Re231008_NGTS_06_PD07y08

RESOLUCIÓN de 23 de octubre de 2008, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifica la Norma de Gestión Técnica del Sistema NGTS-06 y los protocolos de detalle PD-07 y PD-08.

El Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural, desarrolla las líneas básicas que deben contener las Normas de GestiónTécnica del Sistema de gas natural, y en su artículo 13, apartado 1, establece que el Gestor Técnico del Sistema, en colaboración con el resto de los sujetos implicados, elaborará una propuesta de Normas de Gestión Técnica del Sistema, que elevará al Ministro de Economía para su aprobación o modificación.

En cumplimiento de lo anterior, el Ministro de Industria, Turismo y Comercio dictó la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista. Dicha orden, en su disposición final primera, faculta a la Dirección General de Política Energética y Minas para adoptar las medidas necesarias para la aplicación y ejecución de la orden, en particular para aprobar y modificar los protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica y demás requisitos, reglas, documentos y procedimientos de operación establecidos para permitir el correcto funcionamiento del sistema.

La citada orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, en la Norma de Gestión Técnica NGTS-12, apartado 12.2, establece la creación de un grupo de trabajo para la actualización, revisión y modificación de las normas responsables de la presentación para su aprobación por la Dirección General de Política Energética, de propuestas de actualización, revisión y modificación de las normas y protocolos de gestión del sistema gasista.

De acuerdo con lo anterior y con la disposición adicional undécima, apartado tercero, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, en su redacción dada por la Ley 12/2007, de 2 de julio, que modifica la Ley de Hidrocarburos con el fin de adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/255/CE del Parlamento Europeo y del Consejo de 26 de junio de 2003 y con el artículo 13 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, las propuestas de modificación han sido sometidas a los preceptivos informes de la Comisión Nacional de Energía.

En su virtud, esta Dirección General resuelve:

Primero.- Se modifica la Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista NGTS-06 «Repartos», aprobada por la orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista, y posteriormente modificada por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, de 4 de julio de 2008, añadiendo un nuevo apartado 6.2.5 «Repartos en puntos de conexión de gasoductos de transporte de dos titulares diferentes (PCTT)», siendo el texto el siguiente:

6.2.5 Repartos en puntos de conexión de gasoductos de transporte de dos titulares diferentes (PCTT).- Se asignará a cada usuario como flujo de entrada a través del PCTT las cantidades que le hubieran sido asignadas en los puntos salida de esa red, más las mermas en vigor que fueran de aplicación, menos las cantidades que le hubieran sido asignadas en puntos de entrada de esa red de transporte.

El cálculo del reparto se realizará a partir de los datos de la red de transporte con menor número de salidas y en caso de igualdad, con aquella que tenga menor número de entradas.

La diferencia entre la cantidad físicamente medida en el PCTT y la suma de las cantidades asignadas a los usuarios se contabilizará en una cuenta de Balance Residual del Sistema (BRS). En balance físico de la red de transporte mencionada se llevará un registro de las cantidades que correspondan a diferencias entre las mermas reales y las mermas en vigor para la red de transporte.

Para elaborar el reparto, se utilizará la unidad de medida en el punto de conexión, propiedad del transportista que entrega el gas. En los casos que no esté disponible dicha unidad de medida o así se acuerde expresamente entre los transportistas interconectados, podrá utilizarse otra unidad de medida.

Si en el punto de conexión hubiera más de unidad de medida se agregarán las medidas (teniendo en cuenta los sentidos del flujo) para obtener un único dato físico a repartir.

En estos puntos de conexión existirá un procedimiento detallado sobre el intercambio de información entre transportistas, con objeto de que la información de medida esté disponible en los plazos establecidos. En particular este procedimiento establecerá la frecuencia de lectura y envío de datos.

Para realizar el reparto en los puntos de conexión de gasoductos de transporte de dos titulares diferentes (PCTT), se considerará para cada sujeto en la red de transporte y para cada red de transporte un punto único de conexión con la otra red de transporte y se supondrá que todo el gas se entrega al sujeto en ese punto.

6.2.5.1 Reparto diario "n+2".

El titular responsable de la unidad de medida enviará, en los plazos establecidos, al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema la cantidad a repartir, de acuerdo con los datos de telemedida o lectura en el punto de conexión. El reparto será elaborado por el transportista acordado entre las partes.

6.2.5.2 Revisiones al reparto diario "n+2".

Los sujetos afectados podrán solicitar en los plazos establecidos, revisiones del reparto diario "n+2" de cada día de gas. Si no se produjera objeción alguna en los plazos establecidos de los repartos diarios "n+2" emitidos en el punto de conexión, el reparto se entenderá aceptado por el sujeto.

En los plazos establecidos, el responsable del reparto dará respuesta a las peticiones de revisión del reparto diario "n+2" recibido, informando al Gestor Técnico del Sistema y si fuera necesario actualizando la información en el sistema SL-ATR.

6.2.5.3 Reparto definitivo.

El titular responsable de la unidad de medida enviará, en los plazos establecidos, al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema las cantidades medidas en el punto de conexión con desglose diario.»

Segundo.- Se modifica la Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista NGTS-06 «Repartos», en el apartado 6.4. «Plazos», introduciendo un nuevo epígrafe 6.4.3 y pasando el antiguo 6.4.3 a ser ahora el 6.4.4, siendo el texto resultante el que se indica a continuación:

«6.4.3 En punto de conexión de gasoductos de transporte de dos titulares diferentes (PCTT).

6.4.3.1 Plazos para reparto diario (n+2).

a) Antes de las 10:00 h del día siguiente al día de gas, el titular de la unidad de medida enviará la cantidad física a repartir en el punto de conexión al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema para elaborar el reparto diario "n+2".

b) Antes de las 14:00 h del segundo día posterior al día de gas se enviarán a los usuarios las cantidades repartidas.

c) Antes de las 20:00 h del tercer día desde la publicación de los repartos diarios "n+2", los usuarios podrán realizan peticiones de revisión de esos repartos.

d) Antes de las 20:00 h del segundo día posterior a la petición de revisión, se dará respuesta a las peticiones de revisión de repartos diarios "n+2".

6.4.3.2 Plazos para el reparto definitivo.

a) Antes del sexto día laborable del mes siguiente al de referencia, el titular de la unidad de medida enviará la cantidad física mensual a repartir en el punto de conexión con desglose diario al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema, reflejando, en su caso, las regularizaciones de medida.

b) Antes del decimoquinto día laborable del mes siguiente al que hace referencia se enviará la cantidad repartida.

6.4.4 Resto de puntos de conexión del sistema.

6.4.4.1 Plazos para el reparto diario "n+2".

a) Envío de cantidades provisionales a repartir en cada punto antes de las 10 horas del día siguiente al día de gas.

b) Realización del reparto "n+2" antes de las 12 horas del día siguiente al día de gas.

c) Antes de las 20:00 h del tercer día desde la publicación de los repartos diarios "n+2", los usuarios podrán realizan las peticiones de revisión de esos repartos.

d) Antes de las 20:00 h del segundo día posterior a la petición de revisión, se dará respuesta a las peticiones de revisión de repartos diarios "n+2".

6.4.4.2 Plazos para el reparto definitivo.

a) Envío de las cantidades definitivas a repartir con desglose diario antes del tercer día laborable del mes siguiente a que hace referencia.

b) Envío de repartos definitivos antes del decimoquinto día laborable al mes siguiente al que hace referencia.»

Tercero.- Se reemplaza el Protocolo de Detalle PD-07 «Programaciones y nominaciones en infraestructuras de transporte» de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista publicado en la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, de 20 de abril de 2007, por la que se modifican determinadas normas de gestión técnica del sistema gasista y se establecen varios protocolos de detalle, por el documento «Protocolo de Detalle PD-07. Programaciones y nominaciones en infraestructuras de transporte», con fecha de 23 de octubre de 2008, publicado en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio http://www.mityc.es/Gas/Seccion/NGTS.

Cuarto.- Se reemplaza el Protocolo de Detalle PD-08 «Programaciones y nominaciones de consumos en redes de distribución» de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista publicado en la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, de 20 de abril de 2007, por la que se modifican determinadas normas de gestión técnica del sistema gasista y se establecen varios protocolos de detalle, por el documento «Protocolo de Detalle PD-08. Programaciones y nominaciones de consumos en redes de distribución», con fecha de 23 de octubre de 2008, publicado en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio http://www.mityc.es/Gas/Seccion/NGTS.

Quinto.- La presente resolución entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

Madrid, 23 de octubre de 2008.-El Director General de Política Energética y Minas, Jorge Sanz Oliva.

 

NORMA DE GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA

NGTS-06

 

REPARTOS

 

Aprobada por la orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las normas de gestión técnica del sistema gasista.

(BOE 15/10/2005).

Modificada por la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 4 de julio de 2008.

(BOE 15/07/2008).

Modificada por la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de

23 de octubre de 2008 (BOE 10/11/2008).

 

NORMA DE GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA NGTS-06

REPARTOS

(Modifica NGTS-6 Resolución 4-julio-2008)

6.1. CONDICIONES GENERALES

6.1.1 Definición

El reparto es el proceso de asignación del gas transportado, regasificado, distribuido o almacenado entre los distintos sujetos del sistema gasista involucrados.

Este proceso será realizado por el responsable del reparto mediante los procedimientos de reparto correspondientes, bajo los principios de objetividad, transparencia y no discriminación, en coordinación con el Gestor Técnico del Sistema.

Los repartos se realizarán con detalle diario en función de las mediciones y/o de las estimaciones y/o de las nominaciones.

6.1.2 Puntos de reparto del sistema gasista

· Puntos de conexión de las redes de transporte con las redes de distribución. (PCTD)

· Puntos de entrada al sistema de transporte:

o Puntos de conexión con gasoductos internacionales. (PCI)

o Puntos de conexión de gasoductos de transporte con almacenamientos. (PCA)

o Puntos de conexión de gasoductos de transporte con yacimientos. (PCY)

o Puntos de conexión de gasoductos de transporte con planta de regasificación de GNL. (PCPR)

· Puntos de carga de cisternas en plantas de regasificación (PSAT)

· Puntos de conexión entre gasoductos de transporte de dos titulares diferentes. (PCTT)

· Puntos de conexión entre gasoductos de distribución de dos titulares diferentes (PCDD).

· Puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales. (PCLD), incluyendo los puntos de consumo de gas de operación.

· Puntos de descarga/carga de buques (PCDB).

6.1.3 Responsables del reparto

El titular de la red de distribución será el responsable de hacer los repartos en los puntos de conexión de redes de transporte con redes de distribución.

En los puntos de conexión entre gasoductos de transporte de diferentes transportistas y en gasoductos internacionales, el responsable del reparto se acordará entre los transportistas interconectados.

En los puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales, el responsable del reparto será el transportista.

En los puntos de conexión de los gasoductos de transporte con los almacenamientos subterráneos básicos el responsable del reparto será el Gestor Técnico del Sistema.

En el resto de los puntos indicados en el apartado 6.1.2, el responsable será el titular de la unidad de medida.

En el plazo de un mes desde la entrada en vigor de la presente norma, el Gestor Técnico del Sistema publicará en su página web un listado de todos los puntos de conexión del sistema donde debe realizarse un reparto, indicando el agente responsable de dicho reparto en cada punto de conexión al cual debe dirigirse el usuario en caso de discrepancias respecto al mismo.

6.1.4 Publicación de los procedimientos de reparto

Todos los procedimientos de reparto de transportistas y distribuidores serán públicos y contrastables por los distintos sujetos del sistema.

Los distribuidores y transportistas deberán publicar los procedimientos de reparto y perfiles de consumos en su página web.

Cualquier modificación a los procedimientos de reparto será comunicada a los usuarios afectados con un mes de antelación.

La Comisión Nacional de Energía resolverá las discrepancias que se pudieran presentar en relación con los procedimientos de reparto y su aplicación.

6.2 PROCEDIMIENTOS DE REPARTO

El reparto se enviará por el responsable del reparto al Gestor Técnico del Sistema, y en su caso, al otro titular interconectado aguas arriba, con el detalle y en los plazos establecidos en el apartado 6.4. Todos los envíos de información se realizarán a través de la conexión SL-ATR / SCTD.

