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

Además, tanto la capacidad de inyección como la de extracción están influenciadas por los equipos que permiten conectar las instalaciones de superficie con la propia formación geológica de almacenamiento. De dichos equipos, los que mayor afección producen son la válvula de regulación del caudal entrada/salida («choke»), la tubería vertical de producción/inyección que conecta la formación almacén con la superficie («tubing»), las unidades de tratamiento y las unidades de compresión instaladas en superficie en el caso de la inyección.

A continuación, se describen brevemente los diferentes factores que influyen en el cálculo de las capacidades de extracción e inyección de un almacenamiento subterráneo y su efecto sobre las mismas.

4.2.1 Curva características de la formación almacén. En función de las características geológicas, geofísicas y petrofísicas de la estructura geológica utilizada como almacenamiento subterráneo, se pueden modelizar, con mayor o menor precisión, en función del conocimiento que se tenga de dicha estructura y de la experiencia en su operación, las curvas características de la formación almacén, las cuales se definen como la relación que compara la presión dinámica de fondo de pozo con su caudal de extracción o inyección. Estas curvas se deben actualizar cada vez que haya cambios significativos en el comportamiento de los pozos. Dependiendo del tipo de almacenamiento, comportamiento de los pozos y experiencia, la frecuencia en las actualizaciones en las curvas será distinta, pudiendo llegar a ser diaria.

4.2.2 Curva de declino. Es la curva que describe la evolución del caudal de extracción a lo largo del tiempo, a partir de una situación inicial determinada (grado de llenado y presión en fondo), y es función de las características de la formación almacén, de las características del «tubing», de la presión en superficie y del perfil inicial de extracción que se solicite. Se puede referir a un pozo, o a varios, o al total del caudal de extracción del almacenamiento.

Para cada almacén, se diseñará una curva de declino que contenga la relación entre la presión dinámica en cabeza de poso, el volumen de gas en el almacén y el caudal de producción. Si para la determinación de las curvas de declino fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.

4.2.3 Unidades de compresión. Los equipos utilizados para vencer la presión del almacenamiento en la inyección son las unidades de compresión y, por tanto, la capacidad de inyección principalmente es función de las unidades de compresión destinadas a tal efecto.

Para ello, es posible utilizar diferentes tipos de unidades de compresión y configuraciones. Entre los tipos de unidades utilizadas se distinguen los compresores centrífugos y los compresores alternativos, y en cuanto a la configuración de las unidades, esta puede ser en paralelo, serie o serie/paralelo.

Para la elección de las unidades de compresión adecuadas y su configuración se ha de tener en cuenta la presión máxima admisible en el almacenamiento, el caudal a vehicular y la presión de aspiración.

4.2.4 Válvula de «choke». Las válvulas de «Choke» son válvulas de regulación que se sitúan en cada línea de pozo; pueden ser bidireccionales y reducen la presión del gas aguas abajo. Su función es la regulación y control del caudal de extracción y/o inyección de gas natural en un pozo.

4.2.5 «Tubing». Es la tubería vertical de producción/inyección que conecta la formación almacén con la superficie (válvula «choke») y tiene las características técnicas adecuadas para vehicular el caudal requerido.

La curva característica del «tubing» es la relación que compara la presión dinámica de fondo de pozo con su caudal de extracción o inyección. Depende de las características del «tubing» de producción/inyección para una presión dinámica determinada en cabeza de pozo.

Si para determinación de la curva característica del «tubing» fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.

4.2.6 Planta de tratamiento. Una vez extraído el gas del almacenamiento subterráneo, es necesario su tratamiento para ser introducido en la red de transporte con la calidad requerida.

En la planta de tratamiento se produce un primer secado por gravedad, y un segundo secado en los sistemas de tratamiento de gas, para posteriormente odorizar el gas y medirlo antes de introducirlo en la red de transporte.

Componentes genéricos de la planta de tratamiento:

– Trampa de rascadores.

– Gasoductos internos.

– Separadores de bolsa.

– Recipiente separador.

– Sistema de tratamiento de gas que puede ser diferente para cada almacenamiento, dependiendo de la composición del fluido existente en el yacimiento

– Filtros separadores de sólidos para el gas.

– Tanque de agua de proceso.

– Bombas de inyección de agua de proceso.

– Unidad de medida (generalmente de ultrasonidos).

– Cromatógrafo.

– Unidad de odorización.

– Sistema de gas combustible.

– Sistema de gas comprimido.

– Sistema de agua.

– Antorcha con separador de agua.

– Transformadores eléctricos y diesel.

En la planta de tratamiento existen equipos críticos que están diseñados para el caudal de extracción requerido y que, en el caso de que fallen, limitan el caudal de extracción de gas (a no ser que haya unidades de apoyo («back up») instaladas). Dependiendo del proceso/s utilizados en el tratamiento de gas, los equipos críticos serán diferentes

4.3 Capacidades a publicar. Para los almacenamientos subterráneos, el titular de la instalación publicará la capacidad nominal de almacenamiento, la capacidad nominal de extracción y la capacidad nominal de inyección.

Dada la gestión única de los almacenamientos subterráneos, el GTS publicará la información agregada de capacidad de almacenamiento y de las capacidades nominales de inyección y extracción en su página web y en el SL-ATR con la periodicidad que requiera la legislación vigente, a partir de la información aportada por los operadores de los almacenamientos subterráneos.

5. Capacidad de los yacimientos y plantas de producción de otros gases.

Para los yacimientos y las plantas de producción de otros gases, será el titular de la instalación, en el caso de unyacimiento, o el operador titular del punto de inyección, en el caso de unaplanta de producción, quién envíe al GTS la capacidad de producción diaria y el poder calorífico superior (PCS) del gas producido.

6. Cálculo de la capacidad de infraestructuras de transporte.

La capacidad de una red se calculará teniendo en cuenta, entre otros:

1. Sus límites de operación y de seguridad.

2. Los efectos limitantes que puedan producirse entre los equipos que la forman.

3. Los caudales de gas aportados en los puntos de entrada y la presión de entrega.

4. La demanda que atiende dicha red y las presiones mínimas garantizadas de dicho suministro.

5. Los caudales de gas a aportar y la presión mínima de entrega a otros transportistas o distribuidores en los puntos de conexión de la red.

A continuación, se describe brevemente las variables que influyen en el cálculo de la capacidad de una red.

6.1 Cálculo de la capacidad de un gasoducto. De una forma simple, se puede decir que la capacidad del gasoducto es la cantidad de gas que se desplaza por unidad de tiempo (caudal) entre el punto de entrada y el de salida del gasoducto, considerando unas presiones de entrada y salida determinadas.

Cuando un gas circula por un gasoducto pierde presión (pérdida de carga) a medida que avanza a lo largo de este, a causa del rozamiento con las paredes del tubo. Además, se pierde también presión cuando el gas pasa por un accesorio, por una curva, por un cambio de sección, etc. Para vencer esta pérdida de presión se instalan compresores que compensan la pérdida de presión. Para determinar el valor de estas pérdidas de carga se recurre a fórmulas, o simuladores basados en dichas fórmulas, que realizan el cálculo.

