llenado de gasoducto o valor de referencia de existencias no podr� ser utilizada por los titulares.

2.7.2 Mermas.

Los titulares de los puntos de entrada al sistema global de transporte retienen gas a los usuarios sobre la cantidad de entrada que les ha sido asignada en los repartos, en concepto de mermas (p閞didas y diferencias de medici髇), aplicando los coeficientes en vigor en cada uno de los d韆s del periodo de consumo.

2.7.3 Autoconsumos.

Los autoconsumos que se produzcan en las instalaciones ser醤 adquiridos por el operador o por el Gestor T閏nico del Sistema de acuerdo a lo establecido en la legislaci髇 vigente.

2.7.4 Presiones m韓imas de garant韆.

La red b醩ica de gasoductos de transporte debe dimensionarse de tal forma que se pueda mantener una presi髇 m韓ima de 40 bar.

Las presiones m韓imas en condiciones normales de operaci髇 en los puntos de conexi髇 con redes de transporte existentes y de nueva construcci髇 ser醤 las acordadas, de forma transparente y no discriminatoria, entre las partes en funci髇 de la ubicaci髇 del punto de conexi髇. En cualquier caso, el operador de la red de transporte informar�, de forma transparente y no discriminatoria, a los clientes con consumos superiores a 100 GWh/a駉 y al Gestor T閏nico del Sistema de los niveles de presi髇 que puede garantizar en las distintas zonas de red.

Con car醕ter general las presiones m韓imas garantizadas en los puntos de conexi髇 con redes de transporte existentes y de nueva construcci髇 ser醤 las siguientes:

• – Puntos de conexi髇 a gasoductos de transporte b醩ico, de l韓eas directas y de redes de distribuci髇 que tengan por objeto llevar el gas a un solo consumidor final: el valor m韓imo de la presi髇 se establece en 16 bar;
• – Puntos de conexi髇 a gasoductos de transporte b醩ico de otros gasoductos de transporte b醩ico o secundario:
  • – Si el punto de conexi髇 se encuentra situado dentro de una red mallada, el valor m韓imo de la presi髇 se establece en 40 bar;
  • – Si el punto de conexi髇 es en una red lineal a partir de una red mallada con un 鷑ico sentido de flujo, el valor m韓imo de la presi髇 se establece en 30 bar.
  • – Puntos de conexi髇 a gasoductos de transporte secundario: el valor m韓imo de la presi髇 se establece en 16 bar.

Cuando en alguna zona de la Red B醩ica, por incremento de los caudales transportados, se alcanzasen o se previese que se pueden alcanzar las presiones m韓imas establecidas en este apartado, se actuar� de la siguiente manera:

• – El transportista lo pondr� en conocimiento del Gestor T閏nico del Sistema;
• – El Gestor T閏nico del Sistema analizar� la situaci髇 y, en su caso, declarar� los gasoductos afectados como saturados, proponiendo las medidas correctoras necesarias que incluir醤 propuestas para la planificaci髇 obligatoria;
• – Se podr醤 aplicar medidas restrictivas a nuevas contrataciones o incrementos de las existentes;
• – En funci髇 de lo anterior, quedar� en suspenso la obligatoriedad de cumplir con las presiones m韓imas garantizadas en condiciones normales de operaci髇 hasta la entrada en servicio de las medidas correctoras propuestas.

2.8 Requisitos generales del uso de las redes de distribuci髇.

2.8.1 Mermas.

Los titulares de los puntos de entrada a las redes de distribuci髇 retendr醤 gas a los usuarios respecto a los consumos de sus clientes conectados a cada PCTD o PCDD sobre la cantidad que les ha sido asignada en los repartos, en concepto de p閞didas y diferencias de medici髇, aplicando los coeficientes en vigor en cada uno de los d韆s del periodo de consumo.

2.8.2 Presiones relativas m韓imas de garant韆.

Las presiones m韓imas en los puntos de suministro en las redes de distribuci髇 del gas natural, por debajo de las cuales se considerar� interrupci髇 de suministro, son las siguientes:

• – 18 mbar relativos si est醤 situados en una red de presi髇 no superior a 0,05 bar.
• – 50 mbar relativos si est醤 situados en una red de presi髇 superior a 0,05 bar y hasta 0,4 bar.
• – 0,4 bar relativos si est醤 situados en una red de presi髇 superior a 0,4 bar y hasta 4 bar.
• – 3 bar relativos si est醤 situados en una red de presi髇 superior a 4 bar y hasta 16 bar.
• – 16 bar relativos si est醤 situados en una red de presi髇 superior a 16 bar.

El operador de la red de distribuci髇 informar�, de forma transparente y no discriminatoria, a los clientes con consumos superiores a 100 GWh/a駉 y al Gestor T閏nico del Sistema de los niveles de presi髇 que puede garantizar en las distintas zonas de red.

En caso de que un usuario necesite presiones de suministro por encima de las establecidas en cada rango, se llegar� a acuerdos particulares entre las partes, sobre bases objetivas, transparentes y no discriminatorias.

2.9 Requisitos generales para la operaci髇 y el uso de las plantas de regasificaci髇 de GNL.

2.9.1 Nivel m韓imo operativo. Talones.

Volumen de gas contenido en la capacidad m韓ima de operaci髇 de los tanques y que es propiedad del transportista titular de la planta.