Se podrá consultar la información del reparto a través de los sistemas SL-ATR ó SCTD, según corresponda de acuerdo con el nivel de detalle establecido en los protocolos de detalle correspondientes. En caso de discrepancias, los sujetos afectados podrán solicitar información adicional a los responsables del reparto.

El reparto se considerará:

a) Cerrado: una vez finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones y repartido el total de la cantidad a repartir.

b) Abierto: en cualquier otro caso.

Para elaborar el reparto, el titular responsable de la medida enviará en los plazos establecidos al responsable de elaborar el reparto y al Gestor Técnico del Sistema la cantidad a repartir, de acuerdo con los datos de la telemedida de los puntos de entrega entre redes. El responsable del reparto asignará el total de dicha cantidad a los agentes implicados.

6.2.1 Repartos en puntos de entrada a la red de transporte

Los repartos en puntos de entrada a la red de transporte se realizarán conforme a lo establecido en el Protocolo de Detalle PD-11.

6.2.2 Repartos en puntos de conexión de la red de transporte con la red de distribución (PCTD)

Los repartos en puntos de entrada a la red de transporte se realizarán conforme a lo establecido en el Protocolo de Detalle PD-02.

En el caso de una red de distribución alimentada mediante varios PCTDs, y a los efectos de reparto, se considerará que todos ellos constituyen un único punto de conexión.

6.2.2.1 Reparto diario “n+2” en PCTD

El reparto diario “n+2” se realizará sobre la base de la información de la telemedida de los puntos de entrega transporte - distribución, telemedida de clientes y, en caso de no estar disponible o no existir la telemedida, sobre estimaciones del distribuidor basadas en: la telemedida de puntos de entrega entre redes, las nominaciones, las variables climatológicas reales del día de consumo y los consumos históricos, perfiles de consumo y otras variables.

El responsable del reparto, asignará el total de dicha cantidad medida en el PCTD a todos los usuarios implicados.

6.2.2.2 Revisiones al reparto diario “n+2” en PCTD

Los usuarios afectados podrán solicitar revisiones al reparto “n+2” de cada día de gas.

Si no se produjera objeción alguna en los plazos establecidos en el apartado 6.4, tales repartos se entenderán aceptados por el usuario.

En caso de objeción a los mismos, la solicitud de revisión se enviará al responsable del reparto, con copia al Gestor Técnico del Sistema, y contendrá el concepto del reparto que el usuario solicita revisar y el motivo por el que se solicita.

En los plazos establecidos, el distribuidor dará respuesta a las peticiones de revisión del reparto diario “n+2”, informando al Gestor Técnico del Sistema.

6.2.2.3 Reparto definitivo en PCTD

El reparto definitivo con desglose diario para cada usuario, coincidirá con la suma de las mediciones y de las estimaciones, realizadas por los distribuidores en los puntos de suministro, incrementadas en las mermas de distribución en vigor y en diferencias de medición.

La suma de los repartos definitivos asignados a los usuarios en cada uno de los PCTD coincidirá en todo momento con la emisión de entrada en dicho PCTD. No obstante, de la cantidad a repartir entre los usuarios se descontarán las cantidades medidas en los puntos de conexión de otras redes de distribución conectadas en cascada.

En el caso de distribuidores conectados a redes de otros distribuidores, coincidirá con la medición en el punto de entrega al distribuidor aguas abajo.

A efectos del reparto definitivo, los clientes se clasifican en:

· Clientes tipo 1: son los puntos de suministro con telemedida o con fecha de lectura a final de mes, de los cuales se dispondrá el dato definitivo el mes “m+1”.

· Clientes tipo 2: son los puntos de suministro con lectura en lotes de lectura intermensuales o bimestrales en los que se estima su consumo en meses naturales en base a unos perfiles de consumo.

6.2.2.4 Diferencias de medición en PCTD

Se define la cuenta de “Diferencias de Medición” como:

DM = E – F_tipo1 – F_{tipo 2} – M_{tipo 1} – M_{tipo 2} – D

Siendo:

E: emisión de entrada a la red de distribución (medidas en los PCTD)

F_{tipo 1}: mediciones y estimaciones de consumo realizadas por el distribuidor de clientes tipo 1.

F_{tipo 2}: mediciones y estimaciones de consumo realizadas por el distribuidor de clientes tipo 2.

M_{tipo 1}: mermas de distribución en vigor correspondientes a clientes tipo 1.

M_{tipo 2}: mermas de distribución en vigor correspondientes a clientes tipo 2.

D: medidas en los puntos de conexión distribución-distribución (PCDD).

Dichas diferencias de medición, a partir del 1 de julio de 2008, serán asumidas temporalmente por cada uno de los comercializadores que tengan clientes tipo 2 en función de la asignación del consumo mensual de dichos clientes en los repartos diarios “n+2”. En el caso de que no existan clientes tipo 2 en la red, dichas diferencias se imputarán de forma análoga, según los clientes tipo 1.

Mensualmente, la distribuidora elaborará un informe con las mediciones y estimaciones de consumo, las mermas reconocidas de distribución y las diferencias de medición mensual y acumulada por comercializador en cada PCTD, y comunicará el resultado a cada usuario con el detalle indicado en el PD-02.

Antes del 1 de septiembre de cada año, las distribuidoras realizarán un informe de cierre de la cuenta de diferencias de medición (DM) del periodo comprendido entre el 1 de junio del año anterior y el 31 de mayo del año en curso. De forma excepcional, el primer periodo comprenderá desde el 1 de julio de 2008 hasta el 31 de mayo de 2009.

En este informe se indicará, con detalle mensual para cada una de las redes de distribución y para cada usuario:

· la emisión en los PCTD que alimenten a la red de distribución neta de salidas a otras redes conectadas en cascada

· la asignación de las diferencias de medición realizada (DM)

· las mermas en vigor retenidas

· las mediciones y estimaciones de consumo efectuadas, indicando la fracción del consumo y el número de suministros para los que se dispone de lectura de contador, declaraciones del consumo por parte del cliente y estimaciones. Asimismo, se indicará la metodología seguida para la realización de las estimaciones.

Dicho informe se enviará a la Comisión Nacional de Energía y al Gestor Técnico del Sistema. Asimismo, se enviará a cada uno de los usuarios la información relativa a sus suministros.

Las Comisión Nacional de Energía, oídos a los interesados, publicará en un plazo de tres meses a partir de la recepción del informe las liquidaciones que se deberán realizar entre los usuarios y los distribuidores para compensar el saldo anual de la cuenta de diferencias de medición. Para ello, se valorará el saldo mensual de esta cuenta al precio aplicable cada mes al suministro de gas de operación y gas talón del sistema de transporte.

El Gestor Técnico del Sistema, en la elaboración de la propuesta anual de coeficientes de mermas en las instalaciones que haya de realizar en cumplimiento de las Normas de Gestión Técnica del Sistema, incluirá el informe de cierre anual de la cuenta de diferencias de medición en las redes de distribución.

6.2.3 Repartos en los puntos de carga de cisterna en plantas de regasificación (PSAT)

6.2.3.1 Reparto diario “n+2”

El reparto diario “n+2” relativo a la carga de cisternas en plantas de Regasificación será realizado por el titular de la planta de regasificación que ha expedido la cisterna de GNL, sobre la base de los datos aportados por el distribuidor o estimaciones propias.

6.2.3.2 Revisiones al reparto diario “n+2”

Se seguirá el mismo procedimiento que para el reparto en PCTD.

6.2.3.3 Reparto definitivo

Se seguirá el mismo procedimiento que para el reparto en PCTD.

Para determinar los posibles ajustes de existencias en las plantas satélites de GNL, el distribuidor proporcionará al Gestor Técnico del Sistema el reparto en cada planta satélite en base a la facturación en los puntos de suministro suministrados desde las mismas, de forma análoga a lo realizado en los PCTD.

Los posibles ajustes de existencias en la planta satélite de GNL serán considerados en los repartos diarios “n+2” de las cargas posteriores de cisternas.

6.2.4 Repartos en puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales (PCLD)

Para realizar el reparto en los puntos de conexión con líneas directas (PCLD), se utilizará la Unidad de Medida (UM) del punto de conexión propiedad del transportista que entrega el gas. En los casos que no está disponible dicha UM, podrá utilizarse la UM propiedad del consumidor.

En estos puntos existirá un procedimiento detallado sobre el intercambio de información entre transportista y consumidor, con objeto de que la información de medida esté disponible en los plazos y con la calidad establecida. En particular, dicho procedimiento establecerá la frecuencia de lectura y envío de datos y asegurará la compatibilidad de los equipos de la UM, con el sistema de telemedida del transportista.

Los repartos serán elaborados por el transportista, que asignará el total de la cantidad a repartir.

En el caso de existir consumidores conectados mediante línea directa que sean suministrados por varios comercializadores, el transportista deberá informar con la antelación suficiente al Gestor Técnico del Sistema del criterio de reparto a utilizar.

6.2.4.1 Reparto diario “n+2”

Para elaborar el reparto diario “n+2”, el titular responsable de la medida en el punto de conexión enviará en los plazos establecidos al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema la cantidad a repartir de acuerdo con los datos de telemedida o lectura en el punto de conexión.

6.2.4.2 Revisiones al reparto diario “n+2”

Se seguirá el mismo procedimiento que para el reparto en PCTD.

6.2.4.3 Reparto definitivo

El reparto definitivo, con desglose diario, será elaborado por el transportista.

6.2.5 Repartos en puntos de conexión de gasoductos de transporte de dos titulares diferentes (PCTT)

Se asignará a cada usuario como flujo de entrada a través del PCTT las cantidades que le hubieran sido asignadas en los puntos salida de esa red, más las mermas en vigor que fueran de aplicación, menos las cantidades que le hubieran sido asignadas en puntos de entrada de esa red de transporte.

El cálculo del reparto se realizará a partir de los datos de la red de transporte con menor número de salidas y en caso de igualdad, con aquella que tenga menor número de entradas.

La diferencia entre la cantidad físicamente medida en el PCTT y la suma de las cantidades asignadas a los usuarios se contabilizará en una cuenta de Balance Residual del Sistema (BRS). En balance físico de la red de transporte mencionada se llevará un registro de las cantidades que correspondan a diferencias entre las mermas reales y las mermas en vigor para la red de transporte.

Para elaborar el reparto, se utilizará la unidad de medida en el punto de conexión, propiedad del transportista que entrega el gas. En los casos que no esté disponible dicha unidad de medida o así se acuerde expresamente entre los transportistas interconectados, podrá utilizarse otra unidad de medida.

Si en el punto de conexión hubiera más de unidad de medida se agregarán las medidas (teniendo en cuenta los sentidos del flujo) para obtener un único dato físico a repartir.

En estos puntos de conexión existirá un procedimiento detallado sobre el intercambio de información entre transportistas, con objeto de que la información de medida esté disponible en los plazos establecidos. En particular este procedimiento establecerá la frecuencia de lectura y envío de datos.

Para realizar el reparto en los puntos de conexión de gasoductos de transporte de dos titulares diferentes (PCTT), se considerará para cada sujeto en la red de transporte y para cada red de transporte un punto único de conexión con la otra red de transporte y se supondrá que todo el gas se entrega al sujeto en ese punto.

6.2.5.1 Reparto diario “n+2”

El titular responsable de la unidad de medida enviará, en los plazos establecidos, al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema la cantidad a repartir, de acuerdo con los datos de telemedida o lectura en el punto de conexión. El reparto será elaborado por el transportista acordado entre las partes.

6.2.5.2 Revisiones al reparto diario “n+2”

Los sujetos afectados podrán solicitar en los plazos establecidos, revisiones del reparto diario “n+2” de cada día de gas. Si no se produjera objeción alguna en los plazos establecidos de los repartos diarios “n+2” emitidos en el punto de conexión, el reparto se entenderá aceptado por el sujeto.

En los plazos establecidos, el responsable del reparto dará respuesta a las peticiones de revisión del reparto diario “n+2” recibido, informando al Gestor Técnico del Sistema y si fuera necesario actualizando la información en el sistema SL-ATR.