Desde una perspectiva técnica, la capacidad máxima de un gasoducto se determina por un conjunto de diferentes parámetros de diseño como son, principalmente, el diámetro, las condiciones de caudal y presión, la longitud, así como otros factores menos significativos que se describen a continuación.

La determinación de la capacidad máxima está sujeta a leyes relevantes de la física y, en este contexto y a modo ilustrativo, a continuación se reproduce la fórmula de Darcy, aunque otras fórmulas también pueden ser adoptadas para el cálculo

Siendo:

– p₁ y p₂: Presión absoluta origen y final de la tubería (bar).

– λ: Factor de fricción.

– ρ₀: Densidad del gas en condiciones normales (kg/m3(n)).

– p₀: Presión en condiciones de referencia (1013,25 mbar).

– T₀: Temperatura en condiciones de referencia (273,15 ºK).

– T: Temperatura del gas (ºK).

– d: Diámetro interno de la tubería (m) l: Longitud de la tubería (m).

– K: Coeficiente compresibilidad del gas respecto a condiciones normales (Z/Z0).

– q₀: Flujo referido a condiciones normales (m³(n)/h).

En caso de que la diferencia de altitud entre el origen y el final del gasoducto sea significativa, pueden emplearse fórmulas como la de Fergusson:

Siendo:

Donde z₁ y z₂ representan la altura en el origen y el final de la tubería.

Para ambas ecuaciones, el factor de fricción λ se obtiene habitualmente de la fórmula de Colebrook, aunque podrían usarse otras que se encuentren dentro de los rangos de validez.

El coeficiente de compresibilidad K se obtiene de la fórmula de Van der Waals, pero también son válidas, por ejemplo, la de Redlich-Kwong, Peng-Robinson, SchmidtWenzel, Benedict-Webb-Sterling, AGA8, SGERG88, etc.

Se considerará un régimen de funcionamiento en condiciones estacionarias y la capacidad será calculada en estas condiciones, es decir, el flujo de entrada es igual al flujo de salida.

Por lo tanto, la capacidad de un gasoducto, q₀, que vendrá dada en m3(n)/h, se calcula despejando de la expresión anterior (1).

En cualquier caso, el empleo de unas ecuaciones u otras vendrá determinado por la calibración que se realice frente a valores reales.

6.1.1 Influencia del diámetro interno y el factor de fricción. La fórmula anterior podríamos simplificarla considerando que la capacidad de un gasoducto depende básicamente de dos parámetros; el factor de fricción y el diámetro de la tubería:

Como el factor de fricción λ es una función implícita del diámetro d, se pude simplificar que la capacidad la podríamos relacionar con la expresión siguiente:

Donde, por ejemplo:

– γ = 2,595 para una rugosidad k de 0,07 mm, valor típico para tuberías de acero sin revestimiento interno.

– γ = 2,580 para una rugosidad k de 0,006 mm, valor típico para tuberías de acero con revestimiento interno.

Por lo tanto, el efecto del diámetro interno sobre la capacidad o caudal es muy pronunciado con un exponente aproximadamente de 2,6.

6.1.2 Influencia de la presión. Otro factor importante que afecta a la capacidad de un gasoducto es la presión, ya que simplificando la formula (2) podemos obtener la relación:

Para observar mejor el efecto de la presión sobre la capacidad la ecuación cuadrática anterior, se puede expresar de forma lineal aproximada:

Es decir:

Por lo tanto, se puede considerar que la capacidad, o el caudal, es proporcional a la pérdida de carga lineal y a la presión media. Esto significa que, para una caída de presión constante, la capacidad se incrementa con la raíz cuadrada de la presión media de operación.

La caída de presión máxima a la que normalmente se transporta el gas está comprendida entre 0,1 y 0,2 bar/km.

6.1.3 Otros factores que influyen en la capacidad de un gasoducto. De acuerdo con las fórmulas expuestas, también influyen otros factores como las propiedades físicas del gas (densidad, coeficiente de compresibilidad, temperatura). Otro de los parámetros que limitan la capacidad es la velocidad máxima a considerar para el transporte y distribución, debido a que es necesario que el ruido y las vibraciones que se producen a lo largo de este se encuentren dentro de los límites máximos establecidos. A nivel internacional, se considera como velocidad máxima para el transporte y distribución por gasoducto 20 m/s.

La longitud del gasoducto también influye, puesto que, por ejemplo, la fórmula anterior de Darcy está basada en una curva función de la caída de presión que se produce a lo largo del transporte, por lo que tiene un efecto más pronunciado cuanto más se desplaza el fluido a lo largo de la conducción.

La capacidad también se ve afectada por las condiciones ambientales donde es transportado el gas, en concreto, la temperatura del terreno y los coeficientes de transferencia de calor de la tubería y el terreno. Estos parámetros los deben considerar cada operador en función de los valores en sus respectivas localizaciones.

6.1.4 Parámetros y consideraciones para el cálculo de las capacidades de un gasoducto. En resumen, la capacidad de un gasoducto se calculará, utilizando simuladores y programas de cálculo, teniendo en cuenta los siguientes parámetros y consideraciones:

– El diámetro interior y la longitud del gasoducto.

– El factor de fricción del gasoducto.

– La presión de entrada.

– La presión mínima de garantía en los puntos de entrega del mismo.

– Una velocidad máxima del gas de 20 m/s, independientemente de que las presiones resultantes sean superiores a los valores mínimos indicados.

– La diferencia de altitud entre el origen y el final del tubo si es esta significativa.

– La temperatura del gas.

– El coeficiente compresibilidad del gas.

– La densidad del gas natural.

Los operadores de las infraestructuras colaborarán con el GTS en los análisis que necesite realizar.

6.2 Cálculo de la capacidad de una estación de compresión. En una estación de compresión se pueden identificar las siguientes secciones:

El proceso de compresión se realiza normalmente con compresores centrífugos, aunque también pueden ser alternativos, transfiriéndoles la energía mecánica que produce una turbina de gas o motor alternativo para aumentar la presión del gas que se vehicula por el compresor.

Las prestaciones de la estación de compresión quedan determinadas por:

1. La potencia instalada que, en el caso de no ser suficiente para comprimir el gas a los requerimientos solicitados, limitará la presión de aspiración o de impulsión de la misma.

2. Las curvas de operación de los compresores.

3. Los componentes de la estación, como los filtros, aerorrefrigeradores, etc. Es posible caracterizar el proceso de compresión con pocos parámetros tales como:

1. La altura isentrópica o politrópica.

2. La eficiencia politrópica.

3. La potencia absorbida por el compresor.

La altura politrópica representa la energía acumulada en el fluido como incremento en energía termodinámica. También se podría realizar el cálculo de la altura adiabática (sin transferencia de calor con el exterior).

Utilizando la relación entre la presión y el volumen específico del gas en una transformación politrópica de exponente n (PVn constante) entre los puntos 1 y 2, se obtiene la altura politrópica como:

Siendo:

– Z₁: Coeficiente de compresibilidad del gas en la sección de entrada o aspiración.