Los operadores de las plantas de regasificaci髇 aportar醤 una cantidad de GNL de su propiedad con el objeto de constituir el nivel m韓imo operativo (talones) de los tanques de GNL de la planta de regasificaci髇 La cantidad aportada al nivel m韓imo de llenado permanecer� inmovilizada en el seno de plantas, sin que los operadores puedan hacer uso de ella, salvo en el caso de que la planta se vea obligada a quemar, ventear o inyectar ese gas por razones operativas, al encontrarse con un nivel de GNL en sus tanques igual al valor de sus talones.

2.9.2 Mermas

Los titulares de las plantas aplicar醤 los siguientes criterios:

• – Entradas: en las plantas donde se produzcan las descargas f韘icas, el titular de la planta de regasificaci髇 contabilizar� como merma retenida al usuario la cantidad de gas derivada de la aplicaci髇 de los coeficientes en vigor en cada uno de los d韆s del periodo de consumo.
• – Salidas (carga de buques, puesta en gas o 玤assing up� y enfriamiento o 玞ool down�): en las plantas donde se produzcan estas operaciones f韘icas, el titular de la planta de regasificaci髇 contabilizar� como mermas retenidas al usuario las mermas reales registradas durante la operaci髇.

2.9.3 Autoconsumos.

Los autoconsumos que se produzcan en las instalaciones ser醤 adquiridos de acuerdo a lo establecido en la legislaci髇 vigente.

2.9.4 Requisitos de la carga y descarga de buques.

2.9.4.1 Informaci髇 requerida para la contrataci髇 del servicio de carga o descarga de buques.

Los operadores de plantas de regasificaci髇 de GNL proporcionar醤 la siguiente informaci髇 al usuario que lo solicite con anterioridad a la realizaci髇 del contrato correspondiente:

• – Caracter韘ticas espec韋icas de puertos, atraques y brazos de descarga;
• – Otras informaciones que el usuario deba conocer.

Las capacidades disponibles de los servicios disponibles asociados a las Plantas de Regasificaci髇 (carga, descarga, almacenamiento, regasificaci髇, y cualquier otro que est� definida en la normativa), podr醤 ser consultadas y deber醤 ser contratadas en la Plataforma Telem醫ica 趎ica de Solicitud y Contrataci髇 de Capacidad.

2.9.4.2 Requisitos de carga o descarga de buques metaneros.

La comprobaci髇 de compatibilidades entre barcos y puertos, brazos y amarres para cada planta de regasificaci髇 de GNL, teniendo en cuenta sus caracter韘ticas respectivas, conducir� a un acuerdo contractual que otorgue el derecho de acceso del buque a la descarga de GNL en la planta considerada.

Aun as�, la primera vez que un buque vaya a realizar cualquier servicio que se preste en una terminal de una planta de regasificaci髇 de GNL, deber� ser cualificado para este prop髎ito por el titular de la planta mediante un procedimiento de compatibilidad, de acuerdo con el correspondiente protocolo de detalle.

El titular de la instalaci髇 ser� responsable de la emisi髇 de un certificado de compatibilidad para cada nuevo barco que vaya a realizar cualquier servicio que se preste por primera vez en una terminal e informar� al Gestor T閏nico del Sistema, al menos, 48 horas antes de que se empiece a efectuar la primera operaci髇. El Gestor T閏nico del Sistema publicar� un listado de los buques compatibles en la Web a disposici髇 de todas las plantas de regasificaci髇 de GNL y comercializadores. Asimismo, deber醤 realizarse inspecciones peri骴icas o ante modificaciones declaradas en buque o terminal para comprobar que se mantiene la compatibilidad de descarga.

Se seguir� el Procedimiento de Descarga Segura de Buques (玈hip-Shore Safety Procedure�) establecido por la 獻nternational Maritime Organization�, o una norma equivalente de reconocido prestigio internacional.

La contrataci髇 del servicio de carga de GNL en buque, 玤assing up� o 玝unkering� s髄o ser� posible siempre y cuando esas actividades no interfieran con las operaciones relacionadas con el suministro de gas en el sistema.

Todos los aspectos recogidos en este apartado, se desarrollar醤 en el correspondiente protocolo de detalle.

2.9.5 Requisitos de carga de cisternas de Gas Natural Licuado (GNL).

El transporte y manipulaci髇 del GNL en cisternas, as� como las relaciones entre los sujetos intervinientes, deber醤 cumplir la legislaci髇 vigente.

El cargador denegar� la carga en caso de no disponer el transportista de cisternas del pedido declarado viable por el cargador y debidamente autorizado por el expedidor, as� como en el caso de no acreditarse debida y fehacientemente que, tanto conductor como veh韈ulo, disponen de los permisos y autorizaciones necesarios para poder efectuar el transporte previsto, conforme a la normativa aplicable para el transporte de mercanc韆s peligrosas por carretera.

Antes de la primera entrega de GNL a una nueva planta sat閘ite, el titular de la misma deber� entregar, en forma y plazo, toda la documentaci髇 establecida en el apartado 4 del protocolo de detalle PD-12 獿og韘tica de cisternas de GNL�.

Cuando una cisterna retorna a realizar una nueva carga, el Cargador requerir� al transportista de cisternas la documentaci髇 establecida en la reglamentaci髇 vigente y no vencida en plazo, con el albar醤 de retorno debidamente firmado y sellado, identificando que transporta GNL y especificando si la cisterna est� o no inertizada. Asimismo, solicitar� al transportista de cisternas, antes del inicio de cada carga, mediante el pedido, el/los destino/s de la carga (identificaci髇 y ubicaci髇 de la planta sat閘ite). Sin dicha documentaci髇 no se podr� realizar la operaci髇.