6.2.5.3 Reparto definitivo

El titular responsable de la unidad de medida enviará, en los plazos establecidos, al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema las cantidades medidas en el punto de conexión con desglose diario.

6.3 REGULARIZACIONES A LOS REPARTOS DEFINITIVOS

Los repartos definitivos de cada mes incluirán las regularizaciones sobre los repartos definitivos de los dos meses anteriores, con indicación del mes de consumo a que hacen referencia y con el detalle establecido en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.

Las regularizaciones correspondientes a períodos de reparto definitivo cerrados se imputarán al último reparto definitivo no cerrado.

6.4 PLAZOS

6.4.1 Puntos de conexión transporte distribución PCTD

6.4.1.1 Plazos para el reparto diario "n+2"

a) Envío de cantidades diarias a repartir en cada PCTD antes de las 8 horas del día siguiente al día de gas.

b) Envío de las cantidades emitidas en los PCDD antes de las 14 horas del día siguiente al día de gas.

c) Envío del reparto diario "n+2" del día "n" antes de las 14 horas del segundo día posterior al día de consumo.

d) Peticiones de revisión de los repartos diarios "n+2" por parte de los usuarios antes de las 20 horas del tercer día desde su publicación.

e) Respuesta a las peticiones de revisión de repartos diarios antes de las 20 horas del segundo día posterior a la petición de revisión

6.4.1.2 Plazos para repartos definitivos

a) Envío de cantidades a repartir (incluye medición del mes, con desglose diario, y posibles regularizaciones a la medida de meses anteriores) en cada PCTD antes del sexto día laborable del mes siguiente al que hace referencia.

b) Envío de repartos definitivos antes del decimoquinto día laborable al mes siguiente al que hace referencia.

6.4.2 En puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales (PCLD)

6.4.2.1 Plazos para el reparto diario “n+2”

Envío de cantidades diarias de cada PCLD para elaborar el reparto diario “n+2” antes de las 8 horas del día siguiente al día de gas.

6.4.2.2 Plazos para el reparto definitivo

Envío de cantidades mensuales, con desglose diario, de cada PCLD para elaborar el reparto definitivo que incluye posibles regularizaciones a la medida de meses anteriores, antes del sexto día laborable del mes siguiente al que hace referencia.

6.4.3 En punto de conexión de gasoductos de transporte de dos titulares diferentes (PCTT)

6.4.3.1 Plazos para reparto diario (n+2)

a) Antes de las 10:00 h del día siguiente al día de gas, el titular de la unidad de medida enviará la cantidad física a repartir en el punto de conexión al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema para elaborar el reparto diario “n+2”.

b) Antes de las 14:00 h del segundo día posterior al día de gas se enviarán a los usuarios las cantidades repartidas.

c) Antes de las 20:00 h del tercer día desde la publicación de los repartos diarios "n+2", los usuarios podrán realizan peticiones de revisión de esos repartos.

d) Antes de las 20:00 h del segundo día posterior a la petición de revisión, se dará respuesta a las peticiones de revisión de repartos diarios “n+2”.

6.4.3.2 Plazos para el reparto definitivo

a) Antes del sexto día laborable del mes siguiente al de referencia, el titular de la unidad de medida enviará la cantidad física mensual a repartir en el punto de conexión con

desglose diario al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema, reflejando, en su caso, las regularizaciones de medida.

b) Antes del decimoquinto día laborable del mes siguiente al que hace referencia se enviará la cantidad repartida

6.4.4 Resto de puntos de conexión del sistema

6.4.4.1 Plazos para el reparto diario “n+2”

a) Envío de cantidades provisionales a repartir en cada punto antes de las 10 horas del día siguiente al día de gas.

a) Realización del reparto “n+2” antes de las 12 horas del día siguiente al día de gas.

b) Antes de las 20:00 h del tercer día desde la publicación de los repartos diarios "n+2", los usuarios podrán realizan las peticiones de revisión de esos repartos.

c) Antes de las 20:00 h del segundo día posterior a la petición de revisión, se dará respuesta a las peticiones de revisión de repartos diarios “n+2”.

6.4.4.2 Plazos para el reparto definitivo

a) a) Envío de las cantidades definitivas a repartir con desglose diario antes del tercer día laborable del mes siguiente a que hace referencia.

b) Envío de repartos definitivos antes del decimoquinto día laborable al mes siguiente al que hace referencia.

 

PROTOCOLO DE DETALLE PD-07 DE LAS NORMAS DE GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA GASISTA

PROGRAMACIONES Y NOMINACIONES EN INFRAESTRUCTURAS DE TRANSPORTE

Versión 23 de octubre de 2008

 

Aprobado por resolución de 20 de abril de 2007, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican determinadas normas de Gestión técnica del sistema gasista y se establecen varios protocolos de detalle (BOE 14/05/2007).

Modificado por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 23 de octubre de 2008 (BOE /10/2008)

PROTOCOLO DE DETALLE PD-07

(Modifica PD-07 Resolución 20 abril 2007)

PROGRAMACIONES Y NOMINACIONES EN INFRAESTRUCTURAS DE TRANSPORTE

1 Objeto

El presente protocolo de detalle desarrolla las necesidades de programación que los titulares de instalaciones de transporte, regasificación y almacenamiento del sistema gasista requieren para la correcta planificación y operación del sistema, contempladas en los capítulos 3 y 4 de las Normas de Gestión Técnica del Sistema.

A los efectos de este protocolo, a los titulares de instalaciones se les referirá como operadores.

2 Ámbito de aplicación

Este protocolo es de aplicación para todos los usuarios del sistema que utilicen instalaciones de transporte, almacenamiento y regasificación.

Asimismo, se aplicará a todos los operadores del sistema para aquellos puntos de conexión entre infraestructuras de transporte.

3 Sujetos implicados

Todos los sujetos que utilicen las instalaciones del sistema gasista están obligados a realizar programaciones. El Gestor Técnico del Sistema dispondrá de todas las programaciones enviadas y deberá analizar la viabilidad técnica de las mismas desde el punto de vista global del sistema.

El Gestor Técnico del Sistema propondrá y pondrá a disposición de los operadores, como ayuda y soporte para la respuesta de viabilidad a las programaciones de entrada al sistema, un escenario inicial que asegure el correcto funcionamiento del mismo sin perjudicar los derechos y obligaciones de cada operador con sus usuarios.

Los sujetos que intervienen en las programaciones dependerán de la infraestructura sobre la que estén programando y que se especifica a continuación.

3.1 Programaciones a plantas de regasificación

Las plantas de regasificación recibirán la información necesaria para realizar las programaciones de los siguientes sujetos:

· Usuarios de las plantas de regasificación, comercializadores, consumidores directos en mercado y transportistas encargados de suministrar al mercado a tarifa, que enviarán sus programaciones a los titulares de las plantas de regasificación y el Gestor Técnico del Sistema deberá disponer de dichas programaciones para realizar sus labores de coordinación.

· Los distribuidores, que remitirán las programaciones de cargas de cisternas necesarias para consumo en sus redes de distribución conectadas a plantas satélites.

· Los operadores de la red de transporte a los que esté conectada la planta, que contrastarán la información recibida de sus usuarios relativa a las cantidades a transportar desde la planta.

Los titulares de las plantas de regasificación, una vez analizada la información, procederán a realizar sus comentarios sobre la viabilidad de la misma. Dicha respuesta de viabilidad estará a disposición del Gestor Técnico del Sistema, para que éste pueda proceder al análisis conjunto del sistema y realizar los ajustes necesarios para acordar un programa viable definitivo.

3.2 Programaciones a almacenamientos subterráneos

Las programaciones, nominaciones y balances relativos a los almacenamientos subterráneos se harán sobre la base de un almacenamiento único, independientemente de la instalación física en la que se ubique el gas almacenado.

De acuerdo con lo anterior, será el Gestor Técnico del Sistema quien actúe como coordinador de los diferentes operadores de almacenamiento subterráneo para acordar los programas anuales individuales para cada instalación, garantizando la utilización de cada almacenamiento subterráneo en base a criterios de seguridad y optimización económica del sistema y cubriendo las necesidades globales de almacenamiento solicitadas por los Usuarios.

Los usuarios del sistema enviarán sus programaciones al operador del almacenamiento y el Gestor Técnico del Sistema deberá disponer de dichas programaciones para realizar sus labores de coordinación.

El operador del almacenamiento subterráneo físico, una vez analizada la programación propuesta por el Gestor Técnico del Sistema, procederán a trasladarle sus comentarios sobre la misma.

En base a los comentarios recibidos, el Gestor Técnico del Sistema establecerá y comunicará la programación viable definitiva a cada uno de los operadores de almacenamiento subterráneo, quienes la notificarán a los operadores de transporte a los que estén conectados y a los usuarios.

3.3 Programaciones a redes de transporte

Los titulares de las redes de transporte recibirán programaciones de los sujetos que estén conectados a sus redes:

1. Usuarios, para su consumo por líneas directas.

2. Usuarios, para programar las cantidades a transportar desde o hacia otras infraestructuras de transporte (plantas de regasificación, almacenamiento subterráneo, conexiones internacionales y yacimientos).

3. Operadores de plantas de regasificación.

4. Otros operadores de redes de transporte (incluidos operadores de C.I. y yacimientos)

5. Operadores de redes de distribución, en lo referente a las programaciones de demanda.

Una vez analizada la información, procederán a realizar sus comentarios sobre la viabilidad de la misma y remitirán su respuesta a los usuarios y operadores implicados y al Gestor Técnico del Sistema, para que éste pueda proceder al análisis conjunto del sistema.

4 Procedimiento de comunicación

Todo intercambio de información escrita y/o notificación realizada bajo los términos expuestos en el presente Protocolo deberá llevarse a cabo empleando documentos preestablecidos y medios de telecomunicación fiables que los operadores deberán poner a disposición de los usuarios del sistema.

Inicialmente, y siempre que sea técnicamente posible, se utilizarán el SL-ATR (para programaciones de transporte y mercado eléctrico) y el SCTD (para programaciones de demanda convencional en redes de distribución) como medios preferentes para el intercambio de toda información relativa a programaciones y respuesta de viabilidades.

En caso de emergencia, cuando sea necesario transmitir información o se solicite la transmisión de una información por vía telefónica, se deberá confirmar dicha información tan pronto sea posible y por escrito.

Todos los documentos, notificaciones e informaciones intercambiadas se enviarán y recibirán en las fechas y horarios establecidos para los programas de referencia.

5 Programaciones. Parámetros comunes

Los parámetros comunes a indicar en todo intercambio de información relativo a programaciones y nominaciones son los siguientes:

· Fecha de emisión

· Identificación del sujeto que realiza la programación o nominación

· Identificación del sujeto a la que va dirigida

· Tipo de programación (periodicidad).

· Instalación a la que aplica

· Cantidad de gas programado, con el detalle requerido en cada programación.

Las programaciones se realizarán en unidades energéticas, utilizando el GWh en las programaciones anuales y mensuales, y el kWh en las programaciones semanales, nominaciones y renominaciones.

6 Programaciones anuales

6.1 Programación anual a plantas de regasificación

6.1.1 Contenido de las programaciones

Detalle mensual para los 12 meses del año siguiente, de enero a diciembre, para los siguientes conceptos:

1. Descarga de buques:

· Cantidad mensual (GWh/mes).

· Origen del gas.

· Número y tamaño de buques a utilizar (de acuerdo con la clasificación de la NGTS-01).

· Fecha estimada de descarga de los buques, especificando los dedicados de forma continua al tráfico de larga distancia y con un mismo origen.

· Se indicarán los buques compartidos y el sujeto con el que se comparte (en su defecto se indicará que cantidad del buque compartido se destina para el propio usuario).

2. Regasificación:

· Cantidad mensual a regasificar (GWh/mes).

· Usuario destino de la cantidad a regasificar. Se indicará si se regasifica para si mismo o con destino a otro usuario. (si no se indica usuario distinto, se considerará que la regasificación la realiza el propio usuario para si mismo).

3. Carga de cisternas.

· Cantidad de cisternas a cargar (GWh/mes y número de cisternas), para los 12 meses del año siguiente, de enero a diciembre, detallado por cada una de las plantas satélite a las que se suministra.

