Resolución de 10 de noviembre de 2022, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la normativa de gestión técnica del sistema gasista sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos

Los usuarios no tendrán existencias a su nombre en el PVB al finalizar el día de gas (desbalance = 0), salvo que el usuario hubiera adquirido algún servicio en vigor a tal efecto. En este caso, si el desbalance calculado según la fórmula anterior fuera positivo, se comparará con el derecho de almacenamiento proporcionado por el servicio adquirido. Se considerará que el usuario no presenta desbalance, si la cantidad calculada según la fórmula anterior teniendo además en cuenta las existencias del usuario al comienzo del día de gas, esto es, Desbalance del usuario = Existencias iniciales + Entradas – Salidas – Cesiones en PVB + Adquisiciones en PVB, es igual o inferior al derecho de almacenamiento. Si fuera superior, la cantidad de desbalance calculada por la fórmula se minorará en el derecho de almacenamiento proporcionado por el servicio adquirido.

3.3.2 Balance diario final provisional (m+3). El balance diario final provisional (m+3) del usuario con cartera de balance en el PVB se calculará aplicando la misma fórmula definida para el balance diario provisional (d+1), pero considerando los valores de los repartos diarios finales provisionales (m+3).

3.3.3 Balance diario final definitivo (m+15). El balance diario final definitivo (m+15) del usuario con cartera de balance en el PVB se calculará aplicando la misma fórmula definida para el balance diario provisional (d+1), pero considerando los valores de los repartos diarios finales definitivos (m+15).

3.4 Balances individuales de los usuarios en AVB. De conformidad con la Circular 2/2020, de la CNMC, para cada día de gas, en AVB se calculará un único balance, el balance final definitivo, calculado el día después del día de gas. El balance final definitivo (d+1) del usuario con cartera de balance en AVB se calculará conforme a la siguiente fórmula:

Existencias finales = Existencias iniciales + Entradas – Salidas – Cesiones en AVB + Adquisiciones en AVB

Donde:

– Existencias finales: Cantidad de gas del usuario en AVB al final del día de gas, en kWh.

– Existencias iniciales: Cantidad de gas del usuario en AVB a comienzos del día de gas, en kWh.

– Entradas: Reparto diario provisional (d+1) del usuario en el punto PCAS cuando se produce una salida de PVB a AVB, en kWh.

– Salidas: Reparto d+1 del usuario en el punto PCAS cuando se produce una entrada a PVB desde AVB, en kWh.

– Cesiones en AVB: Operaciones de venta de gas en AVB del usuario correspondientes al día de gas, en kWh.

– Adquisiciones en AVB: Operaciones de compra de gas en AVB del usuario correspondientes al día de gas, en kWh.

Una vez calculadas las existencias finales se evaluará el desbalance final definitivo (d+1) del usuario. Para ello se comparan las existencias finales calculadas con la capacidad de almacenamiento contratada por el usuario para ese día, pudiéndose presentar tres situaciones:

3.5 Calendario para la elaboración de los balances individuales de los usuarios La elaboración de los balances individuales de los usuarios seguirá los calendarios siguientes:

– Balances d+1: el GTS los publicará en el SL-ATR antes de las nueve horas y media posteriores a la finalización del día de gas.

– Balances m+3: el GTS los publicará en el SL-ATR antes del primer día laborable del mes m+4.

– Balances m+15: el GTS los publicará en el SL-ATR, antes del primer día laborable del mes m+16.

Antes del 15 de septiembre de cada año, el GTS publicará el calendario del proceso de balances m+3 y m+15 del año de gas siguiente, con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los hitos de envío y publicación de esta información.

3.6 Prebalance del día de gas. Con carácter adicional a los balances provisional (d+1), final provisional (m+3) y final definitivo (m+15), una vez concluido el último ciclo de renominación del día de gas d, el GTS calculará, para dicho día de gas y para cada área de balance (TVB, PVB y AVB), un balance de los usuarios (denominado prebalance), al objeto de determinar su nivel de riesgo de desbalance y establecer la cuantía de garantías por desbalances establecidas en la Circular 2/2020. Dicho prebalance cumplirá lo establecido en la citada Circular 2/2020. La información sobre el prebalance se publicará en el SL-ATR para cada usuario lo antes posible y siempre con anterioridad a la finalización del día de gas d.

3.6.1 Prebalance en PVB Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en PVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):

Prebalance PVB _d = [Demanda + (Salidas _PVB – Entradas _PVB) + (Cesiones _PVB – Adquisiciones _PVB) – Existencias iniciales _PVB)]

Siendo:

– Demanda: Mejor estimación de la demanda del usuario:

– En los puntos PCLD: Cantidad nominada. En ausencia de nominación, se usará la información correspondiente a la provisión de información del día de gas d (último fichero de provisión de información enviado, que no incluye las mermas retenidas correspondientes), según lo dispuesto en el apartado 5 de este Capítulo.

– En los puntos PCTD/PCDD: Cantidad informada correspondiente a la provisión de información del día de gas d (último fichero de provisión de información enviado, que no incluye las mermas retenidas correspondientes), según lo dispuesto en el apartado 5 de este capítulo.

Los consumos se verán incrementados en las mermas correspondientes, conforme a lo establecido en la Circular 7/2021 de la CNMC.

– Salidas _PVB: Última nominación/renominación confirmada de salida desde el PVB a conexión internacional (PCI), a planta de regasificación (PCPR), a almacenamiento subterráneo (PCAS) y, si lo hubiera, al almacenamiento en PVB del usuario.

– Entradas PVB: Última nominación/renominación confirmada de entrada al PVB desde conexión internacional (PCI), planta de regasificación (PCPR), almacenamiento subterráneo (PCAS), yacimiento (PCY) e inyección de otros gases (PCTG y PCDG) y, si lo hubiera, desde el almacenamiento en PVB del usuario. En los puntos de entrada se descontarán las mermas reconocidas, calculadas según lo establecido en la Circular 7/2021 de la CNMC.

– Cesiones PVB: Cantidad de gas vendido por el usuario con entrega en PVB el día «d» y el día «d+1».

– Adquisiciones PVB: Cantidad de gas comprado por el usuario con entrega en PVB el día «d» y el día «d+1», en kWh.

– Existencias iniciales PVB: Existencias iniciales de gas en PVB al comienzo del día de gas; este valor será cero mientras no se desarrolle el servicio de flexibilidad de almacenamiento en PVB.