– P₁ y P₂: Presiones aspiración e impulsión.

– R: Constante característica del gas.

– T₁: Temperatura del gas en la sección de entrada o aspiración.

Teniendo, por otra parte, en cuenta el rendimiento o eficiencia politrópica η, la potencia absorbida por el compresor en kWh será:

Siendo:

– q₀: Caudal en Nm³/h.

– γ: Peso específico del gas en Kg/Nm³.

Y considerando la eficiencia politrópica η como el factor que determina el rendimiento y teniendo en cuenta que el compresor está constituido por diferentes etapas en las cuales se producen pérdidas de presión de remanso.

Además, para el cálculo de la potencia se deberán tener en cuenta las pérdidas debidas a la fricción mecánica, así como las pérdidas producidas en su instalación interior.

Normalmente, la potencia instalada suele ser un poco mayor que la requerida para cubrir situaciones inesperadas y tener un cierto margen de capacidad instalada.

Para cada compresor el fabricante entrega una curva de operación donde están representadas las líneas de isovelocidad y de isoeficiencia dentro de los ejes de altura en ordenadas y el flujo en el de abscisas. En este mapa de curvas, se observan los siguientes márgenes operativos que deben ser respetados para el correcto funcionamiento del compresor y, por lo tanto, para el cálculo de la capacidad.

1. Línea de bombeo (1).

2. Línea de máxima velocidad (2).

3. Línea de mínima velocidad (3).

4. Línea de máximo caudal («chocking line») (4).

5. Línea de máxima potencia (en rojo), por encima de la cual la turbina no puede dar potencia al compresor. (5).

Estos márgenes definen el área de operación del compresor centrífugo.

Además de estos márgenes operativos, es necesario tener en cuenta la influencia de las condiciones medioambientales para el cálculo de la potencia máxima disponible para el compresor. Por ejemplo, una mayor temperatura del aire de entrada a la turbina hace bajar la línea de máxima potencia, reduciéndose el rango de potencia disponible para el compresor.

Para el cálculo de la capacidad en una estación de compresión, la presión de aspiración no deberá ser nunca inferior a 40 bar, ni la de impulsión superior a la presión de diseño del gasoducto donde descarga y, además, se tendrá en cuenta que una de las unidades de compresión no estará disponible, manteniéndose de reserva.

Para el cálculo de la capacidad de una estación de compresión, se tendrá también en cuenta la configuración interna de sus compresores, es decir, si están alineados en serie, en paralelo o ambas. En relación con una configuración normal, la de serie incrementa el diferencial de presión manteniendo el flujo y la de paralelo incrementa el flujo manteniendo el diferencial de presión.

En resumen, la capacidad de una estación de compresión se calculará teniendo en cuenta:

– La configuración de los compresores de la estación.

– La curva de operación de cada compresor que facilita 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.

– Que la presión de aspiración no sea inferior a 40 bar.

– Que la presión de impulsión no sea superior a la presión de diseño del gasoducto donde descarga.

Si otro parámetro diferente a los mencionados fuese considerado en los cálculos, el operador lo tendrá que informar para que sea conocido por los usuarios del sistema.

Si para el cálculo de la capacidad de las estaciones de compresión fuera preciso un mayor nivel de detalle técnico, el GTS publicará dicho detalle en el SL-ATR.

6.3 Cálculo de la capacidad de una estación de regulación y medida (ERM) y/o en una instalación de medida (EM). En una ERM se pueden identificar las siguientes secciones a efectos del cálculo de capacidad:

Un factor determinante es la presión operativa de entrada, puesto que, si se sitúa en valores cercanos a la presión mínima de entrada, la capacidad disminuiría.

Además, asumiendo que las diferentes secciones mencionadas deberán estar diseñadas para soportar la capacidad requerida de la instalación de regulación, para el cálculo de la capacidad de la unidad las dos secciones clave son:

1. Capacidad del sistema de regulación de presión.

2. Capacidad de la unidad de medida.

En ambos casos la capacidad se calcula por línea de regulación, siendo la capacidad total de la ERM la suma de cada línea, pero considerando una línea de reserva como margen operativo de seguridad para el hipotético caso de que una de las líneas en servicio pudiera fallar y, por lo tanto, debiera entrar a funcionar inmediatamente la que se encontrase de reserva.

6.3.1 Sistema de regulación de presión. El sistema de regulación de presión está constituido en general por reguladores de presión, de acuerdo a la norma UNE-EN 12186. La capacidad de caudal se calcula para los reguladores de acuerdo a las ecuaciones del apartado 6 de la norma UNE-EN 334, siendo su expresión para cálculos simplificados:

Donde:

– K_G es el coeficiente del caudal, valor característico de la capacidad de caudal del regulador, declarado por el fabricante.

– p_d es la presión del gas a la salida del regulador.

– p_b es la presión atmosférica (presión absoluta).

– p_u es la presión del gas a la entrada del regulador.

– d es la densidad relativa del gas.

– t_u es la presión del gas a la salida del regulador.

Para determinar correctamente la capacidad del sistema de regulación, se tendrá en cuenta además las siguientes consideraciones:

– La capacidad disminuirá con la presión de entrada, por lo que se debe considerar el escenario de la presión mínima de entrada esperable.

– En configuraciones con varios sistemas de seguridad de presión, de acuerdo a lo indicado en la norma UNE-EN 12186, en aquellos en los que se instalen en las líneas de regulación un regulador principal y u regulador monitor y/o una válvula de interceptación de seguridad, se debe tener en cuenta la reducción de capacidad y pérdida de carga de cada elemento.

6.3.2 Unidad de medida. En cuanto a la unidad de medida, se considera que en las ERM la medición del gas se realiza con turbina, siendo el cálculo de su capacidad:

Q = 1,6 G Psal

En esta fórmula se observa como la capacidad de medida de una turbina se calcula por G, que es el tamaño estándar de la turbina, Psal que es la presión absoluta de contaje y el coeficiente 1,6 (el tamaño estándar siguiente al considerado).

6.3.3 Medidores por ultrasónicos. En el caso de que la medida se realice con un medidor por ultrasonidos, su capacidad será la indicada por el fabricante, siendo la velocidad del gas el parámetro que limitará esta capacidad. Esta velocidad no debe superar los 20 m/sg.

6.3.4 Parámetros y consideraciones para el cálculo de las capacidades de una estación de regulación y/o medida. En resumen, la capacidad de una estación de regulación y/o medida se calculará teniendo en cuenta:

– Número de líneas.

– Capacidad de regulación conjunto de las válvulas de regulación.

– Capacidad de medida del contador empleado, función del tamaño estándar del mismo.

– Condiciones de presión y temperatura, y en particular la presión operativa de entrada y la presión absoluta de salida.

Si otro parámetro diferente a los mencionados fuese considerado en los cálculos, el operador lo tendrá que informar para que sea conocido por los usuarios del sistema.

Toda esta información será considerada durante el desarrollo anual del documento de «Criterios de definición del grado de saturación de las ERMs/EMs y procedimiento de realización de propuestas de actuación».

