Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las normas de gesti髇 t閏nica del sistema gasista

NORMAS DE GESTI覰 T蒀NICA DEL SISTEMA GASISTA

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.

LE0000639897_20190315NGTS-01: 獵onceptos generales粻modificada por el apartado爌rimero de la Res. de 15 de febrero de 2019, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifican diversas normas de gesti髇 t閏nica del sistema y protocolos de detalle (獴.O.E.� 14 marzo).Vigencia: 15 marzo 2019

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.

LE0000639897_20190315NGTS-02. 獵ondiciones generales sobre el uso y la capacidad de las instalaciones del sistema gasista� modificada por el apartado primero de la Res. de 15 de febrero de 2019, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifican diversas normas de gesti髇 t閏nica del sistema y protocolos de detalle (獴.O.E.� 14 marzo).Vigencia: 15 marzo 2019

NGTS-03
玃rogramaciones�

3
Programaciones

3.1 Definiciones: Informaci髇 que deben emitir los sujetos 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.

3.2 Sujetos implicados son:

• – Los usuarios con cartera de balance habilitados por el Gestor T閏nico del Sistema (GTS) para el env韔 de notificaciones de transferencias de titularidad de gas bilaterales o de plataforma de comercio. Los comercializadores y/o consumidores directos en mercado podr醤 agruparse para constituirse como un 鷑ico usuario.
• – Los usuarios del resto de instalaciones gasistas de acuerdo con la definici髇 del apartado 2.1 de la NGTS-02.

Un comercializador o un consumidor directo en mercado, puede constituir diferentes usuarios. En cualquier caso, a cada usuario le corresponde una 鷑ica cartera de balance.

Los agentes registrados como usuarios estar醤 obligados a realizar programaciones para que los operadores de las instalaciones puedan organizar la gesti髇 de las mismas y, en especial, para que el GTS pueda desarrollar las funciones asignadas como responsable de la gesti髇 t閏nica del sistema gasista.

3.3 Condiciones generales: Las programaciones tendr醤 car醕ter informativo, salvo las programaciones de descarga de buques de GNL, que tendr醤 car醕ter vinculante seg鷑 lo dispuesto en el protocolo de detalle PD-07 玃rogramaciones, nominaciones y renominaciones en infraestructuras del sistema�.

Ser� necesario realizar al menos programaciones relacionadas con:

• • Demanda convencional.
• • Demanda para la generaci髇 de energ韆 el閏trica.
• • El transporte: la entrada o salida de gas por los puntos de conexi髇 de las redes de transporte con plantas de regasificaci髇, yacimientos, conexiones internacionales y almacenamientos subterr醤eos.
• • La utilizaci髇 de los almacenamientos subterr醤eos.
• • La utilizaci髇 de las plantas de GNL.
• • El gas para autoconsumos necesario para el funcionamiento de las distintas infraestructuras del Sistema y el nivel m韓imo de llenado de las nuevas infraestructuras. El alcance y la periodicidad de las programaciones de gas para autoconsumos y para el nivel m韓imo de llenado, se realizar� conforme a lo establecido en la Resoluci髇 de 23 de diciembre de 2015, de la Secretar韆 de Estado de Energ韆, por la que se desarrolla el procedimiento de adquisici髇 de gas de operaci髇 o cualquier otra que la modifique.

Las programaciones, su procesamiento y su posterior confirmaci髇 o viabilidad (en el caso de buques y cisternas) se realizar醤 con la periodicidad y alcance recogidos en el protocolo de detalle PD-07 玃rogramaciones, nominaciones y renominaciones en infraestructuras del sistema�.

Toda la informaci髇 y comunicaci髇 relativa a los procesos de programaci髇 se realizar� a trav閟 del Sistema Log韘tico de Acceso de Terceros a la Red (SL-ATR).

El usuario emitir� una programaci髇 por cada punto del sistema gasista y para los servicios que correspondan del que pretenda hacer uso dentro de los per韔dos de programaci髇 establecidos. El usuario emitir� una cantidad para cada combinaci髇 de los siguientes conceptos: d韆, punto/servicio, sujeto contraparte (donde aplique) y sentido del flujo (donde aplique).

El reparto de las cantidades confirmadas o viables entre los contratos se realizar� conforme a lo establecido en el PD-07 玃rogramaciones, nominaciones y renominaciones en infraestructuras del sistema�.

El GTS dar� acceso al Ministerio de Industria, Energ韆 y Turismo y a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia a la siguiente informaci髇:

• – Programaciones realizadas, confirmadas, viables y rechazadas.
• – Capacidad programada y disponible para cada instalaci髇.

3.4 Programaci髇 de redes de transporte:

Las programaciones de demanda tanto para el sector convencional como para la generaci髇 de energ韆 el閏trica a trav閟 de ciclos combinados o centrales t閞micas, ser醤 enviadas por parte de los usuarios para que est閚 a disposici髇 del GTS.

Los usuarios enviar醤 las programaciones asociadas al resto de puntos de entrada o salida de la red de transporte y de los servicios que se oferten, de acuerdo a lo establecido en el protocolo de detalle PD-07 玃rogramaciones, nominaciones y renominaciones en infraestructuras del sistema�, para que el operador de la red, en los servicios que corresponda, y el GTS, dispongan de dichas programaciones.

3.5 Programaci髇 de almacenamientos subterr醤eos:

Los usuarios de los almacenamientos subterr醤eos enviar醤 sus programaciones de acuerdo a lo establecido en el protocolo de detalle PD-07. El GTS dispondr� de dicha informaci髇, que incluir� al menos las inyecciones y extracciones correspondientes del per韔do de programaci髇.

Las programaciones de los almacenamientos subterr醤eos b醩icos se har醤 sobre la base de un almacenamiento 鷑ico.

Una vez confirmada la programaci髇 global de los almacenamientos subterr醤eos, el GTS comunicar� a los operadores el programa f韘ico de inyecci髇 y extracci髇 por cada almacenamiento.

3.6 Programaci髇 de plantas de regasificaci髇 de GNL:

El GTS, con la informaci髇 suministrada por los operadores de plantas de regasificaci髇, informar� en los plazos establecidos en las normas de gesti髇 t閏nica del sistema de las fechas de mantenimientos programados, as� como de otros condicionantes adicionales, tales como d韆s afectados por mareas vivas y restricciones nocturnas.

Los usuarios de las plantas de regasificaci髇, enviar醤 programaciones asociadas a los servicios que se presten conforme a lo establecido en el protocolo de detalle PD-07 para que el operador de la instalaci髇 y el GTS dispongan de dicha informaci髇.

El operador de la planta de regasificaci髇 simular� el conjunto de programaciones antes de confirmarlas.

Cuando la programaci髇 no sea confirmada, el operador se lo comunicar� a los usuarios correspondientes para que cambien su programaci髇. Cuando la programaci髇 sea confirmada, el operador lo comunicar� a los usuarios implicados.

La programaci髇 anual definitiva debe incluir al menos las fechas tentativas de descarga para cada uno de los grandes buques dedicados de forma continua al tr醘ico desde largas distancias y con un mismo origen, con la finalidad de facilitar en todo lo posible y con car醕ter prioritario la continuidad del empleo de estos buques a los tr醘icos asignados. En el caso de que se trate de cargamentos compartidos por distintos usuarios, cada uno especificar� la cantidad de GNL que le corresponda.

La asignaci髇 de las fechas de descarga de buques en las programaciones de plantas de regasificaci髇 se realizar� conforme a lo dispuesto en el protocolo de detalle PD-13 獳signaci髇 de fechas de descarga de buques en plantas de regasificaci髇�.

La programaci髇 de descarga de un buque s髄o podr� ser modificada o eliminada por causas justificadas y previo conocimiento y aceptaci髇 del operador de la planta de regasificaci髇 y del GTS, salvo que se ponga en peligro la seguridad del sistema.

Se publicar� un registro en el SL-ATR, mantenido por el GTS, de las ventanas de descarga asignadas, no asignadas y libres de cada una de las plantas.

Cuando el operador de cada planta de regasificaci髇 confirme la programaci髇 trimestral, fijar� y comunicar� la fecha de descarga de cada buque (ventana). Cada usuario recibir� la informaci髇 relativa a sus correspondientes buques.

El procedimiento de descarga de buques se detalla en el protocolo de detalle PD-06 玆egla operativa de las actividades de descarga de buques metaneros�.

Diariamente, los usuarios proporcionar醤 a los operadores de las plantas de regasificaci髇 y al GTS cualquier modificaci髇 sobre el programa de descargas de buques (fecha, buque y cantidad), utilizando para ello el SL-ATR.

La confirmaci髇 descrita en los p醨rafos anteriores no es aplicable a la regasificaci髇 pero se tendr� en cuenta para confirmar la programaci髇 de la planta en su conjunto, pudiendo condicionar la confirmaci髇 de la descarga de buques.

3.6.1 Cargos econ髆icos por exceso de GNL en plantas:

A los efectos de conseguir una gesti髇 eficiente de las instalaciones y para evitar eventuales situaciones de acaparamiento, el GTS aplicar� a los usuarios los cargos que se calcular醤 de acuerdo con lo establecido a continuaci髇.

El GTS determinar� diariamente y de forma global para el conjunto de las plantas, las existencias de GNL de cada usuario, calculadas como la media m髒il de treinta d韆s (incluyendo el d韆 actual). Se entender� como un mismo usuario al conjunto de usuarios que pertenezcan a un mismo grupo empresarial.

En el caso de que dicho valor supere la energ韆 equivalente a quince veces la capacidad de regasificaci髇 contratada, el GTS aplicar� diariamente a las existencias de dicho usuario que superen el l韒ite anterior, el siguiente cargo diario:

Exceso inferior o igual a cuatro d韆s: dos veces y medio el canon de almacenamiento de GNL en vigor.

Exceso superior a cuatro d韆s: diez veces el canon de almacenamiento de GNL en vigor.

Para aquellos usuarios para los que la energ韆 equivalente a quince d韆s de la capacidad de regasificaci髇 contratada sea inferior a 300 GWh, se emplear� este 鷏timo valor como l韒ite.

Para aquellos usuarios que hayan realizado cargas de buques y hubieran incurrido en desbalance de exceso de GNL, dicho desbalance, ser� minorado en una cantidad igual a las existencias cargadas en el mes, hasta un valor l韒ite de 300 GWh, priorizando el tramo de precio superior.

Estos pagos ser醤 adicionales al canon diario de almacenamiento de GNL facturado por el operador de la planta de regasificaci髇 y tendr醤 la consideraci髇 de ingresos liquidables del sistema.

Se faculta a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas a modificar el procedimiento de c醠culo anterior en funci髇 de la evoluci髇 del mercado y la capacidad de almacenamiento.

3.6.2 Publicaci髇 de las programaciones de descarga de buques:

Una vez confirmada la programaci髇 mensual de descarga de buques de los usuarios, el GTS publicar� en el SL-ATR la siguiente informaci髇 para cada planta:

• • Buques previstos, indicando clasificaci髇 de buque seg鷑 su tama駉.
• • Cantidad de gas a descargar.
• • Ventanas libres de descarga si las hubiera, indicando para cada mes los d韆s concretos en los que podr韆n descargar nuevos buques y sus tama駉s admisibles. Esta informaci髇 tambi閚 se publicar� en la p醙ina web del GTS y de los operadores de las plantas de regasificaci髇.

LE0000582979_20161001 Norma de Gesti髇 T閏nica NGTS-03 玃rogramaciones� redactada conforme establece el apartado primero de la Res. 28 septiembre 2016, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifican las normas de gesti髇 t閏nica del sistema NGTS-03 "Programadores" y NGTS-04 "Nominaciones", los protocolos de detalle PD-07 y PD-13, y se derogan los protocolos de detalle PD-08 y PD-15 (獴.O.E.� 30 septiembre).Vigencia: 1 octubre 2016

NGTS-04
玁ominaciones�

4
Nominaciones y renominaciones

4.1 Definiciones:

• 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 estima introducir, extraer, suministrar o consumir en el d韆 de gas d, siguiendo el calendario establecido.
• 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 estima introducir, extraer, suministrar o consumir en el d韆 de gas d, siguiendo el calendario establecido.

Cuando, para un d韆 de gas d, un usuario realice una renominaci髇 en el d韆 anterior al d韆 de gas d, dicha renominaci髇 afectar� al uso de la instalaci髇 por el usuario durante todo el d韆 de gas d. Si la renominaci髇 se realiza dentro del d韆 de gas d, s髄o afectar� a las horas restantes del d韆 de gas, una vez finalizado el ciclo de renominaciones en la que se produce.

4.2 Sujetos implicados:

Son los definidos en el apartado 3.2. 玈ujetos implicados� de la NGTS-03 玃rogramaciones�:

• – Los usuarios con cartera de balance habilitados por el GTS para el env韔 de notificaciones de transferencias de titularidad de gas bilaterales o de plataforma de comercio. Los comercializadores y/o consumidores directos en mercado podr醤 agruparse para constituirse como un 鷑ico usuario.
• – Los usuarios del resto de instalaciones gasistas de acuerdo con la definici髇 del apartado 2.1 de la NGTS-02.

Los sujetos implicados podr醤 realizar nominaciones y renominaciones sobre el uso que prev閚 hacer de dichas instalaciones.

4.3 Condiciones generales:

Las nominaciones y renominaciones, y su procesamiento y confirmaci髇 de los servicios prestados en cada instalaci髇 se realizar醤 conforme a lo establecido en el PD-07 玃rogramaciones, nominaciones y renominaciones en infraestructuras del sistema�.

El mecanismo de comunicaci髇 de las nominaciones y renominaciones incluir� el acuse de recibo a los usuarios.

En cualquier momento, en funci髇 de las necesidades espec韋icas del Gestor T閏nico del Sistema, y siempre que est� justificado, 閟te podr� exigir a los usuarios de las instalaciones, una revisi髇 precisa, actualizada y suficientemente detallada de sus entradas y salidas.

Toda la informaci髇 y comunicaci髇 relativa a los procesos de nominaci髇 y renominaci髇 se realizar醤 a trav閟 del Sistema Log韘tico de Acceso de Terceros a la Red (SL-ATR).

Se podr醤 enviar las nominaciones y renominaciones seg鷑 una de las siguientes opciones:

• 1. El usuario podr� emitir una cantidad para cada combinaci髇 de los siguientes conceptos: d韆, punto/servicio, contrato, sujeto contraparte (donde corresponda) y sentido del flujo (donde corresponda). La nominaci髇 o renominaci髇 del usuario en ese punto/servicio, d韆, sujeto contraparte y sentido, ser� la suma de las cantidades indicadas en cada contrato.
• 2. El usuario podr� emitir una 鷑ica cantidad para cada combinaci髇 de los siguientes conceptos: d韆, punto/servicio, sujeto contraparte (donde corresponda) y sentido del flujo (donde corresponda), independientemente del n鷐ero de contratos realizados sobre el punto/servicio.

El reparto de las cantidades confirmadas entre los contratos, se realizar� conforme a lo establecido en el PD-07 玃rogramaciones, nominaciones y renominaciones en infraestructuras del sistema�.

Se podr� aceptar una nominaci髇 o una renominaci髇 por encima de la capacidad contratada, siempre que exista capacidad disponible y no se oponga a la legislaci髇 vigente.

4.4 Procesamiento y confirmaci髇 de una nominaci髇 o renominaci髇 en la red de transporte.

El GTS no aceptar� una nominaci髇 o renominaci髇 en los siguientes casos:

• a) Si no se ajusta al contenido establecido.
• b) Si no la env韆 un usuario autorizado.
• c) Si da lugar a un flujo que no puede suceder f韘icamente.
• d) Si la reglamentaci髇 vigente as� lo requiere.

En el caso de que no se acepte una nominaci髇 o renominaci髇 de un usuario, el GTS, comunicar� dicho rechazo indicando el motivo del mismo y considerar� como nominaci髇 o renominaci髇 la 鷏tima confirmada.

El GTS s髄o podr� modificar la cantidad de gas de una nominaci髇 o renominaci髇 en casos excepcionales y, en particular, en situaciones de emergencia en las que haya un peligro evidente para la seguridad y estabilidad del sistema, en cuyo caso, el GTS deber� informar a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y a la Comisi髇 Nacional de Mercados y Competencia justificando su actuaci髇.

En este caso, el SL-ATR comunicar� a todos los usuarios afectados mediante correo electr髇ico la cantidad final confirmada y su justificaci髇.

El GTS no podr� rechazar una nominaci髇 o renominaci髇 de un usuario, por el mero hecho de que la nominaci髇 o renominaci髇 de sus entradas al sistema no coincida con la nominaci髇 o renominaci髇 de sus salidas.

El procesamiento de las nominaciones o renominaciones en los puntos de entrada o salida del sistema de transporte desde ambos lados del punto, se realizar� de acuerdo a lo establecido en el PD-07 玃rogramaciones, nominaciones y renominaciones en infraestructuras del sistema� y tendr� en cuenta lo siguiente:

• • La capacidad contratada por el usuario y tipo del contrato.
• • El saldo neto de nominaciones y renominaciones de todos los usuarios en ese punto/servicio.
• • La capacidad nominal diaria en ese punto/servicio.
• • Para el caso de renominaciones dentro del d韆 de gas, deber� tenerse en cuenta la capacidad nominal en un momento concreto como resultado de considerar el gas vehiculado para el conjunto de usuarios y las horas que quedan del d韆.
• • Si en el punto se ha aplicado el mecanismo de sobreventa y recompra de capacidad.
• • Si se ha ejecutado por parte del GTS una acci髇 de balance que consista en la adquisici髇 de un producto local o un servicio de balance en ese punto.