El cargador entregar� al transportista de cisternas, para cada carga:

• – Albar醤 de entrega de GNL, donde se especifica el peso y calidad de gas entregado, cargador, destinatario, datos del transportista y hora de salida de la planta.
• – Carta de Porte, firmada entre el transportista de cisternas y el expedidor.
• – Lista de comprobaci髇, firmada entre el transportista de cisternas y el cargador.

2.10 Requisitos generales de uso de los almacenamientos subterr醤eos.

Los usuarios tendr醤 el derecho de acceso a la capacidad de almacenamiento, de inyecci髇 y extracci髇 de estas instalaciones de acuerdo a la normativa vigente.

2.10.1 Nivel m韓imo operativo. Gas colch髇.

Los titulares de las infraestructuras aportar醤 una cantidad de gas de su propiedad con el objeto de constituir el nivel m韓imo operativo de los almacenamientos.

La cantidad aportada al nivel operativo de llenado, permanecer� inmovilizada en el seno del almacenamiento, sin que los titulares puedan hacer uso de ella.

2.11 Principios para el c醠culo de la capacidad de las instalaciones.

Las capacidades de las instalaciones se calcular醤 de acuerdo con lo recogido en el protocolo de detalle PD-10 獵醠culo de la Capacidad de las Instalaciones del Sistema Gasista�.

Asimismo, dado su car醕ter fundamental, los titulares de las instalaciones deber醤 publicar las capacidades nominales de sus instalaciones con el detalle y alcance recogido en el citado protocolo, para que de esta forma se garantice que todos los sujetos con derecho de acceso a las instalaciones gasistas disponen de una misma informaci髇, uniforme y suficiente, que posibilite una eficaz toma de decisiones en el ejercicio de su derecho acceso de terceros.

La capacidad disponible para ser contratada se calcular� y publicar� autom醫icamente en la Plataforma Telem醫ica 趎ica de Solicitud y Contrataci髇 de Capacidad gestionada por el Gestor T閏nico del Sistema, y cubrir� todos los horizontes temporales, facilitando de esta forma la toma de decisiones de contrataci髇 de los usuarios en tiempo real.

2.12 Indisponibilidades en instalaciones de transporte.

En caso de indisponibilidad de una instalaci髇 de transporte, el operador de dicha instalaci髇 deber� comunicar a los usuarios con capacidades contratadas en la misma, al Gestor T閏nico del Sistema y a los titulares de instalaciones conectadas a la suya cu醠 es su capacidad disponible mientras dure dicha situaci髇. Al objeto de minimizar su repercusi髇, las indisponibilidades se comunicar醤 con la m醲ima antelaci髇 posible. En todos los casos el titular de la instalaci髇 indisponible realizar� todos los esfuerzos a su alcance para reducir al m韓imo la duraci髇 de la misma y sus efectos sobre la normal prestaci髇 del servicio.

En caso de que, como consecuencia de la indisponibilidad planteada, se redujese la capacidad de suministro a los usuarios finales, la capacidad remanente se repartir�, en coordinaci髇 y supervisi髇 del Gestor T閏nico del Sistema, entre los usuarios afectados conforme a criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios.

2.13 Indisponibilidades en instalaciones de distribuci髇.

En caso de indisponibilidad de una instalaci髇 de distribuci髇, el operador de dicha instalaci髇 comunicar� a los usuarios con capacidades contratadas con 閘, al Gestor T閏nico del Sistema y a los titulares de instalaciones conectadas a la suya cu醠 es su capacidad disponible mientras dure dicha situaci髇. Al objeto de minimizar su repercusi髇, las indisponibilidades se comunicar醤 con la m醲ima antelaci髇 posible. En todos los casos el titular de la instalaci髇 indisponible realizar� todos los esfuerzos a su alcance para reducir al m醲imo la duraci髇 de la misma y sus efectos sobre la normal prestaci髇 del servicio.

En caso de que, como consecuencia de la indisponibilidad planteada, se redujese la capacidad de suministro a los usuarios finales, la capacidad remanente se repartir�, si procede, entre los usuarios afectados conforme a criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios.

2.14 Indisponibilidades en plantas de regasificaci髇 de GNL.

Los operadores de las plantas de regasificaci髇 informar醤 al Gestor T閏nico del Sistema y a los sujetos con contratos de acceso en vigor de cualquier modificaci髇 o cambio en curso o previsto que afecte, o pueda afectar, a las caracter韘ticas o a la operatividad de estas plantas.

2.15 Indisponibilidades en almacenamientos subterr醤eos.

Los operadores de los almacenamientos subterr醤eos informar醤 al Gestor T閏nico del Sistema y a los sujetos con contratos de acceso en vigor de cualquier modificaci髇 o cambio en curso o previsto que afecte, o pueda afectar, a las caracter韘ticas o a la operatividad de estas infraestructuras.

