LegalizeOrden TED/181/2025, de 13 de febrero, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista de competencia ministerial
Clientes protegidos no incluidos en el mecanismo de solidaridad, a los que se aplicarán las disposiciones incluidas en la normativa comunitaria en materia de seguridad de suministro, en particular la norma relativa al suministro.
Clientes no protegidos acogidos a peajes de acceso a redes locales inferiores o iguales al RL7 (consumos anuales inferiores o iguales a 15 GWh/año).
Clientes no protegidos acogidos a peajes de acceso a redes locales superiores al RL7 (consumos anuales superiores a 15 GWh/año), incluyendo a las centrales para generación de energía eléctrica, con las posibles restricciones que establezca el Operador del Sistema Eléctrico.
El consumo de instalaciones que cuenten con suministros alternativos garantizados de otros combustibles declarados en base al artículo 99 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.
El GTS, a partir de la información aportada por transportistas, distribuidores y usuarios, identificará y comunicará las acciones concretas que posibiliten reducir los consumos que sean necesarios y recabará de las autoridades correspondientes el apoyo a las medidas adoptadas.
Con este fin, el GTS elaborará un Plan de Restricción de Consumos superiores a 15 GWh/año de clientes no protegidos. Si este no fuera suficiente, se pasaría a comunicar a los distribuidores y transportistas afectados la necesidad de elaborar un Plan de Restricción de Consumos inferiores o iguales a 15 GWh/año de clientes no protegidos. Los criterios y procedimientos de elaboración de estos planes se recogen en el apartado 6.12.
En el caso de que la situación de Emergencia tenga su origen en el fallo de suministro de uno de los principales países suministradores, los usuarios afectados por la falta de este aprovisionamiento que abastezcan a instalaciones que cuenten con suministros alternativos garantizados de otros combustibles suspenderán el suministro a estas instalaciones de acuerdo con la información proporcionada por los usuarios en relación a la diversificación de aprovisionamientos remitida a CORES en virtud de lo establecido en la regulación vigente.
En el caso de que fuera necesario realizar alguna intervención de cierre de válvulas en la red, el transportista o distribuidor de la red afectada será el responsable de su ejecución, siempre que se tenga acceso a la válvula de corte. En caso contrario, deberá hacerse desde las instalaciones de los clientes conectados con afección, para lo cual deberá permitirse el acceso al transportista/distribuidor.
Los consumidores firmes localizados en una zona afectada por los cortes de suministro podrán llegar a acuerdos voluntarios para ceder su consumo diario a un tercero que haya sido interrumpido dentro de su misma zona de distribución o que se encuentre conectado al mismo gasoducto de transporte. Este hecho deberá ser comunicado previamente al titular de la red a la que se conecte, que lo tendrá en cuenta a la hora de enviar las mediciones de consumo.
6.8.1.4 Uso de las reservas estratégicas y reservas operativas del sistema.
Una vez que el Gobierno haya autorizado el uso de las reservas estratégicas, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en calidad de autoridad competente, previa comunicación al GTS, a la CNMC y a CORES, dictará las instrucciones precisas para el uso de estas.
El GTS dará las instrucciones oportunas a los titulares de las instalaciones para la extracción de las reservas estratégicas y determinará, en su caso, un orden de preferencia de extracción en base a las instrucciones de uso dictadas por la autoridad competente. Esta información será también remitida a CORES para el control y seguimiento del uso de las reservas estratégicas.
6.8.2 Evaluación de la Emergencia.
Tras una situación de Emergencia, con la mayor antelación posible y a más tardar seis semanas después de la finalización de dicha situación, la autoridad competente facilitará a la Comisión Europea una evaluación detallada de la emergencia y de la eficacia de las medidas aplicadas, incluida una evaluación del impacto económico, el impacto en el sector de la electricidad y la asistencia prestada a, o recibida de, la Unión Europea y sus Estados miembros.
6.9 Planes de emergencia.
6.9.1 Plan de emergencia de transportistas y distribuidores.
Los transportistas y los distribuidores remitirán anualmente al GTS sus planes de emergencia antes del día 1 de octubre de cada año.
El plan de emergencia que los titulares de redes de transporte y distribución deben elaborar, contendrá al menos la siguiente información:
– Descripción detallada de las funciones, responsabilidades, medios humanos, materiales y procedimentales a adoptar por la empresa ante situaciones de emergencia.
– Información recogida en el apartado 5.3 del capítulo 5 de esta normativa.
– Clasificación y Tiempo de Preaviso Mínimo ante interrupción del suministro, de acuerdo con lo dispuesto en el anexo, de los consumidores conectados a sus redes que pueden condicionar la operación normal de la red.
– Datos de contacto permanentemente actualizados que incluyan, al menos, teléfono y correo electrónico del centro de control ante incidencias disponible 24 horas al día, los 365 días del año, y de un responsable.
Adicionalmente, la información relativa a los contactos se actualizará en el momento en que sufra modificaciones.
6.9.2 Plan de emergencia de comercializadores y consumidores directos en mercado.
El plan de emergencia que deben elaborar los comercializadores y los consumidores directos en mercado contendrá al menos la siguiente información:
– Al menos, dos contactos por compañía (número de teléfono y correo electrónico) ante incidencias disponible 24 horas al día, los 365 días del año. Esta información estará permanentemente actualizada.
– Relación de incidencias ocurridas fuera del territorio español en el último año que hayan provocado una reducción del aprovisionamiento programado con destino al sistema gasista español.
– Consumidores acogidos a interrumpibilidad comercial, detallando el CUPS y PCTD/PCDD al que se encuentran conectados.
– Consumidores con instalaciones que cuenten con suministros alternativos garantizados de otros combustibles declarados en base al artículo 99 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.
Estas compañías remitirán anualmente al GTS sus planes de emergencia para la seguridad del suministro antes del día 1 de octubre de cada año.
6.10 Disponibilidad de la información en el SLATR.
Para facilitar el cumplimiento de las funciones encomendadas al GTS, así como su coordinación con los operadores de las redes de transporte y distribución y los usuarios, el GTS dispondrá en el SLATR de la siguiente información en cada punto de conexión (PCTT, PCTD, PCLD, PCTG, PCDG y PCDD):
– Listado de transportistas y distribuidores conectados en cada punto de conexión transporte-transporte (PCTT), punto de conexión transporte-distribución (PCTD) y punto de conexión distribución-distribución (PCDD).
– Listado de productores de otros gases conectados en cada punto de conexión PCTG y PCDG.
– Información relativa a los consumidores finales que CORES y los operadores de las redes de transporte y distribución deben remitir al GTS según lo establecido en la normativa de gestión técnica del sistema.
– Información relativa a consumidores finales con consumo anual superior a 15 GWh/año y su clasificación por nivel de criticidad.
– Información relativa a consumidores con instalaciones que cuenten con suministros alternativos garantizados de otros combustibles declarados en base al artículo 99 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.
– Información relativa al volumen de consumo de los clientes protegidos y los clientes protegidos en virtud del mecanismo de solidaridad.
– Información de datos de contacto de los representantes de las compañías a coordinar. Cada transportista, distribuidor, productor de otros gases y usuario será responsable de la actualización de los datos de contacto y de la disponibilidad de sus representantes 24 horas al día, los 365 días del año.
El GTS será el responsable de mantener actualizados los datos de contacto del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, de la CNMC, de la CORES y del Operador del Sistema Eléctrico.
Para garantizar la confidencialidad de la información, se mantendrán distintos perfiles de acceso al SLATR para los distintos sujetos implicados.
6.11 Comunicación en situaciones de crisis.
Todas las comunicaciones descritas en el presente capítulo entre el GTS, Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, CNMC, CORES, Operador del Sistema Eléctrico, los transportistas y distribuidores y usuarios de las instalaciones se realizarán mediante medios electrónicos que permitan la comprobación y constancia de la recepción y la autenticidad de la comunicación.
En el caso de que se haga necesario el uso del teléfono, las conversaciones podrán ser grabadas, si alguna de las partes manifestara su oposición al respecto, deberá comunicarlo a la autoridad competente y al GTS, en el plazo de 1 mes desde la publicación de este capítulo, indicando los motivos de la oposición.
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en calidad de autoridad competente, o el GTS en su nombre si así lo indica esta autoridad competente, comunicará cualquiera de los niveles de crisis (Alerta Temprana, Alerta o Emergencia) a la CNMC, a CORES, al Operador del Sistema Eléctrico, a los titulares de instalaciones, a los usuarios y a los consumidores directos en mercado afectados.
La autoridad competente decidirá en su momento la comunicación al resto de operadores de instalaciones y usuarios, así como el medio de comunicación más adecuado.
Una vez declarado el nivel de crisis, el Grupo de Gestión de Crisis evaluará los recursos necesarios para la gestión de esta, indicando a todos los implicados las instrucciones de la autoridad competente a seguir en su resolución.
Cuando existan situaciones de restricción del suministro, sin perjuicio de las acciones de comunicación que se lleven a cabo con los transportistas, distribuidores y usuarios para coordinar las eventuales interrupciones de suministro, y para informar a los consumidores con la mayor antelación posible, la autoridad competente o el GTS en su nombre si así lo indica esta autoridad competente, notificará la situación a las comunidades autónomas y administraciones locales afectadas.
Para la comunicación de órdenes de restricción del suministro a consumidores, se aplicará el procedimiento de comunicación de interrupción establecido en el apartado 6.13.
En caso de ser necesaria la interrupción del suministro a consumidores, las órdenes de interrupción incluirán:
– Localización geográfica.
– Duración estimada.
– Volumen objetivo de consumo a interrumpir.
Estas órdenes serán emitidas después de que se haya declarado el nivel de crisis pertinente. Para garantizar la máxima coordinación y agilidad en la resolución de la crisis, desde el centro de control del GTS se contactará con los centros de control de los operadores de transporte y/o distribución implicados.
La empresa distribuidora y/o transportista comunicará al GTS la evolución y ejecución de la restricción realizada hasta la normalización del suministro, detallando el tiempo, volumen, en base a consumos históricos de días equivalentes, y número de consumidores afectados por punto de conexión.
Una vez concluida la crisis, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en calidad de autoridad competente, o el GTS en su nombre si así lo indica esta autoridad competente, comunicará dicha finalización a la CNMC, a CORES, a los centros de control de los titulares de instalaciones y a los usuarios afectados por vía telefónica y/o correo electrónico. La autoridad competente decidirá en su momento la comunicación del cierre al resto de operadores y usuarios, así como el medio de comunicación más adecuado.