En los supuestos que se determinen en las NGTS y en sus protocolos de detalle, para los casos de indisponibilidad de alguna de las instalaciones en el procesamiento de las nominaciones y renominaciones, se tendr� en cuenta, a partir de ese momento, la capacidad en ese punto considerando tanto la indisponibilidad como los acuerdos que permita realizar la normativa vigente, pudiendo reducirse las nominaciones y renominaciones de acuerdo con lo establecido en el PD-07 玃rogramaciones, nominaciones y renominaciones en infraestructuras del sistema�. Asimismo, se informar� a los usuarios de dicha indisponibilidad conforme a lo establecido en la NGTS-02 獵ondiciones generales sobre el uso y la capacidad de las instalaciones del sistema gasista�.

Una vez finalizado el procesamiento de las nominaciones y renominaciones se proceder� a realizar la casaci髇 en los puntos de conexi髇 entre dos infraestructuras diferentes. Las cantidades confirmadas ser醤 las procesadas y sometidas posteriormente al proceso de casaci髇.

4.5 Denegaci髇 de una nominaci髇 o renominaci髇 de operaciones de buques

Las posibles causas de denegaci髇 de una nominaci髇 o de una renominaci髇 son las siguientes:

• • La nominaci髇 ha sido enviada fuera del periodo marcado para este fin.
• • El usuario no est� reconocido en el punto de entrada o de salida para el que se nomina.
• • El usuario no dispone de existencias en la planta o, disponiendo de ellas, necesita disminuir su almacenamiento por debajo de las existencias m韓imas establecidas en la normativa vigente, para afrontar la nominaci髇,
• • Indisponibilidad justificada en la planta que afecte a su capacidad total o parcial.

En todo caso, la denegaci髇 de una nominaci髇 o renominaci髇 ir� acompa馻da del motivo de denegaci髇.

LE0000582979_20161001 Norma de Gesti髇 T閏nica NGTS-04 玁ominaciones� redactada conforme establece el apartado segundo de la Res. 28 septiembre 2016, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifican las normas de gesti髇 t閏nica del sistema NGTS-03 "Programadores" y NGTS-04 "Nominaciones", los protocolos de detalle PD-07 y PD-13, y se derogan los protocolos de detalle PD-08 y PD-15 (獴.O.E.� 30 septiembre).Vigencia: 1 octubre 2016

NGTS-05
玀edici髇�

5
Medici髇

5.1. Prop髎ito y alcance de la medici髇.-

El objeto de las mediciones es el determinar la cantidad y calidad de los flujos de gas en todos aquellos puntos de sistema gasista en que sea legalmente preceptivo o se considere necesario, a fin de efectuar de forma precisa y correcta las siguientes funciones y actividades:

• La supervisi髇 y gesti髇 de control integral de la operaci髇 del sistema gasista.
• Los repartos y balances a los que se refieren las correspondientes Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.
• La facturaci髇 de las entregas de gas efectuadas entre los sujetos que operan en el sistema.
• La facturaci髇 de los suministros efectuados a consumidores finales por parte de distribuidores y comercializadores.
• La facturaci髇 de los servicios de ATR (acceso de terceros a las instalaciones gasistas) prestados por los titulares de las instalaciones que componen el sistema a los usuarios de los mismos.
• El seguimiento de programaciones y nominaciones as� como el an醠isis de las viabilidades de las mismas.

A este fin, el alcance de estas normas se hace extensivo a todos aquellos aspectos exigibles a los equipos de medida y los procedimientos de medici髇, as� como a aquellos relacionados con el control metrol骻ico establecido en la Ley 3/1985, de 18 de marzo, de Metrolog韆. Caso de no existir legislaci髇 espec韋ica al respecto se cumplir� con la norma UNE correspondiente.

Adem醩, para poder efectuar el necesario seguimiento, se realizar醤 mediciones y an醠isis para determinar la cantidad y calidad del gas transportado, regasificado, descargado, distribuido o almacenado por las instalaciones correspondientes. Se mantendr� un registro hist髍ico de resultados de mediciones y an醠isis durante cuatro a駉s

5.2. Criterios generales relativos a los sistemas y procedimientos de medici髇.-

Los criterios generales que reglar醤 la elaboraci髇 del protocolo de detalle correspondiente y cualquier sistema y procedimiento de medici髇 que se desarrolle ser醤 los siguientes:

La instalaci髇 de medida contar� con los equipos necesarios para la correcta medida de la cantidad entregada y, en su caso, de la calidad del gas.

Por lo general, las instalaciones de medida no dispondr醤 de los equipos para la determinaci髇 de las caracter韘ticas del gas entregado. En este caso, los par醡etros necesarios para establecer la calidad se obtendr醤 de otro punto del sistema, aceptado por los sujetos involucrados, que s� disponga de este tipo de equipos y que est� recibiendo gas de calidad igual o similar y que cuente con los equipos pertinentes.

S髄o ser醤 v醠idos los equipos y procedimientos de medida y determinaci髇 de la calidad que estuvieran expresamente referenciados en el correspondiente protocolo de medici髇. Dichos equipos y procedimientos estar醤 sometidos al control metrol骻ico del Estado y, en su caso, cumplir醤 con las normas UNE-EN que les sean de aplicaci髇.

Para efectuar la conversi髇 de la unidad de medida de los contadores que carezcan de equipo de correcci髇, m�, a la unidad de medida establecida en las tarifas y peajes, kWh, se utilizar� un coeficiente, que deber� tener en cuenta las condiciones de medida del punto de suministro y el poder calor韋ico superior (PCS) en fase gas medido a 0 篊 y 1,01325 bar. Dichos coeficientes deber醤 detallarse en la facturaci髇 de cesi髇 de gas para su venta a tarifa y en la de las tarifas y peajes como variables que sirven de base para el c醠culo de las cantidades resultantes. A estos efectos el Gestor T閏nico del Sistema deber� comunicar mensualmente a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 y a las empresas distribuidoras y comercializadoras los coeficientes a aplicar a los clientes en las distintas zonas geogr醘icas, as� como la justificaci髇 de los mismos. Las empresas distribuidoras publicar醤 la informaci髇 del PCS y factores de correcci髇 aplicables a los consumidores para cada municipio.

En relaci髇 con la instalaci髇 de los equipos de medida, su mantenimiento y cualquier operaci髇 relacionada con ellos, se respetar� en todo momento la normativa de seguridad aplicable, as� como la correspondiente y exigible en las instalaciones en que tales equipos estuviesen situados.

Los sistemas y equipos de medida y an醠isis de calidad estar醤 sujetos a las verificaciones establecidas por la legislaci髇 de control metrol骻ico, para comprobar que se mantienen sus caracter韘ticas metrol骻icas dentro de los niveles de exactitud y fiabilidad establecidos.

El titular de la instalaci髇 de medida deber� disponer de los equipos de telemedida correspondientes cuando su nivel de consumo o caracter韘ticas de la red a la que se encuentre conectado lo haga necesario seg鷑 la legislaci髇 vigente. Los equipos de telemedida deber醤 ser compatibles con los sistemas de gesti髇 de telemedida del distribuidor y/o transportista, permitiendo as� la comunicaci髇 para transmisi髇 de datos al mismo.

Las instalaciones de medida dotadas de un sistema de telemedida permitir醤 la visualizaci髇 de los par醡etros de entrega de gas en campo y desde el centro gestor de telemedida del distribuidor y/o transportista que entrega gas a esas instalaciones.

Para la determinaci髇 de las cantidades y calidades finales entregadas, confirmaci髇 metrol骻ica de los sistemas de medida o cualquier otra comprobaci髇 que pudiera acordarse, los sujetos del sistema podr醤 designar sus representantes respectivos, los cuales actuar醤 en nombre de sus correspondientes empresas y de acuerdo a lo establecido en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.

Los sujetos afectados notificar醤, de forma escrita, a los restantes sujetos implicados la designaci髇 de sus representantes o aquello que se establezca en caso de que los representantes no puedan cumplir con los deberes de las presentes Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema. Cualquier cambio de representante deber� ser notificado al resto de los sujetos implicados de forma escrita.

Cualquier modificaci髇 de los procedimientos de c醠culo y control de la cantidad y calidad del gas, sustituci髇 de alg鷑 equipo de medida y calidad de los patrones, ser� acordada entre las partes afectadas por la medida.

En el caso en el que aparezcan nuevos procedimientos, normas o instrumentos de medida en el 醡bito de cantidad y calidad de gas, que proporcionen mayor fiabilidad, precisi髇 o rapidez y sean econ髆icamente rentables, el titular de la instalaci髇 de medida y el resto de las partes (incluyendo el Gestor T閏nico del Sistema) se comprometen a estudiar la posibilidad de utilizar estos procedimientos, normas o instrumentos de medida, o de sustituir a los ya utilizados.

NGTS-06
玆epartos�

6
Repartos

6.1 Definiciones.

6.1.1 Reparto.

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.

Este proceso ser� realizado por el responsable del reparto en los puntos de reparto, bajo los principios de objetividad, transparencia y no discriminaci髇, en coordinaci髇 con el Gestor T閏nico del Sistema.

6.1.2 Puntos de reparto del sistema gasista.

Se realizar醤 repartos en los siguientes puntos del sistema gasista:

• • Puntos de entrada a la red de transporte:
  • – Puntos de conexi髇 con gasoductos internacionales (PCI).
  • – Puntos de conexi髇 de gasoductos de transporte con almacenamientos subterr醤eos. (PCAS).
  • – Puntos de conexi髇 de gasoductos de transporte con yacimientos y plantas de biog醩 (PCY).
  • – Puntos de conexi髇 de gasoductos de transporte con plantas de regasificaci髇 de GNL (PCPR).
• • Puntos de salida a la red de transporte:
  • – Puntos de conexi髇 de las redes de transporte con las redes de distribuci髇 (PCTD).
  • – Puntos de conexi髇 de gasoductos de transporte con l韓eas directas o clientes finales (PCLD).
• • Otros puntos del sistema gasista:
  • – Puntos de conexi髇 entre gasoductos de distribuci髇 de dos titulares diferentes (PCDD).
  • – Puntos de conexi髇 de plantas de producci髇 de biog醩 con gasoductos de distribuci髇 (PPBD).
  • – Puntos de conexi髇 de carga de cisternas en plantas de regasificaci髇 (PCCC).
  • – Puntos de carga o descarga de buques (PCDB).

6.1.3 Responsables de la medida del gas transitado.

El responsable de la medida del gas transitado a repartir ser� el titular de la unidad de medida, con las siguientes excepciones:

• – En puntos de conexi髇 de las redes de transporte con las redes de distribuci髇 (PCTD) la medida del gas transitado ser� responsabilidad del titular de la unidad de medida, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.
• – En puntos de conexi髇 entre gasoductos de distribuci髇 de dos titulares diferentes (PCDD) la medida del gas transitado ser� responsabilidad del titular de la unidad de medida, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.
• – En puntos de conexi髇 de plantas de producci髇 de biog醩 con redes de distribuci髇 (PPBD), la medida del gas introducido en la red de distribuci髇, ser� responsabilidad del distribuidor, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.
• – En puntos de conexi髇 de gasoductos de transporte con l韓eas directas o clientes finales (PCLD) la medida del gas transitado ser� responsabilidad del transportista conectado aguas arriba, salvo que exista otro acuerdo entre las partes. Adem醩, en los casos en que la unidad de medida del transportista no est� disponible, podr� utilizarse la unidad de medida del consumidor.
• – En puntos de carga o descarga de buques (PCDB) y puntos de conexi髇 de carga de cisternas en plantas de regasificaci髇 (PCCC), la medida del gas transitado ser� responsabilidad del titular de la planta de regasificaci髇 donde ha tenido lugar la carga o la descarga.

El responsable de la medida facilitar� al responsable del reparto, a trav閟 del SL-ATR, la cantidad a repartir.

El Gestor T閏nico del Sistema publicar� en el SL-ATR, un listado actualizado de los responsables de la medida del gas transitado en cada uno de los puntos de conexi髇 del sistema gasista.

6.1.4 Responsables del reparto.

El responsable de realizar el reparto del gas transitado ser�, con car醕ter general, el responsable de la medida, con las siguientes excepciones:

• – En puntos de conexi髇 de las redes de transporte con las redes de distribuci髇 (PCTD) el responsable de reparto ser� el titular de la red de distribuci髇.
• – En puntos de conexi髇 entre redes de distribuci髇 de dos titulares diferentes (PCDD) el responsable del reparto ser� el titular de la red situada aguas abajo.
• – En puntos de conexi髇 de plantas de producci髇 de biog醩 con redes de distribuci髇 (PPBD), el responsable del reparto ser� el titular de la red de distribuci髇.
• – En puntos de conexi髇 con gasoductos internacionales (PCI), el responsable del reparto se acordar� entre los transportistas interconectados.
• – En puntos de conexi髇 de gasoductos de transporte con plantas de regasificaci髇 (PCPR) el responsable del reparto ser� el Gestor T閏nico del Sistema en colaboraci髇 con el titular de la planta de regasificaci髇.
• – En puntos de conexi髇 de gasoductos de transporte con l韓eas directas o clientes finales (PCLD), el responsable del reparto ser� el transportista conectado aguas arriba.
• – En los puntos de conexi髇 de los gasoductos de transporte con los almacenamientos subterr醤eos (PCAS) el responsable del reparto ser� el Gestor T閏nico del Sistema en colaboraci髇 con los operadores de los almacenamientos subterr醤eos.

El responsable del reparto asignar� entre los usuarios la medida facilitada por el responsable de la medida y se la comunicar� a trav閟 del SL– ATR.

El Gestor T閏nico del Sistema publicar� en el SL-ATR un listado actualizado de todos los puntos de reparto del sistema gasista, indicando el responsable del mismo.

6.2 Procedimientos de reparto.

6.2.1 Criterios generales.

Los procedimientos de reparto ser醤 los establecidos en los correspondientes protocolos de detalle de las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema. Cualquier modificaci髇 a los procedimientos de reparto ser� comunicada a los usuarios afectados con, al menos, un mes de antelaci髇.

El reparto se elaborar� en los plazos establecidos en el apartado 6.4. Todos los env韔s de informaci髇 y la comunicaci髇 del reparto a los usuarios se realizar醤 a trav閟 del sistema SL-ATR.

Los usuarios podr醤 reclamar las medidas y los repartos conforme a lo dispuesto en el protocolo de detalle correspondiente. A este respecto, los repartos se considerar醤:

• – Abiertos: cuando todav韆 no ha finalizado el plazo establecido para la gesti髇 de reclamaciones.
• – Cerrados: una vez finalizado el plazo establecido para la gesti髇 de reclamaciones.

6.2.2 Repartos en puntos de entrada a la red de transporte (PCI, PCAS, PCY y PCPR).

En estos puntos se realizar� un 鷑ico reparto, el reparto diario (reparto d+1), realizado el d韆 posterior al d韆 de gas, que asigna a los usuarios el gas transitado en el d韆 de gas. Este reparto se elaborar� tomando como base las nominaciones y renominaciones de los agentes en el d韆 de gas, conforme a lo establecido en el protocolo de detalle PD-11.

Estos repartos diarios (repartos d+1) ser醤 replicados como repartos m+3 y m+15 en estos puntos. En consecuencia, tanto el reparto m+3 como el reparto m+15 coincidir醤 con el reparto d+1.

6.2.3 Repartos en los puntos de conexi髇 transporte–distribuci髇 (PCTD) y distribuci髇-distribuci髇 (PCDD).

En estos puntos se realizar醤 los siguientes repartos:

• – Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el d韆 posterior al d韆 de gas, que asigna a los usuarios el gas entregado en el d韆 de gas.
• – Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalizaci髇 del mes m+3 con la informaci髇 disponible en ese momento, que asigna a los usuarios el gas entregado cada uno de los d韆s de gas del mes m.
• – Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalizaci髇 del mes m+15 con la informaci髇 disponible en ese momento, que asigna a los usuarios el gas entregado cada uno de los d韆s de gas del mes m.

Estos repartos se elaborar醤 conforme a lo establecido en el protocolo de detalle PD-02.

Para la realizaci髇 del reparto, los consumidores se clasificar醤 en:

• – Consumidores tipo 1 con telemedida: son los consumidores con puntos de suministro que cuentan con telemedida, independientemente de su grupo tarifario.
• – Consumidores tipo 1 sin telemedida: son los consumidores con puntos de suministro que no disponen de telemedida, y que no pertenecen a los grupos de peaje 3.1, 3.2 y 3.3; a su vez, se clasifican en:
  • • Pertenecientes al grupo de peaje 3.4.
  • • No pertenecientes al grupo de peaje 3.4.
• – Consumidores tipo 2: son el resto de consumidores, representados por aquellos consumidores con puntos de suministro con peaje 3.1, 3.2 y 3.3.

Finalmente, a los efectos de calcular estos repartos, en el caso de que exista una red de distribuci髇 alimentada mediante varios PCTDs/PCDDs, se considerar� que todos ellos constituyen un 鷑ico punto de conexi髇.

6.2.4 Repartos en puntos de conexi髇 de producci髇 de biog醩 con redes de distribuci髇 (PPBD).

En estos puntos, se asignar� a los usuarios, una entrada en el PVB calculada mediante la siguiente expresi髇:

Reparto Usuario_i PPBD = Emisi髇 PPBD � Porcentaje Asignaci髇 Usuario_i

Siendo:

• – Emisi髇 PPBD: Cantidad de gas inyectada en la red de distribuci髇 desde la planta de producci髇 de biog醩 en kWh.

Porcentaje asignaci髇 usuario_i: El SL-ATR dispondr� de una asignaci髇 comercial por usuario y punto de conexi髇 PPBD, expresada en porcentaje. Esta asignaci髇, que podr� ser distinta en los repartos diarios provisionales, repartos diarios finales provisionales y repartos diarios finales definitivos, ser� definida en el SL-ATR por el distribuidor titular de la red de distribuci髇 a la que est� conectada la planta de producci髇 de biog醩. Cualquier modificaci髇 en la asignaci髇 deber� ser notificada por los usuarios, con antelaci髇 suficiente, al titular de la red de distribuci髇 y al Gestor T閏nico del Sistema.