2.16 Transparencia de las condiciones de acceso a la red de transporte.

El Gestor T閏nico del Sistema y los operadores de las instalaciones deber醤 publicar en sus p醙inas web, la parte que afecte a los usuarios de todos aquellos acuerdos, manuales, modelos de contrato o procedimientos que complementen lo regulado en estas normas de gesti髇 t閏nica del sistema o en sus protocolos de detalle, as� como cualquier informaci髇 necesaria para garantizar la transparencia en la gesti髇 t閏nica del sistema.

Ninguno de los contenidos de los acuerdos suscritos entre los sujetos del sistema podr� ir en contra de lo establecido en la legislaci髇 vigente.

El Gestor T閏nico del Sistema y los titulares de las instalaciones de regasificaci髇, almacenamiento y transporte publicar醤 diariamente la capacidad contratada, reservada y disponible en cada una de estas instalaciones.

ANEXO III

Protocolo de detalle

PD-02

Procedimiento de reparto en puntos de conexi髇 transporte-distribuci髇 (PCTD) y puntos de conexi髇 distribuci髇-distribuci髇 (PCDD)

[…]

1.5 Env韔 de la informaci髇 del reparto diario provisional.

El reparto diario se enviar� por el distribuidor al SL-ATR con el detalle que se indica a continuaci髇, por PCTD/PCDD, comercializador y cliente directo a mercado, y d韆:

• • C骴igo distribuidora: seg鷑 codificaci髇 SL-ATR.
• • C骴igo comercializadora: seg鷑 codificaci髇 SL-ATR.
• • Fecha de gas.
• • C骴igo PCTD/PCDD: seg鷑 codificaci髇 SL-ATR.
• • Revisado: S/N.
• • Emisi髇 global a repartir por PCTD/PCDD.
• • Saldo de Mermas por PCTD/PCDD (total y asignado al usuario correspondiente) y su porcentaje sobre el total de emisi髇.
• • Valor agregado de consumos con telemedida disponible (total y asignado al usuario correspondiente).
• • Valor agregado de consumos telemedidos no disponibles y por tanto estimados (total y asignado al usuario correspondiente).
• • Valor agregado de consumos no telemedidos estimados Tipo 1 (total y asignado al usuario correspondiente), distinguiendo entre consumos con peaje 3.4 y consumos con peaje distinto al peaje 3.4.
• • Valor agregado de consumos no telemedidos estimados Tipo 2 (total y asignado al usuario correspondiente).
• • Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponder韆n a los consumos asignados.
• • Valor agregado de Revisi髇 GTS (total y asignado al usuario correspondiente).
• • Valor agregado del Reparto diario provisional incluyendo saldo de mermas y revisi髇 GTS (total y asignado al usuario correspondiente).

Toda la informaci髇 para que los datos y c醠culos relativos al reparto diario provisional sean trazables por el usuario estar� disponible en el SL-ATR.

El distribuidor mantendr� disponible en el SCTD para cada comercializador un inventario del n鷐ero de clientes desglosado por punto de conexi髇 (PCTD/PCDD), peaje y zona clim醫ica. Concretamente, cada d韆 pondr� a disposici髇 de los usuarios:

Para los clientes Tipo 1:

• • C骴igo Distribuidora: seg鷑 codificaci髇 SL-ATR.
• • C骴igo Comercializadora: seg鷑 codificaci髇 SL-ATR.
• • C骴igo PCTD: seg鷑 codificaci髇 SL-ATR.
• • Fecha de Reparto.
• • CUPS.
• • Consumo diario en kWh.
• • Tipo de Consumo: Real, Estimado, Estimado Comercializador; No Telemedido.
• • Fecha y hora de publicaci髇.

Para los clientes Tipo 2:

• • C骴igo Distribuidora: seg鷑 codificaci髇 SL-ATR.
• • C骴igo Comercializadora: seg鷑 codificaci髇 SL-ATR.
• • Fecha de Reparto.
• • C骴igo PCTD: seg鷑 codificaci髇 SL-ATR.
• • Grupo de Peaje: seg鷑 codificaci髇 SL-ATR.
• • N鷐ero de consumidores.
• • Consumo diario en kWh.
• • Fecha y hora de publicaci髇.

Esta informaci髇 se publicar� para todos los PCTD/PCDD en los que el usuario tenga puntos de suministro de cada una de las tipolog韆s. Adem醩 del dato asociado a cada usuario se aportar� a 閟tos el n鷐ero total de clientes por peaje correspondiente a cada punto de conexi髇.

En caso de disconformidad por parte de un usuario respecto al reparto agrupado de sus clientes de Tipo 2, el distribuidor estar� obligado a remitir la informaci髇 utilizada para realizar el c醠culo.

[…]

ANEXO IV

Protocolo de detalle

PD-17

Provisi髇 de informaci髇 sobre el balance de gas en las redes de transporte

1. Objeto.

El presente protocolo de detalle establece los flujos de informaci髇 entre los diferentes sujetos del sistema gasista con el fin de dar cumplimiento al apartado decimosexto, 獻nformaci髇 a facilitar a los usuarios� de la Circular 2/2015 de 22 de julio, de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

2. Entidad encargada de las previsiones.

El Gestor T閏nico del Sistema ser� el encargado de proporcionar a los usuarios la mejor informaci髇 disponible que exista en relaci髇 con su balance, antes del d韆 de gas, durante el d韆 de gas y despu閟 del d韆 de gas. Toda la informaci髇 respecto al balance de los usuarios se proporcionar� a trav閟 del Sistema Log韘tico de Acceso a Terceros a la Red (SL-ATR) del Gestor T閏nico del Sistema. Los distribuidores y transportistas ser醤 los responsables de realizar la previsi髇 diaria e intradiaria de las salidas del sistema gasista de transporte y distribuci髇 telemedidas y no telemedidas por comercializador y punto de conexi髇.