6.4 Cálculo de la capacidad de llenado de un gasoducto. La cantidad de gas que un gasoducto puede contener se determina en función del producto de tres variables, de la forma siguiente:

V = (Pm ^. Vg)/Z

Siendo:

– V: Capacidad del gasoducto en m³(n).

– Pm: Presión absoluta media del gasoducto en bar.

– Vg: Volumen geométrico del gasoducto en m³.

– Z: Factor de compresibilidad del gas en condiciones normales.

La presión media (P_m) existente entre el origen y final del gasoducto se calcula con la expresión siguiente:

Siendo:

– P₁: Presión en el origen del gasoducto.

– P₂: Presión en el final del gasoducto.

El factor de compresibilidad es la relación entre el volumen molar de un gas real y el volumen molar del mismo gas considerado como ideal. Este factor depende de la presión, la temperatura y la composición del gas, y su cálculo se realiza según lo establecido en el procedimiento SGERG-88 incluido en la norma UNE-EN ISO 12213. Como cálculo aproximado para gasoductos de más de 4 bar se puede utilizar la fórmula práctica:

6.5 Cálculo de la capacidad de una conexión internacional. En una conexión internacional, al menos, se debe tener en cuenta para el cálculo de la capacidad lo siguiente:

– Capacidad de la instalación de medida según lo establecido en el apartado 5.3 de este capítulo.

– Capacidad de la válvula de regulación de caudal basándose en el diferencial de presión considerado.

– Presión de entrega por el operador aguas arriba de la conexión.

– Presión de impulsión y aspiración de las estaciones de compresión, en caso de conexiones internacionales delimitadas por dos estaciones de compresión.

Teniendo en cuenta que las dos primeras no deben ser limitativas al considerarse su diseño compatible con los requisitos operativos, la más importante es la presión de entrega, teniendo que ser ésta superior a la presión del sistema que se obtenga aguas abajo de la conexión.

Todo esto es de aplicación si se considerase, además, la conexión como reversible y el sentido del flujo por la misma pudiese variar entre los sistemas.

Según la regulación europea en esta materia, para las conexiones internacionales con otros países de la UE, los operadores de redes adyacentes deberán maximizar la oferta de capacidad agrupada mediante la optimización de la capacidad técnica en la/s conexiones internacionales que compartan.

7. Cálculo de la capacidad de un sistema de transporte.

La capacidad de un sistema de transporte viene dada, en una primera aproximación, por la combinación del cálculo de la capacidad de los elementos que lo constituyen, es decir, por la máxima emisión de una planta de regasificación, el máximo caudal que se puede vehicular a través de los gasoductos de transporte y estaciones de compresión, por la máxima emisión o inyección de los almacenamientos subterráneos y por el máximo caudal vehiculable a través de las estaciones de regulación y medida.

Sin embargo, el comportamiento de estos elementos cuando componen un sistema integrado de transporte depende de cómo estén interrelacionados entre sí, es decir, de la configuración de la red y también, en gran medida, de cómo son los flujos internos dentro de este sistema, ya que el flujo puede cambiar de sentido según el escenario de oferta-demanda.

Es decir, la máxima capacidad de transporte/evacuación del sistema dependerá de las capacidades de entrada al sistema, de las capacidades de salida y de los elementos intermedios. Una limitación en cualquier de los tres tipos produciría una disminución de la capacidad de transporte del sistema.

El GTS calculará la capacidad mínima y máxima del sistema de transporte mediante el uso de simuladores que contemplan modelos hidráulicos, de general aceptación y reconocidos en la industria del gas, que tendrán en cuenta lo siguiente:

– La configuración de la red.

– Modelos internos que calculan los elementos de red explicados teniendo en cuenta sus parámetros físicos.

– La red en estado estacionario, es decir, las entradas en el sistema son iguales a las salidas del mismo.

– La incorporación de nuevas entradas al sistema y su capacidad máxima de entrada/salida.

– Diferentes escenarios de demanda sobre la base de temperaturas normales y estacionales.

– Los valores de presión mínima y máxima a nivel técnico y comercial.

– Las situaciones de limitación o congestión física de las infraestructuras del sistema.

Con relación a las presiones mínimas a considerar en las salidas, serán las establecidas en la normativa correspondiente. Se considerará 40 bar como presión mínima de aspiración de una estación de compresión.

7.1 Cálculo de las capacidades útiles y disponible. Los pasos a seguir para obtener las capacidades útiles y disponibles de un sistema de transporte serán los siguientes:

1. Flujos de entrada y salida desde/hacia una conexión internacional.

2. Flujos entrada desde los yacimientos.

3. Flujos de entrada desde las plantas de regasificación.

4. Flujos de entrada y salida desde/hacia un almacenamiento subterráneo.

5. Flujos de salida a consumidores para generación eléctrica.

6. Flujos de salida a consumidores industriales.

7. Flujos de entrada y salida desde/hacia redes de distribución.

8. Flujos de entrada y salida desde/hacia redes de transportistas a los que está conectado.

1. Para la demanda:

Los flujos para cada salida a consumidores o redes de distribución dependerán de la demanda eléctrica y de la demanda convencional, distinguiendo entre el consumo industrial y el resto del consumo (consumo doméstico-comercial).

En los casos de los flujos de salida a redes de distribución, el consumo doméstico-comercial considerado dependerá de:

– La temperatura del periodo del escenario a considerar: invernal, estival, etc.

– Patrones de consumo de los consumidores que se alimentan de la red de distribución conectada a la salida del sistema de transporte. Se aplicarán estos patrones de consumo, así como sus variaciones en función de la temperatura del periodo considerado, obteniéndose de las aplicaciones de predicción de demanda consideradas en la normativa vigente.

2. Para las entradas se contemplará:

3. Para los almacenamientos subterráneos: En función del escenario climatológico seleccionado, se considerarán diferentes configuraciones en función de históricos y características técnicas.

El GTS realizará un test de stress, en el que se analizarán múltiples configuraciones de entradas al sistema en función de dichos escenarios. Como consecuencia del test se maximizarán los flujos internos hasta que se alcance alguna de las restricciones de la red, identificándose las áreas de limitación en la red de transporte, así como la máxima capacidad de transporte de cada una de estas áreas de limitación al sistema y viceversa. Con este análisis se definirá la máxima capacidad de utilización de los puntos de entrada de cada área de limitación (congestiones), así como el mínimo necesario de los mismos (limitaciones).

Dicho test de stress tendrá una actualización anual mediante la publicación del documento de Rangos Admisibles, donde habrá un detalle del mismo.

Esta actualización podrá ser más frecuente en el caso de producirse un cambio significativo en la demanda o en las infraestructuras consideradas en los escenarios analizados.

Adicionalmente, y como complemento a lo anterior, el GTS analizará la máxima utilización de los puntos de entrada del sistema a nivel global mediante el cálculo de la máxima capacidad de cobertura del sistema. Este análisis se basará en criterios de eficiencia, minimización del autoconsumo y no discriminación en la utilización de las infraestructuras disponibles para el sistema gasista

7.2 Capacidades a publicar. Las capacidades de transporte del sistema gasista serán calculadas y publicadas, previa consulta pública a los agentes afectados, en el SL-ATR, indicando aquellos puntos con congestión física y/o limitaciones que puedan provocar restricciones en su sistema de transporte.

