Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural.

La Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, determinó el funcionamiento del sector gasista bajo los preceptos de liberalización de las actividades de suministro y la regulación de las actividades de transporte, distribución y almacenamiento de gas, incluyendo, entre otros, los principios generales del régimen de autorización de las instalaciones gasistas.

Asimismo, la Directiva 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior del gas natural y por la que se deroga la Directiva 2003/55/CE promueve la creación de un mercado interior de gas natural, del que el sistema gasista español es parte, basado en zonas de balance con mercados organizados e interconectados y dotados de peajes con zonas de entrada y salida con contratación independiente.

Dicha Directiva se complementa con el Reglamento (CE) n.º 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.º 1775/2005, con el Reglamento (UE) n.º 984/2013 de la Comisión, de 14 de octubre de 2013, por el que se establece un código de red sobre los mecanismos de asignación de capacidad en las redes de transporte de gas, y con el Reglamento (UE) n.º 312/2014 de la Comisión, de 26 de marzo de 2014, por el que se establece un código de red sobre el balance de gas en las redes de transporte.

En el caso de España, el actual nivel de desarrollo de las infraestructuras, la regulación sectorial y el grado de madurez y competencia del mercado español de gas son suficientes para permitir el desarrollo de un mercado de gas organizado, habiéndose establecido los principios de su funcionamiento en la Ley 8/2015, de 21 de mayo, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, y por la que se regulan determinadas medidas tributarias y no tributarias en relación con la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos.

Este mercado, cuando esté completamente desarrollado, reflejará una señal de precios transparente, facilitará la entrada de nuevos comercializadores dinamizadores del mercado y, por tanto, incrementará la competencia en el sector. Su desarrollo exitoso requiere que las normas de contratación de acceso, de balance y la gestión técnica del sistema se orienten a facilitar la operación en él, siendo este el objetivo principal del presente real decreto.

Se prevé la integración en el Mercado Organizado de gas de la actividad desarrollada en toda la península Ibérica. En este sentido, en la XXVIII Cumbre Hispano-Lusa los gobiernos de España y Portugal se han comprometido a avanzar en la aprobación de un tratado internacional para integrar gradualmente ambos mercados.

El título I realiza una modificación profunda del régimen de contratación de capacidad establecido en el año 2001 mediante 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, basado en los principios siguientes: en primer lugar se regula la contratación independiente de entradas y salidas al sistema de transporte y distribución, configurando éste como un Punto Virtual de Balance que permita a los usuarios intercambiar sin ninguna restricción el gas introducido, favoreciendo el desarrollo de mecanismo ágiles y eficientes de contratación. Este aspecto es imprescindible para que el mercado organizado alcance un nivel óptimo de liquidez.

En segundo lugar se simplifican y agilizan los procedimientos de contratación de capacidad mediante la aplicación de contratos marco y la constitución de una plataforma telemática única de contratación gestionada por el Gestor Técnico del Sistema, que garantizará la aplicación de condiciones transparentes, objetivas y no discriminatorias y permitirá la eliminación de las restricciones técnicas mediante mecanismos de asignación de capacidad.

El tercer principio es el establecimiento de mecanismos de mercado para la asignación de capacidad con carácter firme durante todo el periodo contratado, aplicando un sistema de garantías que no suponga un coste excesivo para el comercializador.

La Ley 8/2015, de 21 de mayo, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos y por la que se regulan determinadas medidas tributarias y no tributarias en relación con la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos, introdujo un nuevo artículo en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, el 65 bis, en el que se crea el mercado organizado de gas, habilitando al Gobierno para que reglamentariamente se regulen, entre otras materias, los sujetos que pueden operar, las condiciones y características de los productos a negociar.

Por lo tanto, este artículo establece las bases para la creación de un mercado mayorista organizado, similar a los que ya se encuentran desarrollados en otros países de nuestro entorno y compatible con el denominado «Gas Target Model» promovido por la Comisión Europea.

En el título II se desarrolla el Mercado Organizado de Gas, integrado por transacciones de compra y venta de gas, libres y anónimas. Las Reglas del Mercado Organizado y el contrato de adhesión a dichas Reglas serán aprobados por resolución del Secretario de Estado de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Dicho Mercado Organizado de Gas se entiende sin perjuicio de la existencia de otras plataformas de mercado u operaciones bilaterales de compraventa.

El mercado funcionará con base en una «Sesión de Negociación» donde pueden coexistir subastas y mercado continuo. Los agentes realizarán sus ofertas de compra y venta de los distintos productos en la plataforma de mercado y para toda oferta recibida, previamente a su incorporación a la negociación, se comprobará que se han constituido garantías suficientes. Una vez que una oferta resulta casada, la transacción es firme y conlleva la obligación del pago y el derecho de cobro al precio de la transacción.

Ante la necesidad de optimizar la gestión y abaratar el sistema de garantías para poder operar en el sistema gasista, el título III incluye la gestión centralizada de garantías.

El título IV establece el mecanismo de adjudicación por concurrencia de las instalaciones de transporte primario de influencia local, dando así cumplimiento a lo dispuesto en el artículo 67 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre. Dichas adjudicaciones se harán mediante mecanismos de mercado con base en criterios transparentes, objetivos y no discriminatorios. Las entidades que resulten adjudicatarias de dichas instalaciones se encuentran incluidas en el ámbito de aplicación de lo establecido en la Ley 31/2007, de 30 de octubre, sobre procedimientos de contratación en los sectores de agua, la energía, los transportes y los servicios postales.

Asimismo, en el mismo título se regula el régimen económico de las dichas instalaciones, en cumplimiento de la habilitación al Gobierno incluida el artículo 64.3 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre. En estos casos la retribución se vincula a la demanda vehiculada por el gasoducto, de forma que parte del riesgo de la instalación es asumido por el titular de la instalación y no por el sistema, de forma similar a la actividad de distribución.

En el presente real decreto se establece el procedimiento de inspección periódica de instalaciones receptoras de combustibles gaseosos por canalización y se determina la naturaleza de las conexiones entre las redes de transporte y distribución de gas natural en cumplimiento de lo establecido en el artículo 73.1 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre. Estas medidas se enmarcan dentro de las reformas para fomentar la competencia en las inspecciones de combustibles gaseosos así como para optimizar los costes de las nuevas infraestructuras de gas natural. Asimismo, con el fin de mantener la coherencia normativa, se modifican algunas disposiciones del Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, por el que se aprueba el Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus instrucciones técnicas complementarias ICG 01 a 11, en materia de inspecciones de instalaciones receptoras de gas.

Desde el punto de vista del sistema de seguridad de suministro de hidrocarburos, se introducen medidas con objeto de optimizar los costes derivados del mantenimiento de las reservas obligatorias. Estas medidas, en última instancia, revertirán en un menor coste para el consumidor.

El presente real decreto también introduce medidas relevantes referidas a la seguridad de suministro de crudo y productos petrolíferos modificando, a estos efectos, el Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, por el que se regula la obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas natural y la corporación de reservas estratégicas de productos petrolíferos. Tales modificaciones se enmarcan dentro de las reformas para fomentar la competencia y la eficiencia en los mercados mayorista y minorista de hidrocarburos que, en última instancia, revertirán en un menor coste para el consumidor.

La profunda caída de demanda de productos petrolíferos observada en los últimos años no ha ido acompañada de una reducción similar en las existencias mantenidas por la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES) lo cual ha producido la aparición de un excedente de capacidad, excedente que se traduce en unos mayores costes logísticos. Por este motivo, se flexibiliza el régimen de cobertura voluntaria por medio del cual los sujetos obligados pueden solicitar que la Corporación les mantenga parte de la obligación que les correspondería mantener por sí mismos. El mecanismo para la asignación de la capacidad así solicitada se realizará bajo los principios de transparencia, concurrencia y mínimo coste, priorizando no obstante a los sujetos con menor poder de mercado. Asimismo, se permite a la citada Corporación la cobertura de las obligaciones de sujetos extranjeros bajo determinadas circunstancias. Finalmente, se establece la venta del excedente que no resulte cubierto tras la aplicación de las medidas anteriores, de acuerdo con un plan de ventas que la Corporación deberá presentar en el plazo de seis meses.

Por otra parte, se flexibilizan los requisitos bajo los cuales los sujetos extranjeros pueden mantener sus existencias en España, sustituyendo el requisito de existencia de un acuerdo intergubernamental por un procedimiento marco al que podrán acogerse los sujetos comunitarios que así lo deseen.

Por último, a la vista de la aplicación práctica del sistema de existencias mínimas de seguridad, en particular, tras la reforma operada en el mismo en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, por medio del Real Decreto-ley 15/2013, de 13 de diciembre, sobre reestructuración de la entidad pública empresarial «Administrador de Infraestructuras Ferroviarias» (ADIF) y otras medidas urgentes en el orden económico, se modifican otros aspectos puntuales del referido Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, con la finalidad de mejorar el funcionamiento de dicho sistema, de actualizar el significado de determinados conceptos así como de garantizar la plena coherencia de estas normas y de la Directiva 2009/119/CE, del Consejo, de 14 de septiembre de 2009, por la que se obliga a los Estados Miembros a mantener un nivel mínimo de reservas de petróleo crudo o productos petrolíferos manteniéndose, no obstante, inalterados los elementos sustanciales de la regulación actual.

Todas las medidas anteriores contribuirán a aumentar la competencia efectiva en el sector de los hidrocarburos líquidos y aumentan la eficiencia del sistema logístico en su conjunto, todo lo cual repercutirá en un menor coste para el consumidor y para las empresas.

Finalmente, se clarifica la normativa aplicable a diversos procedimientos regulados en la actividad de exploración y explotación de hidrocarburos.

Tal y como dispone la disposición final primera de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, la presente norma tiene carácter básico, de acuerdo con los artículos 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución, que atribuye al Estado competencias exclusivas sobre las bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y sobre las bases del régimen energético.

De acuerdo con el artículo 5.2.a) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el presente real decreto ha sido sometido a informe de la citada Comisión.

En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria, Energía y Turismo, con la aprobación previa del Ministro de Hacienda y Administraciones Públicas, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 30 de octubre de 2015,

DISPONGO:

Artículo 1. Objeto.

El presente real decreto tiene por objeto la regulación del mercado organizado de gas, el acceso de terceros a las instalaciones con acceso regulado del sistema gasista, la gestión de garantías y el procedimiento de adjudicación y retribución de instalaciones de transporte primario de influencia local.

Artículo 2. Instalaciones incluidas en el régimen de acceso de terceros.

1. Quedan incluidas en el régimen regulado de acceso de terceros las infraestructuras gasistas incluidas en este artículo, con las salvedades previstas en los apartados 4, 5 y 6:

a) Las plantas de recepción, almacenamiento, y regasificación de gas natural licuado (GNL) pertenecientes a la red básica, incluyendo las instalaciones de carga de cisternas de gas natural licuado.

b) Los almacenamientos subterráneos de gas natural pertenecientes a la red básica que puedan abastecer el sistema gasista.

c) Las instalaciones de transporte de gas natural.

d) Las instalaciones de distribución de gas natural, incluyendo las plantas satélites de GNL que suministren a varios consumidores.

e) Los gasoductos de conexión internacional, entendiendo como tales los ubicados en el territorio español que conectan la red nacional con las redes de gasoductos de otros países o con yacimientos o almacenamientos existentes en otros países.

f) Los gasoductos de conexión del sistema gasista con los yacimientos, almacenamientos e instalaciones de producción de biometano en los términos establecidos en el artículo 54 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.

g) Cualquier otra instalación necesaria para el suministro de gas natural a los usuarios con derecho de acceso.

2. A los efectos previstos en este real decreto, se denominan operadores de instalaciones a los titulares o a los gestores, según proceda, de las instalaciones referidas en el apartado 1 de este artículo. Los operadores de dichas instalaciones tendrán la obligación de permitir el acceso de terceros a las mismas.

3. A los efectos previstos en este real decreto se denomina Sistema de Transporte y Distribución aquel que comprende las instalaciones incluidas en los párrafos c), d), e), f) y g) del apartado 1 del presente artículo.

4. No están incluidos en el régimen de acceso del presente real decreto, los gasoductos definidos como líneas directas en el artículo 78 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos.

5. En el caso de las instalaciones que hayan obtenido una exención de acuerdo con lo establecido en el artículo 71 de la Ley 34/1998 de 7 de octubre, se les aplicarán las condiciones indicadas en la decisión de exención.

6. En el caso de las instalaciones de almacenamiento subterráneo no básico, será de aplicación lo dispuesto en el artículo 70.3 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre.

Artículo 3. Sujetos con derecho de acceso.

En los términos y condiciones establecidos en el presente real decreto tienen derecho de acceso a las instalaciones del sistema gasista los siguientes sujetos:

a) Los comercializadores de gas natural.

b) Los consumidores directos en mercado.

c) El Gestor Técnico del Sistema Gasista español, los transportistas, y distribuidores de gas natural y la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES), podrán ejercer el acceso a las instalaciones única y exclusivamente cuando así lo requieran para el desarrollo de las actividades para las que estén expresamente habilitados por la normativa vigente.

Artículo 4. Denegación del acceso.

1. Únicamente podrá denegarse el acceso a las instalaciones en el supuesto de falta de capacidad disponible durante el período contractual solicitado, en el caso de impago de los peajes y cánones según lo detallado en el artículo 11 o por insuficiencia de las garantías depositadas.

2. No se podrá denegar el acceso en un punto de salida a un consumidor por falta de capacidad cuando se refiera a un suministro existente que se encuentre consumiendo o haya consumido durante el último año gas natural en las cantidades solicitadas.

3. A solicitud de cualquiera de las partes implicadas, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia resolverá sobre las discrepancias relativas al acceso a las instalaciones, incluidas las que se deriven de la denegación del mismo.

Artículo 5. Plataforma telemática única de solicitud y contratación de capacidad.

1. El Gestor Técnico del Sistema, por sí mismo o a través de un tercero, habilitará una plataforma telemática única de solicitud y contratación de capacidad en las instalaciones incluidas en el régimen regulado de acceso de terceros, con excepción de las interconexiones con otros países de la Unión Europea cuya contratación de acceso se regula según lo dispuesto en el Reglamento (UE) n.º 984/2013 de la Comisión, de 14 de octubre de 2013, por el que se establece un código de red sobre los mecanismos de asignación de capacidad en las redes de transporte de gas y se completa el Reglamento (CE) n.º 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre las condiciones de acceso a las redes de transporte de gas natural y por el que se deroga el Reglamento (CE) n.º 1775/2003 y la normativa de desarrollo y aplicación dictada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

A través de la plataforma telemática única de solicitud y contratación de capacidad, se accederá a los datos incluidos en los párrafos a) a d) del artículo 43.2.7.º del Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural.

Por resolución del Secretario de Estado de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, serán aprobados los requisitos técnicos de esta plataforma. Esta resolución será publicada en el «Boletín Oficial del Estado».

2. Los operadores de instalaciones deberán ofertar su capacidad disponible en esta plataforma y reconocerán los derechos de capacidad contratados.

Cada solicitud de adquisición de capacidad introducida, supondrá un compromiso firme, vinculante para las partes, de adquisición del producto en cuestión.

Toda solicitud de capacidad introducida en la plataforma estará sujeta a un proceso inmediato de validación por parte del Gestor Técnico del Sistema para comprobar que se han constituido garantías suficientes, de acuerdo con lo establecido en los artículos 33 y 34 del presente real decreto.

El contrato se perfeccionará en el momento de la casación en los casos en que la asignación de capacidad se realice mediante procedimientos de subasta o adjudicación de la capacidad en el resto de los procedimientos.

La plataforma posibilitará la contratación con suficiente antelación teniendo en cuenta los diferentes horizontes temporales de cada producto.

3. Los contratos realizados se considerarán firmes, vinculantes para las partes, durante todo el periodo contratado, debiendo abonar el titular de la capacidad contratada la totalidad de los peajes que correspondan de acuerdo con la normativa vigente, incluso en el caso de no utilización de la capacidad.

Artículo 6. Productos estándar de contratación de capacidad.