6.12 Planes de restricción de consumos firmes.
Los planes de restricción de consumos superiores a 15 GWh/año (nivel de prioridad 4, definido en el apartado 6.8.1.3) y de consumos inferiores o iguales a 15 GWh/año (nivel de prioridad 3, definido en el apartado 6.8.1.3), serán elaborados por el GTS y los titulares de las instalaciones a la que esté conectado el consumidor, respectivamente.
Ambos planes incluirán un listado de puntos de suministro identificados por su CUPS, junto a su sector (identificado por su CNAE, desglosada hasta el mayor nivel existente), su Tiempo de Preaviso Mínimo y su Caudal Mínimo Técnico, si lo hubiere, por cada nivel de criticidad según se definen en el anexo de este capítulo. Estos listados determinarán el orden de corte o restricción de suministro dentro de cada nivel de criticidad.
En cada uno de los dos planes, para cada nivel de criticidad, los CUPS se ordenarán de acuerdo con el Tiempo de Preaviso Mínimo (interrumpiendo en primer lugar los de menor plazo). Dentro de cada Tiempo de Preaviso Mínimo, se ordenarán en función del consumo medio de los últimos 7 días naturales (interrumpiendo en primer lugar los de mayor consumo medio). Si hubiera coincidencia en el consumo medio, se ampliaría el horizonte temporal de cálculo del consumo medio, en número de días sucesivos, hasta que dicha igualdad desaparezca.
Cada uno de los dos planes se elaborará independiente del otro, de tal forma que, dentro de cada uno de los dos niveles de prioridad, para cada CNAE desglosada hasta el mayor nivel existente, se establecerán turnos de interrupción en periodos de 4 días, siempre que los cortes programados de la demanda se estimen para una duración mayor. Una vez finalizado ese turno, se seguirá el orden de CUPS establecido, interrumpiendo el suministro secuencialmente a aquellos consumidores que hasta ese momento no habían sido afectados por cortes, por turnos de 4 días, y así sucesivamente hasta la conclusión del listado de cada nivel de criticidad.
El volumen de gas natural interrumpido de un sector concreto, identificado por la referida CNAE, en un mismo nivel de prioridad (3 o 4), en un mismo turno no representará más de un porcentaje definido por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas del consumo estimado del conjunto de CUPS de ese sector en ese nivel de prioridad en ese periodo. Mientras no se dicte resolución al respecto, este porcentaje quedará fijado en el 35 %.
Una vez finalizado el periodo de corte y si trascurre menos de dos años desde que se finalizó la aplicación de la medida, en caso de tener que implementar de nuevo el corte de demanda firme, se reanudarán los cortes desde la última posición a la que se le hubiera interrumpido el suministro. Sin embargo, si trascurre más de dos años, se reiniciará el corte desde la primera posición del listado.
6.12.1 Restricciones a los consumos superiores a 15 GWh/año de clientes no protegidos.
Ante cualquier crisis con restricciones a los consumos, el GTS elaborará un Plan de Restricción de Consumos superiores a 15 GWh/año de clientes no protegidos, que incluirá el CUPS de cada consumidor afectado, la estimación de los volúmenes a interrumpir, el inicio y la duración de la interrupción, localización por punto de conexión, así como los usuarios afectados.
En el plan se incluirán también y en las mismas condiciones, aquellos consumidores que puedan condicionar la operación normal de la red a la que estén conectados definidos en la normativa de gestión técnica del sistema.
El GTS comunicará este plan a los distribuidores y transportistas afectados para su análisis, pudiendo estos, en su caso, proponer alternativas que consideren más eficaces en un plazo de 12 horas. El GTS informará del plan definitivo al Grupo de Gestión de Crisis y al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico en calidad de autoridad competente.
Una vez examinado el plan por el Grupo de Gestión de Crisis y aprobado por la autoridad competente, el proceso de comunicación de las restricciones se realizará conforme a lo establecido en el apartado 6.13 de este capítulo.
En el caso de que el consumidor final sea una instalación de generación eléctrica, la interrupción y eventual prórroga deberán ser previamente acordadas con el Operador del Sistema Eléctrico, que podrá rechazarla si considera que ello puede suponer un riesgo cierto para la seguridad de la operación del sistema eléctrico. Dicha decisión deberá ser notificada al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico convenientemente justificada.
6.12.2 Restricciones a los consumos iguales o inferiores a 15 GWh/año de clientes no protegidos.
En el caso de que la situación así lo exija, y si después de aplicar el Plan de Restricciones de consumidores superiores a 15 GWh/año, no se garantizase el suministro del resto del consumo firme así como a los clientes protegidos, el GTS dará instrucciones a los titulares de las instalaciones involucradas para interrumpir el suministro a consumidores con consumo igual o inferior a 15 GWh/año, para lo cual deberá comunicar el volumen de consumo a interrumpir, la duración de la interrupción y su localización.
En cumplimiento de dicha instrucción, cada distribuidor y/o transportista afectado deberá elaborar un Plan de Restricción de Consumos iguales o inferiores a 15 GWh/año de clientes no protegidos, al efecto que deberá comunicar a los usuarios afectados y al GTS, en un plazo no superior a 12 horas.
En el caso de que el consumidor final sea una instalación de generación eléctrica, la interrupción y eventual prórroga deberán ser previamente acordadas entre el GTS y el Operador del Sistema Eléctrico, que podrá rechazarla si considera que ello puede suponer un riesgo cierto para la seguridad de la operación del sistema eléctrico. Dicha decisión deberá ser notificada al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico convenientemente justificada.
6.13 Procedimiento de comunicación de orden de interrupción a consumidores de suministros firmes.
6.13.1 Comunicación de la orden de interrupción a consumidores superiores a 15 GWh/año.
El GTS será el encargado de comunicar el Plan de Restricción a los usuarios, transportistas y distribuidores afectados.
La información por especificar a cada sujeto es la siguiente:
– CUPS y nombre del consumidor final.
– Fecha y hora del inicio de la interrupción.
– Caudal Mínimo Técnico, si lo hubiere.
– Duración estimada de la interrupción.
– Causa que motiva la solicitud de interrupción del suministro.
– Categoría Urgente o normal.
Serán los usuarios los responsables de informar de la orden de interrupción a sus clientes afectados mediante los medios necesarios para asegurar su recepción, con copia al GTS y al transportista o distribuidor de la red afectada.
En el caso de que fuera necesario realizar alguna intervención de cierre de válvulas en la red, el transportista o distribuidor de la red afectada será el responsable de su ejecución.
En el caso de que el suministro a interrumpir se realice a través de varios transportistas y/o distribuidores, se enviará el comunicado a la vez a todos los implicados especificando sobre quien recae la responsabilidad de realizar el cierre de la válvula de acometida. En caso contrario, el único transportista o distribuidor implicado será el responsable de realizar dicho corte.
Para ello deberá tener acceso a la válvula de corte. En caso contrario deberá hacerse desde las instalaciones de los clientes conectados con afección, para lo cual deberá permitirse el acceso al transportista/distribuidor.
Desde el GTS se contactará con los centros de control de los operadores de transporte y/o distribución implicados con objeto de garantizar la máxima coordinación y agilidad para resolver la crisis.
6.13.2 Comunicación de la orden de interrupción a consumidores iguales o inferiores a 15 GWh/año.
La comunicación será realizada por los distribuidores y/o los transportistas informando puntualmente de la evolución de la crisis y de la previsión de normalización del suministro de forma general a través de medios de amplia difusión como sus portales de internet u otros medios telemáticos de los que se disponga, y directamente a los organismos oficiales competentes (Comunidades Autónomas, Administraciones locales, Dirección General de Protección Civil y Emergencias, etc.) y usuarios afectados.
El distribuidor y/o el transportista, como responsable de controlar y/o realizar la interrupción de suministro, confirmará al GTS la ejecución de la orden de interrupción (corte físico o control de consumos al menos una vez cada 24 horas en el caso de disponer de sistema de telemedida operativo), anotando la lectura del consumo en el momento de su interrupción. Esta lectura se podrá realizar a través de los sistemas de telemedida.
Para ello deberá tener acceso a la válvula de corte. En caso contrario deberá hacerse desde las instalaciones de los clientes conectados con afección, para lo cual deberá permitirse el acceso al transportista/distribuidor.
6.13.3 Comunicaciones durante el periodo de interrupción.
Con carácter general, el preaviso de interrupción del suministro se realizará con veinticuatro horas de antelación (Interrupción NORMAL), aunque el plazo podrá ser inferior si la autoridad competente, o el GTS en su nombre si así lo indica esta autoridad competente, declara directamente el nivel de Alerta o Emergencia por una circunstancia imprevista (Interrupción URGENTE).
Para los consumidores de más de 15 GWh/año, el titular del punto de conexión con el consumidor confirmará al GTS y al usuario afectado, la ejecución de la orden de interrupción, proporcionando al GTS y usuario la lectura del consumo en el momento de su interrupción. Para los consumidores acogidos a peaje interrumpible se procederá del mismo modo.
Para el resto de los consumidores el centro de control de la empresa transportista y/o distribuidora comunicará al GTS la evolución de la interrupción realizada hasta la normalización del suministro, detallando el tiempo, volumen y número de consumidores afectados.
Una vez finalizado el periodo de interrupción, el transportista o distribuidor titular del punto de conexión deberá realizar otra lectura del equipo de medidas e informar de esta al GTS detallando si se ha producido algún consumo.
Todas las lecturas de medida anteriores podrán ser realizadas a través de los sistemas de telemedida. En todo caso, para las unidades de medida de titularidad del cliente, este deberá facilitar el acceso a la unidad de medida al transportista o distribuidor interconectado.
Una vez concluida la crisis, la autoridad competente, o el GTS en su nombre si así lo indica esta, comunicará dicha finalización a la CNMC y a CORES. Además, el GTS informará a los usuarios, transportistas y distribuidores afectados del fin de la crisis.
El resto de los operadores y usuarios también serán informados, a posteriori, del final de la declaración de nivel de crisis, mediante la publicación de dicha información en el portal de internet del GTS.
La interrupción del suministro a consumidores firmes industriales deberá notificarse respetando el Tiempo de Preaviso Mínimo referido en el anexo de este capítulo.
6.14 Ejercicios de simulacro de emergencia.
Para garantizar la operatividad de los planes de emergencia, periódicamente y según establezca la regulación vigente, se realizará un ejercicio simulado de emergencia, con la siguiente distribución de responsabilidades:
– La Dirección General de Política Energética y Minas, mediante resolución, determinará su realización a propuesta del GTS, estableciendo en la resolución o en aclaraciones adicionales, el siguiente contenido, que podrá tener carácter confidencial o ser publicado en su portal de internet:
● Fecha y hora de inicio y finalización del ejercicio. La fecha y hora de inicio coincidirá con la del evento inicial que causa la emergencia simulada.