3.6.2 Prebalance en TVB. Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en TVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):

Prebalance TVB _d = [(Salidas _TVB – Entradas _TVB) + (Cesiones _TVB - Adquisiciones _TVB) – Existencias iniciales _TVB)]

Donde:

– Salidas _TVB: Última nominación/renominación confirmada de regasificación (PCPR), carga de buque (PCDB), puesta en frío (PCDB) y carga de cisternas (PCCC). En los puntos de salida se descontarán las mermas reconocidas, calculadas según lo establecido en la Circular 7/2021 de la CNMC.

– Entradas _TVB: Última nominación/renominación confirmada de licuefacción virtual (salida de PVB a planta de regasificación, PCPR) y de descarga de buque (PCDB). En los puntos de entrada se descontarán las mermas reconocidas, calculadas según lo establecido en la Circular 7/2021 de la CNMC.

– Cesiones _TVB: Cantidad de GNL vendido por el usuario con entrega en TVB, correspondientes al día d y d+1.

– Adquisiciones _TVB: Cantidad de GNL comprado por el usuario con entrega en TVB, correspondientes al día d y d+1.

– Existencias iniciales TVB: Existencias iniciales de GNL en TVB al comienzo del día d. Dicho valor será igual al valor de las existencias finales del balance del día anterior al día de gas.

En el cálculo del prebalance no se tendrá en cuenta la carga de buques que superen un umbral mínimo a definir por el GTS que estará publicado en el SL-ATR, dado que es una operación que puede precisar varios días para completarse. También quedarán excluidas en las adquisiciones y cesiones vinculadas a descargas correspondientes al día de gas d+1.

Para confirmar el prebalance en TVB calculado con la fórmula anterior, se tendrá en cuenta también si el usuario presenta Gas Pendiente de Descarga (GPD), definido en el apartado 3 de este Capítulo. Así, si la descarga se alarga por encima de ese día de gas, se considerará, en el cálculo del desbalance para el segundo día de gas y sucesivos, la diferencia entre la nominación del buque y la energía descargada medida y enviada por el operador de la planta hasta el día anterior.

3.6.3 Prebalance en AVB. Para cada usuario y día de gas d, el prebalance en AVB se calculará conforme a la siguiente fórmula (en kWh):

Prebalance AVB _d = [(Salidas _AVB – Entradas _AVB) + (Cesiones _AVB - Adquisiciones _AVB) – Existencias iniciales _AVB)]

Donde:

– Salidas _AVB: Última nominación/renominación confirmada de extracción del AVB (PCAS)

– Entradas _AVB: Última nominación/renominación confirmada de inyección en AVB (PCAS).

– Cesiones _AVB: Cantidad de gas vendido por el usuario en AVB, correspondientes al día d y d+1.

– Adquisiciones _AVB: cantidad de gas comprado por el usuario en AVB, correspondientes al día d y d+1.

– Existencias iniciales _AVB: Existencias del usuario en AVB al comienzo del día d. Dicho valor será igual al valor de las existencias finales del balance del día anterior al día de gas.

4. Determinación de otros balances.

El GTS realizará balances individuales de gas en TVB, PVB y AVB para cada uno de los operadores de instalaciones de transporte y para el GTS mismo. En todos los casos, se calcularán los siguientes balances, que no estarán sometidos al proceso de liquidaciones por desbalance y que estarán disponibles en el SL-ATR:

– Balance diario provisional del día de gas (balance d+1), realizado el día posterior al día de gas.

– Balance diario final provisional del día de gas (balance m+3), realizado antes de la finalización del mes m+3.

– Balance diario final definitivo del día de gas (balance m+15), realizado antes de la finalización del mes m+15.

Estos balances se considerarán abiertos mientras no haya finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones de los repartos y cerrados una vez finalizado el mismo.

Para cada uno de los operadores de instalaciones, el GTS calculará un balance separado correspondiente a su gas de operación o autoconsumo, su gas talón y su colchón, según aplique. Estos balances se determinarán teniendo en cuenta, en cada área de balance donde corresponda, las existencias de gas del operador al comienzo y al final del día de gas, así como las entradas y salidas de gas a dicha área de balance desde y hacia otras áreas de balance y por cesiones y adquisiciones de gas, si las hubiera.

Para el propio GTS, este calculará un balance separado correspondiente a cada uno de los gases siguientes: gas de operación o autoconsumo, gas talón, gas colchón, gas en la cuenta de balance operativo (OBA), gas por acciones de balance en PVB, gas de gestión de desbalances en TVB y AVB y gas de mermas. Estos balances se determinarán teniendo en cuenta, en cada área de balance donde aplique, las existencias del GTS de cada gas al comienzo y al final del día de gas, así como las entradas y salidas del gas a dicha área de balance si las hubiera, por:

– Cesiones y adquisiciones del GTS.

– Entregas a los operadores.

– Traspasos de gas con el fin de lograr una ubicación apropiada de cada uno de estos gases de forma que no interfiera con el gas almacenado por los usuarios.

– Entradas y salidas desde y hacia otras áreas de balance.

En el caso del balance correspondiente al gas de acciones de balance en PVB y al gas de gestión de desbalances en TVB y AVB, se tendrán además en cuenta, cuando sea necesario, el balance individual agregado de los usuarios.

5. Provisión de información sobre el balance.

La provisión de información a los usuarios para la gestión de su balance cumplirá lo establecido en el artículo 22 de la Circular 2/2020 de la CNMC. Adicionalmente, se proporcionará la información que se detalla en los apartados 5.1 y 5.2 siguientes.

5.1 Flujos de comunicación en el día d-1 para el día de gas d Antes de las 10:00 h del día de gas d-1, el GTS pondrá a disposición del sector, a través del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas correspondientes al día de gas d, conforme al algoritmo definido en el apartado 3 del Capítulo IV, con la mejor previsión de temperaturas enviadas por la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET).

Además, antes de las 13:00 h del día de gas d-1, el GTS pondrá a disposición, a través del SL-ATR, la previsión de demanda, en kWh/día, previamente enviada por distribuidores y transportistas al SL-ATR, para el día de gas d con desglose de consumo telemedido y no telemedido, para cada usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD).

Los operadores calcularan las previsiones de demanda del día de gas d a facilitar al GTS en el día de gas d-1 conforme a lo dispuesto en el apartado 3 del Capítulo IV.

5.2 Flujos de comunicación en el día d para el día de gas d (intradiarios).

5.2.1 Flujos de comunicación intradiaria en PVB. Antes de las 10:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición de los operadores de redes de transporte y distribución, a través del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas definidas en el procedimiento de reparto en PCTD y PCDD, correspondientes al día de gas d. Además, también antes de las 10:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión de demanda global del sistema para el propio día de gas d.