1. Para todas las instalaciones incluidas en el régimen regulado de acceso de terceros, se definen los siguientes productos, caracterizados por una duración estándar, que podrán ser modificados por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia:

a) Producto anual. Servicio que da derecho al uso de la capacidad contratada durante todos los días de un año. La capacidad anual se podrá ofertar, como máximo, para los quince años de gas siguientes.

b) Producto trimestral. Servicio que da derecho al uso de la capacidad contratada durante todos los días de un trimestre, comenzando el 1 de octubre, 1 de enero, 1 de abril o 1 de julio, según corresponda.

c) Producto mensual. Servicio que da derecho al uso de la capacidad contratada durante todos los días de un mes natural, comenzando el 1 de cada mes.

d) Producto diario. Servicio que da derecho al uso de la capacidad contratada durante un día de gas.

e) Producto intradiario. Servicio que da derecho al uso de la capacidad contratada desde la hora efectiva de contratación hasta el final del día de gas.

2. Para la contratación de capacidad de salida desde el Punto Virtual de Balance a consumidores finales, en lugar de producto anual se podrá optar por contratos de duración indefinida, no asociados a los periodos estándares de contratación, manteniéndose el contrato vigente en tanto no se produzca el traspaso a otro comercializador, la modificación de la capacidad contratada, la baja o la suspensión del suministro, sin que se puedan superponer varios contratos indefinidos con el mismo comercializador.

Salvo en el caso de causar baja en el suministro, la reducción de capacidad contratada no podrá realizarse hasta transcurrido un año desde la última modificación.

3. El listado de servicios ofertados en las instalaciones incluidas en el régimen regulado de acceso de terceros, a excepción de las interconexiones con otros países de la Unión Europea, se encuentra detallado en el anexo.

Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, podrá modificarse el anexo.

Se modifica el apartado 2 por el art. 3 del Real Decreto 335/2018, de 25 de mayo. Ref. BOE-A-2018-6998

Téngase en cuenta para su aplicación la disposición transitoria 3 del citado Real Decreto.

Artículo 7. Contratación del acceso al Punto Virtual de Balance del sistema de gas natural.

1. Todo el gas que ha tenido entrada en el sistema de transporte y distribución se considerará ubicado en el Punto Virtual de Balance del sistema de gas natural.

2. En el Punto Virtual de Balance se pueden realizar transacciones comerciales de cambio de titularidad de gas independientemente del punto de entrada o salida del mismo. Todo el gas entregado en el Punto Virtual de Balance es libremente intercambiable sin ninguna restricción.

3. Los sujetos con derecho de acceso contratarán, de manera independiente, los servicios de acceso de entrada y salida del Punto Virtual de Balance recogidos en el anexo.

Artículo 8. Procedimiento de asignación de capacidad.

1. La asignación de capacidad de acceso a las instalaciones incluidas en el régimen de acceso de terceros se realizará preferentemente mediante procedimientos de mercado.

En el caso de instalaciones infracontratadas, se podrán desarrollar mecanismos de asignación de capacidad basados en criterios cronológicos de solicitud del acceso a las instalaciones.

Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercado y la Competencia, se establecerá bajo qué condiciones una infraestructura se considera que está infracontratada.

Asimismo, se podrán desarrollar mecanismos de mercado específicos para la asignación de capacidad en nuevas infraestructuras, o para la asignación de capacidad en los almacenamientos subterráneos necesaria para el cumplimiento de las obligaciones de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de gas natural.

2. Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se aprobarán los procedimientos de asignación de capacidad de acceso a las instalaciones del sistema gasista, que deberán contemplar, al menos, los siguientes aspectos:

a) La definición detallada del producto que se oferte.

b) Porcentaje de capacidad reservada para contratos de duración inferior al año.

c) Cuando así se determine, podrán ofertarse productos de capacidad agregados, entendiendo como tales aquellos en los que se ofrezca capacidad indiferenciada ubicada en dos o más instalaciones indistintamente.

3. Por resolución del Secretario de Estado de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se podrá desarrollar el contenido de la orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, contemplando, al menos, los siguientes aspectos:

a) Las reglas del procedimiento de asignación de la capacidad.

b) El precio de salida y, en su caso, de reserva.

c) El calendario de desarrollo del procedimiento de asignación y de contratación de la capacidad asignada.

d) El mecanismo de asignación de la capacidad no adjudicada.

e) En los puntos en que el Gestor Técnico del Sistema así lo justifique, se podrán ofertar productos de naturaleza interrumpible.

Esta resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado».

4. Si como resultado de la asignación de capacidad mediante procedimientos de mercado se obtuvieran ingresos adicionales a los previstos en aplicación de los peajes y cánones en vigor, estos tendrán la consideración de ingresos liquidables del sistema.

5. Lo dispuesto en este artículo no es de aplicación a la contratación de capacidad de salida del Punto Virtual de Balance a consumidores finales.

Artículo 9. Contratación de capacidad de salida desde el Punto Virtual de Balance a un consumidor final.

1. La contratación de acceso de capacidad de salida para el suministro a un consumidor final se realizará a través de la plataforma telemática a la que hace referencia el artículo 5.1 del presente real decreto y requerirá la validación previa por parte del Gestor Técnico del Sistema, de que las garantías constituidas por el comercializador o consumidor directo en mercado, en su caso, son suficientes.

2. Las solicitudes de acceso que supongan un cambio de comercializador supondrán de forma automática y a partir de la fecha efectiva del mismo, el traspaso desde el comercializador saliente al comercializador entrante del correspondiente contrato de capacidad de salida desde el Punto Virtual de Balance al consumidor final.

3. Las solicitudes de acceso que no supongan cambio de comercializador, incluyendo las altas de nuevos suministros y las modificaciones de capacidad contratada de suministros existentes, requerirán asimismo la comprobación previa por parte del titular de las instalaciones de que existe capacidad suficiente y se resolverán en un plazo máximo de 7 días naturales a partir de la recepción de la solicitud por el distribuidor o transportista.

En el caso de la contratación de capacidad diaria o intradiaria, la comprobación previa de que existe capacidad suficiente se realizará en un plazo máximo de una hora.

4. En el caso de solicitudes de acceso por parte de futuros consumidores que no estén previamente conectados a la red, se aplicará el procedimiento de solicitud de acometidas o conexiones a red establecido en la normativa de aplicación.

5. En los puntos de suministro podrán suscribirse varios contratos de acceso de la misma o diferente duración. En caso de que alguno de ellos tenga duración inferior al mes, el punto de consumo deberá disponer de telemedida.

6. Los consumidores que formalicen contratos de duración inferior a un mes, de acuerdo con los productos definidos en el artículo 6.1, deberán disponer de equipo de telemedida operativo.

Artículo 10. Mercado secundario de capacidad.

1. La capacidad de las instalaciones del sistema gasista que esté contratada de acuerdo con el régimen de acceso de terceros en vigor, podrá ser objeto de compraventa o subarriendo a otros sujetos con derecho de acceso con excepción de la capacidad de salida del Punto Virtual de Balance a un consumidor que se considera asociada a cada consumidor.

2. Los comercializadores y consumidores directos en mercado podrán transmitir la capacidad de la que sean titulares mediante compraventa o subarriendo mientras que el resto de los sujetos con derecho de acceso únicamente podrán transmitir la capacidad mediante compraventa. Todos los sujetos con derecho de acceso podrán adquirir capacidad mediante compraventa o subarriendo.

3. Las operaciones de compraventa o subarriendo de capacidad podrán realizarse por la cantidad total de capacidad contratada o por una parte de la misma y por la duración temporal total contratada o por una parte de la misma.

4. Los usuarios podrán realizar libremente operaciones de compraventa de capacidad o subarriendo a través de acuerdos bilaterales o a través de la plataforma telemática única de solicitud y contratación de capacidad. En ambos casos las operaciones deberán quedar anotadas en la plataforma telemática con independencia del método utilizado para la transacción y las operaciones de compraventa deberán ser validadas previamente por el Gestor Técnico del Sistema en relación con la suficiencia de las garantías constituidas.

Los operadores de las instalaciones tendrán la obligación de facilitar las transacciones de capacidad en el mercado secundario y reconocer la transferencia de los derechos de capacidad que se les notifique.

5. El Gestor Técnico del Sistema llevará un registro de las operaciones realizadas, de forma que en todo momento se encuentre reflejada la titularidad de la capacidad contratada en el sistema o, en el caso de subarriendo, el titular del derecho de nominación.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y el Ministerio de Industria, Energía y Turismo tendrán acceso telemático al registro de operaciones de reventa y subarriendo de capacidad.

6. A la capacidad adquirida en el mercado secundario mediante compraventa le serán de aplicación todos los derechos y obligaciones que la legislación vigente aplique a los contratos realizados con los operadores de las instalaciones, incluidos, en su caso, la constitución de garantías que sean de aplicación.

Artículo 11. Contratos de acceso a las instalaciones.

1. Por resolución del Secretario de Estado de Energía, a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se aprobarán los contratos marco o modelos normalizados de contratos de acceso a las instalaciones del sistema gasista y las adendas necesarias para incluir las capacidades contratadas de cada producto y periodo. Esta resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado».

En el caso de las conexiones internacionales por gasoducto con otros países de la Unión Europea, los contratos serán aprobados por resolución de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, de acuerdo con las competencias otorgadas en la Ley 3/2013, de 4 de junio. Esta resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado».

2. El operador de la instalación no podrá establecer condicionantes adicionales al acceso o exigir la inclusión de cláusulas adicionales que no estén contempladas en los modelos normalizados.

3. Las condiciones mínimas de los contratos de acceso a suscribir con los operadores de las instalaciones correspondientes serán las siguientes:

a) Sujeto obligado al pago de los peajes y cánones de acceso:

El sujeto obligado al pago de los peajes y cánones será el sujeto con derecho de acceso que ostente la titularidad del derecho de capacidad durante el período establecido, ya ostente dicha titularidad mediante una adquisición primaria o mediante una adquisición de reventa efectuada en el mercado secundario.

En caso de impago de los peajes o cánones, el operador de las instalaciones no podrá exigir dicho pago al consumidor, salvo en el que caso en que ejerzan su derecho de acceso actuando como Consumidor Directo en Mercado.

El impago del contrato de suministro suscrito entre el consumidor y el comercializador no exime a éste de su obligación de pago por el acceso a las instalaciones.

b) Período de pago: Quince días naturales desde la fecha de emisión de la factura por parte del operador de las instalaciones.

c) Incumplimientos: Darán lugar a la suspensión temporal del contrato.

4. En caso de disconformidad con la aplicación de los modelos normalizados, cualquiera de las partes podrá plantear conflicto ante la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que resolverá de acuerdo con lo previsto en el artículo 12.b.1.º de la Ley 3/2013, de 4 de junio.

Artículo 12. Procedimientos de gestión de las congestiones.

1. Por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se aprobarán los procedimientos de gestión de las congestiones aplicables a las instalaciones del sistema gasista español.

2. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobará, mediante circular, los procedimientos de gestión de las congestiones en las conexiones internacionales con Europa previstos en el anexo I del Reglamento CE n.º 715/2009 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009.

Artículo 13. Mercado Organizado de Gas.

1. El Mercado Organizado de Gas está integrado por transacciones libres y voluntarias de compra y venta de gas natural a corto plazo con entrega física en el Punto Virtual de Balance, así como el resto de productos definidos en el artículo 14.

2. La contratación de gas natural a corto plazo abarca los productos cuyo horizonte de entrega se incluye entre el propio día y, al menos, el último día del mes siguiente al de la realización de la transacción.

3. Este mercado se constituye como «Plataforma de Comercio», según se define en el artículo 10 del Reglamento (UE) n.º 312/2014 de la Comisión, de 26 de marzo de 2014, por el que se establece un código de red sobre el balance de gas en las redes de transporte.

Artículo 14. Productos negociados en el Mercado Organizado de Gas.

1. En el Mercado Organizado de Gas se negociará, como mínimo los siguientes productos:

a) Productos normalizados de transferencia de titularidad del gas en el Punto Virtual de Balance con un horizonte temporal hasta el último día del mes siguiente al de la realización de la transacción.

b) Producto normalizado a corto plazo consistente en la transferencia de titularidad del gas ubicado en el Punto Virtual de Balance que el Gestor Técnico del Sistema puede adquirir o vender para realizar sus funciones de balance.

c) Producto normalizado local a corto plazo consistente en la transferencia de titularidad del gas ubicado en un punto o conjunto de puntos determinados de entrada o de salida al/desde el Punto Virtual de Balance que el Gestor Técnico del Sistema puede adquirir o vender para realizar sus funciones de balance.

2. Adicionalmente y previa habilitación por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, se podrán negociar los siguientes productos relativos a la cadena de suministro de gas:

a) Productos de adquisición de gas necesario para el funcionamiento del sistema gasista, como el gas de operación, el gas talón, el gas colchón de los almacenamientos subterráneos, el gas para el mantenimiento de las existencias estratégicas de gas natural o la parte de gas para el suministro a consumidores de último recurso que se determine por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.

b) Productos de transferencia de titularidad del gas entregados en el Punto Virtual de Balance del sistema con un horizonte temporal mayor al último día del mes siguiente al de la realización de la transacción.

c) Servicios de balance basados en la compraventa de gas promovidos por el Gestor Técnico del Sistema.

d) Productos de transferencia de titularidad del gas natural licuado en los tanques de las plantas de regasificación y de gas natural en los almacenamientos subterráneos.

e) Cualquier otro producto que se considere necesario.

En la citada orden se fijará, para cada nuevo producto a negociar, sus características, mecanismos de negociación y la forma de retribución del Operador del Mercado, en función de la naturaleza del mismo, así como las condiciones de separación de actividades, incluyendo la separación contable, que resulten exigibles.

Artículo 15. Reglas del Mercado Organizado de Gas.

1. Las Reglas del Mercado Organizado de Gas contienen los procedimientos, términos y condiciones que resultan aplicables a la organización y funcionamiento de dicho mercado así como a su gestión técnica y económica.

2. Estas Reglas, así como el contrato de adhesión a dichas Reglas, serán aprobadas por resolución del Secretario de Estado de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia, a propuesta del Operador del Mercado y se publicarán en el «Boletín Oficial del Estado».

3. El Operador del Mercado deberá publicar en su página web una versión inglesa y otra portuguesa de las Reglas y Resoluciones de Mercado tras su aprobación y modificación.

Artículo 16. Resoluciones de Mercado, Instrucciones y Guías de Usuario.

1. Por resolución de la Secretaría de Estado de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y de la Competencia, se aprobarán las Resoluciones de Mercado que resulten necesarias para la aplicación y ejecución de las Reglas.

2. Dichas Resoluciones de Mercado tendrán por objeto el establecimiento de los detalles de los diferentes procesos y productos del mercado y serán propuestas por el Operador del Mercado, previo informe del Comité de Agentes del Mercado. También se publicarán en el «Boletín Oficial del Estado».

3. En aquellos casos en que sea estrictamente necesario o urgente para la correcta operación del mercado organizado de gas, y siempre de acuerdo a un principio de operación prudente, el Operador del Mercado podrá dictar las Instrucciones que resulten necesarias con objeto de responder a la necesidad de introducir detalles operativos de las Reglas o Resoluciones de Mercado. Estas Instrucciones, una vez publicadas por el Operador del Mercado, se notificarán al Ministerio de Industria, Energía y Turismo, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Comité de Agentes del Mercado. Por resolución de la Dirección General de Política energética y Minas se podrá ordenar la publicación de dichas instrucciones en el «Boletín Oficial del Estado».

4. El Operador del Mercado podrá elaborar Guías de Usuario para la eficaz operación y la adecuada utilización por los agentes del mercado de los sistemas informáticos y la Plataforma del Mercado que la normal operación del mismo requiera.

5. Se notificarán al Ministerio de Industria, Energía y Turismo, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Comité de Agentes del Mercado.

Artículo 17. Sujetos que pueden actuar en el Mercado Organizado de Gas.

Podrán actuar en el Mercado Organizado de Gas los siguientes sujetos:

a) El Operador del Mercado Organizado de Gas.

b) Los comercializadores de gas natural.

c) Los transportistas y distribuidores de gas natural.

d) Los consumidores directos en mercado, entendidos como aquellos consumidores que hayan contratado capacidad de acceso a la instalación de transporte o distribución a la que estén conectados para su propio consumo, independientemente de si adicionalmente han suscrito un contrato ordinario con un comercializador.

e) El Gestor Técnico del Sistema gasista español.

f) La Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES).

g) Cualquier otro sujeto que realice operaciones de compra venta de gas con el resto de los participantes del mercado sin acceder a instalaciones de terceros con las limitaciones incluidas en la Ley 34/1998, de 7 de octubre.

h) El Gestor Técnico Global del sistema gasista portugués.