● Sucesión de eventos que provocan la activación del plan de emergencia. Durante la duración del ejercicio se podrán establecer eventos sucesivos que incrementen o minoren la gravedad del supuesto. En este caso, la resolución incluirá en anexos separados la descripción del evento y la fecha y hora de comunicación al GTS.
● Escenario de demanda. Podrán utilizarse los datos reales disponibles o previsiones de temperaturas y demanda eléctrica. En este último caso, las previsiones estarán determinadas en la propia resolución. La resolución podrá establecer variaciones del escenario durante la duración del ejercicio.
● Sujetos involucrados informados del ejercicio, incluyendo fecha y hora de comunicación del ejercicio.
● Sujetos involucrados no informados (al menos inicialmente).
● Observadores (registro de la realidad de la aplicación de los distintos procesos; errores observados).
● Guías: supervisan los distintos procesos con intervención mínima, y cuidan de que el ejercicio se realice y finalice incluso aunque algún paso se dé por inválido.
La sucesión de eventos podrá incluir el requerimiento de aplicación del principio de solidaridad emitida por/hacia otro Estado miembro en aplicación de la normativa comunitaria en vigor en materia de seguridad de suministro. En tal caso, estarán involucrados en el ejercicio tanto la autoridad competente del otro Estado miembro como su Gestor de Redes de Transporte de Gas.
El GTS será el responsable de coordinar su ejecución entre los sujetos del sistema gasista. La autoridad competente será responsable de su supervisión, seguimiento y análisis de resultados. Para ello, la Dirección de Energía de la CNMC deberá nombrar las personas responsables en un plazo no superior a 3 meses desde la publicación de esta resolución. El personal elegido podrá rotar a lo largo del año y se podrán nombrar sustitutos en caso de indisponibilidad. Asimismo, CORES supervisará la eventual utilización de las reservas estratégicas de acuerdo con el artículo 40.3 del Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio.
Se realizará aviso previo de la realización del simulacro a la CNMC y a CORES responsable de su supervisión y, en su caso, la autoridad competente y el Gestor de Redes de Transporte de Gas de otro Estado miembro, que serán advertidos con 48 horas de anticipación para confirmar su disponibilidad, y a cualquier otro sujeto que se considere oportuno para el desarrollo del simulacro.
El ejercicio se iniciará cualquier día y hora del año, con excepción del 24, 25 y 31 de diciembre y 1 de enero, mediante la comunicación electrónica de dicha resolución al personal de la CNMC y de CORES responsable de su supervisión y al representante del GTS en el Grupo de Gestión de Crisis, que a su vez será responsable de informar a usuarios y titulares de las instalaciones. En el caso de que el ejercicio incluyese una serie de eventos sucesivos, estos serán descritos en anexos separados, remitiendo cada uno de ellos en el momento que así determine la propia resolución.
El ejercicio podrá incluir la indisponibilidad de instalaciones de la red básica, la pérdida sustancial de suministros, la pérdida total o parcial de los sistemas de comunicación, supervisión y/o telemando o una combinación de estos.
El GTS enviará a la Dirección General de Política Energética y Minas una propuesta de escenarios y su impacto esperado tanto local como global en el sistema gasista. La primera propuesta de escenarios deberá enviarse en un plazo no superior a 6 meses desde la publicación de esta normativa de gestión técnica del sistema.
La resolución podrá incluir un anexo confidencial indicando el resultado esperado, conforme a una aplicación ideal del plan de emergencia: detalle de las acciones esperadas de cada sujeto afectado (sujetos que deben intervenir, comunicaciones con otros sujetos, acciones concretas, tiempos de respuesta, documentación de uso, etc.).
Los sujetos deberán proporcionar, al menos, la siguiente información relativa a los resultados del simulacro:
GTS:
– Impacto de los sucesivos eventos comunicados durante el trascurso del ejercicio en las presiones de la red básica y los flujos de gas, así como la afectación a la capacidad de suministro.
– Instrucciones operativas emitidas por el GTS a los titulares de las instalaciones para mitigar las consecuencias del evento.
– Acciones de coordinación realizadas con el Gestor de Redes de Transporte de otros Estados miembros, si es el caso.
– Alteraciones de las nominaciones de los usuarios para garantizar el suministro en caso de ser necesarias.
– Alteraciones de los sistemas de telecontrol, así como medidas correctoras para garantizar el suministro en caso de ser necesarias.
– Pérdida de capacidad de suministro y afectación zonal.
– Propuestas de aplicación de medidas de mercado destinadas a la reducción de la demanda.
– Propuestas de corte a consumidores acogidos al peaje interrumpible.
– Propuestas de minoración de la demanda de generación eléctrica y cogeneración enviadas al Operador del Sistema Eléctrico.
– Propuestas de corte a consumidores con suministro de combustible alternativo.
– Una vez adaptadas las medidas anteriores, se deberá determinar el volumen de la pérdida de capacidad de suministro convencional, y en su caso, el Plan de restricciones para consumos superiores a 15 GWh/año y el volumen a interrumpir en los consumos iguales o inferiores a 15 GWh/año enviado a los transportistas y distribuidores afectados.
– En caso de ser necesario, la propuesta al Gobierno para el uso de las reservas estratégicas.
Distribuidores y transportistas con consumidores conectados:
– Participación en la aplicación de medidas de mercado destinadas a la reducción de la demanda.
– Órdenes de interrupción de los consumidores afectados por el Plan de restricciones de consumos superiores a 15 GWh/año que hayan ejecutado atendiendo al plan de restricción de consumos elaborado por el GTS.
– Los planes de restricciones de los consumos iguales o inferiores a 15 GWh/año en caso de ser necesario.
Usuarios afectados:
– Participación en la aplicación de medidas adoptadas.
– Los sujetos involucrados deberán mantener un registro documental de las comunicaciones mantenidas, incluyendo la hora de emisión y recepción. En el caso de que las comunicaciones se realicen por vía telefónica, estas deberán ser grabadas.
Al objeto de poder realizar un análisis del ejercicio, la CNMC encargada de su supervisión podrá:
– Acceder a los centros de control del GTS y de los transportistas y distribuidores involucrados.
– Solicitar los registros y la información disponible en los sistemas informáticos siempre y cuando se garantice su seguridad e integridad, tanto en tiempo real, como una vez acabado el ejercicio, para tener acceso a las comunicaciones, tanto electrónicas como telefónicas, entre los sujetos y la hora de envío.
– Acceso a los planes de emergencia y a los planes de restricción a consumidores.
– Una vez finalizado el ejercicio, la autoridad competente, o el GTS en su nombre si así lo indica esta autoridad competente, elaborará un informe que contenga al menos la siguiente información:
– Documento resumen de resultados, detallando los errores observados.
– Comentarios y observaciones de los distintos sujetos que han intervenido (tanto sobre el planteamiento del ejercicio como del desarrollo de éste y anomalías encontradas).
– Documento de conclusiones: propuesta de resolución/mejoras que resuelvan los errores encontrados, y propuesta de actualización/revisión de los planes de emergencia.
– La autoridad competente compartirá este informe con el Grupo de Coordinación del Gas previsto en el artículo 4 del Reglamento (UE) 2017/1938, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 25 de octubre de 2017.
Se modifica el apartado 6.3, penúltimo párrafo y se sustituye en el apartado 6.12 la referencia a la CNAE 2009 por CNAE 2025, por la disposición final 1.4 y 5 de la Orden TED/1062/2025, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2025-19341
ANEXO. Niveles de Criticidad y Tiempo de Preaviso Mínimo
Para cada uno de los consumidores pertenecientes a una CNAE, se determinará el Tiempo de Preaviso Mínimo para interrumpir el suministro. Para los niveles de criticidad 1 a 4, y para el nivel 0, se establecerá un Tiempo de Preaviso Mínimo de 12 horas y de 2 horas, respectivamente, a todos los consumidores salvo a aquellos que certifiquen un Tiempo de Preaviso Mínimo mayor, en cuyo caso se establecerá el acreditado. La certificación de un Tiempo de Preaviso Mínimo mayor que el establecido por defecto se realizará por un Organismo de Control (OC) habilitado en el Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, por el que se aprueba el Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus instrucciones técnicas complementarias ICG 01 a 11, anexando a la certificación un análisis detallado del proceso industrial y la justificación de este tiempo. Los gastos de esta certificación correrán a cargo del consumidor y deberá ser enviada por el consumidor al usuario tan pronto como disponga de ella.
En los casos extremos en los que el Tiempo de Preaviso Mínimo sea superior al transcurrido desde la fecha de declaración de la crisis, de modo que no fuese factible su ejecución práctica, se deberá permitir a las instalaciones cuyos procesos productivos serían grave e irremediablemente dañados si el suministro es interrumpido completamente, el uso de un Caudal Mínimo Técnico Diario mientras persista la crisis. El Caudal Mínimo Técnico Diario para cada consumidor se certificará por un Organismo de Control (OC) habilitado en el Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, anexando a la certificación un análisis detallado del proceso industrial y la justificación de este caudal. Los gastos de esta certificación correrán a cargo del consumidor y deberá de ser enviada por el consumidor al usuario tan pronto como disponga de ella.
El titular de la red evaluará el tiempo que puede mantener el suministro, en función del volumen de gas técnico disponible y los condicionantes derivados del mantenimiento de los niveles de presión en la red de gasoductos.
El nivel de criticidad vendrá determinado por la aplicación de los criterios establecidos por la UE en la comunicación de la Comisión Europea «Ahorrar gas para un invierno seguro» de 20 de julio 2022, para los distintos sectores industriales y económicos consumidores de gas natural, definidos por la clasificación nacional de actividades económicas, CNAE 2025. Estos criterios son:
– Criticidad social: las industrias consideradas críticas o estratégicas desde el punto de vista de la sociedad, en caso de que una perturbación tuviera efectos negativos en las cadenas de suministro con repercusiones para la salud, la protección y el medio ambiente, la seguridad, la defensa y otros sectores esenciales, como la alimentación y las refinerías.
– Efecto en cadenas de suministro: impacto que la reducción de la actividad económica en un sector tiene en toda la cadena de valor nacional y de la UE.
– Posibles daños a las instalaciones: el impacto duradero que podría tener una desconexión, por ejemplo, en cuanto a posibles daños a las herramientas industriales, así como el tiempo potencialmente necesario y los costes en que se incurriría para reparar la maquinaria.