4. Consumo por Líneas Directas conectadas a la planta de regasificación. Identificando la línea directa para la que programa.

5. Intercambios de GNL en tanque, indicando cantidad y sujeto contraparte (opcional).

El operador de la planta y el Gestor Técnico del Sistema podrán solicitar a los usuarios la información adicional necesaria para cumplimentar los requisitos indicados en el “Protocolo de Detalle de Asignación y Reasignación de Ventanas de descarga de buques”.

6.1.2 Calendarios (fechas límite).

1. Información primer trimestre del año

Envío: Hasta el 1 de junio.

Viabilidad (operador planta): Hasta el 1 de julio.

Viabilidad Gestor Técnico del Sistema: Hasta el 20 de julio.

2. Programación anual

2.1 Anticipo de programación (provisional):

Envío: Hasta el 31 de julio.

2.2 Programación definitiva:

· Envío de comercializadores y clientes directos en mercado (programaciones de usuarios).

Hasta el 15 de septiembre.

· Envío de otros operadores (programación de cisternas de operadores de redes de distribución y entradas a la red de transporte del operador a la que está conectada la planta).

Hasta el 1 de octubre.

· Envío del Gestor Técnico del Sistema, a todos los operadores de infraestructuras de entrada, del escenario de funcionamiento global del sistema (flujos físicos de entrada) inicialmente a considerar como punto de partida para análisis de viabilidad.

Hasta el 15 de octubre.

· Casación de carga de cisternas con distribuidores.

Hasta el 15 de octubre.

· Casación de regasificación de planta con el operador de red transporte.

Hasta el 30 de octubre.

· Comunicación y respuesta de viabilidad del operador de planta a usuarios.

Hasta el 15 de noviembre.

· Comunicación del programa definitivo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema al operador de planta y usuarios.

Hasta el 22 de noviembre.

6.2 Programación anual a almacenamientos subterráneos

6.2.1 Contenido de las programaciones.

Detalle mensual para los 12 meses del año siguiente, de enero a diciembre, para los siguientes conceptos:

1. Gas almacenado al inicio del periodo (GWh).

2. Detalle de inyección/extracción:

· Cantidad mensual a inyectar y/o extraer (GWh/mes).

· Destino de la cantidad a inyectar o extraer. Se indicará si la inyección/extracción es para si mismo o con destino a otro usuario.

3. Intercambio en AASS, indicando cantidad y sujeto contraparte.

6.2.2 Calendarios (fechas límite).

1. Programación provisional

§ Envío:

Hasta el 1 de septiembre.

Este primer envío se realizar para que el operador del almacenamiento subterráneo (AASS) pueda cumplir con sus necesidades de programación.

2. Programación anual previa

· Envío, al operador del AASS, de comercializadores y clientes directos en mercado (usuarios).

Hasta el 15 de septiembre.

· Envío de otros operadores a operador AASS (transportistas conectados para acuerdo de cantidades a inyectar/emitir).

Hasta el 1 de octubre.

· Envío del Gestor Técnico del Sistema, a todos los operadores de infraestructuras de entrada, del escenario de funcionamiento global del sistema (flujos físicos de entrada) inicialmente a considerar como punto de partida para análisis de viabilidad.

Hasta el 15 de octubre.

· Casación entre AASS y operadores de transporte (previa coordinación con el Gestor Técnico del Sistema sobre distribución entre distintos AASS físicos).

Hasta el 30 de octubre.

· Comunicación y respuesta de viabilidad del operador del AASS a usuarios.

Hasta el 15 de noviembre.

· Comunicación del programa anual previo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema a los operadores de AASS y usuarios.

Hasta el 22 de noviembre.

3. Programación anual definitiva

El 22 de noviembre se obtendrá la programación anual inicial, requerida para establecer un primer programa anual del sistema, pero no se podrá disponer de la programación definitiva para AASS hasta que se conozca las capacidades de AASS asignadas en firme a cada usuario.

Las solicitudes de capacidad definitiva de AASS serán enviadas por los usuarios entre el 1 de diciembre y el 31 de enero de cada año.

De acuerdo con los criterios establecidos en la reglamentación, el Gestor Técnico del Sistema confirmará antes del fin de febrero el programa definitivo para la temporada de AASS, desde el 1 abril del año en curso hasta el 31 de marzo del año siguiente.

El Gestor Técnico del Sistema procederá a distribuir dicha capacidad entre todos los almacenamiento físicos para establecer la programación anual definitiva antes del 20 de marzo.

Las implicaciones que estos cambios puedan ocasionar en el sistema global deberán ser analizadas y comunicadas a los operadores y usuarios afectados.

6.3 Programación anual a redes de transporte

6.3.1 Contenido de las programaciones.

1.- A enviar directamente por los usuarios.

Detalle mensual, en GWh/mes, para los 12 meses del año siguiente, de enero a diciembre, para los siguientes conceptos:

· Consumo por líneas directas. Identificando la línea directa para la que se programa.

· Entradas/salidas programadas por conexiones internacionales (C.I.) y yacimientos, indicando los usuarios origen/destino.

· Detalle de Intercambios en AOC, indicando cantidad y sujeto contraparte.

2.- A enviar por los operadores de plantas de regasificación

· Cantidad mensual a regasificar (GWh/mes).

· Usuario destino de la cantidad a regasificar. Se indicará si se regasifica para si mismo o con destino a otro usuario.

3.- A enviar por operadores de AASS, en coordinación con el Gestor Técnico del Sistema.

· Detalle de inyección/extracción por cada AASS, indicando usuarios origen/destino.

4.- A enviar por otros operadores de redes de transporte (incluidos operadores de C.I. y yacimientos)

· Cantidad mensual de entrada/salida por usuario para cada conexión entre operadores de transporte (PCTT).

1. Desagregación por usuario.

2. Desagregación por tipo de suministro: convencional o mercado eléctrico.

· Cantidad mensual de entrada/salida por usuario para cada conexión internacional y/o yacimiento.

1. Desagregación por usuario

5.- A enviar por operadores de redes de distribución.

· El detalle de envío será el indicado para esta programación en el protocolo de detalle PD-8: “Programaciones y nominaciones de consumos en Redes de Distribución”.

6.3.2 Calendarios (fechas límite).

· Envío de comercializadores y clientes directos en mercado (usuarios).

Hasta el 15 de septiembre.

· Envío de otros operadores (recepción de programación de distribuidores y otros transportistas, incluidos).

Hasta el 1 de octubre.

· Envío del Gestor Técnico del Sistema, a todos los operadores de infraestructuras de entrada, del escenario de funcionamiento global del sistema (flujos físicos de entrada) inicialmente a considerar como punto de partida para análisis de viabilidad.

Hasta el 15 de octubre.

· Casación de demanda con operadores de distribución.

Hasta el 15 de octubre.

· Casación con operadores de transporte (casación con infraestructuras de entrada a red de transporte: otros operadores de transporte, plantas, AASS, yacimientos y CI).

Hasta el 30 de octubre.

· Comunicación y respuesta de viabilidad del operador de red de transporte a sus usuarios.

Hasta el 15 de noviembre.

· Comunicación del programa definitivo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema a transportistas y usuarios.

Hasta el 22 de noviembre.

7 Programaciones mensuales

7.1 Programación mensual a plantas de regasificación

7.1.1 Contenido de las programaciones.

Detalle mensual para los tres meses siguientes. Para cada uno de los tres meses se identificarán los siguientes conceptos:

1. Descarga de buques:

Para el primer mes y primera quincena del segundo mes, con carácter vinculante:

· Fecha solicitada para descarga/carga de cada buque. Los usuarios deberán respetar al máximo las fechas propuestas en su programa anual.

· Nombre del buque y cantidad a descargar (GWh y m3 GNL) para buques mayores de 70.000 m3 GNL. Para buques menores de 70.000 m3 GNL y a menos de 5 días de viaje entre puerto origen y terminal de destino, será suficiente indicar cantidad total por origen (GWh/mes) y número de cargamentos.

· Para los buques compartidos, se indicarán los sujetos con los que se comparten y la cantidad total del buque.

Adicionalmente, se indicará la mejor estimación de calidad de gas de origen de cada una de las descargas programadas.

Para la segunda quincena del segundo mes, con carácter vinculante, y para el tercer mes, a nivel informativo:

· La cantidad total por origen (GWh/mes) y número de cargamentos precisos.

2. Regasificación:

· Cantidad mensual a regasificar (GWh/mes).

· Detalle diario de regasificación para el primer mes y la primera quincena del segundo mes (GWh/día).

· Usuario destino de la cantidad a regasificar. Se indicará si se regasifica para si mismo o con destino a otro usuario.

3. Carga de cisternas:

· Cantidad de cisternas a cargar (GWh/mes y número de cisternas).

4. Consumo por líneas directas. Identificando la línea directa para la que programa.

5. Intercambio de GNL en tanque, indicando fecha, cantidad diaria a intercambiar (kWh/día) y sujeto contraparte.

Para solicitar y programar los servicios de carga de buques, en aquellas terminales que los contemplen, se informará del buque y fecha programada para la realización de las cargas en cada uno de los meses a programar.

7.1.2 Calendarios (fechas límite).

· Envío de comercializadores y clientes directo en mercado (usuarios).

Hasta el 20 de cada mes.

· Envío de otros operadores (distribuidores y otros transportistas).

Hasta el 21 de cada mes.

· Casación entre operadores.

Hasta el 24 de cada mes.

· Comunicación y respuesta de viabilidad del operador de la planta a usuarios.

Hasta el 25 de cada mes.

· Comunicación del programa definitivo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema a operadores de planta y usuarios.

Hasta el 28 de cada mes.

7.2 Programación mensual a almacenamientos subterráneos

7.2.1 Contenido de las programaciones.

Detalle mensual para los tres meses siguientes, y para los siguientes conceptos:

1. Gas almacenado al inicio del periodo (GWh).

2. Detalle de inyección/extracción:

· Cantidad mensual a inyectar y/o extraer (GWh/mes). Para el primer mes del programa y la primera quincena del segundo mes (GWh/día) se requiere un desglose diario de inyección/extracción.

· Destino de la cantidad a inyectar o extraer. Se indicará si la inyección/extracción es para si mismo o con destino a otro usuario.

3. Intercambio en almacenamiento subterráneo, indicando cantidad y sujeto contraparte.

7.2.2 Calendarios (fechas límite).

· Envío de comercializadores y clientes directos en mercado (usuarios a puntos de conexión de almacenamiento subterráneo con red de transporte).

Hasta el 20 de cada mes

· Envío de otros operadores (operadores de red de transporte) a operadores del almacenamiento subterráneo.

Hasta el 21 de cada mes.

· Casación entre operadores (el Gestor Técnico del Sistema acordará la distribución del almacenamiento subterráneo total entre los distintos operadores de almacenamientos)

Hasta el 24 de cada mes.

· Comunicación y respuesta de viabilidad de operadores de AASS a transportistas y usuarios.

Hasta el 25 de cada mes.

· Comunicación del programa definitivo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema a operadores de almacenamiento subterráneo y usuarios.

Hasta el 28 de cada mes.

7.3 Programación mensual a redes de transporte

7.3.1 Contenido de las programaciones.

Detalle mensual, en GWh/mes, para cada uno de los tres meses siguientes, para los siguientes conceptos:

1. A enviar directamente por los usuarios.

· Consumo por líneas directas. Identificando la línea directa para la que se programa. Si se trata de consumidores que puedan condicionar la operación del sistema, se requiere un detalle diario para el primer mes y medio.

· Entradas/salidas programadas por C.I. y yacimientos, indicando los usuarios origen/destino. Por su carácter vinculante, será necesario un detalle diario para las programaciones relativas al primer mes y medio de la programación.

· Detalle de intercambios en AOC, indicando cantidad y sujeto contraparte.

2. A enviar por los operadores de plantas de regasificación

· Cantidad mensual a regasificar (GWh/mes), para cada uno de los tres meses. Se requiere un detalle de la regasificación diaria por usuario para el primer mes y los primeros 15 días del segundo.

· Destino de la cantidad a regasificar. Se indicará el usuario que regasifica y el usuario destino de dicha regasificación.