En estos puntos se realizar醤 los siguientes repartos:

• – Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el d韆 posterior al d韆 de gas, que asigna a los usuarios de la red de distribuci髇 la cantidad entregada desde la planta de producci髇 de biog醩 en el d韆 de gas.
• – Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalizaci髇 del mes m+3 con la informaci髇 disponible en ese momento, que asigna a los usuarios de la red de distribuci髇 la cantidad entregada desde la planta de producci髇 de biog醩 para cada uno de los d韆s de gas del mes m.
• – Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalizaci髇 del mes m+15 con la informaci髇 disponible en ese momento, que asigna a los usuarios de la red de distribuci髇 la cantidad entregada desde la planta de producci髇 de biog醩 para cada uno de los d韆s de gas del mes m.

6.2.5 Repartos en puntos de conexi髇 de l韓eas directas (PCLD).

El responsable del reparto identificar� a trav閟 del SL-ATR a los usuarios afectados por el reparto en cada PCLD.

En estos puntos se realizar醤 los siguientes repartos:

• – Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el d韆 posterior al d韆 de gas, que asigna al usuario el gas entregado en el d韆 de gas. Este reparto se realizar� asignando la cantidad correspondiente a la medida. Si dicha medida no estuviera disponible, podr� emplearse la medida realizada por el consumidor. En su defecto, se estimar� seg鷑 el procedimiento establecido en el PD-02 para la estimaci髇 de consumos telemedidos cuando estos no est醤 disponibles.
• – Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalizaci髇 del mes m+1, que podr� ser revisado hasta el mes m+3 con la informaci髇 disponible en ese momento (consumos consolidados). Este reparto asigna al usuario el gas entregado en cada uno de los d韆s de gas del mes m. El env韔 al SL-ATR del reparto diario final provisional (reparto m+3) no ser� necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto diario provisional (reparto d+1).
• – Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalizaci髇 del mes m+15 con la informaci髇 disponible en ese momento, que asigna al usuario el gas entregado en cada uno de los d韆s de gas del mes m. El env韔 al SL-ATR del reparto diario final definitivo (reparto m+15) no ser� necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto diario final provisional (reparto m+3).

6.2.6 Repartos en los puntos de conexi髇 de carga de cisternas en plantas de regasificaci髇 (PCCC).

En estos puntos se realizar醤 los siguientes repartos:

• – Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el d韆 posterior al d韆 de gas, que asigna el gas cargado en cisternas en el d韆 de gas entre los usuarios que tengan puntos de suministro ligados a la planta sat閘ite de destino de la cisterna. Los usuarios deber醤 tener capacidad contratada en todas las plantas de regasificaci髇 asignadas a la planta sat閘ite.
• – Reparto diario final definitivo (reparto m+1), realizado antes de la finalizaci髇 del mes m+1 con la informaci髇 de la cantidad medida, que asigna a los usuarios el gas cargado en cisternas con destino a plantas sat閘ite en cada uno de los d韆s de gas del mes m. Los usuarios deber醤 tener capacidad contratada en todas las plantas de regasificaci髇 asignadas a la planta sat閘ite. La cantidad medida de la carga no podr� ser modificada con posterioridad a este reparto. El env韔 al SL-ATR del reparto diario final definitivo no ser� necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto diario provisional.

Estos repartos se elaborar醤 conforme a lo establecido en el PD-12.

Los repartos de cisternas podr醤 incluir, de forma separada, para su identificaci髇:

• – Ajustes, positivos o negativos, derivados de la diferencia entre el reparto diario provisional (repartos d+1) y el reparto diario final definitivo (reparto m+1).

  Estos ajustes se calcular醤 comparando el acumulado mensual de los repartos diarios provisionales (repartos d+1) correspondientes al mes m y el acumulado mensual de los repartos diarios finales definitivos (repartos m+1) del mismo mes. Los ajustes as� calculados se introducir醤 en el reparto diario provisional (reparto d+1) del usuario del mes m+2, prorrateados entre todos los d韆s del mes.

• – Ajustes, positivos o negativos, derivados de la detecci髇 de errores que afectaran al reparto diario provisional y no se hubieran revisado o reclamado, o 閟tos no se hubieran resuelto en plazo. En estos casos, el responsable del reparto incorporar� un ajuste correspondiente al error en el reparto diario provisional del d韆 siguiente a la detecci髇 del mismo, informando de ello a los usuarios afectados. El plazo m醲imo para imputar este ajuste ser� de 7 d韆s a contar desde el d韆 afectado por el error.
• – Ajustes, positivos o negativos, derivados de la detecci髇 de errores en los repartos diarios finales definitivos (repartos m+1) y de la disponibilidad de lecturas de consumo en las redes de distribuci髇 alimentadas por plantas sat閘ite.

Este tipo de ajustes corresponder醤 a reasignaciones del gas cargado entre los usuarios que comparten las cisternas, no siendo posible modificar la cantidad medida de la carga con posterioridad al reparto diario final definitivo (reparto m+1). El plazo m醲imo para que el responsable del reparto env韊 al SL-ATR estos ajustes correspondientes al mes m ser� el mes m+15. Se calcular醤 comparando el nuevo reparto elaborado por el responsable del reparto con la nueva informaci髇 disponible y el reparto diario final definitivo (reparto m+1). Los ajustes as� calculados se introducir醤 en el reparto diario provisional (reparto d+1) del usuario del mes siguiente a su env韔 al SL-ATR, prorrateados entre todos los d韆s del mes.

Si un usuario tuviese ajustes pendientes de asignaci髇, pero no va a continuar teniendo reparto, podr� acordar con otro usuario que se apliquen dichos ajustes sobre el reparto de este 鷏timo. Tal acuerdo ser� comunicado por ambas partes al Gestor T閏nico del Sistema y al responsable del reparto con una antelaci髇 m韓ima de 7 d韆s con respecto a la fecha inicial de aplicaci髇 del ajuste al nuevo usuario.

6.2.7 Repartos en los puntos de carga o descarga de buques (PCDB).

En estos puntos se realizar醤 los siguientes repartos:

• – Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el d韆 posterior al d韆 de gas, tomando como base el c醠culo de la energ韆 neta cargada o descargada, que asigna el gas cargado o descargado al usuario en el d韆 de gas.
• – Reparto diario final definitivo (reparto m+1), realizado antes de la finalizaci髇 del mes m+1, una vez se disponga del c醠culo de la energ韆 cargada o descargada, que asigna al usuario el gas cargado o descargado en cada uno de los d韆s de gas del mes m. El env韔 al SL-ATR del reparto diario final definitivo (reparto m+1) no ser� necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto diario provisional (reparto d+1).

Cuando el buque sea compartido por varios usuarios, con suficiente antelaci髇 al inicio de la carga o descarga, los usuarios afectados comunicar醤 el criterio de reparto libremente acordado entre ellos a trav閟 del SL-ATR. Dicho criterio deber� asegurar el reparto completo de las cantidades medidas en t閞minos energ閠icos, debiendo definirse siempre un usuario a resto.

El c醠culo de la energ韆 neta cargada o descargada y de las mermas asociadas se realizar� de acuerdo a lo establecido en el protocolo de detalle PD–05. En caso de que no se disponga del c醠culo en los t閞minos anteriores, la cantidad a introducir por el responsable en el SL-ATR se obtendr� con la mejor informaci髇 disponible de entre las siguientes:

• a) Para la carga de buques:
  • – C醠culo teniendo en cuenta datos estimados por la terminal, tanto para el volumen cargado, como para la calidad del GNL.
  • – C醠culo teniendo en cuenta el volumen cargado y una calidad del GNL.
  • – Datos de la cantidad bruta cargada y una estimaci髇 de mermas.
• b) Para la descarga de buques:
  • – C醠culo teniendo en cuenta el volumen y la calidad de GNL descargados y una calidad de boil-off estimada.
  • – C醠culo teniendo en cuenta el volumen descargado y una calidad de GNL estimada.
  • – C醠culo teniendo en cuenta el volumen descargado y la calidad de GNL en origen.
  • – C醠culo teniendo en cuenta los datos de origen de volumen y de calidad del GNL.

Los repartos de carga y descarga de buques podr醤 incluir, de forma separada, para su identificaci髇, ajustes positivos o negativos, derivados de la diferencia entre el reparto diario provisional (repartos d+1) y reparto diario final definitivo (reparto m+1).

Estos ajustes se calcular醤 comparando el acumulado mensual de los repartos diarios provisionales (repartos d+1) correspondientes al mes m y el acumulado mensual de los repartos diarios finales definitivos (repartos m+1) del mismo mes. Los ajustes as� calculados se introducir醤 en el reparto diario provisional (reparto d+1) del usuario del mes m+2, prorrateados entre todos los d韆s del mes.

No obstante, lo anterior, si se detectase un error que afectara al reparto diario provisional y no se hubiese revisado o reclamado, o 閟tas revisiones o reclamaciones no se hubieran resuelto en plazo, el responsable del reparto incorporar� un ajuste correspondiente al error en el reparto diario provisional del d韆 siguiente a la detecci髇 del mismo, informando de ello a los usuarios afectados. El plazo m醲imo para imputar este ajuste ser� de 7 d韆s a contar desde el d韆 afectado por el error.

Adicionalmente, si la correcci髇 a realizar sobre el reparto diario provisional del usuario, o usuarios, en caso de buque compartido, supera la cantidad de 20.000.000 kWh, la correcci髇 se realizar� sobre el reparto correspondiente al d韆 de gas afectado. Igualmente, el plazo m醲imo para imputar esta correcci髇 ser� de 7 d韆s a contar desde el d韆 afectado por el error.

Si un usuario tuviese ajustes pendientes de asignaci髇, pero no va a continuar teniendo reparto, podr� acordar con otro usuario que se apliquen dichos ajustes sobre el reparto de este 鷏timo. Tal acuerdo ser� comunicado por ambas partes al Gestor T閏nico del Sistema y al responsable del reparto con una antelaci髇 m韓ima de 7 d韆s con respecto a la fecha inicial de aplicaci髇 del ajuste al nuevo usuario.

6.3 Procedimiento de cuadre excepcional del reparto en PCTDs Y PCDDs.

Cada responsable de reparto repartir� la cantidad neta medida por el responsable de la medida del gas transitado. No obstante, si con car醕ter excepcional, la cantidad repartida y enviada al SL-ATR por un responsable de reparto no coincidiese con la cantidad a repartir que registra el SL-ATR, el Gestor T閏nico del Sistema podr� utilizar los siguientes procedimientos al objeto de cuadrar ambas cantidades.

• – Repartos d+1.

  Se aplicar� el procedimiento de cuadre excepcional del reparto descrito en el protocolo de detalle PD-02.

• – Repartos m+3 y m+15.

  Se rechazar醤 los repartos y se informar� a los responsables del reparto para que los corrija dentro de los plazos establecidos en el apartado 6.4.

  En el SL-ATR quedar醤 identificados aquellos repartos que hayan sido sometidos a un proceso de cuadre excepcional del reparto.

6.4 Plazos para la elaboraci髇 del reparto.

La elaboraci髇 de los repartos seguir� los calendarios expuestos en los apartados siguientes.

En el caso de los repartos m+1, m+3 y m+15, si alguno de los hitos establecidos en los calendarios correspondiesen a un s醔ado, domingo o festivo nacional, 閟te ser� desplazado al d韆 laborable inmediatamente posterior. Antes del 15 de diciembre de cada a駉 el GTS publicar� el calendario del proceso de repartos m+1, m+3 y m+15 del a駉 siguiente, con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los env韔s y publicaciones de esta informaci髇.

En cualquier caso, los repartos m+1, m+3 y m+15, ya cerrados, deber醤 ser publicados en el SL-ATR antes de la finalizaci髇 del mes m+1, m+3 y m+15 respectivamente.

6.4.1 Reparto d+1.

• – Antes de las 4 horas posteriores al cierre del d韆 de gas d, los responsables de la medida facilitar醤, a trav閟 del SL-ATR, la medida del d韆 de gas en los puntos de reparto a los operadores que la necesiten para poder realizar el reparto (env韔 de ficheros de mensajer韆 de emisiones al SL-ATR).
• – Antes de las 4 horas y 15 minutos posteriores al cierre del d韆 de gas, los responsables de realizar el reparto recibir醤 las medidas a repartir (env韔 de ficheros de mensajer韆 desde el SL-ATR con las cantidades a repartir).
• – Antes de las 6 horas y 15 minutos posteriores al cierre del d韆 de gas, los responsables del reparto comunicar醤 al GTS los repartos correspondientes al d韆 d en sus instalaciones (env韔 de ficheros de mensajer韆 de cantidades repartidas al SL-ATR).
• – Antes de las 6 horas y 30 minutos posteriores al cierre del d韆 de gas, el SL-ATR publicar� la informaci髇 sobre el reparto.
• – Antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del d韆 de gas, los usuarios, el Gestor T閏nico del Sistema o los operadores podr醤 solicitar la revisi髇 del reparto diario provisional d+1.
• – Antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del d韆 de gas, los responsables de la medida comunicar醤, a trav閟 del SL–TR, las revisiones de medidas que hayan de ser modificadas con respecto al env韔 inicial.
• – Antes de las 8 horas posteriores al cierre del d韆 de gas, los responsables de realizar el reparto recibir醤, en su caso, las nuevas medidas a repartir (env韔 de ficheros de mensajer韆 desde el SL-ATR con las nuevas cantidades a repartir).
• – Antes de las 9 horas posteriores al cierre del d韆 de gas, los responsables del reparto revisar醤 y calcular醤 de nuevo el reparto del d韆 d, si fuera necesario, comunicando a trav閟 del SL-ATR el resultado de dicha revisi髇.
• – Antes de las 9 horas y 30 minutos posteriores al d韆 de gas, el SL-ATR publicar� el reparto d+1.

Adicionalmente, y solo en el caso de la informaci髇 del reparto en los puntos de carga o descarga de buques (PCDB):

• – Antes de las 13 horas posteriores al cierre del d韆 de gas, los usuarios podr醤 solicitar la revisi髇 del reparto d+1.
• – Antes de las 13 y 30 minutos posteriores al cierre del d韆 de gas, los responsables del reparto revisar醤 y calcular醤 de nuevo el reparto del d韆 d, si fuera necesario, comunicando a trav閟 del SL-ATR el resultado de dicha revisi髇.
• – Antes de las 14 horas posteriores al cierre del d韆 de gas, el SL-ATR publicar� el nuevo reparto diario provisional para PCDB.

Las solicitudes de la revisi髇 del reparto diario provisional d+1 ser醤 comunicadas autom醫icamente a trav閟 del SL-ATR al GTS y a todos los usuarios cuyo reparto d+1 pueda verse afectado. Igualmente, se comunicar� el resultado de la revisi髇 a los mismos.

6.4.2 Reparto m+1.

• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 10 de cada mes m+1, los responsables de las medidas de los puntos PCCC y PCDB, enviar醤 las medidas diarias del mes m al SL-ATR, como medidas finales definitivas m+1, y los repartos m+1 correspondientes al mes m en dichos puntos.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 11 del mes m+1, el SL-ATR pondr� a disposici髇 de los usuarios la informaci髇 indicada en el punto anterior.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 21 de cada mes m+1, usuarios, operadores y el Gestor T閏nico del Sistema podr醤 solicitar la revisi髇 de los repartos m+1.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 27 del mes m+1, los responsables de las medidas y repartos podr醤 enviar rectificaciones diarias a los mismos correspondientes al mes m.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 28 del mes m+1, el SL-ATR publicar� los repartos m+1 correspondientes al mes m, as� como los ajustes derivados que se imputar醤 en los repartos de los usuarios en el mes m+2.

6.4.3 Reparto m+3.

• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 25 del mes m+1, los responsables de los repartos en PCLD enviar醤 con detalle diario al SL-ATR, la informaci髇 sobre el reparto del mes m con detalle diario. Este env韔 no ser� necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto diario provisional.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 28 de cada mes m+1 el SL-ATR publicar� el reparto en los puntos PCLD.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 5 del mes m+3 el responsable de medida de puntos PCTD, PCDD y PPBD enviar醤 al SL-ATR, la medida de cada uno de los d韆s del mes m, como medidas finales provisionales m+3. Este env韔 no ser� necesario si el responsable de la medida no modifica la medida previamente enviada.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 6 del mes m+3, el SL-ATR pondr� a disposici髇 de los responsables del reparto las medidas diarias finales provisionales m+3 del mes m en cada PCTD, PCDD y PPBD.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 15 de cada mes m+3, los responsables del reparto en PCTD, PCDD remitir醤 al SL-ATR los repartos m+3.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 15 de cada mes m+3, los responsables del reparto en PPBD remitir醤 al SL-ATR los porcentajes de asignaci髇 de cada PPBD. Estos porcentajes ser醤 empleados en el c醠culo del reparto de cada uno de los d韆s del mes m. Este env韔 no ser� necesario si el responsable del reparto no modifica el porcentaje de asignaci髇 previamente comunicado al SL-ATR.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 16 de cada mes m+3, el SL-ATR publicar� los repartos m+3 del mes m de puntos PCTD, PCDD y PPBD.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 22 de cada mes m+3, los usuarios, operadores y el Gestor T閏nico del Sistema podr醤 solicitar la revisi髇 de reparto m+3 en puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCLD.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 23 de cada mes m+3, los responsables de las medidas podr醤 enviar rectificaciones diarias de las mismas en PCTD, PCDD y PPBD correspondientes al mes m.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 24 del mes m+3, el SL-ATR pondr� a disposici髇 de los responsables del reparto las nuevas medidas rectificadas en los PCTD, PCDD y PPBD, si las hubiera.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 27 de cada mes m+3, los responsables del reparto en PCTD, PCDD y PCLD remitir醤 al SL-ATR los repartos m+3, de todos los d韆s del mes m. Los responsables del reparto tambi閚 podr醤 enviar, al SL-ATR, las revisiones de los porcentajes de asignaci髇 en cada PPBD. Este env韔 no ser� necesario si el responsable de reparto no realiza ninguna revisi髇 con respecto a las ya informadas antes de la finalizaci髇 del 15 del mes m+3.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 28 de cada mes m+3 y una vez se disponga de toda la informaci髇 de repartos m+3 de puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCLD, el SL-ATR publicar� dichos repartos diarios m+3 cerrados del mes m.