– Posibilidad de sustitución y reducción: industrias que pueden aplazar la producción o desconectarse, por ejemplo, durante las horas punta, y aquellas que necesitan un flujo continuo de gas natural para sus operaciones.
– Consideraciones económicas.
Se definen los siguientes niveles de criticidad:
| Nivel de criticidad (de menor a mayor grado de protección de consumo) | |
|---|---|
| Nivel 0 | Cualquier CNAE cuya interrupción del suministro de gas no implica reducción o parada de procesos esenciales de su actividad industrial. |
| Nivel 1 | Todas las CNAE del Grupo B y del Grupo F, así como las CNAE del Grupo C no incluidas en los niveles sucesivos. |
| Nivel 2 | CNAE Grupo C: 106, 1072, 1073, 1081, 1082, 1083, 1084, 1310, 1320, 1396, 2399, 1330, 191, 2312, 24. |
| Nivel 3 | CNAE Grupo C: 101, 102, 103, 104, 105, 1061, 1062, 1071, 1072, 1073, 1086, 1091, 110711, 1624, 1627, 1711, 1712, 1721, 1722, 192, 20, 21, 2311, 2313, 2314, 2319, 2351, 2399, 2551, 2552, 2553, 2592, 3250, 2660. |
| Nivel 4 | CNAE Grupo A, Grupo E, Grupo G, Grupo H, Grupo I, Grupo J, Grupo K, Grupo L, Grupo M, Grupo N, Grupo O, Grupo P, Grupo Q, Grupo R, Grupo S, Grupo T, Grupo U. |
El Grupo D, al ser el sector encargado del suministro de energía eléctrica, gas, vapor y aire acondicionado no se verá afectado por esta norma y se atendrá a lo dispuesto, en caso de emergencia, por el Gobierno. Tampoco será afectado por esta norma, aquellos consumidores que, no perteneciendo al Grupo D, dispongan de cogeneración en su proceso productivo, atendiendo a la información facilitada por los operadores según lo indicado en el apartado 5.3.
Los grupos CNAE considerados son:
| Grupo A | Agricultura, ganadería, silvicultura y pesca |
|---|---|
| Grupo B | Industrias extractivas. |
| Grupo C | Industria manufacturera. |
| Grupo D | Suministro de energía eléctrica, gas, vapor y aire acondicionado. |
| Grupo E | Suministro de agua, actividades de saneamiento, gestión de residuos y descontaminación. |
| Grupo F | Construcción. |
| Grupo G | Comercio al por mayor y al por menor; reparación de vehículos de motor y motocicletas. |
| Grupo H | Transporte y almacenamiento. |
| Grupo I | Hostelería. |
| Grupo J | Información y comunicaciones. |
| Grupo K | Actividades financieras y de seguros. |
| Grupo L | Actividades inmobiliarias. |
| Grupo M | Actividades profesionales, científicas y técnicas. |
| Grupo N | Actividades administrativas y servicios auxiliares. |
| Grupo O | Administración Pública y defensa; Seguridad Social obligatoria. |
| Grupo P | Educación. |
| Grupo Q | Actividades sanitarias y de servicios sociales. |
| Grupo R | Actividades artísticas, recreativas y de entretenimiento. |
| Grupo S | Otros servicios. |
| Grupo T | Actividades de los hogares como empleadores de personal doméstico; actividades de los hogares como productores de bienes y servicios para uso propio. |
| Grupo U | Actividades de organizaciones y organismos extraterritoriales. |
Se sustituye la referencia a la CNAE 2009 por CNAE 2025 y se modifican los dos primeros párrafos y determinados códigos de la tabla de niveles de criticidad, por la disposición final 1.4, 6 y 7 de la Orden TED/1062/2025, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2025-19341
Capítulo 7 «Plan de Mantenimiento»
7.1 Objeto.
El objeto de este capítulo es establecer las medidas generales de coordinación y comunicación que deberán adoptar los operadores de las instalaciones, distribuidores, transportistas y el GTS en relación con los mantenimientos a realizar en las instalaciones.
7.2 Mantenimientos e intervenciones.
El mantenimiento incluye todas aquellas actividades de inspección, control, intervención y/o reparación, destinadas a mantener las instalaciones del sistema gasista en condiciones de seguridad y funcionamiento óptimas. El mantenimiento puede ser preventivo o correctivo, pudiendo ser este último planificado o no planificado.
Las emergencias pueden dar lugar a un mantenimiento correctivo no planificado (contingencia). Salvo imposibilidad técnica manifiesta, toda planificación de mantenimiento se realizará teniendo en cuenta el requisito de mantener la continuidad del servicio y garantizar el uso de los servicios contratados.
Los distribuidores y los transportistas deberán mantener el suministro de forma permanente a los consumidores conectados a su red, si bien para efectuar tareas de mantenimiento, reparación, sustitución o ampliación de las instalaciones podrán realizar cortes temporales de suministro de acuerdo con lo establecido en la legislación vigente.
Al objeto de valorar y reducir las consecuencias de los trabajos planificados, los sujetos involucrados acordarán la forma más conveniente de actuar, desde el punto de vista técnico, operativo y de seguridad.
En caso de concurrencia de intervenciones de varios sujetos que puedan afectar a la red básica o de transporte secundario o falta de consenso en los planes de mantenimiento, el GTS propondrá la mejor solución posible, comunicándola a todos los sujetos implicados y a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la CNMC.
La comunicación o información a los sujetos afectados a la que se refieren los puntos posteriores podrá realizarse mediante cualquier medio o canal accesible para ello.
7.3 Planificación de mantenimiento.
Los operadores de las instalaciones de transporte y distribución dispondrán de sus correspondientes planes de mantenimiento. Dichos operadores deberán solicitar a los operadores de instalaciones que inyecten gas a la red con los que están interconectados, sus planes de mantenimiento con objeto de integrar toda la información del gas inyectado. Este plan recogerá un año de gas.
7.4 Repercusiones del plan de mantenimiento.
El plan de mantenimiento puede tener como repercusiones principales:
– Cortes de suministro planificados en la red básica y de transporte secundario.
– Restricciones en puntos de entrada al sistema gasista.
– Restricciones en puntos de salida del sistema gasista.
– Restricciones de caudales: condiciones específicas de presión y caudal.
– Restricciones de capacidad en el sistema gasista.
– En el caso de operaciones especiales que requieran determinadas condiciones de flujo, se pedirá la colaboración de los usuarios, transportistas o distribuidores, para la consecución de dichas condiciones de presión y caudal con el fin de minimizar el tiempo de modificación o corte de suministro.
En los mantenimientos correctivos no planificados (contingencias) el operador de la instalación comunicará de inmediato la incidencia, conforme lo siguiente:
– Si el mantenimiento correctivo afecta a capacidades requeridas por los usuarios sin suponer un riesgo para la garantía de suministro, el reparto de la capacidad se realizará conforme a lo establecido en la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos.
– Si el mantenimiento correctivo supone un riesgo para la garantía del suministro se actuará según lo indicado en el apartado 4.2 del capítulo 4, en el apartado 5.6 del capítulo 5 o bien se seguirán las prioridades de suministro establecidas en el apartado 6.8.1 del capítulo 6.
7.5 Información proporcionada sobre el plan de mantenimiento al resto de los sujetos.
Los transportistas y distribuidores elaborarán antes del 15 de julio, la programación de las actividades que requieran o puedan ocasionar restricciones operativas en sus instalaciones para el año de gas siguiente. En ella se recogerá, al menos:
– Tipo de intervención o mantenimiento.
– Instalación.
– Consumidores y otros sujetos afectados.
– Fecha propuesta y duración estimada.
– Repercusiones sobre la operación y el suministro.
Antes del 15 de agosto los transportistas enviarán sus planes de mantenimiento al GTS.
Antes del 1 de septiembre el GTS confirmará la viabilidad de los planes de mantenimiento presentados por los transportistas o, en su caso, presentará las modificaciones necesarias para que sean incorporadas en los planes de mantenimiento presentados.
Antes del 15 de septiembre los transportistas y distribuidores comunicarán a los sujetos afectados las operaciones de mantenimiento propuestas a lo largo del siguiente ejercicio.
Dos semanas antes de la realización de cada mantenimiento o intervención, los transportistas y distribuidores volverán a informar a los sujetos afectados.
7.6 Modificaciones del plan de mantenimiento.
Cualquier modificación del plan de mantenimiento, considerándose como tal también la inclusión de nuevos trabajos, será comunicada lo antes posible a los sujetos implicados.
Si el plan de mantenimiento se modificase por causa justificada dentro de los 30 días anteriores a la fecha planificada, los sujetos afectados podrán presentar fechas alternativas que, en todo caso, deberán ser consensuadas entre las partes.
Capítulo 8 «Mecanismos de comunicación»
8.1 Objetivo.
El objetivo de este capítulo es detallar los mecanismos de comunicación de los procedimientos de medida, calidad de gas y seguridad de suministro, que incluye el intercambio de señales operativas entre los titulares de las instalaciones del sistema gasista, y entre éstos y el GTS para la supervisión y gestión de la red de transporte, el SLATR y un Sistema de Comunicación Transporte-Distribución.
Este conjunto de procesos abarca el ciclo completo del gas: garantías; solicitud de capacidad; contratación; programación/nominación; cantidades transaccionadas mediante operaciones bilaterales y plataformas de negociación e intermediación; emisiones; repartos; balances y liquidaciones.
8.2 Requisitos generales de los procedimientos de comunicación.
Los procedimientos de comunicación establecerán como mínimo:
– El intercambio de información relativo al flujo del gas.
– Comunicación de los planes de inspección, reparación, verificación y mantenimiento entre los sujetos que interactúen dentro del mismo punto o aquellos de distribución que afecten a los operadores a los que estén conectados aguas arriba.
– Comunicación de actuaciones de mutua colaboración que eviten posibles indisponibilidades al sistema gasista.
– Comunicación de balances, existencias operativas y mínimas de seguridad de los sujetos involucrados.
– Comunicación del GTS a los operadores para asegurar la correcta explotación del sistema gasista.
– Comunicación de transacciones de gas y sujetos autorizados.
– Comunicaciones de capacidad.
– Comunicaciones de garantías.
– Comunicaciones de los mantenimientos de los sistemas informáticos de los agentes y el GTS que afecten a los procesos de negocio.
Siempre que sea posible, las comunicaciones entre los diferentes usuarios del sistema gasista se gestionarán a través del SLATR, a excepción de las señales básicas de operación (en adelante, SBO).