Durante el proceso de definición y elaboración del documento de rangos admisibles, el GTS usará las herramientas oportunas para hacer partícipe de dicho proceso a los gestores de redes de transporte y demás agentes afectados.

8. Cálculo de la capacidad de redes de distribución.

La capacidad máxima de una red de distribución de un determinado nivel de presión se define como el gas que se puede vehicular en el escenario de máxima demanda horaria (m³(n)/h), manteniendo la presión de garantía más restrictiva en todos los puntos del sistema.

Esta capacidad depende de la presión en la/s entrada/s de la red, así como de las pérdidas de carga existentes.

8.1 Aspectos relevantes para el cálculo de la capacidad. La capacidad de una red de distribución viene dada por la combinación del cálculo de la capacidad de los elementos que la constituyen, es decir, por el máximo caudal que puede vehicular a través de las redes y por el máximo caudal vehiculable a través de las estaciones de regulación y/o medida.

Los conceptos generales a aplicar son los siguientes:

1. Flujos de entrada: Los aportes de las estaciones de regulación y/o medida de cabecera del sistema.

2. Flujos de salida: Los correspondientes a consumidores y a puntos de entrega a otras redes.

En la demanda convencional que corresponda a consumidores industriales se considerarán los datos disponibles de su consumo horario real y, en su defecto, se determinará su consumo horario medio en función de su facturación y horas de utilización estimadas.

Los valores de los flujos de salida deberán ser los correspondientes a un escenario climatológico de máxima demanda (ola de frío) y contemplarán los factores de simultaneidad correspondientes.

Dichas previsiones se obtendrán de las aplicaciones de predicción de demanda consideradas en la normativa vigente.

8.2 Cálculo de las capacidades útiles y disponibles. Una vez calculada la capacidad de acuerdo con el apartado anterior, se determinarán las capacidades útiles y disponibles de una red evaluando el caudal adicional que se puede entregar llevando el sistema a su saturación, es decir, hasta que se alcance alguna de las restricciones de la red, como la presión mínima en una salida, la presión máxima en una entrada o la capacidad de emisión máxima en una estación de regulación y medida, manteniendo las presiones mínimas de garantía.

El valor resultante tendrá la consideración de orientativo, dado que las redes de distribución y de transporte secundario están compuestas de ramificaciones y derivaciones con diámetros, consumos y pérdidas de carga variables en función de cada ramal o derivación, obteniéndose unos valores de capacidad disponible muy variables en función de dónde se considere el nuevo consumo.

Por ello, para determinar la viabilidad real de suministro a un nuevo consumo, se requiere analizar el comportamiento de la red en su punto concreto de conexión, única opción que posibilita garantizar adecuadamente el suministro simultáneo a los clientes en servicio y al nuevo consumo en el escenario de máxima emisión horaria.

Los operadores de las infraestructuras colaborarán con el GTS en los análisis que necesite realizar.

9. Cálculo de la capacidad de plantas satelites de distribución.

Las capacidades de las plantas satélites de GNL se calcularán en función de los diferentes equipos que las componen, teniendo en cuenta los aspectos de operación, almacenamiento y capacidades de emisión y de descarga para su aprovisionamiento, de forma que se garantice la seguridad de suministro y el funcionamiento correcto de las instalaciones.

Para determinar la capacidad de las plantas satélites de GNL, se tendrá en cuenta el dimensionamiento de las diferentes partes que las componen:

1. Capacidad de almacenamiento.

2. Capacidad de vaporización.

3. Capacidad de regulación.

4. Capacidad de descarga.

9.1 Capacidad de almacenamiento. La capacidad de almacenamiento tendrá en cuenta el volumen geométrico (VG) de los depósitos de almacenamiento, el nivel máximo de llenado de los mismos que permita la condición mínima de vaporización y el valor máximo de vaciado que garantice las condiciones criogénicas de los tanques. Se establece con ello la capacidad real de almacenamiento (CRA) disponible de los depósitos, que responderá a la relación:

CRA = 0,85 ⋅VG

Así mismo, se deberá garantizar el suficiente stock de almacenamiento, que en función del consumo máximo de la demanda (CMD) permita un margen de días de autonomía (DA) ante eventualidades derivadas del abastecimiento (transporte, distancia a la planta de abastecimiento, frecuencia de descargas, etc.). Este stock, o días de autonomía responderá a la expresión:

Como margen operativo, se establece para cada planta satélite que DA será de tres días (DA = 3) como situación normal, incrementándose a cuatro días (DA = 4) para aquellos casos en que la planta satélite se encuentre a una distancia superior a 300 km de la planta de abastecimiento, o la frecuencia de descarga sea igual o superior a una cisterna/día.

9.2 Capacidad de vaporización. La capacidad de vaporización, expresada en m³(n)/h, dependerá de los siguientes elementos:

1. Calderas.

2. Bombas de recirculación de agua.

3. Circuitos asociados.

4. Intercambiadores.

Como margen operativo, ante la posibilidad de avería o mantenimiento de los diferentes elementos que constituyen el conjunto de vaporización, la capacidad de vaporización debe garantizar el consumo previsto, aún dejando el 50 % de sus elementos fuera de servicio.

9.3 Capacidad de regulación. La capacidad de regulación se calculará conforme a lo establecido en este capítulo.

9.4 Capacidad de descarga. La capacidad de descarga deberá garantizar que el tiempo de descarga en la planta satélite sea inferior a 2,5 horas, comprendiendo la conexión, descarga y operaciones previas y posteriores.

Como margen operativo, las plantas con una frecuencia punta de descarga de cisternas superior a 2 cisternas/día deberán disponer de al menos dos instalaciones de descarga independientes.

9.5 Capacidades a publicar. Cada titular de plantas satélites de GNL conectadas a redes de distribución publicará, para cada una de ellas, el término municipal donde están localizadas, la capacidad de almacenamiento (m³ GNL), la capacidad de vaporización (m³(n)/h) y la capacidad de descarga de cisternas (m³ GNL/h).

CAPÍTULO IX. Gas de operación o autoconsumo

1. Consideraciones generales.

La determinación de los valores del gas de operación o autoconsumo correspondiente a las infraestructuras se realiza diariamente, en kWh. Estos valores serán enviados por el operador al SL-ATR antes de las 4 horas posteriores al cierre del día de gas, y podrán ser revisados por el operador antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del día de gas. Posteriormente, antes de finalizar el mes m+3, los responsables de proporcionar el valor del gas de operación o autoconsumos podrán remitir al SL-ATR la mejor información disponible en ese momento, para cada día del mes, sobre el gas de operación o autoconsumo. Este envío no será necesario si el responsable no modifica el valor remitido en el día posterior al día de gas.