6.4.4 Reparto m+15.

• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 1 de cada mes m+15 el responsable de medida de puntos PCTD, PCDD y PPBD enviar� al SL-ATR la medida de cada uno de los d韆s del mes m, como medida diaria final definitiva. Si llegada la fecha l韒ite, los responsables del reparto no hubieran actualizado el reparto diario final provisional m+3 de alguno de los d韆s del mes m, se tomar醤 como repartos diarios finales definitivos m+15, los repartos diarios finales provisionales m+3.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 2 del mes m+15, el SL-ATR pondr� a disposici髇 de los responsables del reparto las medidas diarias finales definitivas m+15 del mes m en cada PCTD, PCDD y PPBD.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 5 del mes m+15, el responsable de medida podr� enviar al SL-ATR rectificaciones de las medidas diarias finales definitivas correspondientes al mes m en los puntos PCTD, PCDD y PPBD.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 6 del mes m+15, el SL-ATR pondr� a disposici髇 de los responsables del reparto las medidas diarias finales definitivas m+15 del mes m en cada PCTD, PCDD y PPBD.
• – Antes del d韆 14 de cada mes m+15, los responsables del reparto en PCTD, PCDD, PPBD y PCLD remitir醤 al SL-ATR los repartos diarios finales definitivos m+15 de todos los d韆s del mes m. Si llegada la fecha l韒ite, los responsables del reparto no hubieran actualizado el reparto m+3 de alguno de los d韆s del mes m, se tomar醤 como m+15, los repartos m+3.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 14 de cada mes m+15, los responsables del reparto en PPBD remitir醤 al SL-ATR los Porcentajes de Asignaci髇 de cada PPBD. Estos porcentajes ser醤 empleados en el c醠culo del reparto de cada uno de los d韆s del mes m. Este env韔 no ser� necesario si el responsable del reparto no modifica el porcentaje de asignaci髇 previamente comunicado al SL-ATR en el mes m+3.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 15 de cada mes m+15, el SL-ATR publicar� los repartos m+15 del mes m de todos los puntos PCTD, PCDD y PPBD.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 24 de cada mes m+15, los usuarios, operadores y el Gestor T閏nico del Sistema podr醤 solicitar la revisi髇 de reparto m+15 en puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCLD.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 27 de cada mes m+15, los responsables del reparto en PCTD, PCDD y PCLD remitir醤 al SL-ATR los repartos m+15 de todos los d韆s del mes m. Este env韔 no ser� necesario si el responsable de reparto no realiza ninguna revisi髇 con respecto a los repartos ya informados antes del 15 del mes m+15. Los responsables del reparto tambi閚 podr醤 enviar al SL-ATR las revisiones de los porcentajes de asignaci髇 en cada PPBD.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 28 de cada mes m+15 y una vez se disponga de toda la informaci髇 de repartos m+15 de los puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCLD, el SL-ATR publicar� dichos repartos diarios m+15 cerrados del mes m.

6.5 Publicaci髇 de informaci髇 sobre repartos.

Los responsables del reparto y el GTS deber醤 poner a disposici髇 de cada agente, en el SL-ATR, toda la informaci髇 necesaria para la reproducci髇 y trazabilidad del c醠culo de los repartos d+1, m+1, m+3 y m+15.

LE0000630349_20181024Norma燦GTS-06 redactado por el apartado primero de la Res. de 8 de octubre de 2018, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifican las normas de gesti髇 t閏nica del sistema NGTS-06, NGTS-07 y los protocolos de detalle PD-01 y PD-02 (獴.O.E.� 23 octubre).Vigencia: 24 octubre 2018

NGTS-07
獴alance�

7
Balance

7.1 Balances f韘icos de las instalaciones.

7.1.1 Conceptos generales.

Los operadores de las infraestructuras del sistema gasista deber醤 realizar, para cada d韆 de gas, el balance f韘ico diario del gas que transita por sus instalaciones y enviar diariamente al SL-ATR toda la informaci髇 necesaria para la reproducci髇 de los c醠culos.

Los balances f韘icos servir醤 al operador de cada infraestructura de instrumento para:

• – Garantizar la correcta operaci髇 de cada infraestructura.
• – Controlar, minimizar y supervisar el volumen de las mermas asociadas a las p閞didas, fugas, venteos y diferencias de medici髇.
• – Proporcionar el gas entregado a lo largo del d韆 de gas a los usuarios en cada punto de entrada y de salida de las instalaciones.

Los balances f韘icos relativos a las instalaciones de regasificaci髇, almacenamientos subterr醤eos y red de transporte ser醤 supervisados por el Gestor T閏nico del Sistema, qui閚 determinar� su alcance y su frecuencia, as� como el nivel de detalle, en funci髇 de su incidencia en la operaci髇 del Sistema. Esta informaci髇 servir� al Gestor T閏nico del Sistema para garantizar la correcta operaci髇 del sistema en su conjunto.

7.1.2 C醠culo de los balances f韘icos.

Los balances f韘icos por instalaci髇 se calcular醤 empleando las mediciones efectuadas en los diferentes puntos de medici髇 del sistema gasista, incluyendo la medici髇 de existencias y autoconsumos.

Los puntos de medici髇 y de reparto del sistema se encuentran definidos en la NGTS-06.

El Gestor T閏nico del Sistema publicar� en el SL-ATR un listado actualizado de los responsables de la medida del gas transitado en cada uno de los puntos de medici髇 del sistema gasista.

7.1.2.1 Balance en las plantas de regasificaci髇.

Se calcular� un balance por instalaci髇, de acuerdo con la siguiente expresi髇:

Existencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos + + Mermas reales

Siendo:

• – Existencias iniciales: existencias iniciales de GNL en tanques en la planta a comienzos del primer d韆 de gas del periodo considerado, en kWh.
• – Entradas: descarga de buques durante el periodo considerado, en kWh.
• – Salidas: carga de buques, regasificaci髇, carga de cisternas, bunkering y puesta en fr韔 de buques (gassing up and cooling down) durante el periodo considerado, en kWh.
• – Existencias finales: existencias finales de GNL en tanques en la planta al final del 鷏timo d韆 de gas del periodo considerado, en kWh.
• – Autoconsumos: consumos de gas en la planta durante el periodo considerado, en kWh. Su determinaci髇 se realiza mediante equipos de medida instalados a tal fin.
• – Mermas reales: mermas producidas en la planta durante el periodo considerado, en kWh. Se calculan como resultado de la ecuaci髇 anterior.

7.1.2.2 Balance en las redes de transporte.

Se calcular� un balance por el conjunto de redes de transporte de cada titular, conforme a la siguiente f髍mula:

Existencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos + + Mermas reales

Siendo:

• – Existencias iniciales: existencias iniciales en el conjunto de las redes de transporte del titular a comienzos del primer d韆 de gas del periodo considerado, en kWh.
• – Entradas: entradas al conjunto de las redes de transporte del titular desde las plantas de regasificaci髇, almacenamientos, yacimientos, conexiones internacionales, puntos de producci髇 de biog醩 y puntos de conexi髇 transporte-transporte (PCTT), en kWh.
• – Salidas: salidas del conjunto de las redes de transporte del titular a puntos de conexi髇 con l韓eas directas (PCDL, almacenamientos subterr醤eos, conexiones internacionales, puntos de conexi髇 transporte-distribuci髇 (PCTD) y puntos de conexi髇 transporte-transporte (PCTT), en kWh.
• – Existencias finales: existencias finales en el conjunto de las redes de transporte del titular al final del 鷏timo d韆 de gas del periodo considerado, en kWh.
• – Autoconsumos: consumos de gas en la operaci髇 normal de los equipos de las instalaciones del conjunto de las redes de transporte del titular durante el periodo considerado, en kWh. Su determinaci髇 se realiza mediante equipos de medida instalados a tal fin.
• – Mermas reales: mermas producidas en el conjunto de las redes de transporte del titular durante el periodo considerado, en kWh. Se calculan como resultado de la ecuaci髇 anterior.

7.1.2.3 Balance en los almacenamientos subterr醤eos.

Se calcular� un balance por instalaci髇, conforme a la siguiente f髍mula:

Existencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos + + Mermas reales

Siendo:

• – Existencias iniciales: existencias iniciales en el almacenamiento subterr醤eo a comienzos del primer d韆 de gas del periodo considerado, en kWh.
• – Entradas: inyecci髇 al almacenamiento subterr醤eo desde la red de transporte, en kWh.
• – Salidas: extracci髇 del almacenamiento subterr醤eo a la red de transporte, en kWh.
• – Existencias finales: existencias finales en el almacenamiento subterr醤eo al final del 鷏timo d韆 de gas del periodo considerado, en kWh.
• – Autoconsumos: consumos de gas en el almacenamiento subterr醤eo, en kWh. Su determinaci髇 se realiza mediante equipos de medida instalados a tal fin.
• – Mermas reales: mermas producidas en el almacenamiento subterr醤eo durante el periodo considerado, en kWh.

7.1.2.4 Balance en la red de distribuci髇.

Se calcular� un balance por el conjunto de redes de distribuci髇 de cada titular, conforme a la siguiente f髍mula:

Entradas = Salidas + Mermas reales

Siendo:

• – Entradas: entradas al conjunto de las redes de distribuci髇 del titular desde la red de transporte (PCTD), redes de distribuci髇 de otros distribuidores (PCDD) y entradas en puntos de conexi髇 de producci髇 de biog醩 con redes de distribuci髇 (PPBD), en kWh.
• – Salidas: salidas del conjunto de las redes de distribuci髇 del titular a puntos de conexi髇 con redes de distribuci髇 de otros distribuidores (PCDD) y puntos de consumo, en kWh.
• – Mermas reales: mermas producidas en el conjunto de las redes de distribuci髇 del titular durante el periodo considerado, en kWh.

7.1.3 Calendario para la comunicaci髇 de medidas.

La comunicaci髇 de las medidas correspondientes a los puntos de reparto seguir� el calendario establecido en la Norma NGTS–06. Con car醕ter adicional se comunicar� la siguiente informaci髇:

• – Antes de las 4 horas posteriores al cierre del d韆 de gas d, se enviar醤 al SL-ATR las mediciones en los puntos PCI, PCY, PCAS, PPBD, PCPR y PCTT. Adicionalmente, se enviar醤 al SL-ATR las medidas de existencias en redes de transporte y plantas de regasificaci髇 de cada titular, as� como de autoconsumos en todas las instalaciones. Todas estas medidas podr醤 ser revisadas por el operador antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del d韆 de gas.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 10 de cada mes m+1, los responsables de la medida en los puntos PCPR y PCAS enviar醤 las medidas diarias del mes m al SL-ATR en estos puntos. Adicionalmente, se enviar醤 al SL-ATR las medidas de existencias finales de GNL en tanques de cada planta de regasificaci髇, as� como, las medidas de autoconsumos de planta de regasificaci髇 y almacenamiento subterr醤eo para cada d韆 del mes m. Este env韔 no ser� necesario si el responsable de la medida no modifica la medida remitida en el d韆 posterior al d韆 de gas.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 10 de cada mes m+ 1, los responsables de la medida de los puntos PCI y PCY enviar醤 las medidas diarias del mes m al SL-ATR. Adicionalmente, se enviar醤 al SL-ATR las medidas de existencias diarias y autoconsumos en redes de transporte de cada titular. Este env韔 no ser� necesario si el responsable de la medida no modifica la medida remitida en el d韆 posterior al d韆 de gas.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 25 del mes m+1, los responsables de las medidas de los puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCTT enviar醤 con detalle diario al SL– ATR la medida diaria de cada uno de los d韆s del mes m.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 28 de cada mes m+1 el SL-ATR publicar� las medidas diarias finales provisionales de los puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCTT.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 22 de cada mes m+3, operadores y el Gestor T閏nico del Sistema podr醤 solicitar la revisi髇 de medidas de PCI, PCY, PCTD, PCDD, PPBD y PCTT.
• – Antes de la finalizaci髇 del d韆 1 de cada mes m+15 el responsable de la medida de puntos PCI, PCY, PPBD y PCTT enviar� al SL-ATR, la medida de cada uno de los d韆s del mes m. Adicionalmente, se enviar醤 al SL-ATR las medidas de existencias en redes de transporte de cada titular. Este env韔 no ser� necesario si el responsable de la medida no modifica la medida remitida en el d韆 posterior al d韆 de gas.

7.2 Balances individuales de los usuarios.

7.2.1 Conceptos generales.

El Gestor T閏nico del Sistema realizar� balances individuales para todos y cada uno de los usuarios que utilicen las instalaciones del sistema gasista. Estos balances contendr醤 toda la informaci髇 relativa a los repartos y nivel de existencias de los usuarios y ser醤 puestos a disposici髇 de los mismos a trav閟 del SL-ATR.

Se realizar醤 balances individuales de los usuarios en cada una de las plantas de regasificaci髇, en el Punto Virtual de Balance (PVB), en el almacenamiento en el PVB y en el conjunto de los almacenamientos subterr醤eos.

Los balances se considerar醤:

• – Abiertos: cuando todav韆 no ha finalizado el plazo establecido para la gesti髇 de reclamaciones de los repartos de los usuarios.
• – Cerrados: una vez finalizado el plazo establecido para la gesti髇 de reclamaciones de los repartos de los usuarios.

7.2.2 Balances individuales de los usuarios en las plantas de regasificaci髇.

En las plantas de regasificaci髇 se realizar醤, para cada usuario presente en la misma, un balance diario final del d韆 de gas (balance d+1), realizado el d韆 posterior al d韆 de gas, con la informaci髇 de los repartos d+1 en los puntos de reparto PCDB, PCCC y PCPR contenidos en el SL-ATR. Este balance se calcular� conforme a la siguiente f髍mula:

Existencias finales diarias = Existencias iniciales diarias + Entradas – Mermas retenidas – – Salidas + Operaciones de compraventa

Siendo:

• – Existencias finales: existencias finales de GNL del usuario en tanques en la planta al final del d韆 de gas, en kWh.
• – Existencias iniciales: existencias iniciales de GNL del usuario en tanques en la planta a comienzos del d韆 de gas, en kWh.
• – Entradas: reparto d+1 del usuario en puntos PCDB cuando su valor es positivo, as� como reparto d+1 en los puntos PCPR cuando se produce una salida de gas del PVB a planta de regasificaci髇, en kWh.
• – Salidas: reparto d+1 del usuario en puntos PCDB cuando su valor es negativo, reparto d+1 en puntos PCPR cuando se produce una salida de gas de la planta al PVB y reparto d+1 en puntos PCCC, en kWh.
• – Mermas retenidas: mermas reconocidas en vigor por las operaciones realizadas, en kWh. Las mermas en operaciones de carga de GNL en buques corresponder醤 a las mermas reales asociadas a dicha operaci髇.
• – Operaciones de compraventa: saldo, positivo o negativo, del usuario por transacciones de cambio de titularidad de adquisici髇 o cesi髇 de existencias de GNL en tanques en el d韆 de gas.

7.2.3 Balances individuales de los usuarios en el PVB.

En el PVB se realizar醤 los siguientes balances para los usuarios con cartera de balance:

• – Balance diario provisional del d韆 de gas (balance d+1): realizado el d韆 posterior al d韆 de gas, con la informaci髇 de los repartos d+1 contenidos en el SL-ATR.
• – Balance diario final provisional del d韆 de gas (balance m+3): realizado antes de la finalizaci髇 del mes m+3, con la informaci髇 de los repartos m+3 contenidos en el SL-ATR.
• – Balance diario final definitivo del d韆 de gas (balance m+15): realizado antes de la finalizaci髇 del mes m+15, con la informaci髇 de los repartos m+15 contenidos en el SL-ATR.

7.2.3.1 Balance diario provisional d+1.

El balance diario provisional d+1 del usuario en el PVB se calcular� conforme a la siguiente f髍mula:

Entradas – Salidas – Mermas retenidas = Desbalance del usuario

Siendo:

• – Entradas: reparto d+1 del usuario en puntos PCPR, PCY, PCAS, PCI y PPBD, as� como compras realizadas por el usuario en el PVB en el d韆 de gas, en kWh.
• – Salidas: reparto d+1 del usuario en puntos PCI, PCAS, en los puntos PCPR cuando se produce una salida de gas del PVB a planta de regasificaci髇, en las salidas del PVB para lo que se tendr� en consideraci髇 los repartos en PCTD, PCDD y en PCLD en redes de transporte, as� como ventas realizadas por el usuario en el PVB en el d韆 de gas, en kWh.
• – Mermas retenidas: mermas reconocidas en vigor por el uso de la red de transporte, en kWh.

Los usuarios no tendr醤 existencias a su nombre en el PVB al finalizar el d韆 de gas (desbalance = 0), salvo que el usuario hubiera adquirido alg鷑 servicio en vigor a tal efecto.