3. 羗bito de aplicaci髇.

Este protocolo es de aplicaci髇 para todos aquellos sujetos que intervienen en el sistema gasista y que est醤 obligados, seg鷑 establece la citada circular, bien a facilitar informaci髇 a otros sujetos, o bien a ser receptores de dicha informaci髇. Por tanto, este protocolo es de aplicaci髇 a:

• – Usuarios (comercializadores y consumidores directos en mercado).
• – Distribuidores.
• – Transportistas.
• – GTS.

4. Flujos de comunicaci髇 en el d韆 玠� para el d韆 de gas 玠+1�.

Se definen los siguientes flujos de comunicaci髇 en el d韆 玠� de informaci髇 del d韆 de gas 玠+1�:

• – Antes de las 10:00h, el GTS pondr� a disposici髇 del sector, a trav閟 del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas clim醫icas correspondientes al d韆 de gas 玠+1�, seg鷑 el algoritmo de c醠culo establecido en el protocolo de detalle PD-02, con la mejor previsi髇 de temperaturas enviadas por la Agencia Estatal de Meteorolog韆 (AEMET).
• – Antes de las 10:00h, el GTS pondr� a disposici髇 del sector la previsi髇 de demanda global del Sistema para el d韆 de gas 玠+1�.
• – Antes de las 12:00h, los distribuidores enviar醤, al SL-ATR, la previsi髇 de demanda, en kWh/d韆, para el d韆 de gas 玠+1�, con desglose de consumo telemedido y no telemedido, de los consumidores suministrados en sus redes, por usuario y punto de conexi髇 transporte-distribuci髇 (PCTD) o punto de conexi髇 distribuci髇-distribuci髇 (PCDD). El algoritmo de c醠culo de esta previsi髇 ser� el definido en el protocolo de detalle PD-02. Igualmente, antes de las 12h, los transportistas enviar醤 al SL-ATR, la previsi髇 de demanda de sus salidas por punto de conexi髇 por l韓ea directa (PCLD) para el d韆 玠+1� por usuario.
• – Antes de las 13:00h, el GTS pondr� a disposici髇 del sector una actualizaci髇 de la previsi髇 de demanda global del sistema para el d韆 de gas 玠+1�.
• – Antes de las 13:00h, el GTS pondr� a disposici髇, a trav閟 del SL-ATR, la previsi髇 de demanda, en kWh/d韆, previamente enviada por distribuidores y transportistas al SL-ATR, para el d韆 de gas 玠+1� con desglose de consumo telemedido y no telemedido, para cada usuario y punto de conexi髇 (PCTD, PCDD y PCLD).

El modelo de red de los puntos de conexi髇 PCTD/PCDD y PCLD empleado para la provisi髇 de informaci髇 detallada en el presente protocolo, ser� el modelo de red utilizado para la elaboraci髇 de los repartos diarios provisionales definidos en el protocolo de detalle PD-02.

5. Flujos de comunicaci髇 en el d韆 玠� para el d韆 de gas 玠� (intradiarios).

Se definen los siguientes flujos de comunicaci髇 en el d韆 玠� para el propio d韆 de gas 玠�:

• – Antes de las 10:00h, el GTS pondr� a disposici髇 de los distribuidores, a trav閟 del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas clim醫icas, definidas en el PD-02, correspondientes al d韆 de gas 玠�, seg鷑 el algoritmo de c醠culo establecido en el mencionado protocolo.
• – Antes de las 10:00h, el GTS pondr� a disposici髇 del sector la previsi髇 de demanda global del Sistema para el propio d韆 de gas 玠�.
• – Antes de las 13:30h, los distribuidores y transportistas enviar醤 al SL-ATR la siguiente informaci髇:
  • a) La estimaci髇 actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh/d韆, para el total del d韆 de gas 玠� por usuario y punto de conexi髇 (PCTD y PCDD). El algoritmo de c醠culo de la previsi髇 en distribuci髇 ser� el vigente seg鷑 lo definido en el protocolo de detalle PD-02. La informaci髇 de estimaci髇 de los consumos no telemedidos ser� facilitada con el mismo nivel de desagregaci髇 (no telemedido Tipo 1 con peaje 3.4, no telemedido Tipo 1 con peaje distinto al peaje 3.4 y Tipo 2) que el reparto diario provisional.
  • b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh, acumulado desde el inicio del d韆 de gas 玠� hasta las 11:00h del propio d韆 de gas (acumulado 5 horas), de aquellas salidas con telemedida desglosadas por usuario y punto de conexi髇 (PCTD, PCDD y PCLD). Adicionalmente, se facilitar� un desglose de esta informaci髇 por c骴igo universal de punto de suministro (CUPS). En el caso de no disponer de la telemedida, el distribuidor o transportista enviar醤 un valor de sustituci髇, empleando el algoritmo de c醠culo vigente seg鷑 lo definido en el PD-02 indicando, en cada caso, que dicho valor es estimado. Dado que el citado protocolo PD-02 define la metodolog韆 para el c醠culo de las estimaciones con car醕ter diario, el valor de sustituci髇 se calcular� mediante prorrateo lineal de las horas acumuladas.
  • c) La emisi髇 acumulada desde el inicio del d韆 de gas 玠�, en kWh, hasta las 11:00h del propio d韆 de gas (acumulada 5 horas) en los puntos de conexi髇 PCTD, PCDD y PPBD.
• – Antes de las 14:00h, el GTS pondr� a disposici髇 de los usuarios, a trav閟 del SL-ATR, la siguiente informaci髇 previamente enviada por distribuidores y transportistas al SL-ATR:
  • a) La estimaci髇 actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados, en kWh/d韆, para el total del d韆 de gas 玠� para cada usuario desglosada por punto de conexi髇 (PCTD y PCDD). La informaci髇 de estimaci髇 de los consumos no telemedidos ser� facilitada con el mismo nivel de desagregaci髇 (no telemedido Tipo 1 con peaje 3.4, no telemedido Tipo 1 con peaje distinto al peaje 3.4 y Tipo 2) que el reparto diario provisional.
  • b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados por el usuario, en kWh, acumulado desde el inicio del d韆 de gas 玠� hasta las 11:00h del propio d韆 de gas (acumulado 5 horas) de las salidas con telemedida por usuario y punto de conexi髇 (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado. Esta informaci髇 se facilitar� por CUPS, indicando en cada caso si el consumo es real o estimado.
  • c) El consumo total telemedido, en kWh, acumulado desde el inicio del d韆 de gas 玠� hasta las 11:00h del propio d韆 de gas (acumulado 5 horas) de las salidas con telemedida por punto de conexi髇 (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado.
  • d) La emisi髇 acumulada desde el inicio del d韆 de gas 玠�, en kWh, hasta las 11:00h del propio d韆 de gas (acumulada 5 horas) en los puntos de conexi髇 PCTD, PCDD y PPBD. Esta informaci髇 se pondr� tambi閚 a disposici髇 de transportistas y distribuidores para aquellos puntos de conexi髇 que les afecten.
• – Antes de las 14:00h, adicionalmente, el GTS pondr� a disposici髇 de los usuarios, a trav閟 del SL-ATR, el gas introducido hasta el momento en cada punto de entrada al conjunto de la red de transporte y distribuci髇 que corresponde a cada usuario, en kWh.
• – Antes de las 17:00h, el GTS pondr� a disposici髇 del sector la previsi髇 actualizada de demanda global del Sistema para el propio d韆 de gas 玠�.
• – Antes de las 17:00h, el GTS pondr� a disposici髇 del sector, a trav閟 del SL-ATR, una actualizaci髇 de los coeficientes de temperatura de las zonas clim醫icas, definidas en el PD-02, correspondientes al d韆 de gas 玠�, seg鷑 el algoritmo de c醠culo establecido en el mencionado protocolo de detalle.
• – Antes de las 20:30h, los distribuidores y transportistas enviar醤 al SL-ATR la siguiente informaci髇:
  • a) La estimaci髇 actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh/d韆, para el total del d韆 de gas 玠� por usuario y punto de conexi髇 (PCTD y PCDD). El algoritmo de c醠culo de la previsi髇 en distribuci髇 ser� el vigente seg鷑 lo definido en el protocolo de detalle PD-02. La informaci髇 de estimaci髇 de los consumos no telemedidos ser� facilitada con el mismo nivel de desagregaci髇 (no telemedido Tipo 1 con peaje 3.4, no telemedido Tipo 1 con peaje distinto al peaje 3.4 y Tipo 2) que el reparto diario provisional.
  • b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh, acumulado desde el inicio del d韆 de gas 玠� hasta las 18:00h del propio d韆 de gas (acumulado 12 horas) de aquellas salidas con telemedida desglosada por usuario y punto de conexi髇 (PCTD, PCDD y PCLD). Adicionalmente, se facilitar� un desglose de esta informaci髇 por c骴igo universal de punto de suministro (CUPS). En el caso de no disponer de la telemedida, el distribuidor o transportista enviar醤 un valor de sustituci髇 empleando el algoritmo de c醠culo vigente seg鷑 lo definido en el PD-02 e indicando, en cada caso, que dicho valor es estimado. Dado que el citado protocolo PD-02 define la metodolog韆 para el c醠culo de las estimaciones con car醕ter diario, el valor de sustituci髇 se calcular� mediante prorrateo lineal de las horas acumuladas.
  • c) La emisi髇 acumulada desde el inicio del d韆 de gas 玠�, en kWh, hasta las 18:00h del propio d韆 de gas (acumulada 12 horas) en los puntos de conexi髇 PCTD, PCDD y PPBD.
• – Antes de las 21:00h el GTS pondr� a disposici髇 de los usuarios, a trav閟 del SL-ATR, la siguiente informaci髇 previamente enviada por los distribuidores y transportistas al SL-ATR:
  • a) La estimaci髇 actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados, en kWh/d韆, para el total del d韆 de gas 玠� para cada usuario desglosada por punto de conexi髇 (PCTD y PCDD). La informaci髇 de estimaci髇 de los consumos no telemedidos ser� facilitada con el mismo nivel de desagregaci髇 (no telemedido Tipo 1 con peaje 3.4, no telemedido Tipo 1 con peaje distinto al peaje 3.4 y Tipo 2) que el reparto diario provisional.
  • b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados poe el usuario, en kWh, acumulado desde el inicio del d韆 de gas 玠� hasta las 18:00h del propio d韆 de gas (acumulado 12 horas) de las salidas con telemedida por usuario y punto de conexi髇 (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado. Esta informaci髇 se facilitar� por CUPS as� desglosada, indicando en cada caso si el consumo es real o estimado.
  • c) El consumo total telemedido, en kWh, acumulado desde el inicio del d韆 de gas 玠� hasta las 18:00h del propio d韆 de gas (acumulado 12 horas) de las salidas con telemedida por punto de conexi髇 (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado.
  • d) La emisi髇 acumulada desde el inicio del d韆 de gas 玠�, en kWh, hasta las 18:00h del propio d韆 de gas (acumulada 12 horas) en los puntos de conexi髇 PCTD, PCDD y PPBD. Esta informaci髇 se pondr� tambi閚 a disposici髇 de transportistas y distribuidores para aquellos puntos de conexi髇 que les afecten.
• – Antes de las 21:00h, adicionalmente, el GTS pondr� a disposici髇 de los usuarios, a trav閟 del SL-ATR, el gas introducido hasta el momento en cada punto de entrada al conjunto de la red de transporte y distribuci髇 correspondiente a cada usuario, en kWh.