2. Gas de operación o autoconsumo en plantas de regasificación.

En las plantas de regasificación, el gas de operación o autoconsumo vendrá dado por:

– Calderas de la estación de regulación y medida (ERM), que utilizan gas natural para realizar la combustión y calentar el agua necesaria para el intercambio de calor en estas instalaciones (es preciso un calentamiento previo a la regulación de presión de 72 a 16 bar, de cara a evitar condensaciones de los componentes menos volátiles del gas natural en la expansión).

– Calderas de edificios, donde el consumo de gas natural suele deberse a la calefacción, aire acondicionado, cocinas, etc.

– Vaporizadores de combustión sumergida, que utilizan gas natural como combustible.

– Antorchas, donde se consume gas natural para la alimentación de pilotos y en la purga del cabezal o colector de antorcha, de forma que exista una presión relativa positiva que impida, desde el punto de vista de la seguridad, la entrada de aire que pueda dar lugar a la existencia de una atmósfera explosiva en el interior de la instalación.

– Generadores de emergencia, que se utilizan en caso de corte del suministro eléctrico a la planta y que pueden consumir gas natural.

El gas de operación o autoconsumo debido al consumo de gas natural en los equipos se determinará mediante el uso de contadores individuales para cada equipo, o contadores comunes a varios equipos, contabilizando el volumen de gas (m³ en condiciones de medición normales) que precisan para su funcionamiento. Los cálculos se realizan mediante la diferencia de lecturas del contador entre las 06:00 h de un día y las 6:00 horas del día siguiente, aplicando los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones de medición normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

El gas de operación o autoconsumo debido al venteo de gas natural en los equipos (m³ en condiciones de medición normales) se determinará mediante medidores ultrasónicos y/u otros medidores de caudal. En caso de indisponibilidad del medidor, podrán emplearse estimaciones basadas en el coeficiente de la válvula y su tiempo de apertura. En el caso de inserciones, si fuera necesario emplear estimaciones, estas se basarán en el volumen geométrico venteado, considerando las presiones iniciales y finales, así como las características técnicas de los equipos que sean necesarias. Se aplicarán los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones de medición normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

3. Gas de operación o autoconsumo en buques metaneros.

3.1 Criterios generales. Todos los buques metaneros que dispongan de una instalación que permita la utilización del gas natural transportado por el buque como combustible de los generadores de energía eléctrica, o con cualquier uso o finalidad, susceptible de ser utilizados durante las operaciones de carga o descarga, deberán disponer de un sistema de medida de las cantidades autoconsumidas, que consistirá en:

– Un medidor másico o volumétrico, que permita determinar el consumo de gas en condiciones base.

– En el caso de que el medidor sea volumétrico, un dispositivo de conversión volumétrica para la transformación del volumen de gas natural consumido en condiciones base a condiciones normales, que cumpla con las características establecidas en la Norma EN 12405.

En su caso, ambos equipos cumplirán con los siguientes requisitos:

La energía consumida como combustible se calculará:

La energía calculada será añadida o sustraída respectivamente de la cantidad total cargada o descargada por el buque metanero.

La inexistencia de los equipos o certificados anteriores no será causa de denegación de descarga, aplicándose para la determinación de la energía consumida en concepto de autoconsumos lo establecido en el apartado 3.2 de este Capítulo, en función de la anomalía producida.

Además, la instalación podrá contar con una válvula que asegure el cierre de la alimentación de gas como combustible, en el caso de que así se desee. Dicha válvula deberá ser precintable, de manera que se garantice que no ha sido modificada de posición durante el proceso de carga/descarga.

3.2 Medición en caso de anomalía. En el caso de que no se pueda asegurar que no se está utilizando gas como combustible, bien por no existir la válvula de cierre, bien por carecer del precinto mencionado, la determinación de la energía consumida en concepto de autoconsumos se realizará en función de los siguientes tipos de anomalías:

3.2.1 Tipo 1. La instalación carece de alguna de las aprobaciones, certificados o precintos descritos en el apartado 3.1 de este capítulo. Se contabilizará la mayor de las dos cantidades siguientes aplicadas a la cantidad neta descargada/cargada:

– Si la operación es una descarga:

– Si la operación es una carga:

3.2.2 Tipo 2. Inexistencia de equipo de medición y resto de anomalías. Se contabilizará:

– El 0,20 % si la operación es una descarga.

– El 0,50 % si la operación es una carga.

Antes del 15 de septiembre de cada año el GTS enviará un informe a la DGPEM y a la CNMC, con una propuesta de valores de los coeficientes citados en este apartado, a los efectos de su mejor adecuación a la realidad de las operaciones y la evolución tecnológica. Para ello, los operadores de plantas de regasificación remitirán periódicamente al GTS los datos de las cargas y descargas reales en cada planta. Dicho informe incluirá una justificación de los valores propuestos, así como la información que haya servido de base para la elaboración del mismo.

4. Gas de operación o autoconsumo en la red de transporte.

En la red de transporte, el gas de operación o autoconsumo vendrá dado por:

– Turbocompresores, siendo los más habituales los centrífugos, ya que se requieren grandes caudales para bajas relaciones de compresión. Los motores de accionamiento más utilizados para los compresores centrífugos son las turbinas de gas, que pueden acoplarse directamente y funcionar con el propio gas de transporte como combustible, acondicionándolo previamente en una estación de regulación y medida (ERM).

– Calderas de las estaciones de regulación y medida (ERM), ya que en el salto de presión del gasoducto a la presión requerida para su consumo es preciso un calentamiento como consecuencia del proceso de expansión que experimenta el gas natural. Estas calderas utilizan gas natural para calentar el agua necesaria para el intercambio de calor.

– Calderas de edificios, donde el consumo de gas natural suele deberse a calefacción, aire acondicionado, cocinas, etc.

– Calderas de las estaciones de regulación y medida (ERM), que necesitan calentar el gas debido al salto de presión.

– Edificios del Centro de Transporte ubicados en las posiciones de gasoducto.

El gas de operación o autoconsumo debido al consumo de gas natural en los equipos se determinará mediante un contador propio para cada uno de los equipos mencionados anteriormente. Los cálculos se realizan mediante la diferencia de lecturas del contador entre las 6:00 h de un día y las 6:00 horas del día siguiente, y para contadores volumétricos se aplicarán los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones de medición normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

Para la determinación del gas de operación o autoconsumo debido a los venteos (m³ en condiciones de medición normales) de las estaciones de compresión se considerará:

– El volumen emitido en cada parada, estimable mediante la cubicación de los volúmenes del compresor y de los colectores implicados en la despresurización de la maquina multiplicados por la presión inicial media de venteo de las unidades y corregido por el factor de compresibilidad.

– El volumen emitido en cada arranque, que normalmente será un volumen constante de gas natural para el accionamiento de la turbina. Para el cálculo de este volumen, en el caso de que no se pueda medir en la estación de regulación y medida (ERM) de la estación de compresión, se tomará de la hoja de datos de los motores neumáticos de arranque el caudal (Q) y se multiplicará por el tiempo (t) del ciclo de purga. Este volumen es característico para cada turbocompresor.