7.2.3.2 Balance diario final provisional m+3.

El balance diario final provisional m+3 del usuario en el PVB se calcular� conforme a la siguiente f髍mula:

Entradas – Salidas – Mermas retenidas = Desbalance del usuario

Siendo:

• – Entradas: reparto m+3 del d韆 de gas d del usuario en puntos PCPR, PCY, PCAS, PCI y PPBD, as� como compras realizadas por el usuario en el PVB en el d韆 de gas, en kWh.
• – Salidas: reparto m+3 del d韆 de gas d del usuario en puntos PCI, PCAS y en los puntos PCPR cuando se produce una salida de gas del PVB a planta de regasificaci髇, reparto m+3 en las salidas del PVB para lo que se tendr� en consideraci髇 los repartos en PCTD, PCDD y PCLD en redes de transporte, as� como ventas realizadas por el usuario en el PVB en el d韆 de gas, en kWh.
• – Mermas retenidas: mermas reconocidas en vigor por el uso de la red de transporte, en kWh.

7.2.3.3 Balance diario final definitivo m+15.

El balance diario final definitivo m+15 del usuario en el PVB se calcular� conforme a la siguiente f髍mula:

Entradas – Salidas – Mermas retenidas = Desbalance del usuario

Siendo:

• – Entradas: reparto m+15 del d韆 de gas d del usuario en puntos PCPR, PCY, PCAS, PCI y PPBD, as� como compras realizadas por el usuario en el PVB en el d韆 de gas, en kWh.
• – Salidas: reparto m+15 del d韆 de gas d del usuario en puntos PCI, PCAS y en los puntos PCPR cuando se produce una salida de gas del PVB a planta de regasificaci髇, reparto m+15 en las salidas del PVB para lo que se tendr� en consideraci髇 los repartos en PCTD, PCDD y PCLD en redes de transporte, as� como ventas realizadas por el usuario en el PVB en el d韆 de gas, en kWh.
• – Mermas retenidas: mermas reconocidas en vigor por el uso de la red de transporte, en kWh.

7.2.4 Balances individuales de los usuarios en los almacenamientos subterr醤eos.

En el conjunto de los almacenamientos subterr醤eos se realizar醤, para cada usuario presente en los mismos, un balance diario final del d韆 de gas (balance d+1), realizado el d韆 posterior al d韆 de gas, con la informaci髇 de los repartos d+1 en los puntos de reparto PCAS contenidos en el SL-ATR. Este balance se calcular� conforme a la siguiente f髍mula:

Existencias finales diarias = Existencias iniciales diarias + Entradas – Salidas + + Operaciones de compraventa

Siendo:

• – Existencias finales: existencias finales de GN del usuario en el conjunto de los almacenamientos subterr醤eos al final del d韆 de gas, en kWh.
• – Existencias iniciales: existencias iniciales de GN del usuario en el conjunto de los almacenamientos subterr醤eos a comienzos del d韆 de gas, en kWh.
• – Entradas: reparto d+1 del usuario en puntos PCAS, en kWh.
• – Salidas: reparto d+1 del usuario en puntos PCAS, en kWh.
• – Operaciones de compraventa: saldo, positivo o negativo, del usuario por transacciones de cambio de titularidad de adquisici髇 o cesi髇 de existencias de GN en el conjunto de los almacenamientos subterr醤eos en el d韆 de gas, bien a trav閟 de operaciones bilaterales, o bien, a trav閟 de operaciones en las que intervengan m鷏tiples usuarios de los almacenamientos subterr醤eos.

7.2.5 Calendario para la elaboraci髇 de los balances individuales de los usuarios.

La elaboraci髇 de los balances individuales de los usuarios seguir� los calendarios siguientes:

• – Balances d+1 en el PVB y almacenamientos subterr醤eos: el Gestor T閏nico del Sistema publicar� el balance diario provisional d+1 en el SL-ATR antes de las 9 horas y media posteriores a la finalizaci髇 del d韆 de gas.
• – Balances d+1 en plantas de regasificaci髇: el Gestor T閏nico del Sistema publicar� el balance diario final d+1 en el SL-ATR antes de las 14 horas posteriores a la finalizaci髇 del d韆 de gas. Este balance podr� ser modificado durante los 7 d韆s siguientes conforme a lo expuesto en el apartado 6.2.6 de la NGTS-06.
• – Balances m+3: el Gestor T閏nico del Sistema publicar� el balance diario final provisional m+3 correspondiente al mes m en el SL-ATR el primer d韆 del mes m+4.
• – Balances m+15: el Gestor T閏nico del Sistema publicar� el balance diario final definitivo m+15 correspondiente al mes m en el SL-ATR, el primer d韆 del mes m+16.

En el caso de los balances m+3 y m+15, si alguno de los hitos establecidos en los calendarios correspondiesen a un s醔ado, domingo o festivo nacional, 閟te ser� desplazado al d韆 laborable inmediatamente posterior. Antes del 15 de diciembre de cada a駉 el GTS publicar� el calendario del proceso de balances m+3 y m+15 del a駉 siguiente, con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los hitos de env韔 y publicaci髇 de esta informaci髇.

7.3 Publicaci髇 de informaci髇 sobre los balances.

El Gestor T閏nico del Sistema deber� poner a disposici髇 de cada agente, en el SL-ATR, toda la informaci髇 necesaria para la reproducci髇 y trazabilidad del c醠culo de los balances diarios d+1, m+1, m+3 y m+15.

LE0000630349_20181024Norma de Gesti髇 T閏nica del Sistema NGTS-07 redactada por el apartado segundo de la Res. de 8 de octubre de 2018, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifican las normas de gesti髇 t閏nica del sistema NGTS-06, NGTS-07 y los protocolos de detalle PD-01 y PD-02 (獴.O.E.� 23 octubre).Vigencia: 24 octubre 2018

NGTS-08
玃lan de mantenimiento�

8
Plan de mantenimiento

8.1. Mantenimientos e intervenciones.

El mantenimiento incluye todas aquellas actividades de inspecci髇, control, intervenci髇 y/o reparaci髇, destinadas a mantener las instalaciones del sistema gasista en condiciones de seguridad y funcionamiento 髉timas. El mantenimiento puede ser preventivo o correctivo, pudiendo ser este 鷏timo planificado o no planificado. Las emergencias pueden dar lugar a un mantenimiento correctivo no planificado. Salvo imposibilidad t閏nica manifiesta, toda planificaci髇 de mantenimiento se realizar� teniendo en cuenta el requisito de mantener la continuidad del servicio y la programaci髇 anual de descargas de buques.

Los distribuidores y los transportistas deber醤 mantener el suministro de forma permanente a los consumidores conectados a su red, si bien para efectuar tareas de mantenimiento, reparaci髇, sustituci髇 o ampliaci髇 de las instalaciones podr醤 realizar cortes temporales de suministro de acuerdo con lo establecido en la legislaci髇 vigente.

Al objeto de valorar y reducir, si procede, las consecuencias de los trabajos planificados, los sujetos involucrados podr醤 acordar la forma m醩 conveniente de actuar, cuando sea posible, desde el punto de vista t閏nico, operativo y de seguridad.

En caso de concurrencia de intervenciones de varios sujetos que puedan afectar a la Red B醩ica o de transporte secundario, o falta de consenso en los planes de mantenimiento, el Gestor T閏nico del Sistema propondr� la mejor soluci髇 posible comunic醤dola a todos los sujetos implicados y en su caso a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆.

8.2. Planificaci髇 de mantenimiento.

Los operadores de las instalaciones de transporte y distribuci髇 dispondr醤 de sus correspondientes planes de mantenimiento. Este plan recoger� un a駉 de gas.

8.3. Repercusiones del plan de mantenimiento.

El plan de mantenimiento puede tener como repercusiones principales:

• Cortes de suministro planificados en la Red B醩ica y de transporte secundario.
• Restricciones en puntos de entrada al sistema gasista.
• Restricciones en puntos de salida del sistema gasista.
• Restricciones de caudales: condiciones espec韋icas de presi髇 y caudal.
• Restricciones de capacidad en el sistema gasista.

En el caso de operaciones especiales que requieran determinadas condiciones de flujo, se pedir� la colaboraci髇 de los usuarios, transportistas o distribuidores, para la consecuci髇 de dichas condiciones de presi髇 y caudal con el fin de minimizar el tiempo de modificaci髇 o corte de suministro.

8.4. Informaci髇 proporcionada sobre el plan de mantenimiento al resto de los sujetos.

Los operadores de las redes de la Red B醩ica y de transporte elaborar醤 antes del 1 de noviembre, la programaci髇 de las actividades que requieran o puedan ocasionar restricciones operativas en sus instalaciones para el a駉 siguiente. En ella se recoger�, al menos:

• Tipo de intervenci髇 o mantenimiento.
• Instalaci髇.
• Consumidores y otros sujetos afectados.
• Fecha propuesta y duraci髇 estimada.
• Repercusiones sobre la operaci髇 y el suministro.

El primer d韆 h醔il de noviembre los transportistas enviar醤 sus planes de mantenimiento al Gestor T閏nico del Sistema.

Antes del 22 de noviembre el Gestor T閏nico del Sistema confirmar� la viabilidad de los planes de mantenimiento presentados por los transportistas o, en su caso, presentar� las modificaciones necesarias para que sean incorporadas en los planes de mantenimiento presentados.

Antes del 30 de noviembre, los operadores de la Red B醩ica y de transporte secundario comunicar醤 a los sujetos afectados las operaciones de mantenimiento propuestas a lo largo del siguiente ejercicio.

En todo caso, dos semanas antes de la realizaci髇 de cada mantenimiento o intervenci髇, los operadores de las redes de transporte y distribuci髇, volver醤 a informar a los sujetos afectados.

8.5. Modificaciones del plan de mantenimiento.

Cualquier modificaci髇 sobre el plan de mantenimiento, ser� comunicada lo antes posible a los sujetos implicados.

Si el plan de mantenimiento se modificase, por causa justificada, dentro de los 30 d韆s anteriores a la fecha planificada, los sujetos afectados podr醤 presentar sus fechas alternativas que, en todo caso, deber醤 ser consensuadas entre las partes.

NGTS-9
玂peraci髇 normal del sistema�

9
Operaci髇 normal del sistema

9.1. Consideraciones generales sobre la utilizaci髇 y funcionamiento del sistema.

El Gestor T閏nico del Sistema dispondr� de los procedimientos operativos necesarios para realizar las funciones encomendadas, bas醤dose en la informaci髇 aportada por los sujetos que hacen uso del sistema, a trav閟 de las programaciones, nominaciones y repartos establecidos, as� como de las predicciones de demanda. A partir de dicha informaci髇 el Gestor T閏nico del Sistema elaborar� los siguientes documentos operativos:

Previsi髇 de la oferta y la demanda de gas con horizonte anual y detalle mensual, desglosando las entradas y salidas del gas al sistema, funcionamiento de las plantas de regasificaci髇 y gesti髇 de los almacenamientos, identificando los posibles excesos o d閒icit de gas del sistema y de cada uno de los sujetos afectados.

Esta previsi髇 se actualizar� tantas veces como la situaci髇 del sistema lo requiera, tomando en consideraci髇 la 鷏tima informaci髇 aportada por los sujetos.

Plan de operaciones con detalle diario y alcance mensual sobre el funcionamiento de todas las instalaciones de transporte recogiendo la informaci髇 recibida a trav閟 de las programaciones y nominaciones de los transportistas. Recoger�, al menos, la organizaci髇 de todas las entradas de gas al sistema, el movimiento de gas en las plantas de regasificaci髇 y almacenamientos, el desglose de los aprovisionamientos y niveles de inventario, as� como la autonom韆 del sistema.

Este plan se actualizar� cuando la situaci髇 del sistema lo requiera, teniendo en cuenta la informaci髇 sobre los mantenimientos previstos o programados que afecten a la capacidad de las instalaciones del sistema, as� como la 鷏tima informaci髇 aportada por los sujetos.

Adicionalmente, los operadores de las redes de transporte y distribuci髇 elaborar醤 sus correspondientes planes de operaci髇 con periodicidad anual para el a駉 siguiente. Este procedimiento definir� los criterios de funcionamiento y actuaci髇 ante posibles eventualidades de las distintas redes de transporte y distribuci髇 con el fin de garantizar que las condiciones de suministro sean las adecuadas.

A los efectos anteriores, se identificar醤 y comunicar醤 a los sujetos afectados las restricciones del sistema que afecten a la operaci髇 anual, mensual o diaria y se adoptar醤 las medidas pertinentes para anular o minimizar los efectos de aquellas. Estas restricciones se comunicar醤 al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 y a las Comunidades Aut髇omas afectadas en aquellos casos, que por su trascendencia, as� se considerara por el Gestor T閏nico del Sistema.

Estas restricciones se determinar醤 por instalaci髇 atendiendo a:

• Capacidad.
• Factor de utilizaci髇.
• Condiciones de dise駉.
• L韒ites de seguridad, incluyendo al menos nivel m韓imo de llenado y equipos de reserva.
• Estacionalidad.

El Gestor T閏nico del Sistema publicar� de forma accesible para los agentes del sistema la siguiente informaci髇 agregada:

• Curvas de la demanda diaria real y prevista con detalle horario (real y previsto).
• Previsi髇 de demanda mensual del mercado convencional con detalle diario, antes del d韆 20 del mes anterior.
• Actualizaciones de las previsiones de demanda cuando se produzcan variaciones significativas.
• Demanda real atendida por d韆s vencidos y acumulado mensual.
• Demanda real atendida por meses vencidos y acumulada anual.
• Plan de cobertura de la demanda de gas en invierno.
• Programa anual de utilizaci髇 de ventanas de descarga de buques en las plantas de regasificaci髇.
• Nivel agregado de existencias previstas en GNL, almacenamientos subterr醤eos y almacenamiento para la operaci髇 comercial en la red de gasoductos de transporte y entradas de gas a la red de transporte con horizonte mensual y detalle diario, de acuerdo con la 鷏tima programaci髇 viable.
• Nivel de utilizaci髇 de las plantas, incluyendo evoluci髇 hist髍ica y previsiones futuras.

9.2. Operaci髇 Normal del Sistema.

Se entender� que el sistema gasista se encuentra en situaci髇 de Operaci髇 Normal, cuando las variables b醩icas de control est閚 dentro de los rangos normales de operaci髇 del sistema.

Las variables b醩icas de control que determinan la situaci髇 del sistema gasista son:

• la demanda de gas,
• la capacidad disponible de gas en las entradas de gas natural al sistema, tanto gas natural (GN) como gas natural licuado (GNL),
• la operatividad de las plantas de recepci髇, almacenamiento y regasificaci髇 de GNL del sistema gasista, y de las estaciones de compresi髇, el flujo en los nudos del sistema y
• las sobrepresiones o p閞didas de presi髇 en los gasoductos y redes de transporte y distribuci髇 que sean cr韙icos para el sistema gasista.

El Gestor T閏nico del Sistema propondr� el procedimiento operativo para el c醠culo de los rangos admisibles para los valores de las variables de control al objeto de definir en qu� nivel de situaci髇 se encuentra el sistema en cada momento, para su inclusi髇 como protocolo de detalle a estas Normas.

En operaci髇 normal de la Red B醩ica y de transporte secundario, las consignas e instrucciones que imparta el Gestor T閏nico del Sistema a los diferentes sujetos estar醤 basadas en los procedimientos operativos definidos en 11.1, teniendo en cuenta los condicionantes t閏nicos y de acuerdo con los criterios de fiabilidad y seguridad de suministro que se establezcan.

Cualquier alteraci髇 de las condiciones de operaci髇 previstas, o en su caso emergencias, podr醤 dar lugar a una revisi髇 del programa mensual y, por tanto modificar las consignas de operaci髇 originalmente impartidas. En el caso de que estas alteraciones afectasen a alguno de los sujetos, se informar� de su alcance con la mayor brevedad y con la justificaci髇 debida, procurando minimizar su efecto sobre los suministros afectados.

Al objeto de garantizar el correcto funcionamiento de la Red B醩ica y de transporte secundario y realizar el seguimiento de la operaci髇 diaria, los operadores de las infraestructuras y el Gestor T閏nico del Sistema dispondr醤 de un sistema de comunicaciones, de control, de gesti髇 de la informaci髇 y de herramientas de simulaci髇, operativo durante las 24 horas del d韆.

Con el fin de que el Gestor T閏nico del Sistema tenga conocimiento en todo momento de la situaci髇 del sistema, los diferentes operadores de las instalaciones de transporte le aportar醤 diariamente los partes de movimiento f韘ico del gas vehiculado a trav閟 de sus instalaciones el d韆 anterior. Asimismo, y con objeto de poder gestionar en todo momento posibles situaciones de operaci髇 excepcional o emergencia, el Gestor T閏nico del Sistema deber� recibir de manera continua y en tiempo real los principales par醡etros de todas las entradas al sistema, as� como de los puntos de conexi髇 entre las distintas redes de transporte.

El Gestor T閏nico del Sistema elaborar� diariamente un informe de operaci髇 que incluir� las previsiones y utilizaciones de las instalaciones de regasificaci髇, almacenamiento, conexiones internacionales y, en general, el funcionamiento de todas las instalaciones de la Red B醩ica y de transporte secundario realizadas por los distintos titulares de las mismas o, si fuera necesario, impartiendo sus instrucciones con las modificaciones de operaci髇 de dichas instalaciones que considere oportunas para el buen funcionamiento del sistema. Dicho informe ser� enviado al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 en un plazo m醲imo de tres d韆s.

El Gestor T閏nico del Sistema, en colaboraci髇 con el resto de sujetos implicados, elaborar� un plan de actuaci髇 invernal con objeto de garantizar el suministro ante el incremento de la demanda derivado de la estacionalidad del mercado dom閟tico/comercial y de repentinas olas de fr韔.

Dicho plan podr� contemplar entre otras medidas:

• Reserva de capacidad de entrada en las conexiones con gasoductos internacionales.
• Fijaci髇 de cantidades de existencias m韓imas de seguridad a mantener en tanques de gas natural licuado y almacenamientos subterr醤eos.