3. A enviar por los operadores de almacenamiento subterráneo, en coordinación con el Gestor Técnico del Sistema.

· Detalle de inyección/extracción por cada almacenamiento subterráneo, indicando usuarios origen/destino. Para el primer mes y medio de la programación, se requiere un detalle diario de la cantidad a inyectar/extraer para cada usuario.

4. A enviar por otros operadores de redes de transporte.

· Cantidad mensual de entrada/salida por usuario para cada conexión entre operadores de transporte (PCTT), con detalle diario para el primer mes y medio de la programación (kWh/día).

1. Desagregación por usuario.

2. Desagregación por tipo de suministro: convencional o mercado eléctrico.

· Cantidad mensual de entrada/salida por usuario para cada conexión entre internacional y yacimientos, con detalle diario para el primer mes y medio (kWh/día).

1. Desagregación por usuario.

5. A enviar por operadores de redes de distribución.

· El detalle de envío será el indicado para esta programación en el protocolo de detalle PD-08: “Programaciones y nominaciones de consumos en Redes de Distribución”.

7.3.2 Calendarios (fechas límite).

• Envío de comercializadores y clientes directos en mercado (usuarios a operadores de red de transporte).

Hasta el 20 de cada mes.

• Envío de otros operadores (distribuidores y otros transportistas, incluidos operadores de AASS, yacimientos y conexiones internacionales).

Hasta el 21 de cada mes.

• Casación entre operadores.

Hasta el 24 de cada mes.

• Comunicación y respuesta de viabilidad del operador de la red de transporte a usuarios.

Hasta el 25 de cada mes.

• Comunicación del programa definitivo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema a operadores de transporte y usuarios.

Hasta el 28 de cada mes.

8 Programaciones semanales

8.1 Programación semanal a plantas de regasificación

8.1.1 Contenido

Se remitirá semanalmente un detalle diario, en kWh/día, para los 7 días siguientes de la semana de programación a la que se refiere el programa, contados de sábado a viernes, con los mismos conceptos y desgloses definidos en el programa mensual.

8.1.2. Calendarios (horas límite)

a) Envío de comercializadores y clientes directos en mercado (usuarios).

Jueves, antes de las 12:00 h

b) Envío de otros operadores (otros transportistas).

Jueves, antes de las 14:00 h

c) Casación entre operadores.

Jueves, antes de las 16:00 h

d) Comunicación y respuesta de viabilidad del operador de la planta a los usuarios.

Viernes, antes de las 10:00 h

e) Comunicación del programa definitivo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema a operadores de planta y usuarios.

Viernes, antes de las 12:00 h

8.2 Programación semanal a almacenamientos subterráneos básicos

8.2.1 Contenido

Se remitirá semanalmente al Gestor Técnico del Sistema un detalle diario, en kWh/día, para los 7 días siguientes de la semana de programación a la que se refiere el programa, contados de sábado a viernes, con los siguientes conceptos y desgloses:

a) Detalle de inyección/extracción:

· Cantidad diaria a inyectar y/o extraer (kWh/día).

· Destino de la cantidad a inyectar o extraer. Se indicará si la inyección/extracción es para si mismo o con destino a otro usuario.

b) Intercambio en almacenamiento subterráneo, indicando cantidad y sujeto contraparte.

8.2.2 Calendarios (fechas límite)

a) Envío de comercializadores y clientes directos en mercado (usuarios a puntos de conexión de almacenamiento subterráneo con red de transporte).

Jueves, antes de las 12:00 h

b) Envío de otros operadores (operadores de red de transporte) al Gestor Técnico del Sistema.

Jueves, antes de las 14:00 h

c) Casación entre operadores (distribución del AASS total entre los distintos operadores de almacenamiento subterráneo físicos).

Jueves, antes de las 16:00 h

d) Comunicación y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema, a transportistas y usuarios.

Viernes, antes de las 10:00 h

e) Comunicación del programa definitivo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema.

Viernes, antes de las 12:00 h

8.3 Programación semanal a redes de transporte

8.3.1 Contenido

Se remitirá semanalmente un detalle diario, en kWh/día, para los 7 días siguientes de la semana de programación a la que se refiere el programa, contados de sábado a viernes, con los siguientes conceptos y desgloses:

A enviar directamente por los usuarios.

a) Consumo por líneas directas, identificando la línea directa para la que se programa. Si se trata de consumidores que puedan condicionar la operación del sistema, se requiere un detalle horario para cada día, especialmente en lo que se refiere al consumo destinado al mercado eléctrico.

b) Entradas/salidas programadas por conexiones internacionales y yacimientos, indicando los usuarios origen/destino.

c) Detalle de intercambios en AOC, indicando cantidad y sujeto contraparte.

A enviar por los operadores de plantas de regasificación

a) Cantidad diaria a regasificar, para cada uno de los siete días de la semana programada.

b) Destino de la cantidad a regasificar. Se indicará el usuario que regasifica y el usuario destino de dicha regasificación.

A enviar por los operadores de almacenamiento subterráneo

Cantidad diaria de inyección/extracción del almacenamiento indicando usuarios origen/destino.

A enviar por otros operadores de redes de transporte.

a) Cantidad diaria de entrada/salida por usuario para cada conexión entre operadores de transporte (PCTT).

· Desagregación por usuario.

· Desagregación por tipo de suministro: convencional o mercado eléctrico.

b) Cantidad diaria de entrada/salida por usuario para cada conexión internacional y yacimiento.

· Desagregación por usuario.

A enviar por operadores de redes de distribución.

El detalle de envío será el indicado para esta programación en el Protocolo de Detalle: “Programaciones y nominaciones de consumos en redes de distribución”.

8.3.2 Calendarios (fechas límite)

a) Envío de comercializadores y clientes directos en mercado (usuarios a operadores de redes de transporte).

Jueves, antes de las 12:00 h

b) Envío de otros operadores (otros transportistas, incluidos operadores de plantas de regasificación, almacenamientos subterráneos, yacimientos y conexiones internacionales).

Jueves, antes de las 14:00 h.

c) Casación entre operadores de transporte.

Jueves, antes de las 16:00 h

d) Comunicación y respuesta de viabilidad del operador de transporte a usuarios.

Viernes, antes de las 10:00 h

e) Comunicación del programa definitivo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema a transportistas y usuarios.

Viernes, antes de las 12:00 h

9. Nominaciones y renominaciones

9.1 Contenido

Para todas las infraestructuras del sistema, el contenido y detalle requerido para las nominaciones es el mismo que el definido en las programaciones semanales.

Se podrán realizar nominaciones y renominaciones siempre y cuando se desee modificar los programas de entrada al sistema para mantener los balances individuales y totales del sistema dentro de los parámetros establecidos en las Normas de Gestión Técnica del Sistema y para resolver desbalances provocados por desviaciones de consumos respondidos viables en la programación semanal.

Las nominaciones en los puntos de entrada al sistema de transporte tendrán carácter vinculante y los operadores deberán adecuarse a las nominaciones recibidas, una vez respondidas como viables.

En caso de no existir una nominación, se considerará como tal la cantidad programada y respondida viable en la programación semanal.

9.2 Calendarios (día y hora límite)

Los periodos de nominaciones y renominaciones para las infraestructuras de entrada al sistema (plantas, almacenamientos subterráneos, yacimientos y conexiones internacionales), se definen a continuación:

9.2.1 Para el día previo al “día gas”

Nominaciones y renominaciones enviadas el día “D-1”, referido al día “D”.

NOMINACIONES

· Periodo de recepción de nominaciones: Hora límite 14:00 h

· Periodo de validación: Hasta las 17:00 h

· Hora límite de confirmación de nominaciones: 17:00 h

RENOMINACIONES

· Periodo de recepción de renominaciones y validación: Hora límite 18:30 h

· Hora límite de confirmación de renominaciones: 19:00 h

9.2.2 Para el “día gas”

NOMINACIONES

Se podrá nominar desde las 19:00 h del día “D-1” hasta las 12:30 h del día “D”, y las nominaciones sólo se referirán al periodo comprendido entre las 12:00 h y las 24:00 h del día “D”, especialmente en lo que se refiere a los puntos de entrada al sistema.

RENOMINACIONES

· Periodo de recepción de renominaciones y validación: hora límite 12:30 h

· Hora límite de confirmación de renominaciones: 14:00 h

Fuera de los periodos establecidos, y para los conceptos que no repercutan directamente en la planificación previa de la operación del día gas en el sistema de transporte (intercambios de existencias o descargas), se podrán realizar cambios en la programación en el mismo día.

Concretamente, se podrán modificar, hasta las 21:00 h, los siguientes conceptos:

· Descargas de buques.

· Intercambios de existencias en plantas de regasificación.

· Intercambios de existencias en almacenamiento subterráneo.

· Intercambios de existencias en AOC.

La hora límite de confirmación para estas operaciones será las 22:00 h.

No obstante lo anterior, en las conexiones internacionales por gasoducto con Europa serán de aplicación los periodos establecidos en la regulación específica en vigor.

Los operadores realizarán sus mayores esfuerzos para atender las renominaciones recibidas fuera de las horas indicadas, siempre y cuando sean posibles y no ocasionen perturbaciones en el funcionamiento global del sistema.

En lo que respecta a las nominaciones y renominaciones de consumos destinados al mercado eléctrico, se podrán enviar las renominaciones necesarias para adaptar los consumos a los diferentes horarios de mercados de programación del sistema eléctrico. En todo caso, el operador podrá gestionar únicamente los consumos solicitados para las horas siguientes a la de recepción de la renominación, dejando un máximo de 50 minutos entre envío y respuesta de viabilidad.

10 Criterios de respuesta de viabilidad

10.1 Programaciones a plantas de regasificación

Como criterio general, una programación en plantas de regasificación se considerará viable si:

· Se respeta la contratación establecida para cada sujeto.

· Cumple en todo momento con las reglas operativas que se establezcan para funcionamiento en periodos especiales de alta demanda y cobertura de existencias mínimas, vigentes en el momento de envío de la programación.

· El balance individual del sujeto está dentro de los parámetros contemplados en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.

· La regasificación propuesta ha sido dada viable por el operador de la red de transporte al que está conectada la planta.

· Las descargas programadas para cada mes permiten ser procesadas sin superar en ningún momento la capacidad máxima de almacenamiento físico de la planta, de acuerdo con lo recogido en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.

· Las descargas programadas cumplen con los requisitos establecidos sobre asignación y reasignación de ventanas de descargas de buques.

Además de los criterios anteriores, cada planta, por sus características técnicas, podrá establecer criterios adicionales. Si este fuera el caso, el operador de dicha planta deberá disponer de procedimientos transparentes, objetivos y no discriminatorios que recojan los criterios específicos a aplicar en la planta para dar respuesta de viabilidad a las programaciones.

Estos procedimientos estarán publicados a disposición de todos los Usuarios y del Gestor Técnico del Sistema.

En caso de que incumpla con alguna de las condiciones anteriores, se declarará la programación como “no viable”, indicando el motivo de la no viabilidad, para que el sujeto proceda a su modificación.

Para solucionar “no viabilidades” de las programaciones debidas a la imposibilidad de aceptar las fechas de descargas solicitadas por el Usuario, el operador de la planta de regasificación podrá proponer fechas alternativas.

De no llegar a acuerdos, los operadores de la planta y los usuarios afectados transmitirán sus comentarios y programas al Gestor Técnico del Sistema, quien propondrá la programación definitiva, ateniéndose a criterios de máxima eficacia y seguridad del suministro y teniendo en cuenta la situación de cada sujeto en el conjunto del sistema.

El Gestor Técnico del Sistema podrá solucionar las posibles “no viabilidades” de un sujeto, eliminando descargas del programa o derivando las descargas programadas en una planta hacia otra en la que el sujeto tenga capacidad contratada.

La regasificación asociada a la descarga desviada podrá ser asumida por la planta receptora del cargamento, si ello fuese necesario para no afectar al programa viable previo de dicha planta.

Para resolver las “no viabilidades” que surjan en la programación anual, se actuará como se especifica a continuación:

· Entre el 1 y el 20 de julio, los operadores de planta y el Gestor Técnico del Sistema, según necesidad, mantendrán reuniones con los usuarios para aclarar y resolver las no viabilidades de la programación del primer trimestre.