Artículo 18. Sujeto habilitado y agente del Mercado Organizado de gas.

1. Se entiende por sujeto habilitado aquel que cumple los requisitos exigidos por el Gestor Técnico del Sistema gasista español para permitir la recepción de sus notificaciones de transacciones de gas.

2. Agente del Mercado Organizado de gas es aquella persona jurídica que, habiendo adquirido la condición de sujeto habilitado, ha suscrito el contrato de adhesión a las Reglas del Mercado y ha sido admitido como tal por el Operador del Mercado.

3. Dependiendo de los requisitos cumplidos en el sistema gasista español y portugués, los agentes podrán negociar productos con entrega en el sistema gasista español, en el sistema gasista portugués, o en ambos sistemas.

4. Los agentes podrán participar en el Mercado Organizado de Gas directamente o a través de un representante. En este caso, el representado asumirá la plena responsabilidad por todos los actos del representante en el Mercado Organizado de Gas en su nombre.

Artículo 19. Derechos y obligaciones de los Agentes.

1. Sin perjuicio de otros derechos que se encuentren establecidos en la normativa aplicable y en las Reglas, cada agente tiene derecho a:

a) Realizar operaciones sobre los productos admitidos a negociación para los que cumpla los requerimientos establecidos en las especificaciones de dichos productos.

b) Tener acceso, en condiciones objetivas y no discriminatorias y sin perjuicio de la observancia de las correspondientes obligaciones de confidencialidad, a toda la información y documentación relacionada con el funcionamiento del mercado y, en concreto, con su participación en el mismo.

c) Ser debidamente informado en relación al mercado, así como a las operaciones que ha realizado, a través de la plataforma habilitada por el Operador del Mercado para este fin.

d) Cobrar el resultado de la facturación de las operaciones efectuadas en el mercado cuando el saldo de la misma resulte ser acreedor para el agente.

e) Efectuar consultas y reclamaciones de acuerdo con las Reglas del Mercado.

f) La confidencialidad de aquella información derivada de su participación en el mercado como aquella que haya intercambiado con el Operador del Mercado.

g) Ser informado en tiempo y forma de cualquier modificación tanto en la normativa de mercado como en la interpretación de la misma, así como de todas aquellas que pueda condicionar su participación.

h) Elevar propuestas de modificación normativa al Comité de Agentes del Mercado, a la Secretaría de Estado de Energía o a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

2. Sin perjuicio de otras obligaciones que se encuentren establecidas en la normativa aplicable y en las Reglas, cada agente debe, de forma continuada:

a) Satisfacer los requisitos de admisión, que se encuentran fijados en condiciones objetivas y no discriminatorias.

b) Respetar la operativa del mercado, en particular la obligación de que las ofertas se realicen conforme a lo establecido en las Reglas del Mercado. A tal efecto, el agente, mediante la firma del Contrato de Adhesión, declara conocer y aceptar íntegramente el contenido de las Reglas y Resoluciones de Mercado vigentes en cada momento, siendo conocedor asimismo de las normas aplicables y de las Instrucciones y Guías dictadas.

c) Mantener la confidencialidad de aquella información que haya obtenido a través de su participación en el mercado, o a través del Operador del Mercado o de la sociedad proveedora de servicios de liquidación.

d) Disponer de los medios necesarios para la correcta operativa del mercado y cumplir los requerimientos en la operación técnica, tal y como se establece en las Reglas del Mercado.

e) Mantener los datos asociados al agente debidamente actualizados en la Plataforma del Mercado. El agente es el exclusivo responsable de mantener sus datos actualizados en todo momento.

f) Responder de las obligaciones económicas que se deriven de su actuación en el mercado.

g) Comunicar el cese en el cumplimiento de cualquiera de los requisitos de acceso al mercado así como cualquier cambio previsto en la situación del agente que le lleve a dejar de cumplir los requisitos de acceso al mercado.

Artículo 20. Creadores de Mercado.

Adicionalmente a lo establecido en la disposición adicional trigésimo cuarta de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y con objeto de fomentar la liquidez de productos admitidos a negociación en el Mercado Organizado de Gas, las Reglas del Mercado establecerán los términos y condiciones de participación voluntaria de agentes creadores de mercado.

Artículo 21. Funciones del Operador del Mercado.

1. El Operador del Mercado es el responsable de la gestión del Mercado Organizado de Gas, debiendo desempeñar las funciones necesarias y adecuadas para el apropiado funcionamiento del mismo y la gestión económica de sus servicios, respetando los principios de eficiencia, eficacia, transparencia, objetividad, no discriminación e independencia.

2. Le corresponde gestionar las diferentes Sesiones de Negociación, listar los productos negociables, recibir las ofertas de adquisición y venta, efectuar la gestión de las mismas y de las anotaciones fruto de las casaciones en dicho mercado.

3. En particular le corresponden las siguientes funciones:

a) Formalizar y aceptar la admisión de los posibles agentes.

b) Definir los productos admitidos a negociación que serán aprobados mediante Resolución de Mercado.

c) Recibir las ofertas de venta y de adquisición de gas y de cuantos otros productos que, eventualmente, puedan ser negociados, efectuando la verificación y gestión de las mismas, de acuerdo con las Reglas.

d) Casar las distintas ofertas recibidas de acuerdo con las Reglas.

e) Calcular los precios de los productos negociados para cada Sesión de Negociación, resultantes de las casaciones en el mercado.

f) Garantizar el adecuado funcionamiento de la Plataforma del Mercado.

g) Informar a los agentes, con la mayor brevedad posible, de las posibles incidencias o acontecimientos que pueden afectar al funcionamiento del mercado.

h) Poner a disposición de los agentes la documentación asociada al funcionamiento del mercado, en particular a la Plataforma del Mercado, así como las modificaciones y nuevas versiones que se publiquen, con antelación suficiente respecto al momento de su aplicación.

i) Publicar diariamente los precios y volúmenes negociados para cada uno de los productos del mercado, así como toda la información de carácter público que se establezca.

j) Publicar diariamente los precios de referencia, entre ellos, aquellos a utilizarse en las liquidaciones de desbalances.

k) Comunicar a cada Gestor Técnico del Sistema las notificaciones resultantes de las transferencias de titularidad de gas en el Mercado Organizado de Gas con entrega en el sistema gasista bajo su responsabilidad, resultado de las ofertas de compra y venta casadas de los productos con entrega en dicho sistema.

l) Comunicar a cada Gestor Técnico del Sistema, o a las entidades a quienes corresponda, la información asociada a las transacciones del resto de los productos negociados, que sea necesaria para el desarrollo de sus funciones.

m) Realizar directamente o a través de un tercero, actuando como contraparte, las liquidaciones de los procesos de mercado, la facturación y los procesos de cobros y pagos, así como la gestión de las garantías del mercado.

n) Comunicar y poner a disposición de los agentes los resultados económicos de sus transacciones.

o) Comunicar a las autoridades competentes los comportamientos contrarios al correcto funcionamiento del mercado, como la manipulación o tentativa de manipulación del mercado y la realización de operaciones con información privilegiada y de las situaciones que puedan resultar anómalas, siempre teniendo en cuenta la información a disposición del Operador del Mercado.

p) Elaborar y hacer público el código de conducta del Operador del Mercado.

q) Garantizar el secreto de la información de carácter confidencial que le haya sido puesta a su disposición por los agentes, de acuerdo con las normas aplicables.

r) Realizar directamente, o a través de un tercero, las labores de Gestor de Garantías del sistema de gas natural que se definen en este real decreto

s) Cualesquiera otras funciones que se establezcan normativamente.

Artículo 22. Sesiones de Negociación.

1. La negociación en el mercado se estructura en Sesiones de Negociación, pudiendo negociarse uno o varios productos en cada sesión.

2. En una Sesión de Negociación pueden coexistir dos tipos de negociación: subasta y mercado continuo.

3. Las fechas, horas y tipos de negociación admitidos en cada Sesión de Negociación, quedarán definidas en las Reglas y Resoluciones de Mercado.

Artículo 23. Cartera de Negociación.

1. Los agentes, o sus representantes, realizarán sus ofertas de compra y venta de los distintos productos a través de carteras de negociación, que serán siempre de titularidad del agente.

2. Todo agente podrá disponer de una o varias carteras de negociación de su titularidad.

3. Cada cartera de negociación permitirá únicamente la negociación de productos con entrega en un mismo sistema gasista.

Artículo 24. Plataforma del Mercado.

1. El Operador del Mercado proporcionará a los agentes la información y credenciales necesarias para la realización de los procesos de mercado a través de la Plataforma del Mercado, respetando siempre los criterios de confidencialidad.

2. A través de dicha plataforma, los agentes realizarán las acciones de registro en el Mercado Organizado de Gas, llevarán a cabo la negociación de los productos y podrán consultar la información sobre su participación en el mercado y los resultados del mismo.

Artículo 25. Características generales de las ofertas.

1. Cada oferta de compra o venta enviada por un agente, supone un compromiso firme por su parte de adquisición o entrega del producto en cuestión.

2. Toda oferta presentada estará asociada a una Cartera de Negociación. Para cada oferta debe ser especificado, al menos, el producto ofertado, cantidad del producto ofertada y precio.

3. Toda oferta recibida en la Plataforma del Mercado, previamente a su incorporación a la negociación, estará sujeta a un proceso de validación por parte del Operador del Mercado, en la que se comprobará, entre otras condiciones, que se han constituido garantías suficientes.

Artículo 26. Tipos de negociación.

1. Subastas:

a) En la negociación por subasta, los agentes pueden enviar ofertas de compra y venta para un producto determinado.

b) Se realizará la casación de las ofertas de venta y compra para cada producto subastado de manera independiente por medio del método de casación simple. El resultado de la casación determinará el precio marginal de cada producto, que será igual al precio del punto de corte de las curvas agregadas de venta y de compra de dicho producto, así como la cantidad de producto que se asigna para cada agente.

c) Podrán realizarse, entre otras, subastas de apertura, subastas de cierre o subastas ante determinados eventos.

2. Mercado continuo:

a) En la negociación en mercado continuo, los agentes pueden enviar ofertas de compra y venta para un producto determinado. Los agentes tienen en todo momento acceso a las informaciones de las ofertas presentadas por el resto de agentes.

b) Al introducir una oferta, la casación se realiza instantáneamente, en caso de que exista una oferta contraria competitiva.

Artículo 27. Efectos de la casación.

1. Una vez que una oferta resulta casada, la transacción es firme, conllevando, si la oferta es de compra, una obligación de adquisición del producto, y, si la oferta es de venta, una obligación de entrega del mismo, en el lugar de entrega indicado en la especificación del producto. Adicionalmente conlleva, respectivamente, la obligación de pago y el derecho de cobro al precio de la transacción.

2. La transacción se entenderá perfeccionada en el momento de la casación y ejecutada en el momento de la notificación por parte del Operador del Mercado al Gestor Técnico del Sistema. La entrega en cada día de gas del producto se entenderá efectuada en el momento de la notificación.

3. La transacción se prenotificará, a efectos informativos, al Gestor Técnico del Sistema el día que haya sido perfeccionada.

4. En el caso de haber perdido la condición de sujeto habilitado en el momento de la notificación, la entrega se entenderá no efectuada pero sí notificada, quedando sujeta a las normas de liquidación de desbalance y de las garantías del mercado Organizado de gas que se contemplen en las Reglas de Mercado.

Artículo 28. Proceso de notificaciones al Gestor Técnico del Sistema.

1. El Gestor Técnico del Sistema dispondrá de los mecanismos técnicos y operativos necesarios para la recepción de las notificaciones asociadas a las transacciones y contratos provenientes del Operador del Mercado y de otras plataformas que puedan negociar o intermediar productos con entrega en el sistema gasista español.

2. Los detalles de los intercambios necesarios para el desarrollo de este artículo se desarrollarán mediante protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema.

Artículo 29. Intercambios de información del Operador del Mercado con el Gestor Técnico del Sistema.

1. El Gestor Técnico del Sistema comunicará al menos una vez al día al Operador del Mercado los días de gas para los que los sujetos habilitados están autorizados a realizar transferencias de titularidad en el punto virtual de balance.

2. El Operador del Mercado utilizará esta información en el proceso de validación de las ofertas, no permitiendo a los agentes la realización de ofertas asociadas a productos que incluyan periodos de entrega para los que no estén autorizados.

3. El Operador del Mercado enviará cada día al Gestor Técnico del Sistema las prenotificaciones asociadas a las transacciones llevadas a cabo en las Sesiones de Negociación de dicho día, que incluirán, la suma de todas las energías correspondientes a las transacciones de compra y de venta con entrega en cada día de gas, para cada sujeto que haya actuado en el Mercado Organizado de Gas.

4. El Operador del Mercado enviará cada día al Gestor Técnico del Sistema las notificaciones asociadas a las transacciones llevadas a cabo con entrega el día siguiente de gas, que incluirán para cada día la suma de todas las energías correspondientes a las transacciones de compra y de venta con entrega en dicho día de gas para cada sujeto que haya actuado en el Mercado Organizado de Gas.

5. En el caso de productos intradiarios el Operador del Mercado enviará al Gestor Técnico del Sistema las notificaciones asociadas a las transacciones llevadas a cabo.

6. La pérdida de la habilitación de un sujeto para enviar notificaciones desde el momento del perfeccionamiento de la transacción hasta su notificación, no podrá ser causa del rechazo de dicha notificación.

7. El Gestor Técnico del Sistema comunicará al Operador del Mercado si existe algún sujeto que, habiendo realizado una o más transacciones en el mercado con entrega en el día de gas cuando estaba autorizado para ello, ha perdido la condición de Sujeto Habilitado. Las transacciones del mencionado sujeto se considerarán no entregadas en dicho día de gas quedando inalteradas las transacciones del resto de los agentes.

8. En las liquidaciones del Mercado Organizado de gas, las cantidades que debieran abonarse a un sujeto según los resultados económicos de las transacciones que no hubieran sido entregadas, y en la parte que no sea necesaria para cubrir obligaciones de pago en el mercado, se pondrán a disposición del Gestor de Garantías, junto con las garantías contempladas a tal efecto en las reglas de mercado, para que disponga de ellas, con el objeto de cubrir, en caso de que sea necesario, los eventuales incumplimientos en el pago de desbalances de dicho sujeto y, posteriormente cualquier otra obligación económica pendiente con el sistema gasista.

9. El Operador del Mercado y el Gestor Técnico del Sistema desarrollarán el protocolo de colaboración y los procedimientos necesarios para establecer los mecanismos de coordinación, las responsabilidades, los procesos y medios para el intercambio de información, determinar la información intercambiada y las actuaciones a realizar por ambas entidades para asegurar el correcto funcionamiento del Mercado Organizado de Gas.

10. Los detalles de los intercambios necesarios para el desarrollo de este artículo se aprobarán por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. El mecanismo de intercambio de información descrito en este artículo será utilizado por otras plataformas de negociación o intermediación con el Gestor Técnico del Sistema.

Artículo 30. Cálculo y publicación de los resultados económicos.

1. Corresponde al Operador del Mercado llevar a cabo el cálculo de los resultados económicos tras las casaciones del mercado y el registro y comunicación de las obligaciones de pago y los derechos de cobro a que den lugar las transacciones casadas en el Mercado Organizado de Gas.

2. El Operador del Mercado pondrá a disposición de cada agente los resultados económicos de sus transacciones respetando el anonimato de la negociación en el mercado organizado tanto en la casación como en la liquidación y las normas de confidencialidad establecidas en Reglas del Mercado. Asimismo, publicará la información agregada del conjunto de transacciones correspondientes a cada día de entrega y cada día de negociación.

Artículo 31. Procesos de liquidación de los resultados económicos.

1. Se entenderá por liquidación de los resultados económicos el conjunto de procesos tras los cuales los compradores abonan al Operador del Mercado el importe final a pagar, y éste, a su vez, abona a los vendedores el importe final a percibir por éstos en virtud de los resultados económicos.