8.3 Mecanismos de comunicación para el intercambio de señales operativas entre los titulares de las instalaciones del sistema gasista, y entre estos y el GTS.
A continuación, se establecen los protocolos de comunicación, tanto para el envío y recepción de las señales entre los centros de control de los operadores de las instalaciones, así como entre éstos y el GTS.
8.3.1 Puntos del sistema en los que deben facilitarse señales básicas de operación (SBO).
En los PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTT, PCLD PCTD, PCDD y PCDG los responsables de la medida pondrán a disposición del titular de las instalaciones gasistas a las que se conecten los equipos de medida, las SBO que se detallan en este apartado.
A efectos de dar traslado de la medida al GTS, será responsable de la medida el titular de esa instalación gasista, salvo acuerdo previo.
Para realizar sus funciones de supervisión y gestión, los titulares de las instalaciones gasistas pondrán a disposición del GTS las señales que se determinan en este apartado.
8.3.1.1 Criterios para determinar si en un punto del sistema deben facilitarse SBO.
Entre titulares de instalaciones interconectadas:
Los titulares de las instalaciones gasistas que sean responsables de la medida o que reciban de otro agente las SBO, deberán poner a disposición de los titulares de las instalaciones gasistas interconectadas a sus redes las SBO en los puntos indicados en el apartado anterior.
Quedan exentos de facilitar las SBO en los puntos PCDD siguientes:
No dispongan de telemedida actualmente.
No dispongan de las infraestructuras necesarias para el envío de información al centro de control de la empresa distribuidora (alimentación eléctrica, cobertura GPRS, GSM o similar).
Entre titulares de instalaciones y el GTS:
Los titulares de las instalaciones gasistas que sean responsables de la medida o que reciban de otro agente las SBO cuando dicho agente no sea operador de instalaciones gasistas, deberán poner a disposición del GTS las SBO en todos los puntos indicados en este apartado 8.3.1.
En el caso de gasoductos que no pertenezcan a la red troncal y que dispongan de señales en el PCTT a su entrada, resultará suficiente el valor de la presión de entrega en el PCTD más alejado de dicha entrada.
8.3.2 Responsabilidad de los titulares de las instalaciones.
8.3.2.1 Respecto a la propia generación de las SBO en campo:
La entrega de las SBO la realizará el responsable de la medida donde se generen las señales.
8.3.2.2 Respecto a la transmisión de las SBO entre centros de control:
La responsabilidad de la transmisión de la información será del centro de control emisor de ésta, a excepción de la línea de comunicación que será responsabilidad del centro de control que la haya contratado.
8.3.3 Sistemas de comunicación entre los centros de control de los titulares de instalaciones y entre éstos y el GTS.
El protocolo de comunicación para el intercambio de información entre los centros de control de los titulares de las instalaciones y entre éstos y el GTS será el ICCP (IEC-60870-6-503. TASE 2). Los bloques a implementar de este protocolo serán los denominados 1, 2, 3 y 9.
De acuerdo con dicho protocolo, se podrá admitir el intercambio de información por el mecanismo de excepción establecido en su apartado 1.4.
La periodicidad de intercambio de información será como máximo igual que la frecuencia de recepción de la información de las señales en el centro de control emisor.
Aquellos sistemas de adquisición de datos que estuvieran operando con anterioridad a la entrada en vigor de esta orden podrán seguir siendo utilizados, de forma que la migración de los actuales protocolos de comunicación utilizados hacia el ICCP se realizará a medida que los operadores sustituyan sus actuales sistemas de adquisición de datos. Mientras tanto, se mantendrá la operativa existente y los acuerdos entre los operadores interconectados.
8.3.4 Requisitos de los centros de control de los titulares de las instalaciones.
Los centros de control de los operadores de las instalaciones deben cumplir los siguientes requisitos:
Estarán conectados entre ellos y con el GTS a través de líneas dedicadas punto a punto y/o cualquier otra tecnología de comunicación que garantice la redundancia de la transmisión de la información y su cifrado extremo a extremo, evitándose siempre canales públicos sin encriptación, tales como VPN («Virtual Private Network»). El ancho de banda será siempre el mínimo que garantice un intercambio de información fluido y en tiempo real, siendo el ICCP el protocolo válido de comunicación para transmitir la información en SCADA. Se podrán seguir utilizando otros protocolos de comunicación que estuvieran operando con anterioridad a la entrada en vigor de esta orden, siempre que haya un acuerdo entre las partes. En caso de optarse por una comunicación punto a punto privada, se utilizarán siempre puntos neutros para intercambiar la información.
Estarán dotados de la infraestructura técnica y recursos humanos necesarios para garantizar el funcionamiento veinticuatro horas al día todos los días del año y disponer de información de las instalaciones bajo su control, enviando esta información a los centros de control interconectados y al GTS. Cada centro será responsable de la seguridad y dispondrá de las medidas necesarias para garantizar la no intrusión, privacidad y fiabilidad en las comunicaciones.
Dispondrán de un sistema SCADA en funcionamiento veinticuatro horas al día, todos los días de la semana, que cubra el fallo simple de un equipo o función, de manera que su disponibilidad anual sea la estándar de los sistemas de misión crítica.
8.3.5 Procedimiento de interconexión entre centros de control.
El procedimiento para la conexión de los centros de control será el siguiente:
El centro de control receptor (cliente) procederá a solicitar la conexión al centro de control emisor (servidor). Será siempre maestro de ICCP aquel centro que más datos aporte.
Se procederá por ambos centros a comprobar el cumplimiento de los requisitos técnicos previamente especificados para el intercambio de información con ICCP.
Se establecerá un protocolo inicial de pruebas de conexión en ambos sentidos. Los errores detectados en las pruebas deberán ser corregidos antes de repetir estas pruebas.
Una vez comprobado el correcto funcionamiento de la comunicación y del protocolo ICCP, se realizarán pruebas operativas.
Si la operativa es correcta, el centro de control receptor (cliente) dará por habilitada la conexión mediante una comunicación por escrito al centro de control emisor (servidor).
Los centros de control harán todo lo posible para que las conexiones estén habilitadas en el plazo máximo de un mes a partir de la fecha de solicitud de conexión, siempre y cuando éstos dispongan de un SCADA que admita el Protocolo ICCP. Aquellos sistemas de adquisición de datos que estuvieran operando con anterioridad a la entrada en vigor de esta orden podrán seguir siendo utilizados, manteniéndose la operativa existente y los acuerdos entre los operadores interconectados.
8.3.6 Señales básicas de operación (SBO).
Las SBO a intercambiar entre los titulares de las instalaciones interconectadas, así como entre éstos y el GTS, son las siguientes:
– De los equipos de medida de gas instalados en las interconexiones:
● Presión de entrega (bar o barA).
● Caudal volumétrico y/o volumen totalizado (m3/h o m3, ambos en condiciones de referencia) para cada sentido de flujo, en base horaria.
● Volumen diario acumulado (m3 en condiciones de referencia) para cada sentido de flujo.
● Sentido de flujo.
– De los equipos de análisis de calidad de gas instalados en redes de transporte:
● Variables de calidad de gas (PCS, densidad relativa, N2, H2, O2 y CO2).
● Contenido de odorizante (mg/m3 de THT en condiciones de referencia).
Y aquellas otras que se acuerden entre las partes.
8.3.7 Indisponibilidad de señales.
Los responsables de la generación y/o transmisión de las señales colaborarán para que la disponibilidad de éstas sea máxima, debiendo disponer de los recursos humanos y materiales necesarios para subsanar el 95 % de los fallos de las señales telemedidas en un plazo inferior a las 72 horas, salvo en el caso de que haya línea de reserva.
En el caso de que haya una indisponibilidad de señales en el centro de control receptor durante 2 días naturales consecutivos, sin que puedan realizarse medidas correctoras por parte del centro de control emisor, este último enviará una vez al día los datos disponibles mediante una vía alternativa al sistema habitual de comunicación.
8.4 Mecanismos de comunicación de soporte a la gestión del ciclo completo del gas.
Con el objetivo de disponer de una herramienta de comunicación fluida y en tiempo real entre los distintos sujetos del sistema gasista, que sirva de soporte a la gestión del ciclo completo de gas, el GTS pondrá a disposición de los usuarios el SLATR.
El GTS mantendrá actualizado y operativo dicho sistema, que será fácilmente accesible, garantizando la veracidad y actualidad de la información suministrada, su seguridad y confidencialidad, así como el respeto a los principios de transparencia, objetividad y no discriminación.
Los distribuidores dispondrán de un sistema informático que soporte la gestión de sus relaciones con comercializadores y con el GTS, respetando los principios de transparencia, objetividad, no discriminación y confidencialidad, y los recogidos en la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos, y en el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre.
El sistema informático de los distribuidores será accesible para los comercializadores y para el GTS en base a procedimientos y formatos establecidos que permitan un tratamiento automatizado de la información.
Todos los sujetos del sistema gasista deberán disponer de los medios técnicos necesarios y homologados, utilizando en cada momento las tecnologías más adecuadas para realizar las comunicaciones electrónicas y el acceso a los sistemas informáticos anteriores, así como para cumplir cualquier otra obligación que requiera su participación en el sistema gasista. Cualquier modificación en los sistemas de comunicación de información se comunicará a los afectados con la suficiente antelación para que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de información.
Para el acceso a los sistemas anteriores será necesaria la implementación de sistemas para la autenticación de los usuarios. El GTS, tras consultar con comercializadores, transportistas y distribuidores, definirá en cada momento el mecanismo idóneo para esta autenticación en el SLATR, comunicándolo con un plazo de tiempo suficiente que permita a los afectados la adaptación de sus sistemas.
El SLATR y el sistema informatizado de los distribuidores presentarán la información con el nivel de agregación establecido para cada perfil de acceso y dispondrá de capacidad potente y versátil de acceso a la información que permita diseñar y emitir informes, manteniendo siempre el grado adecuado de seguridad y confidencialidad. Además, el sistema informático de los distribuidores empleará un sistema normalizado de codificación de infraestructuras, que será coincidente con el del SLATR y consensuado por los agentes.
8.5 Revisiones y reclamaciones.
Con el objetivo de gestionar de manera ágil y eficaz las posibles revisiones y reclamaciones, de transportistas, distribuidores, usuarios y GTS, en relación con los procesos soportados en el SLATR y recogidos en estas NGTS, el GTS pondrá a disposición de los agentes anteriormente mencionados y a través del propio SLATR un módulo de revisiones y reclamaciones.