· Entre el 1 y el 30 de octubre, los operadores de planta mantendrán reuniones con los usuarios para resolver las no viabilidades de la programación anual relativas a sus descargas y remitidas para la programación anual definitiva.

· Entre el 15 y el 22 de noviembre, el Gestor Técnico del Sistema podrá convocar a reunión a los usuarios y operadores de plantas que considere necesario para poder llegar al programa anual viable del sistema.

Para analizar las “no viabilidades” que surjan en la programación mensual, se deberá tener en cuenta, como punto de partida, la programación anual viable del Usuario y las variaciones recibidas en la programación mensual.

Las ventanas de descargas previamente asignadas en las programaciones anuales, especialmente en lo que se refiere a buques dedicados, tendrán prioridad frente a nuevas fechas de descargas solicitadas.

Las “no viabilidades” debidas a desviaciones en las fechas de descargas, pueden ser resueltas por el operador de la planta proponiendo fechas alternativas al Usuario, para su aceptación.

De no llegar a acuerdos con los usuarios, que permitan solucionar las no viabilidades de una planta concreta, los operadores de la planta solicitarán ayuda al Gestor Técnico del Sistema, quien propondrá la programación definitiva, antes del 28 de cada mes, ateniéndose a criterios de máxima eficacia y seguridad de suministro y teniendo en cuenta la situación de balance de cada sujeto en el conjunto del sistema.

El Gestor Técnico del Sistema deberá justificar la decisión sobre la base de criterios conocidos, objetivos transparentes y no discriminatorios, que hará constar en su respuesta de viabilidad. Esta respuesta de viabilidad estará a disposición de los agentes implicados y de la CNE a través del SL-ATR

Una vez declarado viable el programa mensual, el Gestor Técnico del Sistema deberá publicar la siguiente información:

a) Número de buques previstos (indicando tamaño), en cada planta de regasificación.

b) Cantidad de descarga prevista, por buque y planta (GWh/mes)

c) Ventanas de descarga disponibles por planta, indicando días concretos y tamaños máximos admisibles.

Las no viabilidades que puedan surgir en programaciones semanales, nominaciones o renominaciones deberán ser resueltas antes de la fecha y hora límite establecidos en calendario.

Los Usuarios y operadores de las plantas deberán realizar sus mayores esfuerzos para solucionar las posibles inviabilidades que puedan surgir en cada momento, tanto en lo que se refiere a los balances individuales de cada Usuario como a las limitaciones puntuales, fuerzas mayores, etc que puedan surgir en la planta.

Informarán al Gestor Técnico del Sistema sobre cualquier incidencia que pueda provocar distorsiones en el programa mensual vinculante, para que éste pueda analizar el efecto en el sistema y proponer alternativas viables.

10.2 Programaciones a almacenamientos subterráneos

Como criterio general, una programación en Almacenamiento Subterráneo se considerará viable si:

a) Cumple en todo momento con las reglas operativas que se establezcan para funcionamiento en periodos especiales de alta demanda y cobertura de existencias mínimas, vigentes en el momento de envío de la programación.

b) La inyección y/o extracción propuestas son consideradas viables por el operador de la red de transporte al que está conectado el AASS.

c) La inyección/extracción propuestas no vulneran los derechos de inyección y/o extracción de otros sujetos.

d) El total de las programaciones al AASS están dentro de los parámetros técnicos de funcionamiento.

En caso de que incumpla con alguna de las condiciones anteriores, se declarará “no viable”, indicando el motivo de la no viabilidad, para que el sujeto proceda a modificar su programación.

La viabilidad de las programaciones de AASS estará muy relacionada con la situación de balance global del Usuario en el sistema y con los requisitos técnicos de cada AASS físico individual (capacidades), por lo que la labor del Gestor Técnico del Sistema como coordinador de los diferentes AASS físicos es imprescindible para la resolución de las inviabilidades que puedan surgir.

El operador del AASS deberá comunicar los programas de inyección/extracción recibidos al operador de la red de transporte a la que está conectado y confirmar la viabilidad de los mismos con él.

En caso de discrepancia entre los programas recibidos por el operador del AASS y el operador de la Red de Transporte a la que está conectado el AASS, los programas de inyección/extracción se resolverán aplicando un proceso de casación de ambas programaciones, respetando la programación menor de ambas para cada par de usuarios aguas arriba/aguas abajo del punto de conexión.

Asimismo, el operador del AASS, mantendrá reuniones con los usuarios para resolver las “no viabilidades” de la programación enviada.

De no llegar a acuerdos, el operador del AASS consultará con el Gestor Técnico del Sistema, quien propondrá la programación definitiva ateniéndose a criterios de máxima eficacia y teniendo en cuenta la situación de cada sujeto en el conjunto del sistema.

El Gestor Técnico del Sistema deberá justificar la decisión sobre la base de criterios conocidos, objetivos transparentes y no discriminatorios, que hará constar en su respuesta de viabilidad. Esta respuesta de viabilidad estará a disposición de los agentes implicados y de la CNE a través del SL-ATR.

10.3 Programaciones a redes de transporte

Como criterio general, una programación a la Red de Transporte se considerará viable si:

1. Se respeta la contratación establecida para cada sujeto.

2. Cumple en todo momento con las reglas operativas que se establezcan para funcionamiento en periodos especiales de alta demanda y cobertura de existencias mínimas, vigentes en el momento de envío de la programación.

3. El balance individual del sujeto está dentro de los parámetros contemplados en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.

4. Las entradas por conexiones internacionales y yacimientos han sido confirmadas por los operadores respectivos.

5. Las salidas a distribución son consideradas viables por los operadores de distribución y se ajustan a las capacidades de transporte en cada punto.

6. La inyección y/o extracción propuestas son consideradas viables por el operador de la red de transporte al que está conectado el almacenamiento subterráneo.

En caso de que incumpla con alguna de las condiciones anteriores, se declarará no viable, indicando el motivo de la no viabilidad, para que el sujeto proceda a modificar su programación.

Las “no viabilidades” en las programaciones a las Redes de Transporte asociadas a restricciones físicas o limitación de capacidades, deberán estar soportadas con simulaciones realizadas con metodología probada y contrastada.

Es responsabilidad de los operadores de transporte comunicar las incidencias en sus sistemas de transporte que puedan ocasionar limitaciones en la utilización de la capacidad de las instalaciones.

En caso de limitaciones de capacidad, el operador de transporte, dentro de sus posibilidades, deberá proponer soluciones alternativas para resolución de las inviabilidades que puedan surgir en las programaciones.

De no llegar a posibles soluciones, los operadores de transporte solicitarán la intervención del Gestor Técnico del Sistema para llegar a un acuerdo y obtener un programa viable antes de las fechas y horas establecidas en el calendario de programaciones.

El Gestor Técnico del Sistema podrá convocar reuniones con los Usuarios y operadores que considere oportunos y utilizará sus propios sistemas de simulación para estudiar los escenarios que se planteen.

11 Procedimiento de casación entre operadores de transporte

Con objeto de que no se produzcan discrepancias en las programaciones relativas a puntos de conexión entre operadores, es necesario determinar el procedimiento a seguir para resolver los probables desajustes entre las programaciones enviadas por los usuarios a los puntos de entrada al sistema (plantas de regasificación, almacenamiento subterráneo, yacimientos y conexiones internacionales), las programaciones de transporte recibidas por los operadores de red de transporte y las programaciones enviadas por los distribuidores.

Como criterio general para realizar la casación entre operadores de transporte se establece el siguiente:

· El operador que entrega (flujo físico) es el responsable de realizar la casación entre pares de usuarios aguas arriba y aguas abajo del punto de conexión, y deberá comunicar el resultado de la casación viable al operador receptor de la misma.

· Aquel operador de transporte que tenga alguna restricción física en su sistema aguas abajo al punto de conexión entre dos operadores, deberá comunicarla al operador aguas arriba para que éste reduzca la viabilidad de entrada a dicha cantidad, y proceda a realizar la distribución entre pares de usuarios.

· Si la inviabilidad de la programación de las entradas a transporte fuese debida a discrepancias con la programación de distribución, el operador de transporte aguas abajo al punto de conexión reajustará la programación de cada par de usuarios a las cantidades acordadas según el procedimiento de casación definido en el protocolo de detalle PD-08 de “Programaciones y nominaciones para consumos en redes de distribución”, y transmitirá el resultado al operador de transporte aguas arriba para que éste considere el nuevo programa en su respuesta de viabilidad a los usuarios.

· Si la suma de las programaciones físicas a ambos lados del punto de conexión no coincide, se considerará como viable la menor cantidad física total de las programadas a ambos lados.

Para la respuesta de viabilidad de programaciones a los usuarios, se deberá dar como viable aquellas cantidades que estén de acuerdo con las programaciones casadas, indicando el motivo de “no viabilidad” para aquellas cantidades que, aunque físicamente la infraestructura de entrada puede asumir, no hayan sido aceptadas por el operador aguas abajo.

En cualquier caso, será el Gestor Técnico del Sistema quien proceda a resolver las situaciones de “no viabilidad” de programación que los operadores de transporte no puedan resolver por si mismos, condicionando la aceptación final de un determinado programa al cumplimiento de criterios adicionales.

El Gestor Técnico del Sistema deberá justificar la decisión sobre la base de criterios conocidos, objetivos transparentes y no discriminatorios, que hará constar en su respuesta de viabilidad. Esta respuesta de viabilidad estará a disposición de los agentes implicados y de la CNE a través del SL-ATR.

PROTOCOLO DE DETALLE PD-08 DE LAS NORMAS DE GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA GASISTA

PROGRAMACIONES Y NOMINACIONES DE CONSUMOS EN REDES DE DISTRIBUCIÓN

http://www.mityc.es/Gas/Seccion/NGTS

Versión 23 de octubre de 2008

 

Aprobado por Resolución de 20 de abril de 2007, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican determinadas normas de Gestión técnica del sistema gasista y se establecen varios protocolos de detalle (BOE 14/05/2007).

Modificado por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de de 23 de octubre de 2008 (BOE 10/11/2008).

 

PROTOCOLO DE DETALLE PD-08

PROGRAMACIONES Y NOMINACIONES DE CONSUMOS EN REDES DE DISTRIBUCIÓN

(Modifica PD-08 Resolución 20.04.2007)

1 Objeto

El presente protocolo de detalle contempla las necesidades de programación de los consumos que los operadores de distribución requieren para la correcta planificación y operación del sistema en sus redes, según se indica en los capítulos 3 y 4 de las Normas de Gestión Técnica del Sistema.

Asimismo, desarrolla los procedimientos de casación de dicha programación de demanda con el resto de los operadores del sistema, con objeto de disponer en cada momento de la mejor previsión y comunicarla a los operadores de transporte para que, en coordinación con el Gestor Técnico del Sistema, puedan establecer un programa viable de funcionamiento del sistema, respetando los criterios de viabilidad establecidos en cada punto y garantizando el cumplimiento de los derechos de cada usuario sin afectar al suministro ni a la seguridad de las instalaciones.

A efectos de este protocolo, los titulares de instalaciones de transporte o distribución podrán ser referidos como “operadores”.

2 Ámbito de aplicación

Este protocolo es de aplicación para todos los usuarios con capacidad contratada en transporte-distribución que suponga la utilización de la misma en redes de distribución del sistema, independientemente del destino final a que se destina el gas transportado-distribuido.

Asimismo, se aplicará a todos los operadores del sistema para aquellos puntos de conexión entre infraestructuras, bien sea de distribución, transporte o plantas de regasificación, para consumos atendidos desde redes alimentadas por plantas satélites.

3 Sujetos implicados

Los titulares de las redes de distribución recibirán programaciones de los sujetos que utilicen o transiten gas por sus instalaciones:

1. Comercializadores y/o consumidores directos en mercado.

2. Distribuidores situados aguas abajo de sus redes.

Asimismo, los titulares de las redes de distribución enviarán dicha información, con la agregación definida en cada programa, a los operadores conectados aguas arriba o aquellos con los que hayan establecido un contrato de suministro en sus redes de distribución, indicados a continuación:

1. Distribuidores conectados aguas arriba de sus redes, en puntos de conexión distribución-distribución (PCDD).

2. Transportistas conectados aguas arriba de sus redes, en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD).

3. Operadores de plantas de regasificación, para la programación de carga de cisternas destinadas a suministro de plantas satélites conectadas a sus redes de distribución.