2. Los procesos de liquidación de los resultados económicos comprenderán la facturación, la gestión de cobros y pagos y el cálculo de las garantías asociadas a su participación en el mercado.

3. Las transacciones de los agentes serán objeto de liquidación en los términos establecidos mediante las Reglas del Mercado.

Artículo 32. Comité de Agentes del Mercado.

1. El Operador del Mercado constituirá un Comité de Agentes del Mercado con funciones consultivas, que tendrá por objeto conocer y ser informado del funcionamiento y de la gestión del mercado realizada por el Operador del Mercado y la elaboración y canalización de propuestas que puedan redundar en un mejor funcionamiento del mismo.

2. Las funciones específicas del Comité de Agentes del Mercado serán las siguientes:

a) Conocer y ser informado de la evolución y del funcionamiento del mercado, así como del desarrollo de los procesos de casación y liquidaciones.

b) Conocer, a través del Operador del Mercado, las incidencias que hayan tenido lugar en el funcionamiento del mercado.

c) Analizar el funcionamiento del mercado y proponer al Operador del Mercado las modificaciones de las normas de funcionamiento que puedan redundar en un cambio o mejora operativa del mercado.

d) Informar de las nuevas propuestas de Reglas y Resoluciones de Mercado, incluyendo, en su caso, los votos particulares de sus miembros.

e) Asesorar al Operador del Mercado en la resolución de las incidencias que se produzcan en las Sesiones de Negociación.

3. El Comité de Agentes del Mercado estará formado por representantes del Operador del Mercado, de los agentes, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y del Gestor Técnico del Sistema y su composición será determinada de acuerdo con lo establecido en las Reglas del Mercado. Adicionalmente, el Comité de Agentes del Mercado, podrá invitar a representantes con voz y sin voto, de cada uno de los siguientes grupos: transportistas, distribuidores, consumidores en mercado, CORES y asociaciones relevantes relacionadas con el sector.

4. El Comité de Agentes aprobará su reglamento interno de funcionamiento, en el que establecerá la periodicidad de las sesiones, procedimientos de convocatoria, normativa de código de conducta, procedimiento de adopción de acuerdos y la periodicidad para la renovación de sus miembros. la condición de miembro del Comité de Agentes del Mercado no será remunerada.

5. El Presidente y Vicepresidente de este órgano serán elegidos por el Comité de Agentes entre sus miembros titulares. Las funciones del cargo de Secretario serán desempeñadas permanentemente por el Operador del Mercado.

Artículo 33. Cuenta de Garantías para operar en el Sistema de gas natural.

1. Las garantías para la contratación de capacidad de infraestructuras con acceso de terceros regulado, para la participación en el Mercado Organizado de Gas y para la liquidación de desbalances, serán gestionadas de forma conjunta por el Operador del Mercado como Gestor de Garantías, respetando sus condiciones y características particulares y el carácter finalista de cada una de ellas, directamente o a través de un tercero. La gestión de las garantías deberá obedecer a una gestión eficiente y eficaz en cuanto a costes y riesgos se refiere, estableciéndose los incentivos necesarios para la consecución de estos objetivos.

2. Los sujetos definidos en el artículo 3, los agentes definidos en el artículo 18 y los sujetos habilitados por el Gestor Técnico del Sistema, dispondrán de una Cuenta de Garantías ante el Gestor de Garantías donde se prestarán las garantías establecidas para dar cobertura suficiente a sus operaciones. Los agentes determinarán la parte de las garantías asignada a cada finalidad, no pudiendo los potenciales requerimientos de garantías asociadas a una finalidad ser cubiertos por garantías comprometidas a otra.

El Gestor de Garantías dispondrá de los mecanismos necesarios para permitir a los agentes la asignación de las garantías aportadas y no comprometidas entre las distintas finalidades según sus necesidades.

3. Las garantías responderán de las obligaciones que asuma cada titular de la Cuenta de Garantías, incluidos impuestos vigentes, intereses de demora, penalizaciones y cuotas que fueran exigibles en el momento de pago.

4. Por resolución del Secretario de Estado de Energía, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, o, en su caso, en las Reglas de Mercado, se aprobará, como mínimo, lo siguiente:

a) Un modelo normalizado de prestación de garantías, que incluirá, al menos un historial del sujeto como usuario del sistema gasista, la definición y fórmula de cálculo del riesgo objeto de la garantía, así como el protocolo de actuación en caso de incumplimiento.

b) El importe de las garantías.

c) Los instrumentos válidos para la formalización de las garantías.

d) El protocolo de comunicación con el Gestor de Garantías.

e) El protocolo de actuación en caso de incumplimientos.

Esta resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado».

5. En el caso de finalización de todos los contratos de acceso, las obligaciones de pago en la liquidación de desbalances y de las operaciones en el Mercado Organizado de Gas, la garantía será cancelada tras el último pago.

Artículo 34. Control de los compromisos asumidos por los sujetos.

1. El Gestor de Garantías mantendrá continuamente actualizados los compromisos de pago y el volumen de garantías asociado de cada titular de una cuenta de garantías, permitiendo al Gestor Técnico del Sistema verificar que cada solicitud de capacidad recibida en la plataforma telemática única de solicitud y contratación de capacidad, dispone de suficientes garantías no comprometidas.

2. Igualmente, el Gestor de Garantías verificará que los niveles de garantías no comprometidas de los sujetos se encuentran en todo momento dentro de los límites permitidos establecidos, requiriendo al sujeto la aportación de nuevas garantías en caso contrario.

Artículo 35. Incumplimientos.

1. Se considerarán, al menos los siguientes dos tipos de incumplimientos:

a) Si transcurrido el periodo establecido de pago, no se hubiera hecho efectivo el importe total del mismo, incluidos los impuestos correspondientes.

b) Si ante la solicitud de aportación de nuevas garantías, el sujeto no regulariza su situación en el periodo establecido.

2. En los casos de incumplimiento se procederá a la ejecución de las garantías constituidas y al pago de una penalización. Asimismo, en el caso de incumplimientos en los pagos, las cantidades adeudadas y no pagadas devengarán intereses de demora a contar desde la fecha en que el pago fuera exigible sin que se haya verificado, hasta la fecha en que efectivamente se haya abonado la cantidad pendiente.

3. Si la ejecución de la garantía no permite el cobro de la totalidad de la cantidad adeudada el día en que el pago resulte exigible, se minorarán a prorrata los derechos de cobro de los titulares que resulten acreedores.

4. Una vez saldada la deuda, se procederá a la regularización de la misma, abonando la cantidad que resultó impagada más los correspondientes intereses de demora a los acreedores.

5. El incumplimiento de sus obligaciones por parte de un sujeto podrá dar lugar a:

a) Incumplimientos relativos a los contratos de acceso a las instalaciones: Los operadores de las instalaciones suspenderán el contrato de acceso, en las condiciones establecidas en los contratos de acceso a los que se hace referencia en el artículo 11 del presente real decreto, cuando hayan transcurrido al menos 13 días hábiles desde que se hubiera requerido fehacientemente el pago al sujeto, sin que el mismo se hubiera hecho efectivo, o no se hayan regularizado las garantías. Los operadores de las instalaciones informarán de la suspensión al Gestor Técnico del Sistema, al Ministerio de Industria, Energía y Turismo y a la Comisión Nacional del Mercado y la Competencia. A estos efectos, el requerimiento se practicará mediante remisión a la dirección que a efectos de comunicación figure en el contrato de acceso, por cualquier medio que permita tener constancia de la recepción por el interesado así como fecha, identidad y contenido del mismo.

Cuando el acceso se realice directamente por parte de un Consumidor Directo en Mercado, la comunicación deberá incluir el trámite de desconexión del consumidor de las redes por impago, precisando la fecha a partir de la que se producirá la desconexión, de no abonarse en fecha anterior las cantidades solicitadas.

b) Incumplimientos relativos al Mercado Organizado de gas: Darán lugar a suspensión temporal de su condición de agente en el Mercado Organizado de gas, de acuerdo al procedimiento establecido en las reglas de mercado.

c) Incumplimientos relativos al sistema de desbalance: Darán lugar a la pérdida del derecho a efectuar notificaciones, y en su caso, a la cancelación de la condición de usuario de acuerdo con la normativa de aplicación.

Las medidas anteriores se aplicarán sin perjuicio de las sanciones que sean de aplicación de acuerdo a lo establecido en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y su normativa de desarrollo.

6. El Gestor de Garantías comunicará los casos de incumplimiento y la ejecución de las garantías a la Dirección General de Política Energética y Minas, a la Comisión Nacional de Mercados y Competencia y al Gestor Técnico del Sistema para el inicio, en su caso, del procedimiento de inhabilitación por impago.

7. Los procesos, actuaciones, parámetros y comunicaciones asociados a las situaciones de incumplimientos se desarrollarán en las Reglas de Mercado y en las resoluciones asociadas a los contratos de capacidad y la liquidación de desbalances.

Artículo 36. Consultas y reclamaciones.

1. Se podrá reclamar el resultado de la casación en el Mercado Organizado de Gas, en la forma y plazos que se determinen en las reglas de mercado, tras su puesta a disposición de los agentes. El Operador del Mercado analizará la reclamación a la mayor brevedad, pudiendo llegar a anular, suspender o repetir la operación.

2. Se podrán reclamar los resultados de asignación de capacidad en la Plataforma telemática única de solicitud y contratación de capacidad. El Gestor Técnico del Sistema analizará la reclamación a la mayor brevedad, pudiendo llegar a anular, suspender o repetir la operación.

Artículo 37. Solución de conflictos.

1. Los conflictos que puedan surgir, en relación con la operación en el mercado, liquidación de desbalances, gestión de garantías y con la contratación de capacidad de acceso a infraestructuras con derecho de acceso regulado, se resolverán de acuerdo con lo establecido en el artículo 12.1.b) de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

2. Las resoluciones de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, decidirán todas las cuestiones planteadas, pondrán fin a la vía administrativa y serán recurribles ante la jurisdicción contencioso-administrativa.

3. La Comisión de los Mercados y la Competencia velará por el efectivo cumplimiento de las resoluciones que dicte, en virtud de lo establecido en el presente artículo.

Artículo 38. Ámbito de aplicación.

1. El presente capítulo establece las bases del procedimiento de concurrencia para la adjudicación de instalaciones de transporte primario de influencia local.

2. La adjudicación de un gasoducto incluirá la de sus posiciones, estaciones de regulación y/o medida entre gasoductos primarios y todas sus instalaciones auxiliares, así como la construcción de una nueva posición o modificación de una existente en el gasoducto al que se conecte. La construcción de la posición y de la estación de regulación y/o medida o su modificación será sufragada por el adjudicatario, siendo de aplicación en este caso lo establecido en la legislación en vigor para las conexiones transporte-distribución.

3. El procedimiento de concurrencia no será de aplicación a toda instalación de transporte primario perteneciente a la red de influencia local que se conecte posteriormente a un gasoducto adjudicado por este procedimiento ni a las modificaciones o ampliaciones de las instalaciones existentes. Estas instalaciones serán adjudicadas de forma directa al titular de la instalación a la que se conecte. A estos efectos, la duplicación de gasoductos existentes tendrá carácter de nueva instalación y su adjudicación se regirá por lo dispuesto en este capítulo.

Artículo 39. Principios generales.

1. La adjudicación de las instalaciones recogidas en el artículo 38 se realizará exclusivamente mediante un procedimiento de concurrencia, bajo los principios de transparencia, objetividad y no discriminación.

2. En todos los casos, los requisitos técnicos establecidos en el pliego de prescripciones técnicas serán de obligado cumplimiento para los adjudicatarios.

3. El procedimiento de concurrencia incluirá una valoración económica de las ofertas presentadas por parte de un tribunal, pudiéndose aplicar también una fase de concurso para valorar criterios no económicos, entre los que podría considerarse criterios técnicos y ambientales.

4. Se promoverá el uso de medios telemáticos para el desarrollo de toda la convocatoria

5. Para la elaboración de las prescripciones técnicas, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá solicitar asistencia técnica al Gestor Técnico del Sistema y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Artículo 40. Sujetos habilitados.

1. Para participar en el procedimiento será necesario presentar ante la Dirección General de Política Energética y Minas una declaración responsable de que se cumplen todos los requisitos en vigor para ejercer la actividad de transporte de gas natural.

2. El participante que resulte adjudicatario deberá acreditar su condición de transportista o acreditarse en el plazo de un mes.

Artículo 41. Convocatoria del procedimiento de concurrencia para la adjudicación de instalaciones.

1. De oficio o a solicitud de los interesados, mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, y previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se iniciará la convocatoria del procedimiento de concurrencia. Esta resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado» y deberá incluir, al menos, lo siguiente:

a) El nombramiento de los miembros del tribunal calificador.

b) Las instalaciones objeto de la convocatoria, incluyendo el pliego de prescripciones técnicas de cada una, pudiendo incluir el plazo máximo de construcción.

c) Los criterios de valoración en la fase de concurso si ésta tuviera lugar, ponderación de cada criterio y ponderación total del concurso en el proceso de concurrencia.

d) Relación de documentación a incluir en la oferta, que incluirá al menos:

1.º Estudio del mercado potencial y la demanda probable que tiene previsto atender el gasoducto en los primeros 20 años.

2.º Compromisos de intenciones de los potenciales consumidores de gas natural con indicación de consumo horario y consumo anual de gas natural; y/o de terceros para la construcción de redes de distribución para atender a los mercados de la zona de influencia del gasoducto con indicación de inversiones, longitud de redes a construir, número de consumidores a conectar y previsión de consumo anual de gas natural.

3.º Relación de instalaciones, sus características básicas y planos de trazado a escala adecuada.

4.º Planificación y plazo de ejecución.

5.º Garantías y estudio de la viabilidad económica del proyecto.

e) Plazos de cada fase y lugar de entrega de la documentación.

f) Lugar donde se celebrará la apertura de las ofertas económicas y se anunciará la clasificación de las ofertas.

g) Presupuesto de referencia, calculado por aplicación de los valores unitarios estándar en vigor, y la cuantía de la fianza.

2. Por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se determinará la retribución por MWh vehiculado máxima admisible, expresada en €/MWh y tres decimales, y para su cálculo podrá solicitar asistencia técnica a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Este valor será establecido de acuerdo con los principios de sostenibilidad económica y financiera incluidos en el artículo 50 de la Ley 18/2014, de 15 de octubre, de aprobación de medidas urgentes para el crecimiento, la competitividad y la eficiencia.

3. La retribución máxima admisible por MWh se utilizará para determinar qué ofertas económicas presentadas pasan a la fase de valoración.

4. La Dirección General de Política Energética y Minas remitirá en sobre cerrado el valor de la retribución máxima por MWh al tribunal para su apertura durante la sesión de apertura de los sobres de las ofertas económicas.

5. La Dirección General de Política Energética y Minas podrá solicitar la información adicional que considere necesaria para realizar la adjudicación de las instalaciones.

Artículo 42. Composición del tribunal calificador.

1. El tribunal se regirá por lo dispuesto en el Capítulo II del Título II de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común. Su composición será predominante técnica, debiendo poseer todos sus miembros un nivel orgánico equivalente a Jefe de Área o superior e incluirá:

a) Un empleado de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia designado por el Director de Energía.

b) Dos funcionarios de la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

c) Un funcionario de la Secretaria General Técnica del Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

d) Un representante de la Abogacía General del Estado del Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

e) Un representante de cada Comunidad Autónoma por la que discurra el trazado de la instalación.

Por cada titular se deberá nombrar un suplente.

2. El tribunal podrá solicitar al Gestor Técnico del Sistema el nombramiento de una persona para labores de apoyo técnico, sin voto.

3. La presidencia del tribunal la ejercerá un funcionario de la Dirección General de Política Energética y Minas y el funcionario de la Secretaria General Técnica realizará las funciones de Secretario, levantando acta de las reuniones.

4. El Presidente tendrá la potestad de:

a) Convocar las reuniones de los miembros del tribunal que considere oportunas, con una anticipación mínima de 3 días hábiles.

b) Cambiar motivadamente un titular por un suplente.

c) Proponer la cancelación del procedimiento en caso de falta manifiesta de competencia.

Artículo 43. Plazos.