– El volumen emitido en otros procesos, como en los arrastres de la turbina sin encendido mediante los motores neumáticos de arranque, para procesos de lavado, pruebas, etc. En estos casos, se cuantifica el gas venteado a la atmosfera contando el tiempo de duración del arrastre.

La determinación del gas de operación o autoconsumo debido a los venteos (m³ en condiciones de medición normales) en los gasoductos se realizará mediante estimación, considerando el volumen geométrico de las instalaciones y las presiones iniciales y finales.

En ambos casos se aplicarán los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

5. Gas de operación o autoconsumo en los almacenamientos subterráneos.

En los almacenamientos subterráneos, el gas de operación o autoconsumo vendrá dado por:

– Turbocompresores y motocompesores de gas, para el proceso de inyección de gas en el pozo.

– Antorcha para alivio de presión, que necesita consumir fuel-gas para encender y mantener los pilotos encendidos.

– Gas de purga e inertización y colectores de antorchas.

– Regeneradores TEG (trietilenglicol) y metanol, que consumen gas para recuperar estos compuestos empleados en el tratamiento del gas tras el proceso de extracción del pozo.

– Motocompresores de gas para el funcionamiento de las unidades de refrigeración empleadas en el tratamiento del gas tras la extracción del pozo.

– Calderas de gas para el tratamiento del gas y estabilización de hidrocarburos pesados extraídos de su tratamiento tras el proceso de extracción del pozo.

– Generación eléctrica en plataformas.

– La estación de regulación y medida (ERM), que necesitan calentar el gas debido al salto de presión.

– Consumo en edificios.

El gas de operación o autoconsumo debido al consumo de gas natural en los equipos se determinará mediante contadores que contabilizan el volumen de gas consumido. Los cálculos se realizan mediante la diferencia de lecturas del contador entre las 6:00 h de un día y las 6:00 horas del día siguiente, aplicando los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones de medición normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

La determinación del gas de operación o autoconsumo debido a los venteos (m³ en condiciones de medición normales) de los turbocompresores se determina de forma análoga a lo explicado para las estaciones de compresión del apartado 3 de este capítulo. Los correspondientes a inserciones, se calculan mediante estimación, considerando el volumen geométrico de las instalaciones y otras características que sean necesarias, así como las presiones iniciales y finales. Se aplicarán los factores de corrección para pasar los volúmenes a condiciones de medición normales (0 ºC, 1,0132 bar) y factores de conversión para convertir la medición en energía (kWh).

CAPÍTULO X. Revisiones y reclamaciones

1. Objeto.

El objeto de este capítulo es establecer la metodología de revisiones y reclamaciones que los agentes podrán interponer en relación a los procesos operativos del sistema gasista soportados en el SL-ATR, en concreto: Contratación, programación, nominación, cantidades transaccionadas mediante operaciones bilaterales y plataformas de negociación e intermediación, provisión de información, repartos, balances, liquidaciones y mermas. Será de aplicación para todos los afectados, incluyendo a usuarios del sistema, operadores de instalaciones, operadores de plataformas de negociación e intermediación y el GTS.

Todo ello ha de entenderse sin perjuicio de las competencias de resolución de conflictos que tiene asignada la CNMC en virtud del artículo 12.1.b).2.º de la Ley 3/2013, de 4 de junio.

2. Consideraciones generales.

El GTS, a través del SL-ATR, pondrá a disposición de los agentes un módulo donde se informará de las revisiones realizadas, se efectuarán las reclamaciones y se realizará un seguimiento adecuado. El SL-ATR permitirá consultar toda la información asociada a cada revisión/reclamación y contará con mecanismos de seguimiento y control de las reclamaciones, de forma que se puedan realizar informes periódicos sobre estas. El GTS desarrollará este módulo en coordinación con los agentes involucrados en la revisión y resolución de las revisiones y reclamaciones.

Para la correcta tramitación y gestión de las revisiones y reclamaciones, el SL-ATR dispondrá de la relación entre el modelo de red vigente y el responsable encargado de la revisión/reclamación. El SL-ATR identificará de forma automática al agente que interpone la reclamación, asignando a la reclamación, también de forma automática, un código de registro y un responsable para su tramitación y resolución.

Las reclamaciones se clasificarán como:

Adicionalmente, la reclamación podrá estar:

Cuando se realice una reclamación, el SL-ATR enviará, automáticamente y mediante correo electrónico, la reclamación al responsable de la resolución y al GTS, incluyendo la información previamente remitida por el reclamante. El SL-ATR también informará de la existencia de la reclamación al resto de agentes afectados por la misma. El responsable de resolver la reclamación dará respuesta a la misma a través del módulo del SL-ATR. El SL-ATR comunicará al reclamante, a los sujetos afectados y al GTS el resultado del análisis de la reclamación.

Cuando un sujeto considere que no es responsable de resolver una reclamación asignada a él, deberá reasignar dicha reclamación al sujeto que considere responsable, en caso de que lo conozca; si no lo conociera, se la reasignará al GTS, para que este la derive al sujeto que corresponda. En este caso, se modificará el estado de la reclamación a «Registrada» y se notificará dicha reasignación a los agentes afectados.

El sujeto responsable de resolver una reclamación podrá rechazar la misma indicando el motivo de dicho rechazo. En este caso, se modificará el estado de la reclamación a «Rechazada», se notificará a los agentes afectados dicho rechazo, y finalizará así el ciclo de reclamación.

El sujeto responsable de resolver una reclamación podrá solicitar información adicional al respecto al agente que interpone la reclamación o a otros agentes afectados. Para ello, podrá indicar en las observaciones aquellos aspectos que considere relevantes para responder al reclamante. Será posible adjuntar nueva documentación a la reclamación si se considera necesario.

Cuando se realice una revisión, el SL-ATR informará, de forma automática, a todos los sujetos afectados y al GTS.

3. Reclamaciones sobre contratación.

Los operadores y los usuarios podrán presentar reclamaciones relativas a la contratación de los diferentes productos de capacidad (en el mercado primario y secundario y en otras plataformas integradas con el SL-ATR), siempre y cuando el motivo de la reclamación se haya ocasionado en el propio SL-ATR.

3.1 Información a cumplimentar en la reclamación. En la reclamación asociada al proceso de contratación, el agente que interponga la reclamación indicará, al menos, la siguiente información:

– Tipo de reclamación: Contrato/subasta/garantías/mercado secundario.

– Detalle de reclamación: Servicio/producto de capacidad sobre el que se desea remitir la reclamación.

– Punto de conexión: Cuando sea necesario para la correcta identificación del servicio/producto. Cuando se trate de puntos PCTG, PCDG o PCLD se indicará el punto concreto de conexión según modelo de red vigente. Cuando se tate de puntos PCCC y PCDB se indicará la planta de regasificación que corresponda.

– Código de contrato/número de solicitud.

– Cantidad contratada.

– Periodo temporal concreto al que se refiere la contratación reclamada.

– Motivo de la reclamación.

– Valor esperado: El solicitante que interpone la reclamación informará del valor que, según sus estimaciones, espera obtener.