Paralelamente a lo anterior, deberán comunicar su programación al Gestor Técnico del Sistema para información y establecimiento del programa viable del sistema global.

El Gestor Técnico del Sistema, por su parte, deberá de informarles de las restricciones asociadas a los clientes, situados en sus redes de distribución, que puedan condicionar la operación del sistema.

Concretamente, y en lo que se refiere al consumo destinado para generación eléctrica, el Gestor Técnico del Sistema , en coordinación con el Operador del Sistema Eléctrico, procederá a comunicarles la programación establecida y las restricciones aplicadas a los generadores de electricidad (CT y CCGT) situados en sus redes de distribución para que procedan a la aplicación de las mismas.

4 Procedimiento de comunicación

Todo intercambio de información escrita y/o notificación realizada bajo los términos expuestos en el presente Protocolo deberá llevarse a cabo empleando documentos preestablecidos y medios de telecomunicación fiables que los operadores deberán poner a disposición de los usuarios del sistema.

Inicialmente, y siempre que sea técnicamente posible, se utilizarán el SL-ATR y el SCTD como medios preferentes para el intercambio de toda información relativa a programaciones y respuesta de viabilidades.

Las programaciones deberán estar a disposición del Gestor Técnico del Sistema para su información.

Para el caso de las programaciones al mercado eléctrico (CT’s y CCGT’s), la información la recibirá el Gestor Técnico del Sistema directamente en el SL-ATR, quien remitirá a cada distribuidor la información relativa a sus redes de distribución.

En caso de emergencia, cuando sea necesario transmitir información o se solicite la transmisión de una información por vía telefónica, se deberá confirmar dicha información tan pronto sea posible y por escrito.

Todos los documentos, notificaciones e informaciones intercambiadas se enviarán y recibirán en las fechas y horarios establecidos para los programas de referencia.

Por otra parte, los operadores de distribución deberán disponer de sus propias estimaciones de demanda, según información histórica de consumo y modelos adecuados y contrastados, que le permitan realizar la mejor estimación del consumo total de sus redes, con una indicación de distribución de la misma por tipo de mercado, para distintos escenarios de climatología.

Una vez analizada la viabilidad de la información recibida, procederán a transmitir a los operadores aguas arriba de sus redes y al Gestor Técnico del Sistema el programa resultante y sus comentarios sobre el mismo, para que éste pueda establecer el rango de demanda común que sirva de partida para acordar las necesidades de suministro en el sistema y dar respuesta de viabilidad a los programas en las infraestructuras de entrada.

El Gestor Técnico del Sistema o los distribuidores, según proceda y una vez acordado el programa de consumos con los transportistas, remitirán dicha información y sus comentarios a los usuarios, para que éstos puedan conocer y realizar sus comentarios y, si fuera el caso, reestructurar sus programaciones de acuerdo con la respuesta de viabilidad recibida.

5 Programaciones. Parámetros comunes.

Los parámetros comunes a indicar en todo intercambio de información relativo a programaciones y nominaciones son los siguientes:

· Fecha de emisión

· Identificación del sujeto que realiza la programación o nominación

· Identificación del sujeto a la que va dirigida

· Número de versión

· Tipo de programación (periodicidad)

· Instalación a la que aplica

· Cantidad de gas programado, con el detalle requerido en cada programación.

Las programaciones se realizarán en unidades energéticas, utilizando el GWh en las programaciones anuales y mensuales, y el kWh en las programaciones semanales, nominaciones y renominaciones.

Para los clientes que puedan condicionar la operación del sistema, previamente identificados, los operadores podrán requerir a los usuarios responsables de su suministro, además de lo indicado en el contenido de cada programación, un detalle diario u horario de sus consumos según se defina en cada programación.

6 Programaciones anuales

6.1 Contenido de las programaciones.

Se remitirá un detalle mensual, en GWh/mes, para los 12 meses del año siguiente, de enero a diciembre, con los conceptos desglosados según se indica a continuación:

6.1.1 Programación de comercializadores o consumidores directos en mercado

Los usuarios de las redes de distribución remitirán a cada distribuidor, su programación anual con detalle mensual de las cantidades a consumir en el total de las redes del distribuidor (total agregado de sus PCTD’s o PCDD’s conectados a un mismo operador de transporte, sin individualizar los consumos de cada uno de ellos).

Estas cantidades mensuales vendrán detalladas con la siguiente desagregación:

Por tipo de suministro:

o Consumos suministrados desde plantas satélites de GNL

o Consumos suministrados desde redes de distribución conectadas al gasoducto de transporte, identificando los destinados al mercado convencional (total) y los destinados al mercado eléctrico (CT’s CCGT’s), individualizando cada punto.

Por presión de suministro:

o Consumos en redes de distribución de presión superior a 4 bar.

o Consumos en redes de distribución de presión inferior o igual a 4 bar.

Se identificará en cada caso, si los consumos se van a realizar por conexiones existentes o por nuevas conexiones

Para las conexiones existentes, se diferenciará entre consumos actuales y ampliaciones de consumo de clientes existentes.

6.1.2 Programación entre distribuidores

Los distribuidores situados aguas abajo de otros distribuidores, remitirán a cada uno de ellos su programación anual con el detalle mensual de la cantidad agregada para el total de los consumos en las redes de distribución conectadas al distribuidor receptor del programa (total de sus PCDD’s, sin individualizar el consumo de cada uno de ellos).

6.1.3 Programación del distribuidor a los transportistas.

Los distribuidores remitirán a los transportistas a los que están conectados su programación anual con el detalle mensual de la cantidad agregada para el total de los consumos en las redes de distribución destinados al mercado a tarifa (total de sus PCTD’s).

Estas cantidades mensuales vendrán detalladas con la siguiente desagregación:

• Por tipo de suministro:

o Consumos suministrados desde plantas satélites de GNL

o Consumos suministrados desde redes de distribución conectadas al gasoducto de transporte, identificando los destinados al mercado convencional (total) y los destinados al mercado eléctrico (individualizando cada punto).

• Por presión de suministro:

o Consumos en redes de distribución de presión superior a 4 bar.

o Consumos en redes de distribución de presión inferior o igual a 4 bar.

Asimismo, los distribuidores informarán a los transportistas a los que están conectados de las cantidades agregadas del resto de usuarios que hacen uso de sus infraestructuras, por usuario, para el consumo a suministrar desde sus redes de distribución (total de PCTD’s) con el detalle requerido en la programación anual.

Como información adicional, podrán remitir al transportista su mejor previsión de consumo físico para el total de sus puntos de conexión transporte-distribución.

6.1.4 Calendarios (fechas límite).

· Envío de comercializadores y clientes directos en mercado:

Hasta el 15 de septiembre.

· Envío de distribuidores aguas abajo a distribuidores aguas arriba:

Hasta el 20 de septiembre.

· Casación entre distribuidores y comunicación de viabilidad del distribuidor a comercializadores y clientes directos en mercado:

Hasta el 1 de octubre.

· Envío a transportistas y operadores de plantas de regasificación del programa resultante de la casación :

Hasta el 1 de octubre.

· Casación transporte - distribución:

Hasta el 15 de octubre.

· Comunicación del programa de demanda definitivo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema a distribuidores y usuarios:

Hasta el 22 de noviembre.

7. Programaciones mensuales

7.1 Contenido de las programaciones.

Se remitirá un detalle mensual, en GWh/mes, para los tres meses siguientes a la fecha de envíos de las programaciones, con los mismos conceptos y desgloses definidos en la programación anual.

Se tomará como referencia la programación anual, actualizada a fecha de envío de cada programación mensual.

Para los consumos asociados al mercado eléctrico (CT’s y CCGT’s), se deberá enviar un detalle individualizado de cada salida con detalle al menos semanal, pero preferiblemente diario, para el primer mes de la programación.

El distribuidor podrá requerir información adicional sobre cualquier otro cliente que pueda condicionar la operación de sus redes de distribuidor, especialmente de sus previsiones de cambio de comportamiento del patrón de consumo habitual (paradas por mantenimiento, inicio de consumos en clientes con comportamiento discontinuo, etc.).

7.2 Calendarios (fechas límite).

· Envío de comercializadores y clientes directos en mercado:

Hasta el 15 de cada mes.

· Envío de distribuidores aguas abajo a distribuidores aguas arriba:

Hasta el 18 de cada mes.

· Casación entre distribuidores:

Hasta el 20 de cada mes.

· Envío a transportistas y operadores de plantas de regasificación del programa resultante de la casación y comunicación de viabilidad del mercado convencional del distribuidor a comercializadores y clientes directos en mercado:

Hasta el 21 de cada mes.

· Casación transporte - distribución:

Hasta el 23 de cada mes.

· Comunicación del programa de demanda definitivo y respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema a distribuidores y usuarios:

Hasta el 28 de cada mes.

8. Programaciones semanales

8.1 Contenido

Se remitirá semanalmente, un detalle diario, en kWh/día, para los 7 días siguientes de la semana de programación a la que se refiere el programa, contados de sábado a viernes, con los conceptos y desgloses definidos a continuación.

Para los consumos asociados al mercado eléctrico (centrales térmicas convencionales y ciclos combinados), se deberá enviar un detalle individualizado de cada salida, con detalle horario.

Las programaciones semanales al mercado eléctrico seguirán los calendarios establecidos para las programaciones de entrada al sistema en el Protocolo de Detalle PD-07.

El distribuidor podrá requerir información horaria adicional sobre cualquier otro cliente que pueda condicionar con su comportamiento la operación normal de las redes del distribuidor al que están conectados, especialmente en lo que se refiere a sus previsiones de cambio de comportamiento del patrón de consumo habitual (paradas por mantenimiento, inicio de consumos en clientes con comportamiento discontinuo, etc.).

Las programaciones semanales, al disponer de un detalle diario, tendrán la consideración de nominaciones para el día sobre el que se realiza la programación, siempre y cuando no exista una nominación o renominación posterior a la programación relativa a dicho día y a la que se haya dado respuesta viable.

8.1.1 Programación de comercializadores o consumidores directos en mercado

Los usuarios de las redes de distribución remitirán a cada distribuidor, su programación semanal con detalle diario de las cantidades a consumir en cada una de las redes del distribuidor.

Estas cantidades diarias vendrán detalladas con la siguiente disgregación:

· Por punto de suministro (CUPS), para clientes conectados a redes de presión superior a 4 bar.

§ Identificando el cliente o la red de AP a la que está conectado el cliente.

§ Identificando y detallando el consumo horario, en aquellos consumos destinados al mercado eléctrico.

• Por red de distribución (PCDD o PCTD) para clientes conectados a redes de presión inferior o igual a 4 bar.

8.1.2 Programación entre distribuidores.

Los distribuidores situados aguas abajo de otros distribuidores, remitirán a cada uno de ellos su programación semanal con detalle diario de la cantidad agregada para el total de los consumos en cada una de sus redes de distribución conectadas al distribuidor receptor del programa (información individualizada por PCDD).

El detalle de dicho consumos (disgregación por usuario), será remitido por el distribuidor secundario al transportista correspondiente y al Gestor Técnico del Sistema, identificando el PCTD al que hace referencia el consumo.

8.1.3 Programación del distribuidor a los transportistas:

Los distribuidores informarán a los transportistas a los que están conectados de las programaciones semanales, con detalle diario, de cada uno de los usuarios que hace uso de sus infraestructuras y para cada PCTD, según el detalle requerido en la programación semanal.

Estas cantidades diarias vendrán detalladas con la siguiente disgregación:

· Por distribuidor y red de transporte (PCTD).

Como información adicional, podrán remitir al transportista su mejor previsión de consumo físico total para cada PCTD o el total de los PCTD’s.

8.2 Calendarios (día y hora límite).

· Envío de comercializadores y clientes directos en mercado a distribuidores:

Jueves, antes de las 09:00 h.