El detalle del plan de actuaci髇 ser� aprobado por la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas y publicado antes del 15 de octubre de cada a駉.

El Gestor T閏nico del Sistema ser� el encargado de impartir las instrucciones necesarias para el adecuado funcionamiento del sistema en Operaci髇 Normal, pudiendo emitir las instrucciones correspondientes para su aplicaci髇 a las empresas de transporte, distribuci髇, comercializaci髇 y a los consumidores que se autoabastezcan.

Las empresas de transporte, distribuci髇, comercializadoras y consumidores cualificados que se autoabastezcan ser醤 responsables de la adecuada ejecuci髇 de las instrucciones emitidas por el Gestor T閏nico del Sistema. En caso de incumplimiento de tales instrucciones, el Gestor T閏nico del Sistema lo pondr� en conocimiento del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, para la correspondiente asignaci髇 de responsabilidades, si procediera, de conformidad con lo dispuesto en el T韙ulo VI de la referida Ley del Sector de Hidrocarburos.

V閍se Res. 30 noviembre 2009, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se aprueba el Plan de Actuaci髇 Invernal para la operaci髇 del sistema gasista (獴.O.E.� 3 diciembre).LE0000401651_20091204

9.3. Publicaci髇 de informaci髇 sobre la Operaci髇 Normal del sistema.

El Gestor T閏nico del Sistema publicar�, antes de las 14:00 horas del d韆 siguiente al d韆 de gas, la siguiente informaci髇 agregada correspondiente al d韆 de gas:

Sobre la demanda de gas, en GWh/d韆:

• Demanda total del sistema, distinguiendo entre la demanda para el mercado regulado y el mercado liberalizado.

Sobre las existencias de gas en el sistema:

• Existencias reales de GNL en cada planta de regasificaci髇 a las 24:00 h, en m� y GWh/d韆.
• Existencias de gas totales en almacenamientos subterr醤eos.

Sobre las entradas de gas al sistema gasista, en GWh/d韆:

• Entradas totales al sistema.
• Descargas de GNL en cada planta de regasificaci髇.
• Emisi髇 de gas de cada planta de regasificaci髇.
• Entradas o salidas de gas por cada conexi髇 internacional, distinguiendo las cantidades destinadas a tr醤sito internacional.
• Inyecci髇/Extracci髇 de los almacenamientos subterr醤eos.
• Producci髇 de gas por cada yacimiento.

9.4 Desbalances individuales.

Se considerar� que un usuario del sistema gasista est� en situaci髇 de desbalance individual cuando sus niveles de existencias de gas en el sistema no se encuentran dentro de los m醨genes de tolerancia establecidos en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.

LE0000251385_20071108 Apartado 9.4 de la Norma de Gesti髇 T閏nica del Sistema NGTS-9 玂peraci髇 normal del sistema� del anexo redactado por el apartado primero de la Res. 18 octubre 2007, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifican los apartados 9.4 玠esbalances individuales� y 9.6 玬edidas a adoptar en caso de desbalance�, incluidos en la norma de gesti髇 t閏nica del sistema gasista ngts-9 玱peraci髇 normal del sistema� (獴.O.E.� 7 noviembre).Vigencia: 8 noviembre 2007

9.5. Medidas a adoptar por el usuario ante la previsi髇 de un desbalance.

En el caso de que un usuario prevea que va a entrar en una situaci髇 de desbalance, utilizar�, en su caso, alguno de los siguientes instrumentos:

• Operaciones de compraventa de gas a otros usuarios del sistema.
• Modificaci髇 del plan de programaciones y nominaciones previsto.
• Ejercitar las cl醬sulas de interrumpibilidad con aquellos clientes con los que tenga suscritos contratos de suministro interrumpible.
• Negociar con sus propios clientes firmes interrupciones voluntarias de suministro.
• Negociar con otros usuarios para ejercitar las cl醬sulas de interrumpibilidad de clientes ajenos.
• Utilizaci髇 de las capacidades disponibles de los almacenamientos subterr醤eos.

El usuario informar� al Gestor T閏nico del Sistema de las medidas tomadas, quien valorar� su suficiencia y adecuaci髇 a la naturaleza de la situaci髇.

En caso de consumidores que se suministren directamente, deber醤 regular su consumo para poder corregir su propio desbalance. Cuando 閟te sea causado por la indisponibilidad no programada de una instalaci髇, se aplicar� el procedimiento establecido en la NGTS dedicada a la Operaci髇 Excepcional del Sistema.

9.6 Medidas y cargos econ髆icos aplicables a los usuarios que se encuentren en desbalance de gas en el sistema gasista.

9.6.1 Tipos de desbalances individuales:

Los usuarios del sistema gasista deber醤 mantener sus niveles de existencias de gas en el sistema dentro de los m醨genes de tolerancia establecidos en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.

El balance de referencia para determinar los desbalances individuales ser� el balance diario (balance "n+1"), una vez cerrado el periodo de discrepancias.

Las regularizaciones posteriores no afectar醤 al balance de referencia para el c醠culo de desbalances. Para el c醠culo de los desbalances, cada d韆 se tendr� en cuenta la capacidad diaria contratada del usuario que sea de aplicaci髇.

Se consideran 4 tipos de desbalances:

• – Por exceso de gas en el almacenamiento para la operaci髇 comercial en la red de gasoductos (AOC).
• – Por exceso de GNL en plantas de regasificaci髇.
• – Por defecto de gas en el almacenamiento para la operaci髇 comercial en la red de gasoductos.
• – Por defecto de GNL en una planta de regasificaci髇.

Cuando un usuario del sistema se encuentre en situaci髇 de desbalance, le ser醤 de aplicaci髇 los cargos econ髆icos que se describen en los siguientes apartados, que tendr醤 la consideraci髇 de ingresos liquidables.

Los cargos econ髆icos derivados de las situaciones de desbalance ser醤 facturados por el Gestor T閏nico del Sistema, excepto en el caso de defecto de GNL en una planta de regasificaci髇 (9.6.4), que ser� facturada por el titular de la misma.

Los cargos econ髆icos descritos en este apartado para las situaciones de desbalance, se entienden sin perjuicio de la posibilidad de declaraci髇 de niveles de Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional (SOE), as� como de las posibles responsabilidades en que pudieran incurrir los usuarios en desbalance, actuando el Gestor T閏nico del Sistema de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema en relaci髇 con la aprobaci髇 de la viabilidad de sus programaciones y nominaciones futuras, para minimizar la repercusi髇 en el sistema y recuperar la operaci髇 normal en el plazo m醩 breve posible.

Los usuarios y transportistas podr醤 informarse a trav閟 del SL-ATR.

LE0000541397_20141216LE0000541397_20141216 Apartado 9.6.1 de la Norma de Gesti髇 T閏nica del Sistema NGTS-9 玂peraci髇 normal del sistema� del anexo redactado por la disposici髇 final segunda de la Orden IET/2355/2014, de 12 de diciembre, por la que se establece la retribuci髇 de las actividades reguladas del sector gasista para el segundo per韔do de 2014 (獴.O.E.� 16 diciembre).Vigencia: 1 marzo 2015Efectos / Aplicaci髇: 1 marzo 2015

9.6.2 Desbalance por exceso de gas en el Almacenamiento para la Operaci髇 Comercial en la Red de Gasoductos (AOC).

...

LE0000564456_20160101 Apartado 9.6.2 derogado por el p醨rafo final de la disposici髇 derogatoria 鷑ica de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes y c醤ones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribuci髇 de las actividades reguladas para el 2016 (獴.O.E.� 18 diciembre).Vigencia: 1 octubre 2016

9.6.3 Desbalance por exceso de GNL en plantas de regasificaci髇.

Se considera que un usuario se encuentra en desbalance de GNL en el sistema cuando sus existencias de GNL superan los valores indicados en el apartado 3.6.1 de la NGTS-03.

Este desbalance se facturar� de acuerdo con los cargos previstos en el apartado 3.6.1.

9.6.4 Desbalance por defecto de existencias en una planta de regasificaci髇 o en el AOC:

...

LE0000564456_20160101 Apartado 9.6.4 derogado por el p醨rafo final de la disposici髇 derogatoria 鷑ica de la Orden IET/2736/2015, de 17 de diciembre, por la que se establecen los peajes y c醤ones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribuci髇 de las actividades reguladas para el 2016 (獴.O.E.� 18 diciembre).Vigencia: 1 octubre 2016

9.6.5 Gas para desbalances por defecto de existencias:

Con el fin de poder disponer del gas necesario ante posibles desbalances de gas natural, el Gestor T閏nico del Sistema, en nombre de los usuarios, organizar� una subasta diaria de gas entre los comercializadores. Con este objeto, el Gestor T閏nico del Sistema solicitar� a los comercializadores, para cada d韆 y de forma anticipada, ofertas vinculantes de venta de gas a los usuarios. Las ofertas podr醤 ser presentadas con una semana de antelaci髇 y hasta el mismo d韆 de la subasta, e incluir醤 la cantidad, localizaci髇 y precio para cada d韆 "n". La aceptaci髇 de la oferta por parte del Gestor T閏nico del Sistema en su caso, ser� comunicada el d韆 "n+1".

En el caso de que exista m醩 de una oferta al mismo precio y el volumen de gas ofertado por ellas supere el necesario para cubrir el desbalance, se prorratear� en funci髇 del volumen ofertado.

Si dichas subastas se declarasen desiertas, o si la cantidad de gas ofertada no resultase suficiente para cubrir el desbalance por defecto de existencias operativas que permanecieran el d韆 "n+1", el Gestor T閏nico del Sistema requerir�, al d韆 siguiente y previa comunicaci髇 al mismo, el suministro de gas necesario. Para ello, el Gestor T閏nico del Sistema solicitar� ofertas a todos los comercializadores para cubrir dicho desbalance. El usuario afectado, para corregir el desbalance, podr� solicitar al Gestor T閏nico del Sistema el adelanto de la convocatoria de petici髇 de ofertas de gas.

La petici髇 de oferta ser� un proceso competitivo, transparente, abierto y no discriminatorio. El gas adquirido mediante los procedimientos descritos en los p醨rafos anteriores se facturar� al Gestor T閏nico del sistema, que lo abonar� en nombre del usuario al que se suministre para cubrir su desbalance. Dicho usuario deber� abonar al Gestor T閏nico del Sistema el gas adquirido.

En caso de impago por parte del usuario en desbalance al Gestor T閏nico del Sistema, 閟te podr� ejecutar las garant韆s que estuvieran establecidas al efecto.

LE0000541397_20141216LE0000541397_20141216 Apartado 9.6.5 de la Norma de Gesti髇 T閏nica del Sistema NGTS-9 玂peraci髇 normal del sistema� del anexo redactado por la disposici髇 final segunda de la Orden IET/2355/2014, de 12 de diciembre, por la que se establece la retribuci髇 de las actividades reguladas del sector gasista para el segundo per韔do de 2014 (獴.O.E.� 16 diciembre).Vigencia: 1 marzo 2015Efectos / Aplicaci髇: 1 marzo 2015

9.6.6 Precio de referencia para desbalances por exceso y defecto de existencias en AOC y defecto de existencias en una planta de regasificaci髇:

Cuando el desbalance del usuario no requiera la adquisici髇 de gas por parte del Gestor T閏nico del Sistema, c髆o precio de referencia para desbalances por exceso de existencias en AOC y defecto de existencias en una planta de regasificaci髇 o en AOC se considerar� la media aritm閠ica del coste del gas natural en el "Henry Hub" y en el "National Balancing Point" (NBP) para dicho d韆.

Para la determinaci髇 del coste del gas en el "Henry Hub" y en el "National Balancing Point" (NBP), se tomar� la media de las siete 鷏timas cotizaciones disponibles, expresadas en cent €/kWh.

Se tomar醤 como cotizaciones disponibles, los valores publicados como precios de cierre para el contrato de futuros con vencimiento posterior m醩 pr髕imo al d韆 de referencia en el "New York Mercantile Exchange" bajo el ep韌rafe "Henry Hub Natural Gas Future" y en el "Intercontinental Exchange (ICE)" bajo el ep韌rafe "ICE Natural Gas Future" respectivamente. Para convertir a € las cotizaciones, se aplicar� el tipo de cambio oficial diario publicado en el Banco Central Europeo. En el caso de que, habiendo cotizaci髇 de gas natural, no se haya publicado cambio oficial por parte del Banco Central Europeo se tomar� el del d韆 anterior. A los 鷑icos efectos de convertir a kWh las cotizaciones citadas, se aplicar� la igualdad 1 kWh = 0,00341 MMBtu = 0,0341 therms.

Cuando el desbalance del usuario requiera la adquisici髇 de gas por parte del Gestor T閏nico del Sistema, se proceder� de acuerdo a lo dispuesto en el apartado 9.6.5.

La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas podr�, por Resoluci髇 y previo informe de la Comisi髇 Nacional de Energ韆 los Mercados y la Competencia, modificar el precio de referencia incluyendo otros mercados regionales que se consideren representativos del precio del gas natural en el mercado espa駉l.

LE0000541397_20141216LE0000541397_20141216 Apartado 9.6.6 de la Norma de Gesti髇 T閏nica del Sistema NGTS-9 玂peraci髇 normal del sistema� del anexo redactado por la disposici髇 final segunda de la Orden IET/2355/2014, de 12 de diciembre, por la que se establece la retribuci髇 de las actividades reguladas del sector gasista para el segundo per韔do de 2014 (獴.O.E.� 16 diciembre).Vigencia: 1 marzo 2015Efectos / Aplicaci髇: 1 marzo 2015

9.6.7 Precio de referencia para desbalances por defecto de existencias operativas.

...

LE0000541397_20141216LE0000541397_20141216 Apartado 9.6.7 de la Norma de Gesti髇 T閏nica del Sistema NGTS-9 玂peraci髇 normal del sistema� del anexo suprimido por la disposici髇 final segunda de la Orden IET/2355/2014, de 12 de diciembre, por la que se establece la retribuci髇 de las actividades reguladas del sector gasista para el segundo per韔do de 2014 (獴.O.E.� 16 diciembre).Vigencia: 1 marzo 2015Efectos / Aplicaci髇: 1 marzo 2015

LE0000251385_20071108 Apartado 9.6 de la Norma de Gesti髇 T閏nica del Sistema NGTS-9 玂peraci髇 normal del sistema� del anexo redactado por el apartado segundo de la Res. 18 octubre 2007, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifican los apartados 9.4 玠esbalances individuales� y 9.6 玬edidas a adoptar en caso de desbalance�, incluidos en la norma de gesti髇 t閏nica del sistema gasista ngts-9 玱peraci髇 normal del sistema� (獴.O.E.� 7 noviembre).Vigencia: 8 noviembre 2007

9.7 Seguimiento del sistema.

Se crea el Comit� de Seguimiento del Sistema Gasista (CSSG) como un 髍gano que tiene por objeto el seguimiento operativo del sistema, la coordinaci髇 entre los diferentes sujetos que act鷄n en el mismo, la presentaci髇 de informaci髇 sobre planes operativos de alcance temporal (periodos invernales) y cualquier otro tema de inter閟 para el seguimiento del sistema.

Con el fin de facilitar el funcionamiento del Comit� de Seguimiento del Sistema Gasista, el Gestor T閏nico del Sistema publicar� en su p醙ina Web al menos la siguiente informaci髇:

• Un bolet韓 estad韘tico de gas mensual, en el que indicar� los aspectos relevantes de la operaci髇 del sistema, evoluci髇 y cobertura de la demanda, usos e incidencias en la red de transporte, uso y niveles de los distintos almacenamientos, calidad de suministro y descargos.
• Informe anual del sistema gasista.
• Hist髍ico del a駉 anterior con detalle diario de las existencias en GNL, almacenamientos subterr醤eos y almacenamiento para la operaci髇 comercial en la red de gasoductos de transporte y entradas de gas a la red de transporte.

El Comit� de Seguimiento del Sistema Gasista se reunir� con car醕ter general de forma bimestral y a sus reuniones asistir醤, adem醩 de los representantes de todos los sujetos del sistema, representantes de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, de la Comisi髇 Nacional de Energ韆 y, atendiendo a los asuntos a tratar, del Operador del Sistema El閏trico.

NGTS-10
玂peraci髇 del sistema en situaci髇 excepcional�

10
Operaci髇 del sistema en situaci髇 excepcional

10.1. Objeto.

Establecer las medidas generales de operaci髇, coordinaci髇 y comunicaci髇 que deber醤 adoptar el Gestor T閏nico del Sistema y que deber醤 ejecutar los sujetos afectados para maximizar en todo momento el grado de cobertura de la demanda de gas y garantizar la seguridad de las personas y los bienes cuando el sistema gasista se encuentre en Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional.

10.2. Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional. Consideraciones generales.

Se define como Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional (SOE) aqu閘la en la cual se prev� que no se cumplan cualesquiera de los par醡etros que definen la Operaci髇 Normal, pero que no requieren la declaraci髇 de Situaci髇 de Emergencia.

En funci髇 de su gravedad, esta situaci髇 se clasifica en tres niveles: Nivel 0, Nivel 1 y Nivel 2.

La operaci髇 del sistema en esta situaci髇 requerir� declaraci髇 por parte del Gestor T閏nico del Sistema y su comunicaci髇 previa al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a la Comisi髇 Nacional de Energ韆, y a todos los operadores y usuarios. Cuando existan situaciones de restricci髇 del suministro a los usuarios, se informar� tambi閚 a las Comunidades Aut髇omas afectadas.

Igualmente, se deber� informar de cualquier cambio que se produzca en una situaci髇 de Operaci髇 Excepcional, en el caso de que se retorne a la situaci髇 de Operaci髇 Normal o cuando se pase a la Situaci髇 de Emergencia.