Por otro lado, antes de las 13:30 h del día de gas d, los operadores de redes de distribución y transporte enviarán al SL-ATR la siguiente información:

Antes de las 14:00 h, el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la siguiente información:

1. Entradas: El gas introducido hasta el momento en cada punto PCI, PCY, PCAS, PCPR, PCTG y PCDG de entrada al PVB, que corresponde a cada usuario, en kWh.

2. Salidas:

Antes de las 17:00 h del día de gas d, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión actualizada de demanda global del sistema para el propio día de gas d. Además, también antes de las 17:00 h, el GTS pondrá a disposición de los operadores de redes de transporte y distribución, a través del SL-ATR, una actualización de los coeficientes de temperatura definidos en el procedimiento de reparto en PCTD y PCDD, correspondientes al día de gas d.

Antes de las 20:30 h del día de gas d, los operadores de redes de distribución y transporte enviarán al SL-ATR la siguiente información:

Antes de las 21:00 h el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la siguiente información:

1. Entradas: El gas introducido hasta el momento en cada punto PCI, PCY, PCAS, PCPR, PCTG y PCDG de entrada al PVB, que corresponde a cada usuario, en kWh.

2. Salidas:

5.2.2 Flujos de comunicación intradiaria en TVB. Antes de las 13:30 h y de las 20:30 h del día de gas d, los operadores de las plantas de regasificación enviarán al SL-ATR la siguiente información:

5.3 Indicadores en relación con la provisión de información a los usuarios sobre el balance.

5.3.1 Indicadores de cumplimiento del plazo de la provisión de información en PVB, TVB y AVB. Se definen los siguientes indicadores, con la finalidad de valorar la conveniencia de revisar y mejorar la provisión de información sobre el balance proporcionada a los usuarios:

– PG: Porcentaje de ocasiones durante el año de gas en las que el GTS no ha puesto a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la previsión de demanda global del sistema y/o la información previamente enviada por los operadores de infraestructuras, junto con la información relativa a los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas, tanto en el día anterior al día de gas d-1, como para el propio día de gas d.

– PO: Porcentaje de ocasiones durante el año de gas en las que los operadores no han puesto a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la información establecida en este Capítulo, tanto en el día anterior al día de gas d-1, como para el propio día de gas d.

A estos efectos, se considerará como incumplimiento, tanto no proporcionar a los usuarios la información requerida, como su puesta a disposición sin contar con el nivel de detalle requerido.

5.3.2 Indicadores de cumplimiento de la calidad de la información enviada en PVB. Los indicadores que comparan la información diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto diario provisional (d+1) se calcularán diariamente, una vez publicado el balance diario provisional (d+1). Los indicadores que comparan la información diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto diario final provisional (m+3) se calcularán mensualmente para cada día del mes m, una vez publicado el balance final provisional (m+3).

Se definen a continuación los siguientes indicadores:

– Indicador de emisión:

● AHTD1: Porcentaje de días del año en los que la emisión neta en cada PCTD o PCDD enviada al SL-ATR en el día de gas d por el responsable de la misma es incoherente, es decir, la emisión neta informada en el envío de las 13:30 h es superior a la emisión informada en el envío de las 20:30 h, o bien la emisión neta informada en el envío de las 20:30 h es superior a la emisión diaria informada en el proceso de reparto diario provisional (d+1).

Los responsables informarán, a través del SL-ATR, de aquellos casos en los que el valor de la emisión neta acumulada para el día de gas d en los envíos de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de los PCTDs o PCDDs de los que son responsables del reparto proceda de un dato estimado, indicando el porcentaje que estas emisiones estimadas suponen con respecto a la totalidad de las emisiones de las que son responsables.

Para evaluar el indicador de emisión se considerará un margen de tolerancia inicial de 100 kWh/d. Este valor podrá ser revisado anualmente por el GTS en colaboración con los responsables de la emisión neta y, en caso de modificación, el nuevo valor se publicará con al menos un mes de antelación a su aplicación en el SL-ATR.

– Indicadores de consumos:

– AH0a: Desviación diaria existente entre la estimación de la demanda no telemedida del usuario para el día de gas d, informada por el operador a través del SL·ATR en el día d-1 para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el mismo operador en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

– AH0b: Desviación diaria existente entre la estimación de la demanda no telemedida del usuario para el día de gas d informada por el operador a través del SL-ATR antes de las 13:30 h en el día d para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el mismo operador en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

– AH0c: Desviación diaria existente entre la estimación de la demanda no telemedida del usuario para el día de gas d informada por el operador a través del SL-ATR antes de las 20:30 h en el día d para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el mismo operador en el proceso de repartos provisionales (d+1) en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

– AHD: Desviación diaria existente entre la demanda de consumo telemedido estimada del usuario para el día de gas d informada por el operador de redes de distribución a través del SL-ATR en el día d-1 para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda telemedida del usuario informada por el mismo operador de redes de distribución en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

– AHT: Desviación diaria existente entre la demanda de consumo telemedido estimada del usuario para el día d informada por el operador de redes de transporte a través del SL-ATR en el día d-1 para el conjunto de sus PCLDs y la demanda telemedida del usuario informada por el mismo operador de redes de transporte en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) en el conjunto de sus PCLDs.

Asimismo, los operadores de redes de transporte y distribución informarán a los usuarios afectados y al GTS de aquellos casos en los que el valor del consumo telemedido acumulado para el día de gas d en los envíos de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de sus PCLDs proceda de un dato estimado.

– AT: Desviación diaria existente entre la estimación de la demanda total del usuario para el día de gas d informada por el operador a través del SL-ATR en el día anterior al día de gas d–1 para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por el mismo operador en el proceso de repartos diarios provisionales (d+1) en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.

5.3.3 Cálculo y publicación de los indicadores e informes asociados. El GTS, una vez se encuentre disponible la información necesaria, será el responsable del cálculo y publicación en el SL-ATR (con carácter anual, en el caso de indicadores de plazo, y con carácter diario y mensual en el caso de indicadores de calidad) de los indicadores definidos en este anexo para el conjunto de operadores de redes de transporte y distribución, y facilitará a cada operador y cada usuario el detalle de su información individualizada.