En este módulo se informará de las revisiones realizadas, se efectuarán y se registrarán las reclamaciones y se realizará un seguimiento adecuado. Permitirá consultar toda la información asociada a cada revisión o reclamación y contará con mecanismos de seguimiento y control de las reclamaciones de forma que se puedan realizar informes periódicos relativos a esta actividad y permitir la trazabilidad de cada una de las reclamaciones. Al realizar una revisión o reclamación el módulo informará de manera automática a todos los sujetos afectados y al GTS.
8.5.1 Estado de las reclamaciones.
– Reclamación registrada: Estado inicial de una reclamación que se mantendrá hasta que el responsable se haga cargo de ésta.
– Reclamación en proceso: El responsable de la reclamación inicia su tratamiento.
– Reclamación pendiente de información: El reclamado o el reclamante ha solicitado más información. La reclamación se mantendrá en este estado hasta que se proporcione esa información.
– Reclamación aceptada y cerrada: El responsable acepta la tramitación de una solicitud de reclamación. Este estado supone el cierre de la reclamación.
– Rechazada: El responsable rechaza la tramitación de una solicitud de reclamación indicando el motivo de dicho rechazo. Este estado supone el cierre de la reclamación.
Con cada estado de la reclamación se indicará la fecha y hora en la que se inició ese estado.
8.5.2 Plazo de reclamaciones.
Las reclamaciones realizadas dentro de los plazos establecidos en cada uno de los procesos y que no sean contestadas antes de la hora límite fijada en cada uno de los procesos, aparecerán como «reclamación expirada por el sistema». Dicha reclamación podrá, no obstante, ser contestada por el sujeto responsable posteriormente a que expire, siendo procesada por el sistema dicha respuesta.
Las reclamaciones realizadas fuera de los plazos establecidos en cada uno de los procesos aparecerán como «reclamación fuera de plazo». Dicha reclamación podrá, no obstante, ser contestada por el sujeto responsable, siendo procesada por el sistema dicha respuesta.
8.5.3 Reasignación de reclamaciones.
En el caso de que un sujeto considere que no es responsable de una reclamación asignada a él, deberá reasignar dicha reclamación al sujeto que considere responsable.
En este caso, se modificará el estado de la reclamación a «Registrada» y se notificará dicha reasignación a los agentes afectados.
8.5.4 Rechazo de reclamaciones.
El sujeto que ha recibido la reclamación podrá rechazarla indicando el motivo de dicho rechazo, en cuyo caso se modificará el estado de la reclamación a «Rechazada», se notificará a los agentes afectados dicho rechazo y finalizará el ciclo de reclamación.
El solicitante de la reclamación podrá informar de su no conformidad con el rechazo y reabrir la reclamación. No obstante, se establece un plazo máximo de 1 mes desde que se abre la reclamación para poder reabrirla, si bien puede haber reclamaciones que no habiendo transcurrido este plazo se cierren automáticamente por los plazos legales asociados al propio proceso.
8.5.5 Ampliación de reclamaciones.
Tanto el sujeto que ha recibido la reclamación como el propio reclamante podrán solicitar información adicional, indicando en las observaciones aquellos aspectos relevantes para responder al reclamante, siendo posible adjuntar nueva documentación.
8.5.6 Responsables de la tramitación y gestión de las revisiones/reclamaciones.
Para la correcta tramitación y gestión de las revisiones y reclamaciones definidas en este apartado, el SLATR dispondrá de la relación entre el modelo de red vigente y el responsable encargado de atender la revisión/reclamación, según lo recogido en estas NGTS.
8.5.7 Revisiones y reclamaciones a las emisiones.
Se podrán enviar revisiones y/o reclamaciones para todos los horizontes temporales definidos en la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos.
Los transportistas, distribuidores, y GTS podrán efectuar una reclamación a las emisiones publicados en el SLATR en el caso de que detecten un error en ellas.
8.5.7.1 Proceso de revisión.
El proceso de revisión consiste en la modificación del dato de emisión previamente enviado por el responsable correspondiente.
El responsable de la revisión registrará en el SLATR la información detallada en el apartado 8.5.7.2. En función del punto de emisión revisado, el SLATR identificará a los operadores interconectados en dicho punto y les notificará automáticamente vía correo electrónico que se ha efectuado una revisión, detallando las causas y variaciones respecto a los datos previamente enviados.
Adicionalmente, el SLATR enviará copia de la notificación de la revisión al GTS.
La revisión de la emisión indicará al menos la siguiente información:
– Código de registro: codificación automática.
– Solicitante: codificación automática.
– Punto de conexión: según Modelo de Red vigente, aquellos asociados al solicitante.
– Tipo de revisión: emisión.
– Detalle de la revisión: diario provisional/diario final provisional/diario final definitivo.
– Día de gas: al que haga referencia la revisión. En el caso de diarios finales provisionales o definitivos, se podrá indicar un rango de fechas (máximo un mes natural).
– Destinatarios: en función del punto de emisión revisado, se identificará automáticamente a los operadores interconectados y se notificará al GTS.
– Información adicional: el responsable de la revisión podrá adjuntar aquella información complementaria que estime oportuna.
– Observaciones: el responsable de la revisión informará de aquellos aspectos relevantes que contribuyan a explicar la situación de la revisión.
8.5.7.2 Proceso de reclamaciones.
El proceso de reclamación consiste en el envío por parte del sujeto afectado de la no conformidad con el dato de emisión previamente enviado por el responsable correspondiente.
El responsable de la reclamación registrará en el SLATR la información detallada en el apartado 8.5.7.4. En función del punto de emisión reclamado, el SLATR identificará a los sujetos responsables del envío de las medidas de los puntos afectados y les notificará automáticamente, mediante correo electrónico, que se ha efectuado una reclamación en dicho punto, indicando los motivos que el reclamante ha señalado.
Adicionalmente, el SLATR enviará copia de la notificación de la reclamación al GTS.
La reclamación de la emisión indicará al menos, la siguiente información:
– Código de registro: codificación automática.
– Solicitante: codificación automática.
– Tipo de reclamación: emisión.
– Detalle de la reclamación: diario provisional/final provisional/final definitivo.
– Punto de conexión: según Modelo de Red vigente.
– Día de gas: día de gas al que hace referencia la reclamación. En el caso de diarios finales provisionales o definitivos, posibilidad de indicar un rango de fechas (máximo un mes natural).
– Responsable/puntos afectados.
– Reclamación por punto de conexión: reclamación indirecta según el tipo de punto de conexión (PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTT, PCLD, PCTD, PCDD, PCDG, PCDB, PCCC y Punto de suministro).
– Reclamación por responsable: se le asigna directamente la reclamación al sujeto responsable de enviar la medida en el sistema o al GTS.
– Motivo: Cada motivo de reclamación se codificará de forma unívoca en el SLATR:
● E.1: sin dato.
● E.2: dato erróneo.
● E.3: otros.
– Valor esperado: el solicitante que realiza la reclamación informará del valor que, según sus estimaciones, espera obtener.
– Información adicional: el solicitante podrá adjuntar aquella información complementaria que estime oportuna para la resolución de la reclamación.
– Observaciones: el solicitante informará de aquellos aspectos relevantes que permitan gestionar más eficazmente la reclamación.
8.5.8 Revisiones y reclamaciones a la medida.
Las revisiones y las reclamaciones sobre medidas, así como las notificaciones detalladas en este apartado se realizarán en los plazos establecidos en el capítulo 2.
Las reclamaciones recibidas 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 y para los siguientes horizontes de envío y revisión.
8.5.9 Reclamaciones a la calidad de gas.
Los usuarios podrán efectuar reclamaciones a los datos de calidad de gas de cada red de distribución y transporte y de cada día, publicados en el SLATR, en caso de discrepancias respecto a los valores esperados, siempre y cuando el motivo de la reclamación se haya ocasionado en el propio SLATR y no en otra plataforma adicional que posea su propio procedimiento de reclamaciones.
8.5.9.1 Proceso de reclamación.
El proceso de reclamación consiste en la solicitud de revisión de cualquiera de los parámetros asociados a la calidad de gas reflejada en el SLATR en alguna de las redes de distribución.
El solicitante de la reclamación registrará en el SLATR, al menos, la información detallada en el apartado 8.4.7.2. El SLATR identificará al GTS como responsable de la reclamación y le enviará automáticamente, por correo electrónico, la información remitida por el solicitante de la reclamación.
El GTS dará respuesta a ésta a través del SLATR, indicando si la reclamación supone una modificación del dato reclamado o no. Asimismo, el SLATR identificará automáticamente a los agentes a los que la reclamación pudiese afectar. 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 del alta de la reclamación, como cuando el GTS dé respuesta a ésta.
La reclamación de los datos de la calidad de gas en algún punto indicará, al menos, la siguiente información:
– Código de registro: codificación automática.
– Solicitante: codificación automática.
– Tipo de reclamación: calidad de gas.
– Punto de conexión: según Modelo de Red vigente.
– Día de gas: día de gas al que haga referencia la reclamación.
– Responsable: codificación automática.
– Motivo: los motivos de reclamación se codificarán del siguiente modo:
● C.1: dato no disponible.
● C.2: dato diferente al esperado.
● C.3: otros.
– Valor esperado: el solicitante que realiza la reclamación informará del valor esperado del dato reclamado.
– 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.
No existe un plazo de revisión/reclamación sobre los datos diarios de calidad de gas ya que no se dispone de información final provisional ni final definitiva que permita corregir los errores detectados con posterioridad a su envío.
Las reclamaciones recibidas se analizarán y, en caso de considerarse procedente, originarán la modificación de la información reclamada durante los periodos afectados.
8.6 Publicación de información.
Todos los agentes del sistema pondrán a disposición del sector (en el SLATR y en el Sistema Informático de los Distribuidores) y de los agentes externos (mediante publicación en sus portales de internet) la información requerida en la normativa vigente.
Además, el GTS publicará en su portal de internet una guía de buenas prácticas con objeto de recoger una serie de compromisos, orientados a garantizar unos estándares de transparencia, coherencia, fiabilidad, usabilidad y accesibilidad de la información, en relación con la publicación y la divulgación de ésta por parte del GTS a través de los distintos canales destinados para ello.
Capítulo 9 «Predicción de la Demanda»
9.1 Clasificación de la demanda de gas en periodo invernal.
En el período invernal, se utilizará la clasificación de la demanda aplicable a días laborables que permita identificar el nivel de demanda total diaria media del sistema (convencional + generación eléctrica).