Las situaciones de Operaci髇 Excepcional vendr醤 normalmente ocasionadas por la indisponibilidad de gas para su suministro en un 醨ea del sistema gasista, por la paralizaci髇 o indisponibilidad, total o parcial, de una planta de GNL, por disminuci髇 del aporte de gas por un gasoducto internacional, por un fuerte incremento imprevisible en el consumo, por indisponibilidades de equipos en la red de transporte, por la falta de materia prima para la fabricaci髇 de gas manufacturado por canalizaci髇 o por la existencia de una perturbaci髇 en el sistema.

El Gestor T閏nico del Sistema es responsable de la correcta aplicaci髇 de este procedimiento de operaci髇, para lo que emitir� las instrucciones correspondientes a las empresas transportistas y distribuidoras de gas natural y gas manufacturado por canalizaci髇, as� como a las empresas comercializadoras de gas natural y a los consumidores que se aprovisionen directamente.

Las empresas transportistas y distribuidoras ser醤 responsables de la adecuada ejecuci髇 de las instrucciones emitidas por el Gestor T閏nico del Sistema Gasista, para lo que podr� ser preciso que sean transmitidas a las empresas comercializadoras de gas natural y a los consumidores que se aprovisionen directamente, por parte de las empresas transportistas y distribuidoras.

10.3. Evaluaci髇 previa de la Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional.

Ante una previsi髇 de SOE, y salvo que razones de urgencia hagan aconsejable actuar de otro modo m醩 inmediato, el Gestor T閏nico del Sistema proceder� a efectuar una primera evaluaci髇 teniendo en cuenta los siguientes par醡etros:

• Causa de la SOE.
• La predicci髇 meteorol骻ica, incluido el estado de la mar.
• El tiempo estimado de duraci髇 de la causa del desbalance o en su caso, de cierre de puertos.
• Los usuarios que van a ser afectados en su operativa.
• Las capacidades de emisi髇 de las plantas de GNL y autonom韆 de las existencias.
• Las capacidades de las conexiones de gas natural de gasoductos internacionales, emisi髇 de yacimientos y almacenamientos subterr醤eos, as� como su nivel de existencias.
• Las limitaciones de transporte y distribuci髇 que generen restricciones en las capacidades de emisi髇.
• La determinaci髇 de la demanda atendible para la SOE.
• Cualquier otra informaci髇 relevante.

Las conclusiones de la evaluaci髇 previa deber醤 ser remitidas al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆.

10.4. Informaci髇 a suministrar para prevenir y resolver las Situaciones de Operaci髇 Excepcional.

Para la realizaci髇 de evaluaciones ante SOE y para la adopci髇 de medidas correctoras, el Gestor T閏nico del Sistema utilizar� la informaci髇 puesta a su disposici髇 por los distintos operadores, y podr� recabar de 閟tos cualquier informaci髇 adicional que considere necesaria.

Los titulares de instalaciones deber醤 remitir al Gestor T閏nico del Sistema la informaci髇 sobre la disponibilidad y uso de las capacidades de descarga, de almacenamiento y emisi髇 de GNL en plantas, de almacenamiento subterr醤eo, de inyecci髇 y emisi髇 de los almacenamientos subterr醤eos y la capacidad de transporte y almacenamiento de los gasoductos de transporte, as� como las restricciones operativas programadas. Dicha informaci髇 deber� mantenerse permanentemente actualizada.

El Gestor T閏nico del Sistema El閏trico y el Gestor T閏nico del Sistema Gasista actuar醤 coordinadamente sobre la base de los procedimientos que existan o se desarrollen al respecto, con el objetivo de garantizar la m醲ima cobertura de las necesidades de gas para generaci髇 el閏trica.

Por su parte, los distribuidores y comercializadores deber醤 tener previamente identificados los clientes industriales interrumpibles, clasificados por mercado, suministrador y ubicaci髇 f韘ica, que pudiesen verse afectados por las acciones correctoras ante previsibles tipos de desbalance. Tambi閚 deber醤 tener previamente identificados todos los consumos superiores a 5 GWh/a駉 correspondientes a los clientes industriales firmes, igualmente clasificados por mercado, suministrador y ubicaci髇 f韘ica. En los contratos de todos los clientes interrumpibles, ya sean industriales o de generaci髇 de energ韆 el閏trica, tanto del mercado a tarifa como del mercado liberalizado deber� figurar el tiempo necesario de preaviso de corte de suministro de tal manera que sus instalaciones de producci髇 no sean da馻das ante el corte citado como medida excepcional.

Con base en la informaci髇 obtenida de acuerdo con lo previsto en el p醨rafo anterior, todos los distribuidores y comercializadores deber醤 elaborar y remitir al Gestor T閏nico del Sistema, un plan de posibles interrupciones de consumos interrumpibles y firmes, agrupados por zonas o salidas de la red de transporte, y con informaci髇 referente a los preavisos necesarios para la interrupci髇. Esta informaci髇 deber� estar permanentemente actualizada.

10.5. Coordinaci髇 de la operaci髇 del sistema entre operadores en Situaciones de Operaci髇 Excepcional.

El Gestor T閏nico del Sistema coordinar� un Grupo de Operaci髇 dentro del Comit� de Seguimiento del Sistema Gasista.

El Grupo de Operaci髇 estar� encargado de las actuaciones y de la prestaci髇 de apoyo al Gestor T閏nico del Sistema en la toma de las decisiones necesarias sobre el funcionamiento del sistema, de acuerdo con los procedimientos operativos indicados en las NGTS-9 y NGTS-10. De este grupo podr醤 formar parte los usuarios del sistema as� como la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, y la Comisi髇 Nacional de Energ韆.

Para participar en el Grupo de Operaci髇, usuarios y operadores deber醤 nombrar un representante, que deber� estar localizable las 24 horas del d韆 y durante todos los d韆s del a駉.

El Gestor T閏nico del Sistema coordinar� la ejecuci髇 de los procedimientos operativos diarios previstos con todos los usuarios afectados y operadores de las infraestructuras y gestionar� los desv韔s que se produzcan.

Para los procedimientos operativos de alcance mensual y anual, as� como para la toma de decisiones ante situaciones de las que pudieran derivarse problemas operativos de cualquier 韓dole o bien, para analizar las alternativas adecuadas ante posibles SOEs, el Gestor T閏nico del Sistema convocar� a los representantes del Grupo de Operaci髇 afectados.

Para poder realizar las funciones descritas y tomar las decisiones soportadas t閏nicamente, el Gestor T閏nico del Sistema y el Grupo de Operaci髇 a trav閟 del primero, deber醤 tener en cuenta al menos la siguiente informaci髇, proporcionada por todos ellos en la medida de que sean de su competencia:

• Nominaciones y programaciones.
• Predicci髇 meteorol骻ica.
• Predicci髇 de la demanda.
• Programas de carga y descarga de GNL en plantas.
• Planes de mantenimiento de las instalaciones.
• Programaci髇 de los gasoductos internacionales.
• Cualquier otra informaci髇 que se considere necesaria.

El resultado de las decisiones tomadas en el 醡bito del Grupo de Operaci髇 se incorporar� como parte integrante del informe explicativo de las medidas adoptadas ante situaciones de Operaci髇 Excepcional.

10.5.1. Instrucciones operativas del Gestor T閏nico del Sistema de car醕ter temporal.-

La Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas por razones de urgencia y con car醕ter temporal, podr� autorizar al Gestor T閏nico del Sistema a dictar instrucciones operativas que no est閚 incluidas en estas normas y que se destinen a reconducir al sistema a la situaci髇 de Operaci髇 Normal o a aminorar los efectos de una situaci髇 de operaci髇 excepcional.

10.6. Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional de Nivel 0.

Es una situaci髇 en la que se prev� que se pueda alcanzar una situaci髇 de d閒icit o super醰it de gas en el sistema, alterando o pudiendo alterar la Operaci髇 Normal, sin que ello implique, en principio, una situaci髇 de riesgo para la garant韆, seguridad y continuidad en el suministro en el mercado firme.

Esta situaci髇 podr� producirse, entre otros, en los siguientes casos:

• Desbalance individual de alg鷑 usuario de las instalaciones: Comercializadores, responsables del suministro a tarifa o clientes finales que introducen gas en el sistema.
• Falta de existencias de gas natural en los tanques de GNL de las plantas de regasificaci髇, debido a cierre de puertos de carga y/o descarga de GNL, incidentes en las instalaciones, o incumplimiento de programas de descarga por cualquier causa.
• Limitaciones de la emisi髇 de gas natural de las plantas de regasificaci髇, de las conexiones de gas natural con gasoductos internacionales, de las conexiones de gas natural con yacimientos y/o de las conexiones de gas natural con almacenamientos subterr醤eos debidas a contingencias en instalaciones o la existencia de una perturbaci髇 en el sistema.
• Limitaciones del transporte o distribuci髇 de gas debido a contingencias en las instalaciones o la existencia de una perturbaci髇 en el sistema.
• Incumplimiento de las comercializadoras, consumidores cualificados que se autoabastezcan o transportistas, del programa mensual vinculante de aprovisionamiento.
• En general, cualquier situaci髇 provocada por un incremento imprevisible de la demanda del mercado dom閟tico, o por el incremento de consumos no previstos como firmes y que, por razones de inter閟 general, se conviertan en necesariamente atendibles.

10.6.1. Medidas a adoptar en Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional de Nivel 0.-

En el caso de que el desbalance sea causado por un comercializador, el Gestor T閏nico del Sistema comprobar� que se ha procedido a interrumpir el suministro de los clientes con los que aqu閘 tenga establecidos contratos interrumpibles comerciales y, en caso contrario, no estar� habilitado a hacerlo 閘. LE0000233841_20190611 P醨rafo primero del apartado 10.6.1 玀edidas a adoptar en situaci髇 de operaci髇 excepcional de nivel 0� del Cap韙ulo 玂peraci髇 del sistema en situaci髇 excepcional� de las normas de gesti髇 t閏nica del sistema, redactado por Disposici髇 Adicional primera de Res. 25 julio 2006, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se regulan las condiciones de asignaci髇 y el procedimiento de aplicaci髇 de la interrumpibilidad en el sistema gasista (獴.O.E.� 5 agosto).Vigencia: 6 agosto 2006

En el caso de que el desbalance sea causado por el responsable del suministro a tarifa, el Gestor T閏nico del Sistema comprobar� que se ha procedido interrupci髇 del suministro de los clientes con los que aquel tenga establecidos contratos interrumpibles a tarifa (grupo 4) y en caso contrario proceder� a la interrupci髇.

Si dicha medida no fuera suficiente, o la situaci髇 estuviera causada por otro de los motivos, se adoptar醤 las siguientes medidas sin afectar a la operativa de otros usuarios:

• Gesti髇 del almacenamiento para la operaci髇 comercial en la red de gasoductos de transporte del sistema.
• Modificaci髇 de la descarga de buques.
• Cambio de consignas de extracci髇/inyecci髇 de almacenamientos subterr醤eos.
• Reprogramaci髇 de gasoductos internacionales y yacimientos nacionales.
• Cualquier otra modificaci髇 en la programaci髇 de la operaci髇 del sistema que permita minimizar el impacto y las repercusiones de la causa de la SOE.

Por su propia naturaleza, alguna de las medidas citadas anteriormente se aplicar醤 simult醤eamente y otras de forma secuencial, debiendo ser el Gestor T閏nico del Sistema quien determine la secuencia temporal de la aplicaci髇 de acuerdo con el plan de operaci髇.

Las medidas que conciernen a la operaci髇 del sistema deber醤 ser comunicadas a los sujetos afectados con la mayor antelaci髇 posible. Con esa finalidad, el Gestor T閏nico del Sistema informar� a los sujetos afectados por la aplicaci髇 de estas instrucciones. Tambi閚 informar� de la existencia del escenario de operaci髇 que se prevea como probable y de la adopci髇 de las medidas excepcionales contempladas en el plan de operaci髇 al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a la Comisi髇 Nacional de Energ韆 y a las Administraciones P鷅licas competentes Todo lo anterior se entiende sin perjuicio de las responsabilidades que pudieran corresponder a los operadores de las instalaciones afectadas o a los usuarios a quienes sea imputable la Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional.

10.7. Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional de Nivel 1.

El sistema entrar� en esta situaci髇 cuando las medidas previstas en la Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional de Nivel 0 sean insuficientes para reconducir la situaci髇 al estado de Operaci髇 Normal.

10.7.1. Medidas a adoptar en Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional de Nivel 1.-

En caso de no ser posible resolver el problema con las medidas expuestas en el Nivel 0, el Gestor T閏nico del Sistema podr� emplear, en este orden de prioridad, las siguientes medidas:

• Aplicar la interrumpibilidad a los clientes interrumpibles del mercado a tarifa y a los del mercado liberalizado que eventualmente hayan contratado un posible peaje interrumpible.
• Uso de las existencias m韓imas de seguridad que no tengan car醕ter estrat間ico.
• Puesta en marcha, con car醕ter excepcional y previa autorizaci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, de programas extraordinarios de importaci髇 de gas natural, bien por gasoducto o por buques metaneros (GNL), hasta los l韒ites del sistema gasista espa駉l, siempre que se justifique por razones de garant韆 de suministro a corto plazo. El procedimiento de compra ser� concurrencial si la situaci髇 as� lo permite.

Cualquier alteraci髇 en el orden de aplicaci髇 de las medidas expuestas requerir� la autorizaci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.

En el caso del corte de suministros interrumpibles ser� preciso, ante todo, determinar las zonas en las que habr韆 que proceder a la interrupci髇 del suministro, as� como precisar las cuant韆s y, si es posible, la duraci髇 de las restricciones. Cuando se establezca una interrupci髇 parcial de clientes interrumpibles, los clientes a interrumpir se repartir醤 entre todo el mercado, a tarifa y liberalizado (en el caso de que exista un eventual peaje interrumpible). En este 鷏timo caso se repartir醤 proporcionalmente al mercado interrumpible de cada comercializador.

El Gestor T閏nico del Sistema impartir�, a las distribuidoras, las 髍denes oportunas para que 閟tas procedan a cumplir las instrucciones en funci髇 de las cantidades de consumo afectadas y la ubicaci髇 f韘ica de dichos consumos. Igualmente, el Gestor T閏nico del Sistema Gasista se dirigir� al Gestor T閏nico del Sistema El閏trico, seg鷑 dispongan los procedimientos de coordinaci髇 existentes entre ambos operadores, para determinar las restricciones de los suministros para generaci髇 de electricidad.

El alcance de las interrupciones ser� determinado por el Gestor T閏nico del Sistema, teniendo en cuenta que si se trata de desbalances generados por un fallo en una determinada instalaci髇, las medidas afectar醤, en primer lugar, y en tanto sea posible, a los consumidores interrumpibles de usuarios que est閚 utilizando capacidad contratada o reservada en la instalaci髇 afectada.

Todo lo anterior se entiende sin perjuicio de las responsabilidades que correspondan a los titulares de las instalaciones o a los usuarios a quienes sea imputable la situaci髇 de desbalance.

En el caso en que un consumidor con suministro interrumpible a tarifa (grupo 4) o con peaje interrumpible, incumpla durante el per韔do en el que se le ha aplicado la interrupci髇, el Gestor T閏nico del Sistema lo pondr� en conocimiento del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y de la Comisi髇 Nacional de Energ韆, para la correspondiente asignaci髇 de responsabilidades, si procediera, de conformidad con lo dispuesto en T韙ulo VI de la Ley del Sector de Hidrocarburos.

10.8. Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional de Nivel 2.

El sistema gasista entrar� en este estado cuando las medidas previstas en la Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional de Nivel 0 y Nivel 1 sean insuficientes para reconducir la situaci髇 al estado de Operaci髇 Normal.

10.8.1. Medidas a adoptar por el Gestor T閏nico en Situaci髇 de Operaci髇 Excepcional de Nivel 2.-

En el caso de que a pesar de haber tomado todas las medidas establecidas en los niveles de operaci髇 0 y 1 no se lograse corregir la situaci髇 y persistiese la SOE en el sistema, el Gestor T閏nico del Sistema proceder� a ordenar interrupciones al suministro firme, tanto en el mercado liberalizado como en el mercado a tarifa.

En el caso de que esta situaci髇 sea causada por el desbalance de un usuario, el Gestor T閏nico del Sistema proceder� a interrumpir a los clientes firmes de dicho usuario, atendiendo a lo establecido sobre prioridades de suministro.

Se seguir醤 las siguientes prioridades a la hora de mantener el suministro:

• 1. Servicios declarados esenciales de acuerdo con lo establecido en el art韈ulo 60 del 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.
• 2. Consumidores dom閟ticos.
• 3. Consumidores comerciales.
• 4. Consumidores industriales con suministro de car醕ter firme, incluyendo a las centrales para generaci髇 de energ韆 el閏trica, con las posibles restricciones que establezca el Gestor T閏nico del Sistema El閏trico.

En caso de restauraci髇 del servicio, el orden ser� el inverso del correspondiente al corte de suministros.

Sin perjuicio de lo anterior, el Gestor T閏nico del Sistema elaborar� a su vez un orden de prioridad de corte de suministro dentro del segmento de consumidores industriales con suministro de car醕ter firme basada en los siguientes principios:

Minimizar los perjuicios econ髆icos y t閏nicos derivados de la falta de suministro.

Seleccionar los consumidores a partir de un determinado consumo, a fin de conseguir el m醲imo grado de operatividad y reducir el n鷐ero de consumidores afectados.

Procurar que el orden de corte en los consumidores industriales sea escalonado y que no se produzcan ceses de actividad inducidos, al romperse la cadena de materias primas b醩icas, productos intermedios y productos finales.

Con car醕ter general ser醤 los usuarios del sistema gasista los responsables de asegurar el suministro y, para el mercado liberalizado, las empresas comercializadoras y los consumidores que se aprovisionan directamente.