La resolución de convocatoria del procedimiento de concurrencia incluirá al menos los siguientes plazos:

a) Plazo de presentación de ofertas, que no podrá ser inferior a seis meses, a contar desde la fecha de publicación de la convocatoria.

b) Plazo de comprobación y aceptación de ofertas, que no podrá ser superior a dos meses, a contar desde la fecha de finalización del plazo de presentación de ofertas.

c) Plazo de subsanación, de acuerdo con lo establecido en el artículo 71 de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, que no podrá ser inferior a 10 días hábiles.

d) Plazos de las sesiones públicas de apertura de los sobres de la fase de concurso, y de apertura de los sobres de ofertas económicas, así como la fecha de resolución del procedimiento de concurrencia. Estos tres plazos se determinarán a partir de la fecha de aceptación de las ofertas, en ningún caso el plazo para la resolución del procedimiento podrá ser superior a dos meses.

Artículo 44. Recepción de ofertas.

1. Cada oferta deberá incluir la siguiente documentación en tres sobres separados:

a) Sobre 1: Acreditación del participante, información técnica del proyecto, acreditación de cumplimiento de los requisitos a los que hace referencia el artículo 41 y garantías de participación de acuerdo con lo dispuesto en el artículo 46.

b) Sobre 2: Oferta económica.

c) Sobre 3: La información requerida por la fase de concurso, en su caso, conforme a lo que se determine en la convocatoria de concurrencia.

2. Los sobres 2 y 3 se entregarán cerrados y únicamente se podrán abrir en sesión pública, en el lugar y fecha determinada por la convocatoria.

Artículo 45. Oferta económica.

1. La oferta económica incluirá exclusivamente la retribución por MWh de gas natural vehiculado a través de la instalación, considerado como tal el gas medido en el punto de conexión con el gasoducto de aguas arriba y expresada en €/MWh, con tres decimales.

2. Las ofertas económicas presentadas no podrán ser revisadas o modificadas.

Artículo 46. Constitución de garantías para la participación en el procedimiento.

1. Las empresas que participen en la convocatoria de concurrencia deberán constituir una fianza a favor de la Dirección General de Política Energética y Minas que responda del mantenimiento de sus ofertas hasta la adjudicación del contrato.

2. La fianza será de un 1 por ciento del presupuesto de referencia, calculado por aplicación de los valores estándar en vigor a los parámetros técnicos de la instalación y que será publicado en la resolución de convocatoria del procedimiento de concurrencia.

3. La fianza se constituirá en la Caja General de Depósitos a disposición del Director General de Política Energética y Minas, en metálico o en valores del Estado o mediante aval bancario o contrato de seguro de caución con entidad aseguradora autorizada para operar en el ramo de caución.

4. Las garantías aportadas para participar en el concurso será devueltas a los participantes no adjudicatarios en un plazo máximo de 5 días hábiles a contar desde la resolución del procedimiento de concurrencia.

Artículo 47. Fase de comprobación y aceptación de ofertas.

1. En esta fase se verificará que la documentación administrativa está completa, y que el proyecto cumple los requerimientos técnicos establecidos en el pliego de prescripciones técnicas. A tal efecto, se podrán solicitar las correcciones y subsanaciones que sean necesarias respecto de la información técnica y la administrativa.

2. Una vez cumplidos los plazos de subsanación establecidos, el tribunal calificador hará pública la relación de ofertas admitidas para pasar a las siguientes fases de la convocatoria.

3. Si se verificase que solo se ha recibido una oferta, el tribunal convocará en una misma sesión la apertura del sobre de la fase de concurso, de la oferta económica y del sobre de la retribución máxima por MWh de gas natural vehiculado. En el caso de que la oferta económica fuese inferior o igual al valor de la retribución máxima por MWh de gas natural vehiculado, el tribunal propondrá a la Dirección General de Política Energética y Minas la adjudicación directa a la empresa solicitante, en caso contrario, declarará el procedimiento desierto.

Artículo 48. Fase de concurso.

1. El procedimiento de concurrencia podrá incluir una fase de concurso en la que se valoren criterios no económicos, y cuya valoración máxima en el procedimiento de concurrencia no podrá superar el 30 por ciento.

2. La apertura de sobres de la fase de concurso se llevará a cabo en sesión pública en las dependencias del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, notificándose la fecha del acto a los concurrentes con una anticipación mínima de 5 días hábiles.

3. En la sesión deberán estar presentes los miembros del tribunal o sus suplentes, y podrán asistir representantes de las empresas concurrentes, levantándose la correspondiente acta que será firmada por los miembros del tribunal.

4. La determinación de la puntuación obtenida por cada una de las ofertas en la fase de concurso se realizará en sesión no pública debiéndose levantar un acta de la misma que incluya la puntuación alcanzada en cada uno de los criterios por parte de cada oferta presentada, la puntuación final de cada una de ellas así como las valoraciones realizadas por cada uno de los miembros del tribunal.

5. El tribunal calificador procederá a valorar el cumplimiento de estos criterios por parte de cada una de las ofertas, calificando el cumplimiento de cada uno de los criterios con un valor entre 0 y 10, siendo 10 la valoración máxima y 0 la mínima.

6. En el caso de que existieran varios criterios, para el cálculo de la valoración final de esta fase se aplicará la media aritmética de las calificaciones de cada uno de los criterios, a menos que en la resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se hubiera establecido una fórmula de ponderación diferente.

7. La valoración del cumplimiento de cada uno de los criterios por parte de las ofertas así como la valoración final de cada una de ellas se harán públicas en la sesión de apertura de sobres de ofertas económicas.

Artículo 49. Valoración económica de las ofertas.

Para valorar las ofertas se utilizará el término R obtenido mediante la siguiente fórmula:

R = Of · (1 – α · C/10)

Donde:

a) Of: oferta económica (expresada en €/MWh).

b) α: ponderación de la fase de concurso en tanto por uno. En ningún caso podrá ser superior a 0,3 ni tomar valores negativos.

c) C: valoración de la fase de concurso (de 0 a 10).

Artículo 50. Fase de valoración económica de las ofertas.

1. La valoración económica de las ofertas se realizará en sesión pública en dependencias del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, notificándose la fecha del acto a los concurrentes con una anticipación mínima de 5 días hábiles.

2. En la sesión deberán estar presentes los miembros del tribunal o sus suplentes y podrán asistir representantes de las empresas concurrentes, levantándose la correspondiente acta que será firmada por los mencionados miembros o sus suplentes, pudiéndose entregar copia a los representantes de las empresas que concurran que así lo soliciten

3. En el caso de que se incluya una fase de concurso, se procederá en primer lugar a hacer públicas las puntuaciones alcanzadas por las ofertas en los criterios de la fase de concurso así como la puntuación final de cada una de ellas.

4. Posteriormente, se abrirá el sobre con el valor de la retribución máxima por MWh de gas vehiculado determinado por la Dirección General de Política Energética y Minas y a continuación se abrirán los sobres con las ofertas económicas. Con dichos valores y junto con el resultado de la fase de concurso se procederá a calcular el valor del término R de cada oferta. Si una oferta es superior a la retribución máxima por MWh de gas natural vehiculado por el gasoducto, esta será descartada.

5. Una vez ordenadas las ofertas en función del término R se declarará cuál es la que tiene el término R más bajo.

6. Resultará adjudicada aquella oferta que tenga el menor valor del término R y no haya sido calificada como baja temeraria.

7. El carácter de baja temeraria de una oferta será determinado por el Tribunal de acuerdo al presupuesto de referencia de la instalación, los escenarios de demanda considerados y el conjunto de ofertas presentadas.

8. Cuando una oferta sea calificada como baja temeraria, deberá darse audiencia al ofertante para que justifique la valoración de la oferta y precise las condiciones de la misma, en particular en lo que se refiere al ahorro que permita el procedimiento de ejecución del contrato, los escenarios de demanda considerados, las soluciones técnicas adoptadas y las condiciones excepcionalmente favorables de que disponga para ejecutar el proyecto.

9. Si el tribunal, considerando la justificación efectuada por el licitador y los informes mencionados en el apartado anterior, estimase que la oferta no puede ser cumplida como consecuencia de la inclusión de valores anormales o desproporcionados, la excluirá de la clasificación.

10. Tras el análisis de la existencia de ofertas que pudieran calificarse de bajas temerarias, el tribunal elevará al Director General de Política Energética y Minas informe del resultado del procedimiento de concurrencia, que incluirá la relación ordenada de las ofertas y una propuesta de adjudicación.

11. La Dirección General de Política Energética y Minas dictará una resolución publicando el nombre de la empresa adjudicataria, la descripción del proyecto adjudicado, el plazo de solicitud de autorización administrativa, el plazo de ejecución de las obras y puesta en servicio de las instalaciones y la retribución ofertada, expresada en €/MWh, con tres decimales. Esta resolución se publicará en el «Boletín Oficial del Estado».

12. La empresa acreditará, en el plazo de un mes desde la fecha de la resolución, el cumplimiento de los requisitos expuestos en el artículo 40 y el depósito de la fianza establecida en el artículo 52.

Artículo 51. Declaración de procedimiento desierto.

En cualquier fase del procedimiento, el tribunal calificador de manera motivada podrá declarar desierto el procedimiento si apreciase una evidente falta de competencia, si todas las ofertas incumplieran el pliego de prescripciones técnicas, o tuvieran la consideración de baja temeraria, o superasen el precio máximo establecido

Artículo 52. Fianzas a constituir por el ganador del procedimiento de concurrencia.

1. La empresa ganadora de la convocatoria constituirá en el plazo de un mes desde la adjudicación, a favor de la Dirección General de Política Energética y Minas, una fianza por valor del 2 por ciento del presupuesto de referencia para garantizar el cumplimiento de sus obligaciones. Esta fianza podrá ser cubierta con la garantía de participación a que hace referencia el artículo 46, en caso contrario esta garantía será devuelta en el plazo máximo de 5 días hábiles a contar desde el día siguiente a la constitución de la fianza.

2. Esta fianza será aplicable, en su caso, a la fianza que se establezca a los efectos de garantizar el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la autorización administrativa.

3. La fianza se constituirá en la Caja General de Depósitos a disposición del Director General de Política Energética y Minas, en metálico o en valores del Estado o mediante aval bancario o contrato de seguro de caución con entidad aseguradora autorizada para operar en el ramo de caución. La empresa ganadora del procedimiento deberá remitir a la Dirección General de Política Energética y Minas la documentación acreditativa del depósito de dicha fianza dentro del plazo de 30 días hábiles a partir de su constitución.

4. La fianza podrá ser ejecutada si, una vez vencidos los plazos previstos en la oferta presentada, la empresa adjudicataria no hubiese dado cumplimiento a las obligaciones imputables a la misma derivadas del concurso.

Artículo 53. Incumplimiento de la obligación de depósito de la fianza.

1. En el caso de que la empresa ganadora del procedimiento de concurrencia no hubiera constituido la fianza o presentado la correspondiente solicitud de autorización administrativa en los plazos correspondientes, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá proponer a los transportistas que figuren a continuación en el orden de prelación del procedimiento de concurrencia la realización del proyecto y la subsiguiente construcción de las instalaciones.

2. En el caso de que ninguna de las empresas anteriores accediera a la realización del proyecto, la Dirección General de Política Energética y Minas podrá proponer la realización del proyecto al transportista titular de la mayor parte de las instalaciones de la troncal, con las mismas condiciones que la empresa adjudicataria.

3. La garantía de participación de la empresa ganadora que no hubiera constituido la fianza se entregará al Gestor Técnico del Sistema que la declarará como ingreso al sistema de liquidaciones en la primera liquidación disponible.

Artículo 54. Ámbito de aplicación.

La metodología de retribución definida en el presente capítulo, se aplicará exclusivamente a las instalaciones de transporte primario pertenecientes a la red de influencia local adjudicadas según la metodología dispuesta en el capítulo I del título IV del presente real decreto y a todas aquellas instalaciones adjudicadas de forma directa que se conecten, amplíen o modifiquen alguna de las anteriores.

Artículo 55. Retribución anual.

1. La retribución anual de las instalaciones se compone del término de retribución por disponibilidad (RD) resultante de sumar la retribución por gas vehiculado (RGV) y la retribución de los costes de operación y mantenimiento (COM), y el término de retribución por continuidad de suministro (RCS).

2. Los términos COM y RCS se calcularán de acuerdo con lo dispuesto en el anexo XI de la Ley 18/2014, de 15 de octubre.

3. La obra lineal devengará retribución en concepto de RGV desde el día siguiente a la fecha de su puesta en marcha y hasta que se cumpla lo establecido en el artículo 56, incluso si la instalación supera la vida útil regulatoria en vigor. El resto de elementos del inmovilizado no devengarán directamente retribución en concepto de RGV.

4. La retribución por gas vehiculado (RGV) se obtendrá de multiplicar el volumen anual de gas vehiculado por la instalación desde noviembre del año anterior (n-1) a octubre del año (n), ambos incluidos, por la retribución ofertada por adjudicatario de la instalación en el procedimiento de concurrencia.

5. A los efectos de la aplicación del párrafo anterior:

a) Se utilizará como caudal provisional a aplicar en el cálculo de la retribución del año «n» el gas vehiculado desde noviembre del año «n-2» a octubre del año «n-1».

b) La retribución provisional anterior se sustituirá por la definitiva una vez que se disponga del caudal definitivo vehiculado desde el mes de noviembre del año «n-1» al mes de octubre del año «n», ambos incluidos.

c) Durante el primer año de operación, para calcular la retribución provisional el Ministerio de Industria, Energía y Turismo utilizará una previsión de gas vehiculado en base a los datos proporcionados por el titular de la instalación.

6. Una vez finalizada la vida útil regulatoria del elemento, y si este continúa en operación, su retribución en concepto de COM se afectará del coeficiente de extensión de vida útil recogido en el anexo XI de la Ley 18/2014, de 15 de octubre.

Artículo 56. Retribución máxima.

1. El valor actual neto (VAN) de las retribuciones anuales en concepto de RGV, calculado aplicando una tasa de descuento igual a la tasa de rentabilidad (TR) en vigor cada año, no podrá superar el valor de la inversión reconocido por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas. En ese momento, la retribución en concepto de RGV será nula.

2. El VAN se calculará de acuerdo con la siguiente fórmula:

Siendo RGVi y TRi la retribución por gas vehiculado y la tasa de rentabilidad del año «i» respectivamente.

Artículo 57. Gasoductos en cascada.

Las instalaciones de transporte primario de área de influencia que se conecten a otro gasoducto primario de área de influencia adjudicado por procedimiento de concurrencia no devengarán retribución en concepto de RGV, recibiendo únicamente la retribución por continuidad de suministro RCS y los costes de operación y mantenimiento que le correspondan.

Disposición adicional primera. Inspección periódica de instalaciones receptoras de combustibles gaseosos por canalización.

1. Las empresas distribuidoras deberán comunicar a los usuarios conectados a su red, con una antelación mínima de tres meses, la necesidad de efectuar la inspección periódica de las instalaciones receptoras comunes y/o de las instalaciones individuales de los puntos de suministro conectados a sus redes, con la periodicidad establecida en la reglamentación vigente de calidad y seguridad industrial.

2. Dicha comunicación se realizará de manera individualizada a los titulares de las instalaciones y deberá contener la siguiente información:

a) Fecha de la última inspección.

b) Código Universal de Punto de Suministro (CUPS) o número de referencia unívoco de la instalación en el caso de instalaciones receptoras comunes, o instalaciones de gases licuados del petróleo.

c) Información en relación a la posibilidad de que el titular decida con quién quiere realizar dicha inspección, pudiendo elegir al mismo distribuidor o a una empresa instaladora habilitada de gas con categoría suficiente para realizar la inspección de acuerdo con el tipo de instalación, de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 919/2006, de 18 de julio, por el que se aprueba el Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus instrucciones técnicas complementarias ICG 01 a 11. Asimismo, se informará al consumidor de en caso de realizar la inspección con una empresa instaladora habilitada ésta se encargará de notificar al distribuidor de la realización y el resultado de la inspección.

d) Semana en que se realizaría la inspección en el caso en que el titular de las instalaciones optase por realizar la misma con la empresa distribuidora y precios del servicio con el desglose establecido en el apartado 7 de la presente disposición.

e) Fecha límite de realización y presentación del certificado de la inspección periódica de las instalaciones en caso de que el titular decida realizar la inspección con una empresa instaladora habilitada de gas diferente a la de la empresa distribuidora. Dicha fecha límite no podrá ser inferior a 45 días naturales desde la fecha de remisión del escrito por parte de la empresa distribuidora.

f) Teléfono de atención al cliente al que pueda dirigirse el titular de la instalación. Dicho teléfono deberá ser gratuito.

g) Referencias a la normativa de aplicación.

h) Se indicará que en el caso de que la empresa instaladora habilitada no haya remitido a la empresa distribuidora el correspondiente certificado de la inspección antes de la fecha límite establecida, se entenderá que el titular desea que la inspección sea realizada por el propio distribuidor,

En este caso, el distribuidor comunicará la fecha y rango horario de la inspección con un margen de 3 horas y con una antelación mínima de 5 días. La comunicación incluirá un número de teléfono gratuito a través del cual el cliente podrá concretar la hora de la inspección o solicitar su modificación.

i) Información sobre donde conseguir la relación de empresas instaladoras.