– Información adicional: El solicitante podrá adjuntar aquella información complementaria que estime oportuno para la resolución de la reclamación.

– Observaciones: El solicitante informará de aquellos aspectos relevantes que permitan gestionar más eficazmente la reclamación.

3.2 Plazos de reclamación. Los plazos para enviar y resolver las reclamaciones sobre contratación serán los siguientes, en función del producto a contratar, e independientemente del método de contratación:

Para reclamaciones relacionadas con subastas y garantías asociadas, la reclamación deberá interponerse y, por tanto, el registro de la reclamación deberá realizarse durante las ventanas de envío de ofertas/solicitudes de capacidad. Estas reclamaciones se resolverán lo antes posible.

Para reclamaciones relacionadas con contratos formalizados y garantías asociadas:

– Producto anual, trimestral y mensual: Los usuarios podrán reclamar durante los dos días siguientes a la formalización del contrato. La reclamación se responderá dentro de las cuarenta y ocho horas siguientes al registro de la reclamación. En cualquier caso, la reclamación se resolverá antes de la entrada en vigor del producto o de la publicación de la oferta de capacidad de la que podría incluirse la capacidad del contrato reclamado.

– Producto diario: Los usuarios podrán reclamar durante las dos horas siguientes a la formalización del contrato. La reclamación se resolverá antes de la entrada en vigor del producto.

– Producto intradiario: Los usuarios podrán reclamar en los treinta minutos siguientes a la formalización del contrato y se proporcionará una respuesta dentro de la hora siguiente al registro de la reclamación.

Las reclamaciones relacionadas con el mercado secundario y garantías asociadas deberán interponerse y, por tanto, el registro de la reclamación debe realizarse antes de la casación de la oferta. Estas reclamaciones se resolverán lo antes posible.

4. Reclamaciones sobre programación y nominación.

Los operadores y los usuarios podrán remitir reclamaciones para todos los conceptos relacionados con la programación y nominación recogidos en esta normativa técnica para los horizontes temporales mensual, semanal, diario e intradiario. En concreto, podrá solicitarse la revisión de la información correspondiente a la programación mensual, la programación semanal, la nominación y la renominación.

4.1 Información a cumplimentar. En la reclamación sobre los procesos de programación, nominación y renominación el agente que interponga la reclamación indicará, al menos, la siguiente información:

– Tipo de reclamación:

● Programación mensual.

● Programación semanal.

● Nominación.

● Renominación.

– Detalle de reclamación: Servicio sobre el que se desea remitir la reclamación.

– Punto de conexión: Cuando sea necesario para la correcta identificación del servicio para el que se reclama la programación/nominación. Cuando se trate de puntos PCTG, PCDG o PCLD que requieren programación/nominación se indicará el punto concreto de conexión según modelo de red vigente.

– Periodo temporal concreto/día de gas al que se refiere la programación/nominación reclamada.

– Motivo: Cada motivo de reclamación se codificará de forma unívoca en el SL-ATR, del siguiente modo:

● Si la reclamación es relativa a cantidad confirmada:

C.1: Sin dato.

C.2: Dato erróneo.

– Si la reclamación es relativa a logística de buques:

LB.1: Sin dato.

LB.2: Dato erróneo.

– Si la reclamación es relativa a cisternas:

CC.1: Sin dato.

CC.2: Dato erróneo.

– Valor esperado: El solicitante que interpone la reclamación informará del valor que, según sus estimaciones, espera obtener.

– Información adicional: El solicitante podrá adjuntar aquella información complementaria que estime oportuno para la resolución de la reclamación.

– Observaciones: El solicitante informará de aquellos aspectos relevantes que permitan gestionar más eficazmente la reclamación.

4.2 Plazos de reclamación. Los plazos para interponer y resolver las reclamaciones correspondientes a los procesos de programaciones serán los siguientes:

– Si la reclamación es sobre la programación mensual, los plazos estarán indicados en el calendario que ha de publicar en el SL-ATR el GTS antes del 1 de diciembre de cada año para el envío de las programaciones mensuales conforme a lo establecido en el apartado 6.2 del capítulo VI.

– Si la reclamación es sobre la programación semanal, los usuarios podrán reclamar hasta cuatro horas antes de la comunicación del programa definitivo por el GTS.

En el caso de las reclamaciones correspondientes a los procesos de nominación y renominación, los plazos serán los siguientes:

– Si la reclamación es sobre la nominación, los usuarios podrán reclamar hasta treinta minutos después de la confirmación por parte el GTS de las nominaciones realizadas.

– Si la reclamación es sobre una renominación, los usuarios podrán reclamar hasta treinta minutos después de la confirmación por parte el GTS de las nominaciones realizadas.

Las reclamaciones recibidas sobre programaciones y nominaciones/renominaciones fuera de plazo no originarán una modificación de la información afectada, pero serán tenidas en cuenta en aras de mejorar la calidad del proceso en días posteriores.

5. Reclamaciones sobre cantidades transaccionadas mediante operaciones bilaterales y plataformas.

Los usuarios podrán efectuar una reclamación a las cantidades transaccionadas mediante operaciones bilaterales y plataformas de negociación e intermediación reflejadas en el SL-ATR, en el caso de que se detecten discrepancias con respecto a los valores esperados en las mismas, siempre y cuando el motivo de la reclamación se haya ocasionado en el propio SL-ATR. En concreto, podrá solicitarse la revisión de la información correspondiente a la cantidad transaccionada.

En este caso concreto, SL-ATR identificará al GTS como responsable de resolver la reclamación. Asimismo, el SL-ATR identificará automáticamente a los agentes a los que la reclamación pudiese afectar: en el caso de operaciones bilaterales, al usuario contraparte, y, en el caso de transacciones de plataformas de negociación e intermediación, al operador de la misma. A ellos les reenviará notificación de la reclamación por correo electrónico, respetando los principios de transparencia, objetividad, no discriminación y confidencialidad, tanto en el momento de registro de la reclamación, como cuando el GTS dé respuesta a la misma.

5.1 Información a cumplimentar. En la reclamación de cantidades transaccionadas mediante operaciones bilaterales y plataformas de negociación e intermediación, el agente que interponga la reclamación indicará, al menos, la siguiente información:

– Tipo de reclamación: operación bilateral/plataformas de negociación e intermediación.

– Detalle de reclamación: plataforma que realiza la notificación de la cantidad transaccionada.

– Infraestructura: PVB/TVB/AVB, según modelo de red vigente.

– Día de gas en que se produce la entrega.

– Motivo: Cada motivo de reclamación se codificará de forma unívoca en el SL-ATR, del siguiente modo:

E.1: dato no disponible.

E.2: dato diferente al esperado.

– Valor esperado: El solicitante que interpone la reclamación informará del valor esperado de la cantidad transaccionada.

– Información adicional: El solicitante podrá adjuntar aquella información complementaria que estime oportuno para la resolución de la reclamación.

– Observaciones: El solicitante informará de aquellos aspectos relevantes que permitan gestionar más eficazmente la reclamación.