Durante el mes de abril de cada año, y a partir de la información anterior, el GTS elaborará un informe anual sobre los valores de los indicadores calculados para el año de gas anterior. Los operadores de redes de transporte y distribución recibirán exclusivamente la sección del informe que les concierna, mientras que la totalidad del informe será enviada a la CNMC. Asimismo, se facilitará a los usuarios de la red de transporte las conclusiones alcanzadas en dicho informe, así como los datos empleados en el mismo de manera agregada. Los operadores pondrán realizar consideraciones al informe, que serán también remitidas a la CNMC.

CAPÍTULO VI. Condiciones generales para la gestión de cisternas de GNL

1. Designación del expedidor.

Para las plantas satélite monocliente, en el caso de que el cliente final actúe como consumidor directo en mercado, el expedidor será el propio cliente, mientras que en el caso de ser suministrado por un comercializador, el expedidor será el comercializador, que podrá delegar en el cliente final la expedición de las cisternas previo acuerdo por escrito. La comunicación de este acuerdo y su cancelación al titular de la planta de regasificación deberán ser realizados previamente al inicio y finalización del suministro.

Para las plantas satélite de distribución, el distribuidor titular de la planta actuará como expedidor.

El expedidor será el responsable de realizar el pedido de la carga de la cisterna, excepto en el caso de que el comercializador haya delegado la consideración de expedidor en el cliente final, que será responsabilidad del comercializador.

2. Asignación de plantas satélite a plantas de regasificación.

En el caso de que se ponga en funcionamiento una nueva planta satélite de distribución, el GTS, a propuesta del expedidor, designará una de las plantas de regasificación como planta de carga de cisternas, que quedará vinculada, en condiciones normales de operación, a la nueva planta satélite, siendo de forma general la que se encuentre a menor distancia por carretera. Se asignará además una planta alternativa para los casos en los que pudieran surgir incidencias, que en condiciones normales será la siguiente en proximidad. En los casos especiales de transporte intermodal, estaciones vehiculares de GNL y depósitos fiscales, se asignará la más aconsejable, que podrá no ser la más cercana.

Para las plantas satélite de distribución en servicio, el GTS, a iniciativa propia o a instancia de otros agentes implicados en la operación de la planta satélite, podrá estudiar y, en su caso, proponer la reasignación de la planta de carga bajo el mismo principio aplicado en la asignación de nuevas plantas satélites, y esta se realizará mediante acuerdo de las partes implicadas. La asignación de plantas satélites de distribución a plantas de regasificación estará disponible en el SL-ATR y será publicada en la página web del GTS.

En el caso de que la planta de regasificación donde se cargan las cisternas de una planta satélite determinada, bien sea una planta satélite de distribución o una planta satélite monocliente, esté fuera de servicio, presente restricciones técnicas o esté inaccesible, el GTS, previo acuerdo con los cargadores afectados, establecerá una planta de regasificación alternativa para la carga de las cisternas, con independencia de las condiciones contractuales existentes, con el fin de garantizar la continuidad del suministro. Con carácter general, se aplicará también el criterio de menor distancia y, con carácter subsidiario el de equilibrio de cargas. En este caso, el titular de la planta satélite deberá enviar al nuevo cargador copia de la documentación necesaria, siempre que la nueva planta de carga no pertenezca al mismo grupo empresarial que el del cargador original.

3. Documentación a presentar antes de la primera carga.

Las nuevas plantas satélite deben entregar al cargador, con una antelación mínima de una semana antes de la primera carga en la planta de regasificación, a través del consumidor directo en mercado, el comercializador o el operador de la red de distribución, la siguiente documentación:

1. Dirección de la planta satélite.

2. Expedidor: Nombre, dirección, persona de contacto, teléfonos, NIF.

3. Nombre del transportista de cisternas.

4. Titularidad de la planta satélite y NIF.

5. Consumo anual estimado.

6. Uso del gas cargado a efectos fiscales, según lo establecido en la Ley 15/2012, de 27 de diciembre, de medidas fiscales para la sostenibilidad energética y declaración responsable.

7. En el caso de comercializadores o consumidores directos en mercado, y en cumplimiento de la normativa vigente, el certificado final de obra y pruebas realizadas, así como la autorización de puesta en servicio.

8. En el caso de los operadores de redes de distribución, acta de puesta en servicio de la instalación y criterio de reparto entre los usuarios que utilicen la planta satélite.

9. Acreditación de que la nueva alta corresponde a una estación vehicular de GNL, un depósito fiscal o a cualquier otro uso especial del GNL.

10. CNAE.

Para cargas posteriores solo deberá presentarse aquella documentación que haya experimentado algún cambio con respecto a la información presentada en la última actualización de la misma.

4. Transporte de cisternas.

4.1 Costes de transporte en plantas satélite conectadas a redes de distribución. De forma previa al acceso a una red de distribución alimentada por una planta satélite, el usuario deberá suscribir un acuerdo de prestación de servicios con el operador de la red de distribución titular de la misma, en el que se establecerán los costes de transporte de los camiones cisterna a repercutir al usuario.

El modelo de acuerdo de prestación de servicios, así como los precios del servicio de transporte de cisternas a las plantas satélite de cada distribuidor serán publicados en la página web del distribuidor y se regirán bajo los principios de transparencia, objetividad y no discriminación. El modelo de acuerdo elaborado por cada distribuidor, así como las revisiones de los precios, deberán notificarse a la CNMC.

En caso necesario, la CNMC podrá establecer, mediante resolución, la cuantía de los costes y precios del servicio, las condiciones del procedimiento de reparto de costes a cada usuario o el modelo de acuerdo de prestación de servicios, a efectos de cumplimiento de los principios de transparencia, objetividad y no discriminación.

4.2 Documentación para realizar la carga. Los cargadores deberán exigir a las compañías transportistas de cisternas la documentación necesaria para verificar que vehículos, cisternas, plataformas, contenedores y conductores cumplen la reglamentación vigente relacionada con la actividad del transporte de mercancías peligrosas por carretera, y que mantienen vigentes todos los permisos y autorizaciones. Esta documentación deberá estar actualizada antes de realizar cada carga.

Asimismo, el cargador emitirá para cada carga la documentación establecida reglamentariamente, donde se indicará, entre otros datos, la hora de salida del cargadero.

El transportista de cisternas deberá disponer de un número de pedido para poder cargar en las plantas de regasificación.

5. Asignación a contratos de las cantidades cargadas en la planta de regasificación.

En el caso de cisternas destinadas a plantas satélite monocliente, la cantidad cargada en la cisterna se imputará a los contratos de acceso de carga de cisternas del usuario para dicha planta de acuerdo con lo establecido en el Capítulo IV.