3. Las empresas distribuidoras e instaladoras de gas deberán realizar sus actuaciones de acuerdo con lo indicado en el apartado anterior de esta disposición, y lo dispuesto en el Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, por el que se aprueba el Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus instrucciones técnicas complementarias.

4. Cuando la inspección la realice una empresa instaladora de gas, además de entregar al consumidor la copia del certificado de inspección, deberá remitir el certificado de la inspección al distribuidor por medios telemáticos puestos a su disposición por la empresa distribuidora. Asimismo, mantendrá otra copia en su poder. La empresa instaladora registrará telemáticamente cuál ha sido el resultado de la inspección, y la aplicación facilitará de forma automática un acuse de recibo a la empresa instaladora.

5. En caso de que la empresa instaladora de gas que realice la inspección detecte una anomalía principal que no pueda ser corregida en el momento, se deberá interrumpir el suministro de gas y se precintará la parte de la instalación pertinente o el aparato afectado. Si fuera necesario cerrar la llave de acometida, la empresa instaladora deberá avisar a la empresa distribuidora para que ésta pueda proceder al corte. Corregida la anomalía deberá informarse a la empresa distribuidora para que proceda a la reapertura de la llave de la acometida.

6. En el supuesto que el titular de la instalación no realice la inspección periódica por cualquiera de los medios autorizados y en los plazos indicados en Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, el distribuidor lo comunicará al órgano competente de la Comunidad Autónoma, al titular de la instalación y a la empresa comercializadora que venía efectuando el suministro y procederá a la suspensión del suministro en dicho punto en los términos y condiciones que determine la normativa de la Comunidad Autónoma hasta la presentación del correspondiente certificado,.

7. Las tarifas máximas que las empresas distribuidoras pueden cobrar por las inspecciones a las instalaciones receptoras comunes o instalaciones individuales, diferenciarán los siguientes conceptos:

a) Gastos de gestión de la empresa distribuidora: Incluirá los gastos correspondientes al mantenimiento de las bases de datos de los clientes en los que constan los resultados de la inspección, seguimiento de la situación de las instalaciones y comunicaciones necesarias relativas a la inspección a las Administraciones Públicas y a los consumidores.

Este concepto será establecido mediante Orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, y será facturado por el distribuidor a través de la empresa comercializadora de gas al titular del contrato del punto de suministro con independencia de la empresa que haya realizado la inspección periódica.

b) Gastos de inspección física. Engloba, entre otros conceptos, la inspección física, la expedición del certificado y la notificación del mismo a la empresa distribuidora El coste máximo que por este concepto puede cobrar una empresa distribuidora será podrá ser fijado por los organismos competentes de las Comunidades Autónomas y solo podrá ser facturado por la empresa distribuidora en el caso en que la inspección haya sido realizada por la misma o por personal contratado por ésta.

8. El coste total de la inspección periódica será facturado por el distribuidor o el instalador a través de la empresa comercializadora de gas al titular del contrato del punto de suministro. La empresa comercializadora ingresará estos importes al distribuidor, junto con el pago mensual de peajes y el distribuidor realizará la transferencia a los instaladores que corresponda.

No se facturará ninguna cantidad si la inspección se realiza sobre instalaciones que ya hubiesen superado favorablemente el proceso de inspección en los últimos cuatro años.

9. En caso de que se detecten anomalías durante la inspección, ni la empresa ni el instalador que realiza la inspección podrá proceder a la reparación de las mismas.

Disposición adicional segunda. Mandatos.

En el plazo máximo de tres meses desde la entrada en vigor del presente real decreto, se remitirán al Ministerio de Industria, Energía y Turismo las siguientes propuestas:

a) El Gestor Técnico del Sistema realizará una propuesta de desarrollo del artículo 5.1 en lo relativo a los requisitos de la plataforma telemática única de solicitud y contratación de capacidad.

b) La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia realizará una propuesta de desarrollo del artículo 8 en lo referente a los procedimientos de asignación de capacidad, así como del artículo 11 en lo relativo a los modelos normalizados de contratos de acceso a las instalaciones del sistema gasista, y una propuesta de los costes de gestión de inspección de las instalaciones de gas de acuerdo con lo establecido en el apartado 7 de la disposición adicional primera.

c) El Gestor de Garantías y el Gestor Técnico del Sistema formularán una propuesta conjunta en relación con el proceso de gestión de garantías contemplado en el artículo 33.4 tanto para las garantías de contratación de capacidad de infraestructuras con acceso de terceros regulado como para las garantías de participación en el Mercado Organizado de Gas y de liquidación de desbalances.

Disposición adicional tercera. Venta de existencias estratégicas por parte de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos.

En el plazo de seis meses desde la entrada en vigor de este real decreto, CORES remitirá al Ministerio de Industria, Energía y Turismo un plan de ventas de su excedente de existencias estratégicas y de reducción de capacidad de almacenamiento para adaptarlos a los volúmenes que reglamentariamente le son exigidos.

Disposición adicional cuarta. Procedimientos regulados en el título II de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos.

En lo que se refiere a procedimientos asociados a autorizaciones de exploración, permisos de investigación y concesiones de explotación de hidrocarburos regulados en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, cuando sean competencia de la Administración General del Estado, resultarán de aplicación adicional las reglas que se indican a continuación:

a) Previamente al otorgamiento de una concesión de explotación de hidrocarburos o de almacenamiento será condición necesaria que el órgano ambiental haya concluido el procedimiento de evaluación de impacto ambiental en sentido favorable, de acuerdo con la normativa que le resulte de aplicación.

b) La titularidad de un permiso de investigación o de una concesión de explotación de hidrocarburos no eximirá de la obligación de obtener la correspondiente autorización administrativa para la ejecución de los trabajos asociados, respectivamente, a su plan de investigación o plan general de explotación, cuando así lo establezca la normativa vigente o cuando estén sujetos a evaluación de impacto ambiental de acuerdo con la normativa ambiental de aplicación. Se exceptúan de la obligación anterior aquellos trabajos que tengan la consideración de actividades libres de acuerdo con el artículo 13 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre y con el artículo 12.1 del Real Decreto 2362/1976, de 30 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de la Ley sobre Investigación y Exploración de Hidrocarburos de 27 de junio de 1974.

c) Con carácter previo a la resolución del expediente de autorización, deberá haberse resuelto, en su caso, el procedimiento de evaluación de impacto ambiental.

d) Las solicitudes de prórroga de concesiones de explotación, sujetas o acogidas al régimen establecido en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, cuyo plazo inicial de vigencia efectiva, como consecuencia de lo previsto en el artículo 30.2.6 del Real Decreto 2362/1976, de 30 de julio, sea inferior a treinta años, podrán formularse en cualquier momento anterior al de su vencimiento.

e) En cualquier caso, el cómputo de la vigencia de la prórroga se realizará a partir del día siguiente al de vencimiento de la vigencia de la concesión que figurase en el otorgamiento inicial.

f) En el plazo de quince días hábiles con posterioridad a producirse el devengo del canon de superficie al que hace referencia el artículo 21 de la Ley 8/2015, de 21 de mayo, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, y por la que se regulan determinadas medidas tributarias y no tributarias en relación con la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos, la Administración competente para el otorgamiento de las autorizaciones de exploración, permisos de investigación o concesiones de explotación que hayan dado origen al devengo del mismo, deberán notificarlo al órgano competente para su recaudación.

Disposición adicional quinta. No incremento del gasto público.

Las medidas incluidas en esta norma no podrán suponer incremento de dotaciones ni de retribuciones ni de otros gastos de personal.

Disposición transitoria primera. Entrada en vigor de las disposiciones relativas a los productos estándares de contratación de capacidad

1. La contratación mediante productos estándares de capacidad definidos en el artículo 6.1, comenzará a partir del 1 de octubre de 2016, salvo en las interconexiones internacionales con Europa.

2. Se establece un plazo hasta el 30 de noviembre de 2016 para la adaptación a los productos estándares de capacidad de las capacidades contratadas a través de los contratos actuales de más de un año de duración y que continúen vigentes en el día 1 de enero de 2017. Hasta dicha fecha, los sujetos con contrato de acceso en vigor podrán renunciar a su reserva de capacidad, total o parcialmente y sin coste, salvo en las interconexiones internacionales con el resto de países de la Unión Europea en las que no se podrá renunciar a la capacidad contratada. Transcurrido dicho periodo, los contratos resultantes se considerarán vinculantes.

Disposición transitoria segunda. Procedimiento transitorio de asignación de capacidad.

1. Hasta la entrada en vigor de los procedimientos de asignación de capacidad previstos en el título I, las solicitudes de acceso se resolverán por parte del operador de las instalaciones atendiendo al orden cronológico de recepción formal de las mismas, en un plazo máximo de 24 horas desde la recepción de la solicitud, salvo en los casos indicados en el apartado 2 y 3 de este artículo.

La contestación de la solicitud del acceso deberá adjuntar la correspondiente adenda al modelo de contrato de acceso, para su firma por el solicitante.

El solicitante de acceso podrá suscribir la adenda al contrato de acceso desde el momento de recepción de la aceptación del acceso y hasta plazo un máximo que será el menor entre 6 días hábiles o el correspondiente a la mitad del periodo que reste hasta la fecha de inicio de la prestación del servicio solicitado.

2. Las solicitudes de acceso de consumidores suministrados a presión superior a 4 bar que no supongan cambio de comercializador, incluyendo las altas de nuevos suministros y las modificaciones de capacidad contratada de suministros existentes, requerirán la comprobación previa por parte del titular de las instalaciones de que existe capacidad suficiente y se resolverán en un plazo máximo de 7 días naturales a partir de la recepción de la solicitud. En el caso de la contratación de capacidad diaria o intradiaria, la comprobación previa de que existe capacidad suficiente se realizará a la mayor celeridad posible y en ningún caso en un plazo superior a 24 horas.

3. Para los consumidores suministrados a presión igual o inferior a 4 bar y hasta que esté disponible la plataforma telemática a la que se hace referencia en el artículo 5.1 del presente real decreto y se adapten las disposiciones normativas pertinentes, la contratación de nueva capacidad y la modificación o baja de capacidad contratada se realizará directamente con el distribuidor de acuerdo a los procedimientos regulados en el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre.

4. Los operadores de las instalaciones deberán disponer de un procedimiento telemático de solicitud y contratación de capacidad para el cumplimiento de esta disposición.

5. A efectos de esta disposición, se considerarán días hábiles todos los días del año, excepto los domingos y los festivos nacionales.

Disposición transitoria tercera. Retribución provisional del Operador del Mercado.

La retribución del Operador del Mercado se devengará desde la fecha en que el Mercado Organizado de Gas esté en operación.

Se reconoce una retribución provisional a cuenta al Operador del Mercado Organizado de Gas hasta la aprobación de la retribución transitoria establecida en la disposición transitoria segunda de la Ley 8/2015, de 21 de mayo, por la que se modifica la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, y por la que se regulan determinadas medidas tributarias y no tributarias en relación con la exploración, investigación y explotación de hidrocarburos.

Una vez aprobada la retribución transitoria establecida en la disposición transitoria segunda de la Ley 8/2015, de 21 de mayo, se procederá a liquidar la diferencia entre esta y la retribución provisional a cuenta que haya recibido la empresa.

Para el año 2015, dicha retribución provisional a cuenta se establece en 2.000.000 euros a abonar por el sistema de liquidaciones en un pago único.

Disposición transitoria cuarta. Comité de Agentes del Mercado Organizado de Gas.

En el plazo máximo de tres meses desde la entrada en vigor del presente real decreto, se procederá a la constitución del Comité de Agentes del Mercado, a que se refiere el artículo 32.

Disposición transitoria quinta. Habilitación de los sujetos a participar en el mercado.

Mientras que el Gestor Técnico del Sistema no disponga de un procedimiento de habilitación de sujetos aprobado mediante la preceptiva Norma de Gestión Técnica, se entenderá que un sujeto está habilitado y, por tanto, puede adquirir la condición de agente del Mercado Organizado de Gas, siempre que en el momento de solicitud del alta se encuentre habilitado para realizar notificaciones de transacciones al Gestor Técnico del Sistema.

Disposición transitoria sexta. Retribución de instalaciones de transporte primario no troncal adjudicadas con anterioridad a la entrada en vigor del presente real decreto.

Aquellas instalaciones de transporte primario no troncal adjudicadas con anterioridad a la entrada en vigor del presente real decreto serán retribuidas según la metodología dispuesta en la Ley 18/2014, de 15 de octubre, incluido lo establecido en el anexo XI «Metodología de cálculo de la retribución de las actividades de transporte, regasificación y almacenamiento básico».

Disposición transitoria séptima. Medios telemáticos para la carga de certificados de inspección periódica.

En el plazo de tres meses desde la entrada en vigor del presente real decreto, las empresas distribuidoras deberán poner a disposición de las empresas instaladoras de gas una herramienta telemática que permita un intercambio seguro de la documentación asociada al proceso de inspecciones.

Disposición transitoria octava. Tarifas de inspección periódica de gas natural.

Hasta que por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo, a propuesta de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, se establezcan los gastos de gestión de la empresa distribuidora, se considerará que la retribución por este concepto será de 12,8 euros por inspección realizada.

Hasta que los organismos competentes de las comunidades autónomas publiquen los gastos de la inspección física que las empresas distribuidoras pueden cobrar por la realización de las inspecciones periódicas en el formato establecido en el apartado 3 de la disposición adicional primera, se considerará como gasto de la inspección física la diferencia entre la tarifa máxima establecida de inspección periódica vigente y los gastos de gestión de la empresa distribuidora establecidos, de forma que las tarifas máximas de inspección periódica que no se hayan adaptado al nuevo esquema comprenderán, en todo caso los dos conceptos de gasto a los que se refiere el apartado 7 de la disposición adicional primera.

Disposición transitoria novena. Régimen transitorio en relación con los procedimientos regulados en el título II de la Ley 34/1998, de 7 de octubre del sector de hidrocarburos.

Lo dispuesto en la disposición adicional cuarta será de aplicación a los procedimientos que estuvieren en tramitación a la entrada en vigor del presente real decreto.

Disposición transitoria décima. Régimen transitorio para el mantenimiento de existencias mínimas de hidrocarburos líquidos.

Los cambios en el periodo de referencia para el cálculo de las obligaciones de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de hidrocarburos líquidos debido a la sustitución del año móvil por el año natural, realizados en el artículo 2.1 del Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, por medio de este real decreto no serán de aplicación hasta el 1 de abril de 2016.

Disposición transitoria undécima. Dimensión hispano-lusa del mercado organizado de gas natural.

La dimensión hispano-lusa del mercado organizado, y en particular lo preceptuado en el artículo 18.3 del presente real decreto no serán de aplicación hasta que se desarrollen los trabajos y disposiciones derivadas del Tratado Internacional en el que se contemple la integración gradual de ambos mercados de acuerdo con las conclusiones de la XXVIII Cumbre Hispano-Lusa.

Disposición derogatoria única.

Quedan derogadas todas las normas de igual o inferior rango en cuanto contradigan o se opongan a lo dispuesto en el presente real decreto, y en particular: los artículos 3, 4, 5, 6, 7, 8 y 9 del 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.

Disposición final primera. Modificación del Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural.