En la predicción de la demanda invernal deberán especificarse los diferentes niveles de demanda diaria del invierno para los días laborables, así como el criterio de factor de utilización para las centrales térmicas de ciclo combinado (CTCC) y el nivel máximo de la demanda diaria total del mercado convencional prevista, ante una ola de frío extremo que permita definir la demanda punta invernal añadiendo el consumo del sector eléctrico.
9.2 Objeto de la predicción de la demanda.
La predicción de la demanda es una estimación del consumo de gas en el sistema gasista, referido a un período de tiempo que puede ser anual, mensual, semanal, diario e incluso horario. Los usuarios se basarán en su predicción de la demanda para la elaboración de programaciones, para la solicitud de una reserva de capacidad, así como en la confección de sus nominaciones. Los operadores utilizarán sus propias predicciones de demanda como instrumento para la realización del plan de operación y en general para la gestión de sus infraestructuras. Para poder analizar en todo momento el comportamiento del sistema, el GTS realizará su propia estimación de demanda y, en coordinación con todos los sujetos involucrados, realizará también el seguimiento de la demanda del sistema en su conjunto, con los alcances mencionados. Cada sujeto del sistema gasista será responsable de realizar su propia predicción de la demanda. El GTS podrá solicitar a los usuarios sus mejores predicciones de consumo con objeto de afinar sus predicciones, tratando la información de manera confidencial.
9.3 Sistemas de predicción de la demanda.
9.3.1 Predicción para horizonte estratégico a medio/largo plazo.
Se utilizarán instrumentos de predicción obtenidos por extrapolación de modelos a corto plazo y, teniendo en cuenta, cuando proceda, los factores siguientes:
– Índices de crecimiento demográfico por zonas de consumo.
– Previsiones de precios para el gas y otras formas alternativas de energía.
– Actualizaciones regulatorias y/o legislativas.
– Desarrollo de infraestructuras aprobadas.
– Parámetros políticos.
– Parámetros macroeconómicos.
9.3.2 Predicción para la operación a corto plazo.
9.3.2.1 Horizonte anual.
Se utilizarán herramientas de predicción basadas en modelos matemáticos de reconocido prestigio teniendo en cuenta históricos de años anteriores que sean significativos y considerando el año programado como climatológicamente normal. Esta predicción estará desagregada a nivel mensual y con desglose diario. En el caso de que se detecten desviaciones sobre las predicciones realizadas a lo largo del año, ésta se volverá a actualizar con la información más reciente.
9.3.2.2 Horizonte mensual, semanal y diario.
Los operadores deberán disponer de un sistema de predicción soportado en un modelo matemático de reconocido prestigio, que tenga en cuenta los datos históricos de consumo de los últimos años, las temperaturas, el número de clientes y el nivel de equipamiento de éstos.
Los consumos inmediatos se deben determinar, a partir de estos datos y de la predicción meteorológica facilitada por organismos competentes.
Se obtendrá como resultado:
– Demanda escenario base total.
– Demanda escenario base zonal para las distintas áreas geográficas.
Cuando sea necesario se efectuará un proceso automático cada día que actualizará la última predicción diaria y horaria basada en modelos matemáticos de reconocida solvencia.
El GTS podrá solicitar a las comercializadoras sus previsiones de consumo agregadas, para los 12 meses siguientes al mes en curso, el día 15 de cada mes. Para los meses de M1 a M3 se podrá remitir información de detalle por consumidor que pueda condicionar con su comportamiento la operación de la red, a criterio del GTS.
9.4 Datos históricos.
Los consumidores tendrán derecho a obtener de su suministrador sus datos históricos de consumo.
Los datos de consumo históricos son aquellos valores registrados, reales, obtenidos por medida diaria en puntos de suministro del Sistema gasista. Se utilizarán asimismo datos provenientes de estimación en puntos que no dispongan de telemedida.
Capítulo 10 «Criterios de definición del grado de utilización de las instalaciones».
10.1 Objeto.
El objeto de este capítulo es establecer los criterios para determinar el grado de utilización de las ERMs/EMs y los cargaderos de cisternas del sistema, así como el procedimiento para proponer actuaciones de adecuación técnica de estas instalaciones en casos de saturación o infrautilización.
Para saturar e infrautilización curva monótona anual.
10.2 Estaciones de regulación y/o medida (ERM/EM).
10.2.1 Variables a considerar.
Para el análisis de la utilización de las instalaciones de regulación y/o media del sistema las variables a considerar serán:
– Capacidad nominal de las ERM/EM según la definición incluida en el capítulo VIII de la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos.
– Flujo de gas vehiculado en las ERM/EMs para el período de tiempo definido en los criterios de análisis.
– Presiones de entrega en las ERM/EMs para el período de tiempo definido en los criterios de análisis.
10.2.2 Capacidad de ERM/EM.
El cálculo de la capacidad se debe realizar de acuerdo con el capítulo VIII de la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos.
10.2.3 Saturación de ERM/EM.
10.2.3.1 Período de evaluación:
Con carácter general, el período durante el cual se ha de evaluar el estado de saturación de las ERM/EM corresponderá con el período invernal, considerando como tal el comprendido entre el día 1 de noviembre del año anterior y el 31 de marzo del año en curso, ambos inclusive, equivalente a 3.624 horas de muestreo (3.648 horas en año bisiesto).
En aquellos casos en los que las condiciones de saturación se puedan presentar en otro periodo se tendrá que estudiar ese período como de aplicación a efectos de los cálculos.
10.2.3.2 Tramos de caudales horarios para determinar el grado de saturación.
Los caudales horarios se clasifican como:
– Caudal máximo horario (Qmáx): valor máximo de los caudales medios horarios que han existido en la ERM/EM durante el período de evaluación, expresado en porcentaje sobre la capacidad nominal y en Nm3/h.
– Caudal durante 80 horas (Q80 horas): valor mínimo de los caudales medios horarios registrados durante las 80 horas de mayor consumo del período de evaluación, expresado en porcentaje de la capacidad nominal y en Nm3/h. (Las 80 horas corresponden a horas laborables de días laborables de una semana: 16 horas laborables/día5 días/semana1 semana = 80 horas).
– Caudal durante 160 horas (Q160 horas): valor mínimo de los caudales medios horarios registrados durante las 160 horas de mayor consumo del período de evaluación, expresado en % de la capacidad nominal y en Nm3/h. (Las 160 horas corresponden a horas laborables de días laborables de dos semanas: 16 horas laborables/día5 días/semana2 semanas = 160 horas).
– Caudal medio (Qmedio): media de los caudales medios horarios que han existido en la ERM/EM durante el período de evaluación, expresado en porcentaje sobre la capacidad nominal y en Nm3/h.
10.2.3.3 Determinación del grado de saturación.
Se establecen los siguientes grados de saturación de ERM/EM:
– Grado 3 (G3-Alerta).
– Grado 2 (G2-Precaución).
– Grado 1 (G1-Vigilar).
Dichos grados de saturación de ERM/EM se definen de acuerdo con los caudales horarios calculados previamente, de modo que una ERM/EM se incluirá en alguno de los grados anteriores cuando se verifique que se cumplen las condiciones que se establecen en la siguiente tabla:
| Grado de saturación | máx | 80 horas | 160 horas |
|---|---|---|---|
| Grado de saturación | Condiciones | Condiciones | Condiciones |
| G3 Alerta. | √ | √ | √ |
| G3 Alerta. | √ | √ | |
| G2 Precaución. | √ | √ | |
| G2 Precaución. | √ | √ | |
| G1 Vigilar. | √ | ||
| G1 Vigilar. | √ |
10.2.3.4 Actuaciones en caso de saturación.
Las acciones posibles a valorar serán:
– Medidas operativas para resolver situaciones puntuales.
– En caso de redes malladas: Adopción de medidas en las redes de la ERM/EM por parte de los responsables de la explotación de dicha red en caso de ser posible.
– Estudiar la posible modificación de la operación aguas abajo, si es posible por la estructura de la red.
– Adopción de acuerdos provisionales entre los responsables de explotación de la red aguas abajo y aguas arriba del contador.
– Retarado de presión de líneas.
– Retimbrado de líneas.
– Retimbrado de líneas de gasoductos o de secciones de ellos por su titular.
– Sustitución de los contadores (según criterios definidos en capítulo 2).
– Ampliación/sustitución de los reguladores.
– Ampliación con una línea adicional.
– Instalación de una nueva ERM/EM.
– Cualquier otra actuación o adecuación que se considere viable y no esté recogida en el listado anterior.
La instalación de una nueva ERM/EM tendrá en cuenta alguna de las siguientes posibilidades:
– Sustituir la ERM/EM antigua por otra en el mismo emplazamiento.
– Construcción de una nueva ERM/EM en un emplazamiento contiguo al antiguo.
– Construcción de una nueva ERM/EM que pueda ser punto alternativo de suministro a la red conectada.
Se deberá comunicar al titular de la ERM/EM saturada las posibles acciones a realizar en el resto de los puntos que alimentan a esa red con el objeto de eliminar la saturación de la ERM/EM en cuestión, así como los acuerdos alcanzados con terceros. Estas acciones serán recogidas en el informe de saturación.
10.2.4 Infrautilización de ERM/EM.
10.2.4.1 Período de evaluación.
Con carácter general, de cara a evaluar el funcionamiento por debajo del rango de medida del contador, se considerará el periodo horario comprendido entre el 1 abril del año anterior y el 31 de marzo del año en curso, ambos inclusive.
10.2.4.2 Tramos de caudales horarios para determinar el grado de infrautilización.
Los caudales horarios se clasifican como:
– Caudal medio (Qmedio): media de los caudales medios horarios que han existido en la ERM/EM durante el período de evaluación, expresado en porcentaje sobre la capacidad nominal y en Nm3/h.
– Caudal máximo horario (Qmáx): valor máximo de los caudales medios horarios que han existido en la ERM/EM durante el período de evaluación, expresado en porcentaje sobre la capacidad nominal y en Nm3/h.
– Caudal 830 horas de menor funcionamiento anual (Q830): valor máximo de los caudales medios horarios registrados durante las 830 horas de menor consumo del período de evaluación, expresado en porcentaje sobre la capacidad nominal y en Nm3/h. (Las 830 horas corresponden al 20 % de las horas laborables contenidas en un año natural: 16 horas laborables/día5 días/semana52semanas/año*0,2 = 830 horas).
– Caudal 1660 horas de menor funcionamiento anual (Q1660): valor máximo de los caudales medios horarios registrados durante las 1660 horas de menor consumo del período de evaluación, expresado en porcentaje sobre la capacidad nominal y en Nm3/h. (Las 1660 horas corresponden 40 % de las horas laborables contenidas en un año natural: 16horaslaborables/día 5días/semana 52semanas/año*0,4= 1660 horas).