En el caso de cisternas destinadas a plantas satélites conectadas a redes de distribución, la cantidad cargada se repartirá entre los usuarios en el reparto d+1 según lo establecido en el capítulo IV. Si las cantidades correspondientes al reparto diario provisional (d+1) fueran modificadas en repartos posteriores (reparto final provisional -m+3- o reparto final definitivo -m+15-) se procederá a refacturar los peajes correspondientes en función de los nuevos valores del reparto.

6. Anulación de pedidos.

Los usuarios deberán realizar sus mejores esfuerzos para anular lo antes posible aquellos pedidos correspondientes a la programación semanal, nominación o renominación ya procesada para los que, por cualquier motivo, no fuera a producirse la carga de GNL correspondiente.

El GTS informará periódicamente a la CNMC sobre aquellos pedidos no cancelados para los que finalmente la carga de GNL no hubiera llegado a producirse, al objeto de que esta analice la existencia de indicios sobre posibles prácticas anticompetitivas, derivadas del acaparamiento de la capacidad sin hacer uso de la misma.

7. Información disponible.

La información de carga de cisternas disponible en el SL-ATR será la siguiente:

– Fecha.

– Planta de carga.

– Hora de inicio y fin de la carga.

– Empresa comercializadora o consumidor directo en mercado / empresa distribuidora.

– Número de albarán.

– Destino de la cisterna (en el caso de descarga multidestino, informará de todos los destinos y su porcentaje de reparto). La información estará actualizada y disponible para el operador de la planta.

– Transportista cisterna GNL.

– kg asignados a la carga.

– Energía (kWh) asignada al destino.

– Energía asignada (kWh por usuario).

– PCS (kWh/kg).

– Uso del gas.

– Estatus: Provisional o definitivo.

Asimismo, estará disponible en el SL-ATR un inventario de plantas satélite conectadas a redes de distribución.

CAPÍTULO VII. Parámetros que determinan la operación normal de las infraestructuras y la realización de acciones de balance en PVB

1. Objeto.

El objeto de este Capítulo es definir los valores y la metodología de cálculo de los parámetros de la red de transporte necesarios para identificar su estado de operación, para gestionar el balance operativo de la red y para la realización de acciones de balance en PVB por el GTS; parámetros que determinan el funcionamiento normal para una operación eficiente y económica de las instalaciones de transporte con el objetivo de garantizar la seguridad del suministro con el mínimo coste económico en el transporte de gas y los autoconsumos asociados a dicho transporte.

Asimismo, se definen los valores y la metodología de cálculo de los parámetros de las plantas de regasificación y de los almacenamientos subterráneos que determinan el funcionamiento normal para una operación eficiente y económica de las instalaciones.

El GTS será responsable de calcular los valores concretos de los parámetros y variables técnicas que determinan la operación normal de las instalaciones, en base a la información aportada por los operadores, y de realizar acciones de balance en el PVB para mantener la red dentro de los rangos de operación normal.

2. Parámetros de la red de transporte.

2.1 Nivel de existencias en la red de transporte. El indicador que resume el equilibrio de presiones en los puntos de la red de transporte y, por tanto, su estado operativo, será el nivel de existencias en la red. Para gestionar el nivel entre entradas y salidas en la red de transporte dentro del margen de las presiones mínimas de garantía establecidas en la normativa correspondiente en todos los puntos de conexión y las presiones máximas de diseño en los gasoductos, se identificarán los límites del nivel de existencias en la red de transporte dentro de los cuales se opera la red en situación normal, sin afectar a los flujos de entradas y salidas del sistema y sin poner en riesgo la seguridad de suministro.

Se definen los siguientes límites de existencias en la red de transporte:

LMaxOp = LMaxA - BVD

LMinOp = LMinA + BVD

Se considerará que la red de transporte se encuentra dentro de las condiciones de operación normal cuando el nivel de existencias de gas en la misma se sitúe entre los límites LMaxOp y LMinOp.

2.2 Bandas de existencias en la red de transporte. Se definen las siguientes bandas de existencias de gas natural en la red de transporte, que se deberán situar siempre entre los límites LMaxOp y LMinOp:

– Nivel actual de existencias.

– Previsión de la evolución futura del nivel de existencias.

– Liquidez y nivel de precios del Mercado Organizado de gas.

2.3 Valor de Referencia del nivel de existencias en la red de transporte. El Valor de Referencia de las existencias de la red de transporte (VR) es el valor del nivel de existencias que se sitúa en el punto medio de la banda BI y será la referencia que utilizará el GTS en su gestión continua de la operación del sistema.

2.4 Publicación del desbalance agregado previsto. El GTS publicará el volumen de gas disponible en la red de transporte al principio de cada día de gas y el volumen que se prevé va a estar disponible al final. El volumen de gas que se prevé que va a estar disponible al final del día de gas se actualizará cada hora durante todo ese día.

2.5 Cálculo de los parámetros de la red de transporte. Con objeto de reflejar de forma más ajustada la capacidad de almacenamiento de la red de transporte que permite una operación normal, cuando el sistema de transporte lo requiera, el GTS revisará y someterá a consulta pública el procedimiento de cálculo de los parámetros de la red de transporte para la determinación de la necesidad de realizar acciones de balance. Dicho procedimiento será publicado en su página web, incluyendo la memoria justificativa del mismo. Adicionalmente, remitirá a la CNMC y a la DGPEM, el procedimiento y la memoria justificativa, junto con toda la información empleada para el desarrollo del citado procedimiento.

El GTS actualizará los valores de los parámetros cada vez que las condiciones de la red de transporte hagan necesario modificarlos y, al menos, en los siguientes casos:

Los nuevos valores serán publicados por el GTS en su página web con una anterioridad no inferior a un mes de su entrada en vigor. Al objeto de que los cálculos sean replicables, el GTS dará acceso a la información no confidencial utilizada en los cálculos a cualquier agente del sistema que la solicite.

Además, cada vez que el GTS actualice los parámetros, enviará un informe técnico justificativo a la CNMC y a la DGPEM, incluyendo toda la información que da soporte a las actualizaciones, y en particular, los datos empleados en las simulaciones realizadas y los escenarios de flujos de gas e instalaciones de transporte utilizados.

3. Parámetros de plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos.

3.1 Nivel de existencias en plantas de regasificación y almacenamientos subterráneos. El GTS, en los procesos de programación y operación, deberá asegurarse de que estas infraestructuras disponen de unas existencias mínimas que le doten de suficiente autonomía para poder atender cualquier incidencia que pueda ocurrir en el sistema, así como de no superar los límites máximos de operación que determinen el funcionamiento normal de cada instalación. Para ello, impartirá las consignas de funcionamiento de las plantas de regasificación, almacenamientos subterráneos y, en general, de todas las instalaciones para una operación eficiente y económica, asegurando que las variables básicas de control (definidas en el Capítulo VIII) estén dentro de los rangos normales de operación del sistema.