Envío de distribuidores aguas abajo a distribuidores aguas arriba:

· Envío de distribuidores a transportistas y titulares de plantas de regasificación :

Jueves, antes de las 13:00 h.

· Comunicación y respuesta de viabilidad del distribuidor a comercializadores y clientes directos en mercado:

Jueves, antes de las 13:00 h.

· Respuesta de viabilidad de transportistas y operadores de plantas de regasificación a distribuidores:

Jueves, antes de las 14:00 h.

· Respuesta de viabilidad del Gestor Técnico del Sistema a distribuidores y usuarios:

Jueves, antes de las 15:00 h.

9. Nominaciones y renominaciones

9.1 Contenido

El contenido y detalle requerido para las nominaciones es el mismo que el definido en las programaciones semanales.

Podrán realizar nominaciones y renominaciones aquellos usuarios que deseen modificar los programas de consumos declarados viables en la programación semanal.

Las nominaciones de consumos destinados al mercado convencional sólo se considerarán indispensables cuando recojan alguna incidencia en los consumos, no contemplada en el programa semanal y que tenga repercusión relevante en la operación de las redes de distribución afectadas. En caso contrario, no serán necesarias, tomándose la programación semanal como nominación.

Las renominaciones no serán posibles salvo en lo que se refiere al mercado eléctrico.

Para los consumos destinados al mercado eléctrico y debido a la existencia y funcionamiento de dicho mercado, de ámbito diario y horario, será habitual el envío y recepción de nominaciones y renominaciones.

Los operadores deberán hacer sus mayores esfuerzos para aceptar todas las nominaciones y renominaciones ocasionadas por el funcionamiento del sistema eléctrico.

Para agilizar la recepción, análisis y respuesta de viabilidad de los consumos del mercado eléctrico, los usuarios deberán remitir las nominaciones y renominaciones para dichos puntos de consumo de forma simultánea al operador de la red de distribución, al transportista a cuyo PCTD estén conectadas dichas redes de distribución y al Gestor Técnico del Sistema.

9.2 Calendarios (día y hora límite)

9.2.1 Para el día previo al “DÍA GAS”

Nominaciones enviadas el día “D-1”, referido al día “D”.

NOMINACIONES

· Periodo de recepción de nominaciones: Hora límite 10:00 h

· Periodo de validación: Hasta las 12:00 h

· Hora límite de confirmación de nominaciones: 14:00 h

En lo que respecta a las nominaciones y renominaciones del mercado eléctrico, se podrán enviar las necesarias para adaptar los consumos a los diferentes horarios de mercados de programación del sistema eléctrico.

En todo caso, el operador podrá gestionar únicamente los consumos solicitados para las horas siguientes a la de recepción de la renominación, dejando un máximo de 50 minutos entre envío y respuesta de viabilidad.

10. Procedimiento de casación de demanda entre operadores y asignación a usuarios

Las programaciones anuales y mensuales, al utilizarse para dar viabilidad al sistema desde un punto de vista balance oferta-demanda, requieren establecer procedimientos de casación entre operadores que permitan partir de un dato consensuado de demanda física para el total de los puntos de conexión entre operadores, bien sean puntos de conexión distribución-distribución o puntos de conexión transporte-distribución.

Esto permitirá llegar a una demanda total del sistema situada dentro de los márgenes de error contemplados en los protocolos y procedimientos de predicción de demanda y dentro de los límites técnicos que el sistema pueda manejar.

10.1 Procedimiento de casación entre operadores

La casación de la demanda física entre los operadores se realiza según se indica a continuación:

10.1.1 Casación distribución-distribución

Los distribuidores implicados deberán ponerse de acuerdo sobre los escenarios de demanda convencional a contemplar en sus planificaciones de redes (variables climatológicas a considerar para cada escenario, etc).

Una vez definidos los escenarios y variables comunes, se intercambiarán la demanda convencional prevista para un escenario climatológico normal (medias climatológicas últimos 5 años), resultante de sus propios sistemas de predicción de demanda, complementada con el incremento o decremento posible ante escenarios climatológicos extremos (considerando los 10 últimos años).

Para fijar la demanda más probable se tomará la demanda media de los dos operadores para el escenario normal. Los incrementos producidos por temperaturas extremas se obtendrán como la media de los incrementos establecidos por cada uno de los operadores.

Esta demanda media común y su banda de variación (escenarios mínimo y máximo) será la que ambos operadores de distribución utilicen en sus puntos comunes como demanda física en sus PCDD’s, y será comunicada al transportista.

La asignación para cada usuario, se realizará de forma global y de acuerdo con el procedimiento de asignación de demanda que se establece en el punto 11.2.

En caso de conflicto podrán requerir al Gestor Técnico del Sistema que, en base a sus propias predicciones, aporte la solución más adecuada al sistema.

10.1.2 Casación transporte-distribución

Los operadores implicados deberán ponerse de acuerdo sobre los escenarios a contemplar en sus planificaciones de redes (variables climatológicas a considerar para cada escenario, etc) con cada uno de los transportistas a los que están conectados.

Una vez definidos los escenarios y variables comunes, se intercambiarán la demanda convencional prevista para un escenario climatológico normal (medias climatológicas últimos 5 años), resultante de sus propios sistemas de predicción de demanda, complementada con el incremento o decremento posible ante escenarios climatológicos extremos (considerando los 10 últimos años)

Para fijar la demanda más probable se tomará la demanda media de los dos operadores para el escenario normal. Los incrementos producidos por temperaturas extremas se obtendrán como la media de los incrementos establecidos por cada uno de los operadores.

Esta demanda media común y su banda de variación (escenarios mínimo y máximo) será la que ambos operadores utilicen en sus puntos comunes para determinar la demanda global del sistema, y para asignarla entre los usuarios en función de las programaciones recibidas, según la contratación existente y la evolución de mercado de cada comercializador.

En caso de conflicto podrán requerir al Gestor Técnico del Sistema que, en base a sus propias predicciones, aporte la solución más adecuada al sistema.

La asignación para cada usuario, se realizará de acuerdo con el procedimiento de asignación de demanda que se establece en el punto 11.2.

Una vez realizada la casación de la demanda física del sistema, será necesario adecuar el total de las programaciones que realizan los usuarios, de acuerdo con su cartera de clientes y su mejor predicción de evolución de su mercado, a los márgenes mínimo y máximo que se establezcan en las predicciones de demanda global de cada periodo a considerar y que permitan la correcta operación técnica del sistema.

Para ello, se hace necesario establecer un procedimiento objetivo y conocido para ajustar las nominaciones de los usuarios a la mejor predicción de demanda de los distribuidores, transportistas y Gestor Técnico del Sistema, según aplique en cada caso.

Este procedimiento, que será distinto para el programa anual y mensual, se define a continuación:

10.2 Procedimiento de asignación de demanda

10.2.1 Programación anual

El Gestor Técnico del Sistema publicará antes del 15 de septiembre de cada año, el perfil de demanda global para el año siguiente, (con sus escenarios mínimo, medio y máximo), calculado según el protocolo de detalle PD-03, desglosando por clientes de P<4 bar y P>4 bar.

Una vez recibida la programación previamente casada por los operadores (distribuidores y transportistas), según el punto 11.1, se procede como se indica a continuación:

1. Se establece un margen de admisión para el perfil de la demanda convencional de forma que:

· Si el perfil anual del agregado de programaciones de los usuarios para el año A+1 (a programar) del mercado convencional está entre el perfil anual de la demanda media programada por el Gestor Técnico del Sistema +/- 2% de la misma, se considerarán las programaciones enviadas sin ajustar.

· Si alguno de los meses referentes a esta programación agregada anual no está entorno a la demanda media mensual publicada por el Gestor Técnico del Sistema (es decir, con un margen de +/- 2%), habrá que proceder a repartir los excesos o defectos de programación entre los usuarios para cada uno de los meses en cuestión.

1. Se establece un margen de admisión para el perfil de la demanda del sector eléctrico de modo que:

· Si el perfil anual del agregado de programaciones de los usuarios para el año A+1 (a programar) del mercado eléctrico está entre el perfil anual de la demanda media programada por el Gestor Técnico del Sistema +/- 7,5% de la misma, se considerarán las programaciones enviadas sin ajustar.

· Si alguno de los meses referentes a esta programación agregada anual no está entorno a la demanda media mensual publicada por el Gestor Técnico del Sistema (es decir, con un margen de +/- 7,5%), habrá que proceder a repartir los excesos o defectos de programación entre los usuarios para cada uno de los meses en cuestión.

3. Para repartir los excesos o defectos, el Gestor Técnico del Sistema deberá analizar el programa de cada usuario:

· Se estudiará el crecimiento o decrecimiento de cada usuario en el año en curso.

· Se convocará una reunión para aclaración del programa, a los usuarios que se salen de las tendencias de crecimiento o decrecimiento esperadas a priori.

4. Los excesos o defectos se repartirán para cada uno de los meses del año programado, respetando la demanda programada por los usuarios para los clientes industriales y ajustando la demanda de mercado doméstico (proporcionalmente a los clientes de P< 4 bar), de forma que se ajuste a la demanda total publicada por el Gestor Técnico del Sistema.

5. En base a la demanda asignada a cada usuario, el Gestor Técnico del Sistema establecerá el programa anual de cada uno de ellos.

10.2.2 Programación mensual

Para la asignación de las programaciones mensuales, se considerará el escenario medio y los incrementos por temperaturas extremas (se dispone de predicciones de demanda del transportista y de los distribuidores) previamente casados según lo indicado en el punto 11.1.

Sobre este escenario, se procederá a repartir los excesos o defectos de programación entre todos los comercializadores para cada uno de los tres meses incluidos en la programación.

Para ello, se respetará la programación del mercado industrial y se repartirá el exceso o defecto entre los usuarios con clientes de P<4 (al considerarse los más repercutidos por la variabilidad de la climatología), proporcionalmente a la demanda de este tipo.

Este reparto supondrá que aquellos excesos o defectos de programación de demanda de los usuarios se contemplarán en la programación mensual pero las entradas al sistema asociadas a dicha demanda estarán condicionadas a su cumplimiento (el operador de transporte podrá condicionar la aceptación de cantidades de entrada equivalentes a que se verifique la existencia real de dicha demanda con los balances diarios).

11. Criterios de respuesta de viabilidad

Una programación o nominación es viable si:

1. Se ha recibido antes de la fecha y hora límite.

2. Para las programaciones anuales y mensuales, la viabilidad estará sujeta a la contratación que resulte necesaria.

3. Para las programaciones semanales y nominaciones, se respetará la contratación establecida para cada sujeto.

4. Se garantiza el correcto funcionamiento de cada red de distribución.

5. El usuario dispone de existencias en el sistema para poder atenderla, sin vulnerar las existencias operativas mínimas ni las existencias estratégicas de seguridad.

6. Las capacidades en las instalaciones de transporte en cada PCTD son adecuadas a las programaciones enviadas.

7. Las capacidades en las instalaciones de distribución en cada PCDD son adecuadas a las programaciones enviadas.

8. Si el total de las programaciones recibidas para clientes existentes están en consonancia con el comportamiento histórico de dichos clientes.

9. Si el total de las programaciones recibidas para el total de las redes de distribuidor es coherente con la programación física total prevista para cada escenario

climatológico estudiado y dentro de los márgenes de error contemplados en los protocolos de previsión de demanda.

En caso de que se incumpla con alguna de las condiciones anteriores, se declarará no viable, indicando el motivo de la “no viabilidad”, para que le sujeto proceda a modificar su programación.

Para aquellos casos en que las discrepancias de las programaciones de consumos sean debidas al no acuerdo en las cantidades físicas a entregar entre operadores, se deberá proceder a aplicar lo indicado en el punto 11.1 de este protocolo.

Para aquellos casos en que las discrepancias de las programaciones de consumos sean debidas al desacuerdo en la desagregación de la demanda total y asignación de la misma a cada usuario, se deberá proceder a aplicar lo indicado en el punto 11.2 de este protocolo.

De no llegar a posibles soluciones, el Gestor Técnico del Sistema convocará reuniones entre los sujetos implicados, operadores de distribución y operadores de transporte para llegar a un acuerdo y establecer una programación de demanda viable.

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