Velar por mantener la ecuanimidad entre las empresas distribuidoras, comercializadores y consumidores afectados, de forma que los porcentajes de reducci髇 a aplicar en los consumos de car醕ter firme, sean id閚ticos en condiciones similares.

Actuar bajo los principios de intervenci髇 m韓ima y de proporcionalidad, de modo que las medidas adoptadas sean aqu閘las que, dirigidas a solucionar las situaciones creadas, produzcan las menores distorsiones en el mercado gasista espa駉l y en los sujetos que intervienen en 閘, procurando siempre la m醲ima protecci髇 de los consumidores.

El Gestor T閏nico del Sistema Gasista, contando con la informaci髇 aportada por las empresas transportistas, distribuidoras y comercializadoras, identificar� y comunicar� las acciones concretas que posibiliten reducir los flujos (consumos) que sean necesarios.

Se recabar� de las autoridades correspondientes el apoyo a las medidas adoptadas.

10.9. Retorno a la Situaci髇 de Operaci髇 Normal.

Una vez que el sistema retorne a la Operaci髇 Normal, el Gestor T閏nico del Sistema lo declarar� y efectuar� un informe completo de lo sucedido, incluyendo su criterio sobre las causas que hayan motivado dicha situaci髇, y las medidas adoptadas y los sujetos afectados por dichas medidas. Dicho informe ser� remitido al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y a la Comisi髇 Nacional de Energ韆.

Del mismo modo, tras la finalizaci髇 de la situaci髇 de desbalance, los sujetos cuyos consumos o clientes se hayan visto afectados (con independencia de su car醕ter de firme o interrumpible) podr醤 plantear cuantas acciones estimen pertinentes para la reparaci髇 de los da駉s y perjuicios que el desbalance les haya ocasionado a ellos o sus clientes.

NGTS-11
玈ituaci髇 de emergencia del sistema�

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Situaci髇 de emergencia del sistema

Se entender� que el sistema gasista se encuentra en Situaci髇 de Emergencia cuando la escasez de suministro de gas pueda hacer necesario el uso de reservas estrat間icas o pueda estar amenazada la seguridad de personas, aparatos o instalaciones o la integridad de la red.

La operaci髇 en Situaci髇 de Emergencia se basar� en los principios establecidos en el art韈ulo 101 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, y en lo previsto en el art韈ulo 40 del Real Decreto 1716/2004.

En situaciones de emergencia el Gobierno establecer� las condiciones bajo las que se podr� hacer uso de las reservas estrat間icas de gas natural por los sujetos obligados a su mantenimiento.

En concreto se determinar�:

• El uso de las reservas estrat間icas del sujeto afectado por la situaci髇.
• El uso de las reservas estrat間icas de otros sujetos obligados a su mantenimiento.

NGTS-12
Propuestas de actualizaci髇, revisi髇 y modificaci髇 de las normas o protocolos de gesti髇 del sistema

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Actualizaci髇, revisi髇 y modificaci髇 de las normas o protocolos de gesti髇 del sistema

12.1 Objeto.

Definir el procedimiento de elaboraci髇 de propuestas de actualizaci髇, revisi髇 y modificaci髇 de las normas de gesti髇 t閏nica del sistema y sus protocolos de detalle, que se requieran para un funcionamiento 髉timo del sistema gasista, a instancia de los sujetos que act鷄n en el mismo.

12.2 Grupo de trabajo del Comit� de Seguimiento del Sistema Gasista para la actualizaci髇, revisi髇 y modificaci髇 de las normas y protocolos de gesti髇 t閏nica del sistema gasista.

A efectos de la actualizaci髇, revisi髇 y modificaci髇 de las normas y protocolos de gesti髇 t閏nica del sistema gasista, el Gestor T閏nico del Sistema coordinar� un grupo de trabajo espec韋ico del Comit� de Seguimiento del Sistema Gasista.

Este grupo de trabajo estar� encargado de recibir, estudiar y elaborar las propuestas para la actualizaci髇, revisi髇 y modificaci髇 de las normas y protocolos de gesti髇 t閏nica del sistema gasista para su remisi髇 a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas para su aprobaci髇, a iniciativa del Gestor T閏nico del Sistema o a propuesta del resto de sujetos del sistema gasista, al amparo de lo previsto en el art韈ulo 13.1 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto.

Asimismo, a petici髇 tanto por mayor韆 simple de los miembros del Grupo, como de la Direcci髇 de Pol韙ica Energ閠ica y Minas o de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, el Grupo podr� elaborar estudios sobre cuestiones relacionadas con las materias de su competencia, y en especial sobre la operaci髇 y gesti髇 de las instalaciones del sistema gasista.

12.2.1 Composici髇 del Grupo.

La composici髇 del grupo de trabajo ser� la siguiente:

• Un presidente designado por el Gestor T閏nico del Sistema, con derecho a voto.
• Un vicepresidente designado por el Gestor T閏nico del Sistema, sin derecho a voto y que ejercer� las funciones de Presidente en ausencia de 閟te.
• Un vocal designado por cada gestor de red de transporte (TSO), con derecho a voto.
• Un vocal elegido por y entre el resto de titulares de instalaciones de transporte, con derecho a voto. Dichos titulares no podr醤 pertenecer al grupo de empresas de los gestores de red de transporte.
• Un vocal elegido por y entre los titulares de plantas de regasificaci髇, excluyendo a los gestores de red de transporte, con derecho a voto.
• Cuatro vocales elegidos por y entre los distribuidores registrados, con derecho a voto.
• Cinco vocales elegidos por y entre los comercializadores registrados, con derecho a voto.
• Un vocal elegido por y entre los consumidores directos en mercado, con derecho a voto.
• Un vocal elegido por y entre los consumidores industriales conectados a redes de presi髇 superior a 16 bar, con derecho a voto.
• Un vocal designado por la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, sin derecho a voto.
• Un vocal designado por el Ministerio de Industria Energ韆 y Turismo, sin derecho a voto.
• Un vocal designado por la Corporaci髇 de Reservas Estrat間icas, sin derecho a voto.

Cuando sea convocado, un vocal designado por el Gestor T閏nico del Sistema El閏trico, sin derecho a voto.

El Secretario, que no tendr� derecho a voto y que ser� designado de entre el personal de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia.

Con la conformidad previa del Presidente y el Secretario, y a propuesta de ellos mismos o de tres o m醩 miembros del Grupo se podr� invitar a sujetos no miembros del Grupo con el fin de informar sobre materias concretas, sin derecho a voto en ning鷑 caso. Estas invitaciones deber醤 ser particulares para cada reuni髇.

12.2.2 Elecci髇 de los miembros.

Para votar o ser votado en la elecci髇 de los vocales a los que se refiere el apartado anterior deber� haberse demostrado actividad efectiva en la categor韆 correspondiente durante los doce meses anteriores al de elecci髇:

En el caso de comercializadores, la actividad efectiva se demostrar� mediante las ventas a consumidores finales o a otros comercializadores.

En el caso de consumidores directos en mercado la actividad efectiva se demostrar� mediante la contrataci髇 de la capacidad de acceso a la instalaci髇 de transporte o distribuci髇 a la que est閚 conectados, quedando excluidos aquellos que simult醤eamente hayan realizado ventas de gas, que hayan suscrito un contrato de suministro ordinario con un comercializador o que no hayan realizado consumo efectivo de gas en el per韔do.

En el caso de distribuidores y transportistas la actividad efectiva se acreditar� mediante la titularidad de instalaciones gasistas que se encuentren operativas.

En el caso del consumidor industrial, la actividad efectiva se demostrar� mediante la conexi髇 a red y el consumo de gas.

Las plazas desiertas en una categor韆 no podr醤 adicionarse a ninguna otra.

Para la elecci髇 de los miembros se seguir醤 las siguientes normas:

Para la elecci髇 de los representantes de comercializadores se reservar� una plaza para los agentes con una cuota de mercado inferior al 5%. En ning鷑 caso podr醤 participar en esta categor韆 m醩 de una empresa que pertenezca al mismo grupo empresarial.

Para la elecci髇 de los representantes de los distribuidores una plaza ser� reservada para los titulares de instalaciones de distribuci髇 con una retribuci髇 fija anual reconocida inferior al 10 % del total. En ning鷑 caso podr醤 participar en esta categor韆 m醩 de una empresa que pertenezca al mismo grupo empresarial.

Para la elecci髇 del representante de los consumidores industriales, el Secretario del Grupo instar� a los solicitantes presentados a alcanzar un acuerdo.

Cada miembro ser� designado por un per韔do de dos a駉s y deber� designar para el mismo per韔do un representante suplente para las ocasiones en que el titular no pueda asistir.

La composici髇 del Grupo se modificar� cada dos a駉s el 1 de abril. Para ello el Secretario del Grupo de Trabajo enviar� una comunicaci髇 a los agentes concernidos con al menos un mes de antelaci髇 a la fecha de renovaci髇, que elevar醤 una propuesta de representaci髇 elegida cumpliendo lo dispuesto en este apartado.

En el proceso de selecci髇 de los vocales, cada grupo empresarial, en cada categor韆 en la que participe, podr� emitir un voto. Todos los votos de todos los grupos empresariales tendr醤 el mismo peso.

Los resultados del proceso de elecci髇 de los vocales ser醤 comunicados a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, detallando las empresas que han participado, c髆o se ha desarrollado el proceso y los resultados.

12.2.3 Funcionamiento del Grupo de Trabajo.

El Grupo de Trabajo se reunir� mensualmente Al objeto de facilitar la asistencia, el calendario de reuniones regulares se fijar� anualmente. El Secretario convocar� reuniones con car醕ter extraordinario por decisi髇 del Presidente o a petici髇 de m醩 de cinco miembros del grupo, de la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia o de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.

Se considerar� v醠ida cualquier reuni髇 del Grupo de Trabajo a la que asistan m醩 de siete miembros con derecho a voto. Cualquier decisi髇 se adoptar� por mayor韆 simple y, en caso de empate, se dirimir� por el voto de calidad del Presidente.

Para poder llevar a cabo cualquier sustituci髇 de un miembro titular del Grupo, 閟ta se deber� comunicar al Secretario con anterioridad a la celebraci髇 de la reuni髇. En caso de no poder asistir ni el vocal titular ni el suplente, los vocales podr醤 delegar su voto en otro miembro del grupo, aunque siempre con indicaci髇 expresa del sentido de su voto y comunicaci髇 previa al Secretario.

Cualquier sujeto del sistema gasista podr� presentar propuestas de modificaci髇, revisi髇 o actualizaci髇 de las normas de gesti髇 t閏nica del sistema y de sus protocolos de detalle.

Las propuestas deber醤 remitirse por escrito al Secretario del Grupo de Trabajo para su inclusi髇 en el orden del d韆 de la siguiente reuni髇 y podr醤 ser presentadas directamente o a trav閟 de los vocales elegidos. Indicar醤 claramente la parte de las normas o protocolos a la que se refieren y su finalidad, incluyendo, al menos, t韙ulo, resumen, proponente, fecha, car醕ter urgente o no, el texto completo de la propuesta y cualquier informaci髇 de soporte necesaria.

El Secretario remitir� el orden del d韆 de cada reuni髇 siete d韆s naturales antes de la fecha prevista para la celebraci髇 de la misma, indicando las propuestas a ser debatidas o sometidas a votaci髇 en la reuni髇, adjuntando las propuestas de modificaci髇, revisi髇 o actualizaci髇 de las normas o protocolos a debatir, as� como cualquier informaci髇 adicional que considere necesaria.

El Grupo de Trabajo decidir� sobre cada propuesta:

• a) Si debe tramitarse con car醕ter urgente o no, para cuya consideraci髇 se analizar� si se produce alguna de las siguientes circunstancias:

  La seguridad o la sostenibilidad econ髆ica del sistema puede verse afectada.

  La propuesta est� asociada a un suceso de inminente acaecimiento.

• b) En caso de considerarse urgente, se constituir� un Subgrupo de Estudio para la elaboraci髇 inmediata de la propuesta de modificaci髇, o bien se encomendar� al Gestor T閏nico del Sistema la preparaci髇 de dicha propuesta. Esta propuesta, deber� ser remitida a los miembros de este Grupo de Trabajo para su debate y votaci髇, y a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, y al Ministerio de Industria, Energ韆 y Turismo en un plazo m醲imo de dos semanas desde la constituci髇 del Subgrupo de Estudio o desde que se encomienda esta tarea al Gestor T閏nico del Sistema.
• c) Si no se considera urgente, se decidir� si puede comenzar a elaborarse la propuesta de modificaci髇 o actualizaci髇 de las normas y protocolos, o bien si la propuesta requiere un mayor estudio; en este 鷏timo caso, el Presidente propondr� la creaci髇 de un Subgrupo de Estudio.

Si se considera que no es necesario un mayor estudio, o una vez elaborado 閟te, se constituir� un Subgrupo de Redacci髇 encargado de elaborar la propuesta de actualizaci髇 o modificaci髇. El Presidente del Grupo de Trabajo propondr� la composici髇 del subgrupo, integrado por miembros del Sistema Gasista y del que formar� parte el sujeto que haya propuesto la revisi髇 de la Norma, sea o no miembro del Grupo de Trabajo.

Los Subgrupos de Estudio o de Redacci髇, seg鷑 corresponda, elaborar醤, adem醩 de la propuesta de modificaci髇 o actualizaci髇, un informe sobre la propuesta, en el que se deber醤 indicar, al menos:

• Las implicaciones de los cambios introducidos para la gesti髇 del sistema.
• Las implicaciones econ髆icas para los agentes afectados.
• Las implicaciones legales y para el marco regulatorio.
• Los costes asociados a su implantaci髇.
• El impacto sobre el riesgo de la garant韆 de suministro del sistema.
• Las opciones alternativas, de existir, y las posibles discrepancias en el seno del Subgrupo.
• Un plan para su implantaci髇, si fuera necesario.

Las propuestas aprobadas por el Grupo de Trabajo ser醤 remitidas por el Presidente del Grupo en un plazo m醲imo de un mes a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica del Ministerio de Industria, Energ韆 y Turismo y a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia, indicando si las propuesta cuenta con el consenso de todos los miembros e incluyendo la siguiente informaci髇 de soporte:

• Informe que incluya las alegaciones de todas las partes, incluidos los posibles votos particulares en el seno del Grupo,
• Impacto de las mismas sobre el funcionamiento del sistema y sus repercusiones econ髆icas,
• La petici髇 de comentarios, as� como los comentarios recibidos.
• La conformidad de la CNMC sobre si la propuesta se ci馿 a lo requerido por el Plan de Actuaci髇.

Una vez celebrada la reuni髇 del Grupo de Trabajo, el Secretario redactar� el acta de la misma y la enviar� a todos los miembros para su conformidad o comentarios.

El acta de cada reuni髇 se aprobar� definitivamente en la reuni髇 siguiente.

Las actas aprobadas, junto con la documentaci髇 presentada en las reuniones, ser醤 publicadas por el Gestor T閏nico del Sistema, para que est閚 accesibles para los sujetos con actividad en el sector gasista espa駉l.

12.2.4 Funcionamiento de los Subgrupos de Estudio y Redacci髇.

Los Subgrupos ser醤 dirigidos por un Director y un Secretario elegidos entre los miembros del Grupo de Trabajo, no pudiendo pertenecer los dos al mismo grupo empresarial o a la misma categor韆 de las descritas en el apartado 12.2.1, salvo que se cuente con la conformidad del resto de los miembros del Grupo con derecho a voto. Una vez que dicha elecci髇 se haya realizado, el Presidente del Grupo de Trabajo realizar� una invitaci髇 para tomar parte en el Subgrupo al resto de participantes en un plazo de quince d韆s naturales.

Podr� participar en el Subgrupo cualquier miembro del Grupo de Trabajo, as� como cualquier otra persona que pertenezca a alguna sociedad que pueda estar representada en el Grupo de Trabajo. Con car醕ter excepcional y con funciones de apoyo t閏nico, y previa autorizaci髇 del Grupo de Trabajo, se podr� invitar a participar a personas distintas a las anteriores, siempre que su experiencia relacionada con la materia encomendada as� lo aconseje.

No existir� inicialmente limitaci髇 al n鷐ero de miembros, sin embargo, si a criterio un醤ime del Director y Secretario se considerase que el n鷐ero de inscritos hiciese al grupo poco operativo, estos propondr醤 al Grupo de Trabajo que se fije una limitaci髇 al n鷐ero de miembros. La limitaci髇, en cualquier caso, garantizar� una representaci髇 equitativa de las empresas y la participaci髇 de los mejores expertos en la materia.

La Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia y el Gestor T閏nico del Sistema siempre podr醤 participar en todos los Subgrupos.

El Subgrupo elaborar� su informe y propuesta de modificaci髇 o actualizaci髇, de conformidad con lo dispuesto en el apartado 12.2.3, en un plazo no superior a seis meses. Dicho informe se incluir� en el orden del d韆 del Grupo de Trabajo para su debate y decisi髇 con la propuesta a que se refiera.

La propuesta de norma o de protocolo de detalle deber� ser remitida a terceros que pudieran verse afectados por su contenido para que realicen comentarios que consideren oportunos en un plazo de veinte d韆s naturales.

LE0000553190_20150522 Norma de Gesti髇 T閏nica del Sistema Gasista NGT-12 玃ropuestas de actualizaci髇, revisi髇 y modificaci髇 de las normas o protocolos de gesti髇 del sistema� redactada por el apartado primero de la Res. 4 mayo 2015, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifica la norma de gesti髇 t閏nica del sistema NGTS-12 "Propuestas de actualizaci髇, revisi髇 y modificaci髇 de las normas o protocolos de gesti髇 del sistema" (獴.O.E.� 21 mayo).Vigencia: 22 mayo 2015