3.2 Parámetros técnicos en plantas de regasificación. Se definen los siguientes valores de existencias a considerar en las plantas:

3.2.1 Determinación del Límite Mínimo de Operación en planta (LMinOP). El LMinOP equivale a un nivel de existencias suficiente para garantizar a muy corto plazo:

– El Límite Mínimo Admisible (LMinAP).

– El suministro de cisternas hasta la próxima descarga programada según la última información sobre la programación confirmada disponible.

– La descarga o carga de un buque gestionando la presión en los tanques y el boil-off, mediante emisión al mínimo técnico, un número de horas antes del inicio de la descarga (parámetro definido por cada planta).

– El mantenimiento de la producción mínima necesaria para poder gestionar el boil-off generado hasta la próxima descarga programada sin el uso de compresores de exportación a alta presión del boil-off que emiten a la red de transporte.

Este se calcula como:

LMinOP = LMinAP + N x MTP + D x (CC + MPBO)

Siendo:

– N: Horas de emisión de gas a la red de transporte antes del inicio de una descarga.

– MTP: Producción de planta necesaria para estabilizar las condiciones de la planta para efectuar la descarga de buques durante el tiempo N.

– D: Número de días hasta la próxima descarga/carga o, en caso de que no haya fecha asignada de próxima descarga en esa planta antes de la finalización del mes siguiente, número de días hasta el fin de dicho mes.

– CC: Producción media diaria para carga de cisternas hasta la próxima descarga o, en caso de que no haya fecha asignada de próxima descarga en esa planta antes de la finalización del mes siguiente, número de días hasta el fin de dicho mes.

– MPBO: Mínima producción diaria para la gestión del boil-off sin el uso de compresores de exportación a alta presión del boil-off.

Los parámetros N, MTP y MPBO serán definidos por cada operador en función de las características de cada instalación y comunicados al GTS, al menos una vez al año antes del 15 de septiembre, así como cuando sean modificados.

3.2.2 Determinación del Límite Máximo de Operación en planta (LMaxOP). El LMaxOP equivale a un nivel de existencias que permita asumir las posibles desviaciones, respecto a la programación confirmada, de la cantidad a descargar por un buque. Se obtendrá descontando al Límite Máximo Admisible por la planta (LMaxAP) un valor medio de desviación. Este valor medio será el mismo para todas las plantas y se calculará una vez al año, antes del 1 de noviembre de cada año, como la media de las desviaciones positivas entre la cantidad de descarga realizada y la cantidad de descarga programada y confirmada de todas las descargas realizadas en el año de gas anterior. Durante el mes de octubre de cada año de gas, se tomará el valor medio de desviación que había el año de gas anterior.

3.2.3 Parámetros de control global de existencias en el conjunto de las plantas de regasificación. Con objeto de conocer la situación global de existencias en el conjunto de plantas de regasificación, se definen los siguientes parámetros:

Para cada día de gas, el NMaxCTVB se calculará restando al LMaxATVB, la suma del hueco de cada planta no comprometido físicamente, siendo este último la diferencia entre el LMaxAP y el nivel de existencias máximo que la planta alcanzará entre el día de gas en curso y el último día de gas con fechas de descargas asignadas.

3.3 Parámetros técnicos en almacenamientos subterráneos. Se definen los siguientes valores de existencias a considerar en los almacenamientos subterráneos:

3.4 Publicación de los parámetros técnicos. El GTS publicará en el SL-ATR los parámetros técnicos actualizados que determinan la operación normal de cada planta de regasificación y del conjunto de los almacenamientos subterráneos, así como su nivel de existencias en el día de gas anterior y la previsión para los próximos 10 días de gas. A su vez, publicará también los parámetros de control global de existencias en el conjunto de las plantas de regasificación para ese mismo periodo.

El GTS impartirá las consignas de funcionamiento de las instalaciones teniendo en cuenta los parámetros individuales de cada planta y de los almacenamientos subterráneos. En el caso de que, por circunstancias sobrevenidas, los niveles de existencias considerados en el párrafo anterior se sitúen en algún momento fuera de los parámetros técnicos, lo cual podría dar lugar a que, en algún momento posterior, las variables básicas de control estuvieran fuera de los rangos normales de operación del sistema, el GTS podrá declarar Situación de Operación Excepcional e impartir las consignas de operación necesarias en cada una de las instalaciones, con objeto de conducir al sistema a la situación de operación normal en el menor plazo posible.

CAPÍTULO VIII. Cálculo de la capacidad de las instalaciones

1. Consideraciones generales.

Este capítulo tiene por objeto presentar los parámetros de diseño principales que intervienen directamente en las fórmulas para obtener tanto la capacidad de las instalaciones del sistema gasista, así como los márgenes operativos y de seguridad que determinan las restricciones más importantes que reducirán la capacidad máxima.

La capacidad de las instalaciones y su capacidad tras la integración en el conjunto del sistema estarán recogidas en el SL-ATR.

La capacidad es específica de cada instalación y debe ser calculada por cada operador, en relación con sus infraestructuras, teniendo en cuenta los diferentes escenarios de funcionamiento debido a las diferencias existentes entre los sistemas e instalaciones de cada operador. Los operadores publicarán para cada una de sus instalaciones de entrada al sistema, la capacidad o capacidades nominal y útil de la instalación. El GTS agregará toda esa información en un mismo documento, denominado Rangos Admisibles, indicando también aquellos casos en los que la capacidad útil de la instalación se vea reducida por las limitaciones que supone su integración con el conjunto del sistema.

La capacidad que una instalación puede poner a disposición de los usuarios varía en un determinado rango a lo largo del tiempo, al estar influenciada por: las características técnicas de la instalación y las fluido-mecánicas del gas/liquido (elementos estáticos); la forma en la que es utilizada por los usuarios y operada por los operadores (elementos dinámicos); y los límites que se establecen para satisfacer una calidad de servicio determinada (requerimientos operacionales).