– Caudal mínimo contador: caudal a partir del cual el contador funciona dentro del error máximo permitido, expresado en porcentaje sobre la capacidad nominal y en Nm3/h. Para cada horizonte temporal y para cada ERM se tendrá en cuenta (1) el contador de menor capacidad operativo en la ERM. (2) el contador de menor capacidad de la instalación.
– Caudal transición: El caudal de transición es el valor del caudal que se sitúa entre el caudal mínimo y el máximo y estará definido para cada contador, de acuerdo con su ficha técnica, expresado en porcentaje sobre la capacidad nominal y en Nm3/h. Para cada horizonte temporal y para cada ERM se tendrá en cuenta (1) el contador de menor capacidad operativo en la ERM. (2) el contador de menor capacidad de la instalación.
– Caudal 0: no se tendrán en cuenta de cara al cálculo de la infrautilización los caudales con valor 0 o cuando no se disponga de medida. El Transportista o distribuidor tendrá la opción de realizar un análisis en detalle para diferenciar entre los caudales nulos y aquellos no detectados por el contador, incluyendo en este último caso estos valores en el cálculo de mínimos.
Para el análisis de infrautilización se excluirán del cálculo aquellas horas que estén por debajo del caudal de transición y que no formen parte de un periodo de al menos 72 horas consecutivas en esta situación. Además, en colaboración con el operador situado aguas abajo, se deberá realizar un análisis caso por caso para excluir del cálculo aquellas situaciones no representativas como las derivadas de paradas de mantenimiento/producción de consumidores situados aguas abajo, o cualquier otra situación extraordinaria que pudiera desvirtuar el análisis.
El transportista o distribuidor deberá tener en cuenta en el análisis horario aquellas ERM/EM en las que se tenga la incertidumbre de que los caudales puedan estar desvirtuados por encontrarse fuera de su rango de medidas, debiéndose analizar conjuntamente entre transportista y el transportista/distribuidor el perfil de consumo para determinar si se encuentra en mínimos la ERM/EM.
10.2.4.3 Determinación del grado de infrautilización.
Las ERM/EMs deberán trabajar en la medida de lo posible tanto por encima del caudal de transición (Qt) como por encima del caudal mínimo (Qmin).
Se establecen los siguientes grados de mínimos de ERM/EM:
– Grado 3 (G3-Alerta).
– Grado 2 (G2-Precaución).
– Grado 1 (G1-Vigilar).
Dichos grados de mínimos de ERM/EM se definen de acuerdo con los caudales horarios calculados previamente, de modo que una ERM/EM se incluirá en alguno de los grados anteriores cuando se verifique que se cumplen las condiciones que se establecen en la siguiente tabla:
| Grado de infrautilización | mín | 1660 transisicón | 830 min |
|---|---|---|---|
| Grado de infrautilización | Condiciones | Condiciones | Condiciones |
| G3 Alerta. | √ | ||
| G3 Alerta. | √ | √ | |
| G2 Precaución. | √ | ||
| G1 Vigilar. | √ |
10.2.4.4 Actuaciones en caso de infrautilización.
Aquellas ERM/EM cuyos consumos de gas natural no se adecuan al consumo de gas natural previsto en diseño, requerirán de actuaciones para adaptarlas a su nuevo rango de funcionamiento. Dichas actuaciones son necesarias para garantizar el correcto funcionamiento de las ERM/EM.
En los casos indicados en que se detecte que el contador está trabajando fuera del rango para el que estaba previsto, las acciones posibles a valorar serán:
– En caso de redes malladas: Adopción de medidas en las redes de la ERM/EM por parte de los responsables de la explotación de dicha red en caso de ser posible.
– Retarado de presión de líneas.
– Sustitución del contador por uno de rango adecuado, o en todo caso, por el de menor rango posible sin necesidad de obra mecánica, conforme a lo dispuesto en el capítulo 2.
– Adopción de acuerdos provisionales entre los responsables de explotación de la red aguas abajo y arriba del contador.
– Presurización puntual de la red situada aguas abajo.
– Realización de modificaciones en la ERM/EM en aquellos supuestos en que no sea técnicamente posible el resto de las opciones.
10.2.5 Informe de propuestas de adecuación de ERM/EM.
El transportista o distribuidor titular de ERM/EMs enviará anualmente al GTS un estudio sobre su grado de utilización según los criterios establecidos en este capítulo, indicando el grado de saturación o infrautilización, así como las propuestas de adecuación que puedan ser necesarias.
Antes del 1 de abril el titular de las ERM/EM enviará los formularios de información incluidos en el anexo a los titulares de las redes conectadas aguas abajo.
El transportista o distribuidor enviará al transportista o distribuidor titular de las ERM/EM a las cuales están conectadas sus redes, anualmente, antes del 1 de mayo, para los dos años siguientes, la siguiente información correspondiente a la red aguas abajo de la ERM/EM:
– Estimaciones de crecimiento o decrecimiento de su red.
– Predicción de variaciones significativas en el consumo de gas natural y/o número de puntos de suministro conectados a su red, incluyendo su justificación. Estas variaciones vendrán por conexión de nuevos clientes, por desconexión de clientes existentes, por incrementos o decrementos de consumo industrial existente o por conexión de plantas de producción de otros gases.
En aquellos casos en los que se observe un incremento/decrecimiento significativo en las previsiones de consumo en una red aguas abajo de la ERM/EM, el titular de las infraestructuras aguas abajo facilitará al operador aguas arriba las previsiones de Qmax para los dos próximos periodos de evaluación.
Con esta información, el titular aguas arriba calculará los caudales Q80, Q160, Q830 y el Q1660 y sus respectivas variaciones para los dos próximos periodos aplicando la variación prevista en los Qmax de los próximos periodos con respecto al último periodo real.
Asimismo, el titular de la ERM/EM solicitará la información adicional que justifique necesaria para estos cálculos al titular interconectado y éste le suministrará esta información adicional sobre sus redes.
En los casos en los que no se remitan previsiones al tratarse de crecimientos o decrecimientos vegetativos, el titular de la ERM/EM considerara una variación igual a 0.
El transportista, o distribuidor titular de una ERM/EM transmitirá el resultado de aquellas ERM/EM que presenten cualquier grado de saturación/infrautilización al transportista o distribuidor aguas abajo, requiriéndole una previsión de consumos para los siguientes 5 años de aquellas posiciones en las que se proponen soluciones a la saturación/infrautilización, que permita al transportista o distribuidor titular de una ERM/EM garantizar que la solución propuesta es adecuada para dicho periodo.
Posteriormente el transportista o distribuidor le enviará el informe de saturación/infrautilización antes del 1 de julio. El titular interconectado deberá responder por escrito a dicho informe antes del 1 de septiembre incluyendo todo lo que considere relevante para las ERM/EM saturadas/infrautilización.
Una vez recibida la respuesta por parte del titular interconectado, el transportista, o distribuidor titular de una ERM/EM que conecte con una red de transporte, elaborará un informe final. El GTS remitirá este informe a la Secretaría de Estado de Energía del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, y al titular interconectado antes del 30 de septiembre de cada año.
El informe de propuestas de adecuación de ERM/EM incluirá, al menos, los aspectos siguientes:
– Estado actual de utilización/mínimos de la ERM/EM incluyendo Qmáx, Q80 horas, Q160 horas, Q830 y Q1660.
– Información sobre la demanda actual, incluyendo la demanda media y la demanda punta horarias durante el período invernal precedente, y las previsiones de incremento para los dos próximos períodos invernales o en los periodos de máximo funcionamiento anual consumo asociado a su red de transporte, en las redes conectadas a las ERM/EM en que fuera necesario realizar adecuaciones.
– Información sobre la demanda actual, incluyendo la demanda media y la demanda punta horarias durante el periodo de análisis definido precedente, y las previsiones de incremento/decremento para los dos próximos ejercicios, en las redes conectadas a las ERM/EM en que fuera necesario realizar adecuaciones por contaje por debajo del rango de medida de los contadores.
– Estado previsto de saturación/infrautilización de ERM/EM en los dos años siguientes, incluyendo Qmáx, Qmedio Q80 horas y Q160 horas, Q7100 y Q7930 existente y la variación esperada de la demanda.
– Propuesta de acciones a realizar, con su valoración económica (modificaciones, ampliaciones, nuevas instalaciones) u otras soluciones que no incluyan nuevas inversiones, así como cualquier otra información que el transportista o distribuidor considere relevante, tales como los riesgos operativos e incidencias derivadas de la situación de saturación/mínimos).
– Relación de medidas ya realizadas en el pasado como medida para mejorar los estados de saturación o mínimos.
– Consideraciones adicionales enviadas por el titular interconectado en cada ERM/EM saturada/infrautilizada, si las hubiera, así como su justificación técnica en caso de no conformidad con la acción indicada por el transportista (o distribuidor titular de una ERM/EM que conecte con una red de transporte) para solventar la saturación en la ERM/EM.
El informe de propuestas de adecuación de ERM/EM se incluirán cumplimentadas las tablas 1.1, 1.2 y 1.3 recogidas en el anexo. Cuando fuera necesario, el GTS actualizará los formatos de dichas tablas, y se los remitirá a transportistas y distribuidores con la suficiente antelación para su cumplimentación.
Para el caso de aquellas ERM/EM que sean titularidad del transportista, y su funcionamiento no dependa de un titular interconectado ni del propio transportista de la red, sino de la operación del propio sistema gasista, será el GTS quien, definido el grado de saturación de la ERM, confirmara la necesidad de la acción propuesta y lo justificara debidamente en el documento.
El transportista o distribuidor aguas abajo de la ERM/EM podrá incluir un desglose de la demanda indicando cual corresponde al consumo generado por los puntos de consumo conectados a las redes de transporte y distribución aguas abajo y cuál es la demanda del gas de operación (motivada, por ejemplo, por presurizaciones/despresurizaciones de la red troncal).
Siempre se incluirán propuestas de acciones a realizar en las ERM/EM cuyo estado (previsto o actual) de utilización/mínimos en cualquier año fuera de Grado 3. Además, se incluirán propuestas para las ERM/EM que se encuentren en alguna de las situaciones de la siguiente tabla:
| Año | n-2 | n-1 | n | n+1 | n+2 |
|---|---|---|---|---|---|
| Situación 1. | G2 | G2 | G2 | OK/G1 | OK/G1 |
| Situación 2. | OK/G1 | G2 | G2 | G2 | OK/G1 |
| Situación 3. | OK/G1 | OK/G1 | G2 | G2 | G2 |
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