El modelo de red de los puntos de conexi髇 PCTD/PCDD y PCLD empleado para la provisi髇 de informaci髇 detallada en el presente protocolo, ser� el modelo de red utilizado para la elaboraci髇 de los repartos diarios provisionales definidos en el protocolo de detalle PD-02.

6. Indicadores.

Los indicadores de calidad que permiten verificar la correcta aplicaci髇 de los algoritmos de c醠culo requeridos en este Protocolo, as� como el cumplimiento de los tiempos de env韔 de la informaci髇 por parte de distribuidores, transportistas y GTS, se encuentran definidos en el Anexo.

ANEXO V

Anexo 獻ndicadores de calidad y de cumplimiento de los tiempos de comunicaci髇 de la informaci髇� al protocolo de detalle PD-17

En lo que sigue, se denominar� 玠� al d韆 de gas, 玠-1� al d韆 anterior al d韆 de gas y 玠+1� al d韆 posterior al d韆 de gas.

1. Indicadores relativos al cumplimiento del plazo de la provisi髇 de informaci髇.

Se definen los siguientes indicadores relativos al cumplimiento de los plazos en la provisi髇 de informaci髇, medidos en porcentaje y calculados como n鷐ero de provisiones de informaci髇 respecto al n鷐ero que debe realizar en el a駉 natural cada agente:

• • PG: porcentaje de ocasiones durante el a駉 en las que el Gestor T閏nico del Sistema no ha puesto a disposici髇 de los usuarios, a trav閟 del SL-ATR, la previsi髇 de demanda global del sistema, la publicaci髇 de la informaci髇 previamente enviada por transportistas, gestores de red y distribuidores, junto con la informaci髇 relativa a los coeficientes de temperatura de las zonas clim醫icas, tanto en el d韆 de gas 玠-1� como para el propio d韆 de gas 玠�.
• • PD: porcentaje de ocasiones durante el a駉 natural en las que cada distribuidor no ha puesto a disposici髇 de los usuarios, a trav閟 del SL-ATR, la informaci髇 establecida en este protocolo de detalle, tanto en el d韆 de gas 玠-1� como para el propio d韆 de gas 玠�.
• • PT: porcentaje de ocasiones durante el a駉 natural en las que cada transportista o gestor de red no ha puesto a disposici髇 de los usuarios, a trav閟 del SL-ATR, la informaci髇 establecida en este protocolo de detalle, tanto en el d韆 de gas 玠-1� como para el propio d韆 de gas 玠�.

A estos efectos, se considerar� como incumplimiento no proporcionar a los usuarios la informaci髇 requerida o su puesta a disposici髇 sin contar con el nivel de detalle requerido en este protocolo de detalle.

2. Indicadores relativos a la calidad de la informaci髇 enviada.

Los indicadores que comparan la informaci髇 diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto provisional 玠+1� se calcular醤 diariamente.

Los indicadores que comparan la informaci髇 diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto final provisional 玬+3� se calcular醤 mensualmente para cada d韆 del mes 玬�.

Se definen a continuaci髇 los siguientes indicadores para el control de la calidad de la informaci髇 diaria e intradiaria aportada.

2.1 Indicadores de emisi髇.

Se define el indicador AHTD1 como el porcentaje de d韆s del a駉 en los que la emisi髇 en cada PCTD o PCDD enviada al SL-ATR en el d韆 de gas 玠� por el transportista, gestor de red o distribuidor responsable de la misma es incoherente, es decir:

• • La emisi髇 informada en el env韔 de las 13:30 h es superior a la emisi髇 informada en el env韔 de las 20:30 h o,
• • La emisi髇 informada en el env韔 de las 20:30 h es superior a la emisi髇 diaria informada en el proceso de reparto diario provisional 玠+1�.

Adicionalmente, los transportistas, gestores de red y distribuidores informar醤 a trav閟 del SL-ATR de aquellos casos en los que el valor de la emisi髇 acumulada para el d韆 de gas 玠� en los env韔s de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de los PCTDs o PCDDs de los que son responsables de la medida 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.