Por tanto, para calcular la capacidad de una instalación se deberán tener en cuenta no solamente los parámetros de diseño de la misma sino también aquellos operativos o medioambientales que la disminuyen o la limitan. Los márgenes operacionales son los límites de operación necesarios para garantizar la fiabilidad y la seguridad operativa de los equipos y de la propia instalación. En particular se pueden enumerar los siguientes: las tolerancias en los modelos de cálculo, los márgenes de almacenamiento, los límites de presiones y caudales mínimos operativas en las infraestructuras, los equipos de reserva, las condiciones no estacionarias (fluctuaciones en las condiciones de flujo, presión, etc. a lo largo del tiempo), y los condicionantes medioambientales.

En el caso de que la capacidad útil se vea reducida por las indisponibilidades o mantenimientos, el titular de la instalación debe indicar la cuantía de esta afección y las causas que la provocan al GTS, que lo recogerá en el SL-ATR.

En el caso de que la capacidad útil de la instalación se vea reducida por las limitaciones que supone su integración con el conjunto del sistema, el GTS recogerá esta reducción y su causa en el documento de Rangos Admisibles.

En relación con la capacidad de las nuevas instalaciones o de las ampliaciones de las existentes pendientes de autorización o puesta en marcha, se incluirán en el documento de Rangos Admisibles, de forma diferenciada en el caso de las ampliaciones, las capacidades nominales previstas en la Planificación elaborada por el Gobierno o en sus actualizaciones, a partir de la fecha estimada de puesta en marcha de las instalaciones.

Únicamente a los efectos de homogenizar las conversiones de unidades en el cálculo de capacidades, se considerará un poder calorífico superior (PCS) de referencia de 11,63 kWh/m³(n), que el m³ de GNL es equivalente a 585 m³(n) de GN, y que el día de gas tiene veinticuatro horas.

2. Identificación de variables de control relacionadas con la capacidad disponible en las entradas de gas natural y de GNL al sistema.

La capacidad disponible en las entradas de gas natural relacionadas con las plantas de regasificación se determinará teniendo en cuenta lo siguiente:

– Las unidades a utilizar para los procesos de las plantas de GNL son:

● Capacidad de descarga/carga de GNL: m³ GNL/h

● Capacidad de bombas primarias y secundarias: m³ GNL/h

● Capacidad de producción a red de transporte: kWh/d y sus múltiplos (MWh/d y GWh/d)

● Capacidad de carga de cisternas: Número de cisternas y kWh/d y sus múltiplos (MWh/d y GWh/d)

– La unidad a utilizar en los procesos de transporte desde plantas de regasificación, conexiones internacionales, conexiones nacionales y yacimientos será el kWh/d y sus múltiplos (MWh/d y GWh/d).

En cada entrada al sistema se tendrán en cuenta las variables básicas de control siguientes:

● Entradas a las plantas de GNL consecuencia de las descargas de GNL y su velocidad de descarga mínima para su operación normal.

● Entrada mínima al sistema de transporte desde el punto de vista de la instalación aguas arriba para su operación normal.

● Entrada mínima al sistema de transporte desde el punto de vista de las instalaciones de transporte incluyendo gasoductos, estaciones de compresión y conexiones.

– Entradas al sistema con puntos de funcionamiento recomendables teniendo en cuenta:

● Puntos de funcionamiento de plantas de GNL.

● Puntos de funcionamientos de estaciones de compresión.

● Presiones de entrega en la red de transporte en sus salidas.

– Entradas máximas para no generar sobrepresiones en la red de transporte y para no generar problemas en el GNL en las plantas.

3. Cálculo de la capacidad de plantas de regasificación.

Las capacidades se calcularán en función de los equipos que estén instalados en la planta de regasificación, teniendo en cuenta sus límites de operación y de seguridad, así como los efectos limitantes que puedan producir unos sobre otros. A continuación se muestra un esquema general de las instalaciones de una planta de regasificación.

Para determinar la capacidad de la planta de regasificación se tendrán en cuenta las capacidades de las diferentes partes de la misma:

1. Capacidad de atraque de buques en la planta.

2. Capacidad de descarga de buques.

3. Capacidad de almacenamiento de tanques.

4. Capacidad de bombeo primario y secundario.

5. Capacidad de líneas de conexión internas de líquido.

6. Capacidad de vaporizadores de agua de mar.

7. Capacidad de vaporizadores de combustión sumergida.

8. Capacidad de carga de cisternas.

9. Capacidad de carga y puesta en frío de buques.

3.1 Capacidad de atraque de buques. La capacidad de atraque de buques queda determinada por el estudio de compatibilidad de los barcos descrito en el procedimiento correspondiente, en el que, entre otros, tendrá, como mínimo, en cuenta los siguientes aspectos:

1. Brazos de descarga.

2. Puntos de contacto con las defensas.

3. Número de puntos de amarre.

4. Posición del manifold.

5. Pasarela de acceso de tierra al buque, etc.

También se tendrán en cuenta para determinar las capacidades de atraque de buques las condiciones físicas y operativas del puerto como:

1. Capacidad de reviro y de maniobrabilidad en caso necesario.

2. Calado en todo el tramo de navegación.

3. Calado en el muelle de atraque.

4. Número de remolcadores mínimo para maniobrar.

5. Restricciones por corriente, viento y marea, etc.

3.2 Capacidad de descarga de buques. La capacidad de descarga se calculará atendiendo a los siguientes aspectos:

1. Recuperación de boil-off parcial o total.

2. Producción de boil-off en planta para retorno al buque.

3. Aumento de presión en el colector (manifold) debido a restricciones en el buque o en la planta.

4. Máximos caudales de descarga por brazo.

5. Máxima capacidad de descarga por parte del buque (n.º de bombas, etc.).

3.3 Capacidad de almacenamiento en tanques. La capacidad se calculará atendiendo a los siguientes aspectos:

1. Los niveles mínimos de operación de bombas primarias.

2. Los niveles máximos de operación en tanque.

La capacidad útil será aquella que quede definida entre los niveles mínimos de operación de bombas primarias y los niveles máximos de operación en tanque. La capacidad mínima se determinará teniendo en cuenta el volumen mínimo de GNL necesario para permitir el arranque de las bombas primarias.

3.4 Capacidad de bombeo primario y secundario La capacidad de bombeo primario y secundario se calculará atendiendo al caudal impulsado por las bombas. Además, se tendrán en cuenta, con carácter general:

1. La configuración de las bombas.

2. La curva de operación de cada bomba que facilita el fabricante (que incluye el punto de mejor funcionamiento -BEP- y los límites interior y superior de operación definidos por el fabricante), donde están representadas las líneas de isovelocidad y de isoeficiencia en función del flujo, y en particular los márgenes operativos que determinan la línea de bombeo, la línea de máxima velocidad, la línea de mínima velocidad, la línea de máximo caudal («chocking line») y la línea de máxima potencia.