Se sustituye el apartado 3 y se añaden dos nuevos apartados 4 y 5 al artículo 12 del Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, con la siguiente redacción:

«3. A efectos de lo dispuesto en el artículo 73.1 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, tendrán la consideración de instalaciones de conexión, entre la red de transporte y distribución, todas aquellas instalaciones necesarias para el adecuado funcionamiento de la conexión situadas aguas abajo de la posición de derivación del gasoducto de transporte. Las instalaciones de conexión podrán ser ejecutadas por el distribuidor e incluirán, la estación de regulación y/o medida, los terrenos necesarios para la instalación de la conexión y todos aquellos activos de comunicaciones, protecciones, control, alimentación eléctrica, servicios auxiliares y demás elementos que permitan el suministro continuo de gas a la redes de distribución en condiciones de seguridad.

La posición de derivación, existente o nueva, o la modificación de la posición que permita la derivación a distribución, no formará parte de la instalación de conexión, sino que formará parte de la instalación de transporte a la que se conecte la red de distribución.

Las posiciones de derivación de un gasoducto de transporte están formadas por las válvulas, conexiones, venteo, equipos y accesorios que permitan que la conexión de transporte-distribución sea venteada, alimentada y operada con independencia, con seguridad y con continuidad desde cada lado de la válvula de línea de la posición de derivación del gasoducto.

Los costes de inversión reales incurridos para la realización de las instalaciones de conexión, serán soportados por el distribuidor solicitante, como también lo será el coste de la posición de derivación, en caso de no existir, o la modificación de la misma, sin perjuicio de que el titular de la posición sea el transportista, el cual, en este caso no tendrá derecho a retribución alguna por esa inversión. Asimismo, también serán soportados por el distribuidor los costes de inversión necesarios para ampliar las estaciones de regulación y medida saturadas propiedad de un transportista.

4. Lo dispuesto en el presente artículo también será de aplicación a las instalaciones de conexión entre instalaciones de transporte primario y transporte secundario.

5. En caso de discrepancias respecto a la citada conexión, podrán elevarse las actuaciones producidas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, para que resuelva en un plazo de dos meses, cuando la competencia corresponda a la Administración General del Estado, o, en su caso, al órgano competente de la correspondiente Comunidad Autónoma para que resuelvan en un plazo de tres meses.»

Disposición final segunda. Modificación del Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio, por el que se regula la obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas natural y la corporación de reservas estratégicas de productos petrolíferos.

El Real Decreto 1716/2004, de 23 de julio por el que se regula la obligación de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad, la diversificación de abastecimiento de gas natural y la corporación de reservas estratégicas de productos petrolíferos, queda modificado en los siguientes términos:

Uno. Se añade un nuevo artículo 1 bis que tendrá la siguiente redacción:

«Artículo 1 bis. Definiciones.

A los efectos de lo establecido en el actual real decreto, se definen los siguientes términos:

1. “Año de referencia”: El año natural de los datos de consumo o de las importaciones netas utilizados para calcular el nivel de existencias mínimas de seguridad que deben mantenerse o el nivel de existencias efectivamente mantenidas en un momento determinado.

2. “Consumo interno”: El agregado que corresponde al total, calculado de conformidad con el anexo II, de las cantidades suministradas en el país para el conjunto de usos energéticos y no energéticos; este agregado incluye los suministros al sector de la transformación y los suministros al transporte, a la industria, los hogares y demás sectores para el consumo final; asimismo incluye el consumo propio del sector de la energía (excepto el combustible de refinería).

3. “Decisión internacional efectiva de movilización de reservas”: Toda decisión en vigor del Consejo de Dirección de la Agencia Internacional de la Energía con el fin de permitir que el crudo o los productos petrolíferos lleguen al mercado mediante la movilización de las reservas de sus miembros o mediante medidas adicionales.

4. “Interrupción grave del suministro”: El descenso importante y repentino en el suministro de petróleo crudo o productos petrolíferos de la Unión Europea o de un Estado miembro, independientemente de que dé lugar o no a una decisión internacional efectiva de movilización de reservas o existencias de seguridad.

5. “Accesibilidad física”: Las disposiciones para ubicar y transportar las existencias de seguridad a fin de asegurar su distribución o entrega efectiva a los usuarios y mercados finales dentro de plazos y en condiciones que permitan aliviar los problemas de suministro que puedan haber surgido.»

Dos. El apartado 1 del artículo 2 queda redactado del siguiente modo:

«1. De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 50 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, la obligación de mantenimiento de existencias mínimas que deberán mantener, en todo momento, los sujetos que intervienen en el sector del petróleo, a los que se hace referencia en el artículo 7 de este real decreto, se fija en 92 días de sus ventas o consumos en el año natural anterior.

Cuando se trate de gases licuados del petróleo, dichas existencias mínimas se fijan en 20 días de sus ventas o consumos en el año natural anterior.

No obstante lo establecido en los párrafos precedentes, para el cálculo de la obligación de mantenimiento de existencias mínimas durante el primer trimestre el periodo de 1 de enero a 31 de marzo de cada año, se considerarán las ventas o consumos efectuados durante el penúltimo año natural al año en que se calcule la obligación.»

Tres. Se modifica el apartado 1 del artículo 5 que pasará a estar redactado con el siguiente tenor:

«1. Los sujetos obligados a mantener existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos, incluidos los gases licuados del petróleo, según lo establecido en el artículo 50 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y aquéllos otros que sin serlo mantengan existencias de hidrocarburos por razón de su actividad deberán facilitar al Ministerio de Industria, Energía y Turismo, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y a la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos información, en la forma y con la periodicidad que se determine, que permita obtener un balance exacto sobre los movimientos de los productos de cada sujeto, entradas de crudo y/o productos petrolíferos por importación, intercambio intracomunitario o compra nacional, cantidades y destinos de las ventas al mercado interior por canales de distribución y sectores de consumo, exportaciones de productos petrolíferos, otras salidas, niveles y variación de existencias y cualquier otra que se considere necesaria a los mismos fines.»

Cuatro. El artículo 7 quedará redactado en los siguientes términos:

«Artículo 7. Sujetos obligados al mantenimiento de existencias mínimas de seguridad de hidrocarburos líquidos.

De conformidad con lo establecido en el artículo 50 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, están obligados a mantener, en todo momento, existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos en la cuantía determinada en el artículo 2.1 de este real decreto:

a) Los operadores al por mayor productos petrolíferos, regulados en el artículo 42 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, por sus ventas anuales en el mercado nacional, excluidas las ventas y/o consumos a otros operadores al por mayor.

b) Las empresas que desarrollen una actividad de distribución al por menor de productos petrolíferos, regulada en el artículo 43 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, en la parte de sus ventas y/o consumos anuales en el mercado nacional no suministrada por los operadores al por mayor, regulados en el artículo 42 de la citada ley, o por otros distribuidores al por menor.

c) Los consumidores de productos petrolíferos, en la parte de su consumo anual no suministrada por operadores al por mayor regulados en el artículo 42 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, o por las empresas que desarrollen una actividad de distribución al por menor de productos petrolíferos, regulada en el artículo 43 de la citada ley.»

Cinco. Se modifican los apartados 3 y 4 del artículo 9 que pasará a tener la siguiente redacción:

«3. A efectos del cálculo de las existencias mínimas de seguridad computables para el cumplimiento de la obligación establecida en los artículos precedentes, las existencias en forma de crudo, materia prima y productos semirrefinados deberán ser contabilizadas netas de su contenido en naftas, por lo que serán objeto de una reducción del 4 por ciento sobre el total de las existencias, sin perjuicio de lo establecido en el Anexo I.

Además, únicamente podrán contabilizarse como existencias mínimas de seguridad un 90 por ciento de las existencias de cada uno de los grupos de productos y del crudo y productos semirrefinados.

4. Se faculta a la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Energía y Turismo, para establecer o modificar, con la periodicidad necesaria y cuando razones técnicas o compromisos internacionales así lo aconsejen o previa solicitud motivada de las empresas titulares de refinerías interesadas, el valor de los coeficientes de equivalencia y los porcentajes computables recogidos en los apartados 2 y 3 anteriores. En la fijación de los porcentajes del apartado 2 se estará a lo dispuesto en el apartado 9 del artículo 14 de este real decreto.»

Seis. Se modifican los apartados 1 y 4 del artículo 10 y se le añade un nuevo apartado 5, de acuerdo con el siguiente tenor:

«1. En el cumplimiento de la obligación de existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos, podrán computarse como tales las cantidades que, siendo propiedad del sujeto obligado o estando a su plena disposición en virtud de contratos de arrendamiento, se destinen a su consumo en territorio nacional, siempre que los citados contratos de arrendamiento hubiesen sido previamente remitidos a la Corporación. Además, en el caso de contratos de arrendamiento, los volúmenes asociados no podrán ser objeto de cesión u arrendamiento a terceros en forma alguna.

A efectos del cálculo de las existencias mínimas de seguridad, tendrán esta consideración:

a) Las contenidas a bordo de buques petroleros, incluidos los butaneros, que se encuentren en puerto pendientes de descarga, una vez cumplimentadas las formalidades portuarias.

b) Las almacenadas en los puertos de descarga.

c) Las contenidas en los depósitos y esferas de las refinerías.

d) Las contenidas en depósitos a la entrada de los oleoductos.

e) Las existentes en los depósitos y esferas de los operadores autorizados para la distribución al por mayor, en las empresas de almacenamiento o de importación, y en los de los comercializadores y distribuidores al por menor.

f) Las existentes en los depósitos de los grandes consumidores. A estos efectos, se entenderá por gran consumidor aquel que consuma más de 10.000 toneladas métricas al año de los productos petrolíferos o 500 toneladas métricas al año en el caso de gases licuados del petróleo.

g) Las existentes en barcazas y barcos en tráfico de cabotaje durante el transporte dentro de las fronteras nacionales, siempre que la Administración pueda ejercer su control, y disponer de ellas sin demora.

h) El petróleo crudo o productos petrolíferos almacenados en una concesión de explotación de almacenamiento subterráneo.

En todo caso, las instalaciones en las que se almacenen productos petrolíferos, computables a efectos de existencias mínimas de seguridad, deberán estar inscritas en los correspondientes registros de las Administraciones públicas competentes.»

(…)

4. Las existencias mínimas de seguridad deberán almacenarse en cualquiera de los sistemas descritos en el apartado 1 de este artículo y de tal forma que puedan llevarse al consumo, de forma continuada, durante un período de 92 días en el caso de productos petrolíferos líquidos y de 20 días en el caso de los gases licuados del petróleo. Asimismo, deberán garantizar la disponibilidad y accesibilidad física de las mismas a fin de permitir la verificación en cualquier momento.

En todo caso, la Corporación, mediante los procedimientos de control a los que se refieren los artículos 37 y 38 del presente real decreto, garantizará la habilitación de los procedimientos oportunos para la identificación, contabilidad y control de las mismas a fin de permitir su verificación en cualquier momento, incluso cuando dichas existencias se encuentren mezcladas con otras existencias que no tengan la consideración de existencias mínimas de seguridad.

Anualmente, la Corporación remitirá un informe al Ministerio de Industria, Energía y Turismo en el que detalle las actuaciones de control desarrolladas, con especial atención a la verificación de su disponibilidad y accesibilidad física, realizando las recomendaciones que considere pertinentes.

5. A los efectos de verificar el cumplimiento a nivel país de las obligaciones internacionales, el consumo interno diario medio que debe ser tenido en cuenta, se calculará sobre la base del equivalente de petróleo crudo del consumo interno durante el año natural precedente, establecido y calculado según las modalidades y el método expuestos en el anexo II.

Cuando proceda, las importaciones netas diarias medias que deben tenerse en cuenta se calcularán sobre la base de equivalente de petróleo crudo de las importaciones diarias durante el año natural precedente, establecida según las modalidades y el método expuestos en el anexo I.

Durante el periodo comprendido entre el 1 de enero y el 31 de marzo de cada año, las medias diarias de consumo interno y de importaciones netas referidas en los dos párrafos anteriores se determinarán sobre la base de las cantidades consumidas o importadas, respectivamente, durante el penúltimo año anterior al año natural en cuestión.

En todo caso, ninguna cantidad puede ser contabilizada varias veces como reserva y no se incluirán las reservas de nafta ni las reservas de productos petrolíferos para los bunkers de barcos internacionales. De las reservas de petróleo crudo se deduce un 4 por ciento en concepto de rendimiento medio de la nafta.

Asimismo, se podrá optar por cualquier de las siguientes métodos aplicables al cálculo del nivel de existencias. El método de cálculo se mantendrá durante todo el año en cuestión:

a) incluir todas las demás reservas de productos petrolíferos que figuran en el anexo C, punto 3.1, del Reglamento (CE) n.º 1099/2008 del Parlamento Europeo y del Consejo, relativo a las estadísticas sobre energía, con respecto a la aplicación de actualizaciones para las estadísticas sobre energía mensuales y anuales, y determinar su equivalente de petróleo crudo multiplicando las cantidades por 1,065.

b) incluir las reservas exclusivamente de los productos siguientes: gasolina de automoción, gasolina de aviación, carburante de tipo gasolina para aviones de retropropulsión (carburante de tipo nafta para aviones de retropropulsión o JP4), carburante de tipo queroseno para aviones de retropropulsión, otro queroseno, gasóleo/carburante diésel (fuelóleo destilado), fuelóleo (tanto de bajo como de alto contenido de azufre), y determinar su equivalente de petróleo crudo multiplicando las cantidades por el factor 1,2.

En ningún caso se podrán computar, a nivel país, como existencias mínimas de seguridad las cantidades de petróleo crudo o de productos petrolíferos objeto de medidas de embargo o de ejecución así como las existencias de empresas en procedimiento de quiebra o de concurso de acreedores sin perjuicio de que, en este último caso y siempre que el concursado o quebrado no carezca de poder de disposición sobre las mismas, dichas cantidades si sean consideradas a efecto del cumplimiento de la obligación nacional por parte del sujeto en cuestión. En la auditoría de ventas a la que se refiere el artículo 5 del presente Real Decreto, el auditor certificará bajo su responsabilidad los volúmenes de existencias de seguridad del sujeto obligado objeto de la auditoría de ventas que se encuentran embargados, además de la circunstancia de estar o no dicho sujeto obligado en situación de concurso de acreedores.

La Corporación elaborará, sin perjuicio de sus restantes funciones, las relaciones estadísticas a que hace referencia el anexo III.»

Siete. El artículo 11 pasará a estar redactado con el siguiente tenor:

«Artículo 11. Existencias mínimas de seguridad de productos petrolíferos fuera del territorio español.

1. Se faculta al Ministro de Industria, Energía y Turismo para autorizar el cumplimiento de la obligación de mantenimiento de existencias mínimas, incluidas las estratégicas, de productos petrolíferos a los sujetos obligados y a la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos, en su caso, con crudo y productos que se encuentren almacenados por su cuenta en otro Estado miembro de la Unión Europea, siempre que, como condición previa, exista un acuerdo intergubernamental con dicho Estado que garantice el mantenimiento de las condiciones de competencia y asegure la disponibilidad de las existencias para los fines contemplados en el artículo 49 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y siempre que no suponga perjuicio para la seguridad del abastecimiento nacional. Asimismo, podrá modificar la cuantía de los porcentajes a que se refieren los siguientes párrafos del presente artículo.

El porcentaje de existencias mínimas de seguridad que el sujeto obligado almacene en otros Estados miembros de la Unión Europea no podrá exceder en ningún momento del 40 por ciento de las existencias mínimas de seguridad totales que a ese sujeto obligado le correspondiere mantener en virtud de la legislación vigente.

En caso de que la cuantía de existencias mínimas de seguridad localizadas en otros Estados miembros de la Unión Europea por el conjunto de los sujetos obligados superase el 15 por ciento a nivel nacional, será preceptivo para la autorización del mantenimiento de cantidades adicionales de reservas mínimas de seguridad fuera del territorio español informe de la Corporación de Reservas Estratégicas que considere el impacto sobre la seguridad del suministro.

Lo establecido en los párrafos anteriores aplica tanto a las existencias propias almacenadas en otros Estados Miembros de la Unión Europea como a las existencias puestas a su disposición en virtud de contratos de arrendamiento suscritos con Entidades Centrales de Almacenamiento u operadores económicos de otros Estados Miembros para existencias localizadas en sus territorios, las cuales no podrán ser cedidas o arrendadas a terceros en forma alguna.