2.2 Indicadores de consumos.

2.2.1 Consumos no telemedidos.

Para cada usuario y cada distribuidor se calcular醤 los siguientes indicadores:

• • AH0a: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda no telemedida del usuario para el d韆 玠� informada por el distribuidor a trav閟 del SL稟TR en el d韆 玠-1� para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos provisionales 玠+1� en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.
• • AH0b: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda no telemedida del usuario para el d韆 玠� informada por el distribuidor a trav閟 del SL-ATR antes de las 13:30 h en el d韆 玠� para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos provisjonales 玠+1� en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.
• • AH0c: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda no telemedida del usuario para el d韆 玠� informada por el distribuidor a trav閟 del SL-ATR antes de las 20:30 h en el d韆 玠� para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos provisionales 玠+1� en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.
• • AH1a: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda no telemedida del usuario para el d韆 玠� informada por el distribuidor a trav閟 del SL-ATR en el d韆 玠-1� para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos finales provisionales 玬+3� en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.
• • AH1b: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda no telemedida del usuario para el d韆 玠� informada por el distribuidor a trav閟 del SL-ATR antes de las 13:30 h en el d韆 玠� para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos finales provisionales 玬+3� en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.
• • AH1c: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda no telemedida del usuario para el d韆 籨� informada por el distribuidor a trav閟 del SL-ATR antes de las 20:30 h del d韆 玠� para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos diarios finales provisionales definitivos 玬+3� en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

2.2.2 Consumos telemedidos.

Para cada usuario y cada distribuidor se calcular� el siguiente indicador:

• • AHD: desviaci髇 diaria existente entre la demanda de consumo telemedido estimada del usuario para el d韆 玠� informada por el distribuidor a trav閟 del SL-ATR en el d韆 玠-1� para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos provisionales 玠+1� en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

Para cada usuario y cada trasportista se calcular� el siguiente indicador:

• • AHT: desviaci髇 diaria existente entre la demanda de consumo telemedido estimada del usuario para el d韆 玠� informada por el transportista a trav閟 del SL-ATR en el d韆 玠-1� para el conjunto de sus PCLDs y la demanda telemedida del usuario informada por el transportista en el proceso de repartos provisionales 玠+1� en el conjunto de sus PCLDs.

Asimismo, los transportistas y gestores de red informar醤 a los usuarios afectados y al GTS de aquellos casos en los que el valor del consumo telemedido acumulado para el d韆 de gas 玠� en los env韔s de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de sus PCLDs proceda de un dato estimado.

2.2.3 Consumo total.

Para cada usuario se calcular醤 los siguientes indicadores:

• • AT0a: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda total del usuario para el d韆 玠� informada por los distribuidores y transportistas a trav閟 del SL-ATR en el d韆 玠-1� para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en el proceso de repartos provisionales 玠+1� en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.
• • AT0b: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda total del usuario para el d韆 玠� informada por los distribuidores y transportistas a trav閟 del SL-ATR antes de las 13:30 h en el d韆 玠� para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en el proceso de repartos provisionales 玠+1� en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.
• • AT0c: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda total del usuario para el d韆 玠� informada por los distribuidores y transportistas a trav閟 del SL-ATR antes de las 20:30 h en el d韆 玠� para el conjunto de PCTDs y PCDDs, y PCLDs y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en el proceso de repartos provisionales 玠+1� en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.
• • AT1a: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda total del usuario para el d韆 玠� informada por los distribuidores y transportistas a trav閟 del SL-ATR en el d韆 玠-1� para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en el proceso de repartos finales provisionales 玬+3� en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.
• • AT1b: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda total del usuario para el d韆 玠� informada por los distribuidores y transportistas a trav閟 del SL-ATR antes de las 13.30 h en el d韆 玠� para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en al proceso de repartos finales provisionales 玬+3� en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.
• • AT1c: desviaci髇 diaria existente entre la estimaci髇 de la demanda total del usuario para el d韆 玠� informada por los distribuidores y transportistas a trav閟 del SL-ATR antes de las 20:30 h en el d韆 玠� para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en el proceso de repartos finales provisionales 玬+3� en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.

3. C醠culo y publicaci髇 de los indicadores e informes asociados.

El Gestor T閏nico del Sistema, una vez se encuentre disponible la informaci髇 necesaria, ser� el responsable del c醠culo y publicaci髇 en el SL-ATR (con car醕ter anual en el caso de indicadores de plazo y con car醕ter diario y mensual en el caso de indicadores de calidad) de los indicadores definidos en este anexo para el conjunto de transportistas, gestores de red y distribuidores, y facilitar� a cada operador y cada usuario el detalle de su informaci髇 individualizada.

Durante el mes de mayo de cada a駉 y a partir de la informaci髇 anterior, el Gestor T閏nico del Sistema elaborar� un informe anual sobre los valores de los indicadores calculados para el a駉 natural anterior. Los transportistas, gestores de red y distribuidores recibir醤 exclusivamente la secci髇 del informe que les concierna, mientras que la totalidad del informe ser� enviada a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia. Asimismo, se facilitar� a los usuarios de la red de transporte las conclusiones alcanzadas en dicho informe, as� como los datos empleados en el mismo de manera agregada.

Anualmente, el Grupo de Trabajo para la Actualizaci髇, Revisi髇 y Modificaci髇 de las Normas y Protocolos de Gesti髇 T閏nica del Sistema Gasista, podr� proponer modificaciones en los indicadores relativos a la provisi髇 de informaci髇.