3. Los límites de cavitación.

4. Que la presión de impulsión no sea superior a la presión de diseño de la tubería donde descarga.

Si para el cálculo de la capacidad de bombeo primario y secundario fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.

3.5 Capacidad de líneas de interconexión de líquido-gas. La capacidad (volumen por unidad de tiempo a transportar) en líneas se calculará atendiendo a las siguientes velocidades máximas en cualquier punto de la línea:

1. Líneas de líquido: 8 m/sg.

2. Líneas de gas: 20 m/sg.

Además, para el cálculo de estas capacidades se tendrán en cuenta el diámetro, la longitud y el factor de fricción de las líneas, así como las características fisicoquímicas de los fluidos.

3.6 Capacidad de vaporizadores de agua de mar. La capacidad de vaporización, volumen de gas regasificado por unidad de tiempo, se determinará teniendo en cuenta para su cálculo:

1. El diseño del vaporizador.

2. La temperatura de agua de mar.

3. La presión en planta.

4. Las condicionantes medioambientales y la capacidad de relicuación, que podrán afectar también a la capacidad mínima.

3.7 Capacidad de vaporizadores de combustión sumergida. Se corresponde con el volumen de regasificación nominal certificado por el suministrador del equipo. La capacidad mínima estará condicionada por el cumplimiento de los requisitos medioambientales.

3.8 Capacidad de carga de cisternas. La capacidad de carga de cisternas dependerá básicamente de:

1. La capacidad de la línea de líquido desde las bombas primarias al cargadero.

2. La capacidad de la línea de retorno de la cisterna a la planta.

3. Las horas de funcionamiento del cargadero.

Normalmente estas capacidades no son restrictivas y en su diseño ya están consideradas las necesidades específicas del cargadero. El aspecto más relevante que puede limitar la capacidad carga de una cisterna es su temperatura, es decir, si la cisterna esta «caliente» o «fría».

3.9 Capacidad de carga y puesta en frío de buques. Para la determinación de la capacidad de carga y puesta en frío de buques, se deben tener en cuenta tanto las instalaciones de la planta como las del buque, así como si la operación es de carga o puesta en frío. La capacidad dependerá al menos de los siguientes aspectos:

1. Número de bombas primarias que no se estén utilizando para atender las necesidades de regasificación.

2. Capacidad de la línea de líquido.

3. Capacidad de carga (velocidad de carga) con un brazo de conexión de la línea de líquido.

4. Evolución de la presión y temperatura de los tanques del buque.

5. Capacidad de recuperación de boil-off total por parte de la planta (sin quemar en la antorcha).

6. Si el buque dispone de compresor.

7. Capacidad de la línea de retorno de boil-off a la planta.

8. Temperatura del gas en los tanques del buque antes de su carga (buque «frío» o «caliente»).

9. Capacidad de gestión del boil-off mediante su combustión en la antorcha de la terminal, cuando no sea posible su recuperación, bien por cuestiones de la calidad de gas retornado desde el buque a la planta o por el volumen generado durante la operación y que no puede ser recuperado por los compresores y el sistema de relicuación.

En el caso de realizar una puesta en frío de un buque, al estar este «caliente», la capacidad de descarga disminuirá y por tanto es necesario utilizar más tiempo para completar la carga.

3.10 Capacidades a publicar. En las plantas de regasificación, el titular de la instalación publicará la capacidad de almacenamiento de tanques [m³ GNL, GWh, Mm³(n)], la capacidad de emisión a la red de transporte (kWh/d, GWh/d), la capacidad de carga de cisternas de GNL (kWh/d, cisternas/día), la capacidad de descarga de buques metaneros (m³ GNL/h), la capacidad de carga de buques metaneros (m³ GNL/h) y la capacidad de atraque de buques metaneros (m³ GNL). Además, el GTS publicará la información agregada.

4. Cálculo de la Capacidad De Almacenamientos Subterráneos (AASS). En los almacenamientos subterráneos se distinguirá entre capacidad de almacenamiento, la capacidad de inyección y la capacidad de extracción.

Las capacidades se calcularán en función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas de la estructura geológica utilizada como almacenamiento subterráneo y, en su caso, de las características técnicas de los equipos que estén instalados para la operación del mismo, teniendo en cuenta sus límites de operación y de seguridad, así como los efectos limitantes que puedan producir unos sobre otros.

4.1 Capacidad de almacenamiento. La capacidad de un almacenamiento es la cantidad de gas natural contenida en la estructura donde se almacena gas a una presión determinada.

Dicha capacidad será función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas, y de la estructura geológica, pudiéndose modelizar matemáticamente. Cuanto mayor conocimiento exista de la estructura geológica y sus parámetros, mayor complejidad tendrá la fórmula de modelización, ajustándose mejor a la realidad. Si para el cálculo de la capacidad almacenamiento fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.

4.2 Capacidad de inyección y extracción. La inyección es la acción de introducir gas en el almacenamiento subterráneo, mediante la utilización de los equipos mecánicos necesarios para vencer la presión del almacenamiento.

Por su parte, la extracción es la acción de retirar gas del almacenamiento subterráneo. Normalmente, se produce por diferencia de presiones entre el gas almacenado y la superficie. En el caso de que la diferencia de presiones mencionada no sea suficiente, se pueden utilizar los medios mecánicos que están instalados en las plantas de tratamiento de gas para la inyección (unidades de compresión) en sentido inverso, siempre que estén preparados para ello.

Por tanto, la capacidad de inyección y la capacidad de extracción de un almacenamiento subterráneo de gas natural son los caudales que consigue la instalación al realizar dichas acciones.

La capacidad de extracción es función de la cantidad de gas existente en el almacenamiento en cada momento, y, por tanto, de la presión en su interior, de las características del almacenamiento y de cómo se haya operado el almacenamiento (tiempos de parada, tiempos y caudales a los que se ha estado operando) hasta el momento en el que se realiza el cálculo. Se calculará teniendo en cuenta los equipos de tratamiento del gas de la planta, sus límites de operación y seguridad, así como la contrapresión de salida del gas en el gasoducto de transporte al que esté conectado. La capacidad máxima de extracción se da en condiciones de máximo llenado y máxima presión en el almacenamiento.

La capacidad de inyección se calculará teniendo en cuenta los equipos de compresión de la instalación, sus límites de operación y seguridad, así como la presión de entrega del gas en el gasoducto de transporte al que esté conectado y la presión existente en el propio almacenamiento.