2. Los sujetos obligados de otros Estados Miembros de la Unión Europea podrán cumplir con las obligaciones de mantenimiento de reservas de emergencia que les hubiesen sido impuestas con crudo y/o productos que se encuentren almacenados en España, siempre que tal operación sea previamente autorizada por ambos Estados, independientemente de que exista o no un acuerdo intergubernamental entre ellos.

El Ministro de Industria, Energía y Turismo, previo acuerdo de la Comisión Delegada del Gobierno para Asuntos Económicos, determinará las modalidades, el procedimiento y los requisitos de aplicación general para la autorización previa de tal operación de cobertura en aquellos casos en que no exista acuerdo intergubernamental con dicho Estado.

No obstante, cuando dicho acuerdo ya exista o se celebre posteriormente, se estará a lo dispuesto en el mismo que pasará a sustituir al procedimiento anterior para ese Estado en cuestión.

3. Los sujetos obligados de Estados no pertenecientes a la Unión Europea podrán cumplir con las obligaciones que les hubiesen sido impuestas con crudo y/o productos almacenados en España previo acuerdo intergubernamental.

4. En el caso de Estados Miembros de la Unión Europea o de sus Entidades Centrales de Almacenamiento, cuando deseen que parte de sus reservas de emergencia le sean mantenidas durante un periodo determinado por la Corporación, se estará a lo dispuesto en el artículo 14 exclusivamente. La citada Corporación igualmente podrá solicitar con carácter puntual a otras Entidades Centrales de Almacenamiento de Estados Miembros el mantenimiento de parte de sus existencias estratégicas.

5. Las entidades que mantengan en territorio nacional existencias a favor de sujetos obligados extranjeros, con independencia de que sean o no sujetos obligados en España, deberán remitir a la Corporación, antes del día 20 de cada mes, una relación de las existencias almacenadas en España el último día del mes natural anterior, desglosada por categoría de producto y localización en instalación de almacenamiento. Con la misma periodicidad, la Corporación remitirá a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia esta información agrupándose en un único documento las relaciones remitidas por cada sujeto.

6. En el caso de decisión internacional efectiva de movilización de reservas o de interrupción grave del suministro, las Autoridades Competentes se abstendrán de tomar cualquier medida que obstaculice la transferencia, el uso o distribución de las reservas de emergencia y las reservas específicas almacenadas en territorio nacional por cuenta de otro Estado. Asimismo, se prohíbe que cualquier otra entidad adopte medidas similares, sin perjuicio de las restantes cláusulas que se hubiesen pactado entre las partes.»

Ocho. El artículo 14 queda redactado de la siguiente forma:

«Artículo 14. Existencias estratégicas de hidrocarburos líquidos.

1. Tendrán la consideración de existencias estratégicas de hidrocarburos líquidos la parte de las existencias mínimas de seguridad que sean constituidas, mantenidas y gestionadas por la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos.

2. Se constituirán existencias estratégicas que computarán a favor de cada uno de los sujetos obligados por al menos 42 días del total de su obligación de existencias mínimas de seguridad de cada grupo de productos petrolíferos, excluyendo los gases licuados del petróleo, vendidos o consumidos en el territorio nacional. El Ministro de Industria, Energía y Turismo podrá modificar el número de días al que hace referencia este apartado y el anterior en función de la evolución del mercado y de la disponibilidad de infraestructuras de almacenamiento por parte de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos.

3. La Corporación evitará disponer de existencias o capacidad en exceso, una vez constituidos los días mínimos obligatorios y atendidas las peticiones relativas a los apartados 4 y 5 del presente artículo.

4. Los sujetos obligados al mantenimiento de existencias mínimas de seguridad a los que se refiere el artículo 7 podrán solicitar a la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos, la ampliación de las existencias estratégicas constituidas a su favor, hasta alcanzar una cantidad máxima equivalente a la totalidad de sus obligaciones de mantenimiento de existencias mínimas de seguridad.

En el caso de que la Corporación dispusiese de capacidad suficiente, se asignará a los solicitantes volúmenes adicionales de existencias, aplicando en su caso los criterios de preferencia establecidos en el apartado 6 del presente artículo.

5. Los sujetos obligados al mantenimiento de existencias mínimas de seguridad a los que se refiere el artículo 7 que opten por la alternativa establecida en el apartado anterior, deberán realizar la correspondiente solicitud a la Corporación, en los plazos y forma que ésta determine, indicando tanto la cobertura adicional sobre el mínimo establecido, cuando proceda, como el plazo correspondiente, que desean que les mantenga la Corporación. Las solicitudes habrán de comunicarse antes del 30 de junio del año precedente al año sobre el que se solicita la cobertura adicional.

La Corporación resolverá sobre las peticiones recibidas en el plazo máximo de 5 meses, de acuerdo con los principios de transparencia, objetividad y no discriminación, sin perjuicio de lo establecido en el apartado 6, determinando la cobertura de días adicionales que corresponda a cada solicitante así como los periodos de tal cobertura. La Dirección General de Política Energética y Minas, previa propuesta de la Corporación, aprobará los modelos de contrato correspondientes.

6. En los casos en que la capacidad solicitada por el total de sujetos, de acuerdo con lo dispuesto en el apartado 4 supere la capacidad de almacenamiento y de existencias disponible por la Corporación, el reparto de capacidad se asignará de acuerdo con la siguiente prelación:

a) Solicitudes realizadas por todos los sujetos obligados al mantenimiento de existencias mínimas de seguridad a los que se refiere el artículo 7 hasta un máximo de 2 días sobre el mínimo establecido en el apartado 2 de este artículo.

b) Solicitudes realizadas por los sujetos obligados a que se refieren los párrafos b y c del artículo 7 de este real decreto, a su vez, con el siguiente orden de prioridad:

1.º Sujetos que no alcancen un volumen de importaciones de un 0,5 por ciento de volumen total de cada grupo de productos petrolíferos, vendidos o consumidos en el territorio nacional durante el periodo al que se refiere el artículo 2.1.

2.º Sujetos que no se encuentren incluidos en el epígrafe inmediatamente anterior.

c) Solicitudes realizadas por sujetos individuales, o pertenecientes a grupos empresariales, no incluidos en el párrafo b anterior, sin capacidad de refino en el territorio español ni en cualquier otro Estado miembro de la Unión Europea con que se haya suscrito un acuerdo intergubernamental en los términos del artículo 11 de este real decreto, a su vez, con el siguiente orden de prioridad:

1.º Sujetos que no alcancen un volumen de ventas o consumo de un 0,5 por ciento de volumen total de cada grupo de productos petrolíferos, vendidos o consumidos en el territorio nacional durante el periodo al que se refiere el artículo 2.1.

d) Solicitudes realizadas por sujetos individuales, o pertenecientes a grupo empresariales sin capacidad de refino en el territorio español pero con capacidad de refino en cualquier otro Estado miembro de la Unión Europea con que se haya suscrito un acuerdo intergubernamental en los términos del artículo 11 de este real decreto.

e) Solicitudes realizadas por sujetos pertenecientes a grupos empresariales con capacidad de refino en el territorio español.

En los casos en que la capacidad disponible no sea suficiente para satisfacer todas las solicitudes de un mismo grupo establecido en los criterios anteriores, se realizará un reparto tal que resulte el mismo número de días disponibles para todas las solicitudes de ese grupo.

En caso de que se produjesen eventuales reducciones de la capacidad de almacenamiento o de existencias disponible por la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos, dicha reducción se imputará a los sujetos aplicando los criterios anteriores en orden inverso.

7. En los casos en que la capacidad total solicitada de acuerdo con lo dispuesto en el apartado 4, no supere la capacidad de almacenamiento y de existencias disponible por la Corporación, y que la Corporación dispusiese de capacidad excedentaria, podrá asignarla a las solicitudes realizadas, para periodos determinados, por otros Estados Miembros de la Unión Europea o sus Entidades Centrales de Almacenamiento, aun cuando no exista un acuerdo con dicho Estado o por un estado miembro de la Agencia Internacional de la Energía con el que se hubiese suscrito el correspondiente acuerdo internacional, o por la agencia constituida por dicho estado para el mantenimiento de reservas de seguridad de hidrocarburos.

Dicha asignación se hará por una duración tal que no afecte a los compromisos que la Corporación haya adquirido o adquiera con los sujetos obligados al mantenimiento de existencias mínimas de seguridad a los que se refiere el artículo 7.

En los casos en que la capacidad disponible no sea suficiente para satisfacer todas las solicitudes realizadas por las Estados, Entidades Centrales de Almacenamiento o Agencias a las que hace referencia este apartado, la Corporación establecerá un mecanismo de reparto objetivo, transparente y no discriminatorio.

8. No existirán existencias estratégicas dentro de las existencias mínimas de seguridad correspondientes a los gases licuados del petróleo.

9. A la hora de constituir las existencias estratégicas de productos petrolíferos, la Corporación adoptará las medidas oportunas para garantizar que, al menos, un tercio del total de las existencias mínimas de seguridad se mantengan en forma de los productos obligados, a que se refiere el artículo 9 siempre que el equivalente de petróleo crudo de las cantidades consumidas equivalga como mínimo el 75 por ciento del consumo interno, calculado por el método que figura en el anexo II.

Los equivalentes de petróleo crudo mencionados en el párrafo anterior se calcularán multiplicando por un factor de 1,2 la suma del total de los «suministros interiores brutos observados», tal como se definen en el anexo C, punto 3.2.1, del Reglamento (CE) no 1099/2008, para los productos incluidos en las categorías utilizadas sin incluir en el cálculo los bunkers de barcos internacionales.

La Corporación remitirá anualmente un informe al Ministerio de Industria, Energía y Turismo sobre el cumplimiento de la obligación relativa a este apartado.

10. La Corporación publicará de manera permanente una información completa, por categoría de productos, sobre los volúmenes y duración de reservas cuyo mantenimiento podrá garantizar a los operadores económicos, o, en su caso, a las entidades centrales de almacenamiento interesadas.»

Nueve. El apartado 1 del artículo 26 se modifica de acuerdo con lo que se indica a continuación:

«1. Las cuotas a que hacen referencia los apartados 1 y 2 del artículo anterior serán aprobadas para cada año natural por orden del Ministro de Industria, Energía y Turismo.

A tal efecto, la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos elaborará propuesta que se acompañará de un presupuesto comprensivo de los ingresos y gastos previstos para el ejercicio correspondiente y de los criterios aplicados para la determinación del importe de las cuotas unitarias así como de un plan estratégico y operativo para los cinco y dos años naturales siguientes, respectivamente, en el que se detallen el modo de cumplir sus funciones de manera eficaz y eficiente.

Una vez aprobadas las cuotas anuales, la Corporación de Reservas Estratégicas podrá solicitar la modificación de las mismas al alza o a la baja hasta un máximo del 5 por ciento, a la Dirección General de Política Energética y Minas, aportando la documentación justificativa de la solicitud.»

Diez. Se modifica el artículo 32 que quedará redactado como sigue:

«Las operaciones de compra, venta, permuta, arrendamiento, y almacenamiento de reservas estratégicas se ajustarán a contratos tipo cuyos modelos serán aprobados por la Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria, Energía y Turismo.»

Once. Los apartados 1 y 2 del artículo 39 pasarán a tener la siguiente redacción:

«1. El Consejo de Ministros, mediante acuerdo, en situación de escasez de suministro de productos petrolíferos, incluida una decisión internacional efectiva de movilización de reservas, podrá ordenar el sometimiento de las existencias mínimas de seguridad, incluidas las estratégicas, a un régimen de intervención bajo control directo de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos, con objeto de inducir la más adecuada utilización de los recursos disponibles, tal como dispone el artículo 49 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, pudiendo establecer el uso o destino final de las existencias mínimas de seguridad, incluidas las estratégicas, dispuestas para consumo o transformación, siempre que esto sea necesario para asegurar el abastecimiento a centros de consumo que se consideren prioritarios.

Asimismo podrá adoptar en el ámbito, con la duración y las excepciones que se determinen, entre otras, alguna o algunas de las medidas contempladas en el artículo 49.2 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre:

En el caso de movilización de existencias mínimas de seguridad en virtud de una decisión internacional efectiva de movilización de reservas, se informará inmediatamente a la Comisión Europea así como a la Agencia Internacional de la Energía. En el caso de una interrupción grave de suministro pero que no implique una decisión internacional efectiva de movilización de reservas, se solicitará autorización de la Comisión Europea.

No obstante, se podrán movilizar existencias mínimas de seguridad por debajo del nivel mínimo obligatorio establecido en unas cantidades inmediatamente necesarias para dar una respuesta inicial en casos de una urgencia especial o con el fin de atender a crisis locales. En caso de una movilización de este tipo, se informará a la Comisión inmediatamente de la cantidad movilizada.

Según proceda, se establecerá un calendario razonable para la reposición del nivel de existencias mínimas de seguridad en coordinación con la Comisión Europea y la Agencia Internacional de la Energía.

2. El Ministro de Industria, Energía y Turismo, a propuesta de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos, desarrollará normas o planes generales de aplicación en caso de crisis en el suministro de productos petrolíferos o de problemas puntuales de abastecimiento, que podrán contemplar la enajenación o permuta de las existencias estratégicas así como las medidas organizativas necesarias para asegurar la aplicación práctica de tales planes. Previa solicitud de la Comisión Europea, se informará inmediatamente a ésta, de dichos planes de intervención y de las medidas organizativas correspondientes.

Las existencias estratégicas cuya disposición proceda se ofrecerán a precios de mercado a los sujetos obligados al mantenimiento de existencias mínimas, para su puesta a consumo.»

Doce. Se modifica la disposición final tercera que quedará redactada como sigue:

«Disposición final tercera. Facultades de desarrollo y modificación

Se autoriza al Ministro de Industria, Energía y Turismo a dictar cuantas disposiciones sean necesarias para el desarrollo y ejecución de este real decreto.

Se habilita al Ministro de Industria, Energía y Turismo para modificar el contenido de los Anexos I, II y III de este real decreto así como lo dispuesto en el artículo 10.5 cuando resulte necesario para ajustar tales disposiciones a la normativa europea o internacional»

Trece. Se añaden los siguientes anexos I, II y III, mientras que el anexo pre-existente se reordena como «Anexo IV. Estatutos de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos»:

«ANEXO I

Método de cálculo del equivalente de petróleo crudo de las importaciones de productos petrolíferos

El equivalente de petróleo crudo de las importaciones de productos petrolíferos, a los efectos de la Directiva 2009/119/CE del Consejo, de 14 de septiembre de 2009, por la que se obliga a los Estados miembros a mantener un nivel mínimo de reservas de petróleo crudo o productos petrolíferos, debe calcularse por el método siguiente:

El equivalente de petróleo crudo de las importaciones de productos petrolíferos se obtiene sumando las importaciones netas de los productos siguientes: petróleo crudo, materias primas para refinerías, otros hidrocarburos, tal como están definidos en el anexo B, punto 4, del Reglamento (CE) n o 1099/2008, ajustadas para tomar en consideración las posibles variaciones de existencias, deduciendo un 4 % en concepto de rendimiento de la nafta o, si el rendimiento medio de la nafta en el territorio nacional supera el 7 por ciento, deduciendo el consumo efectivo neto de nafta o el rendimiento medio de la nafta y añadiendo las importaciones netas de todos los demás productos petrolíferos a excepción de la nafta, igualmente ajustadas para tomar en consideración las variaciones de existencias y multiplicadas por 1,065.

No se incluyen en el cálculo los bunkers de barcos internacionales.

ANEXO II

Método de cálculo del equivalente de petróleo crudo del consumo interno

El equivalente de petróleo crudo del consumo debe calcularse por el método siguiente:

El consumo interno en cuestión se determina sumando el total de «suministros interiores brutos observados», tal como se definen en el anexo C, punto 3.2.1, del Reglamento (CE) n.º 1099/2008 exclusivamente de los productos siguientes: gasolina de automoción, gasolina de aviación, carburante de tipo gasolina para aviones de retropropulsión (carburante de tipo nafta para aviones de retropropulsión o JP4), carburante de tipo queroseno para aviones de retropropulsión, otros querosenos, gasóleo/carburante diésel (fuelóleo destilado), fuelóleo (tanto de bajo como de alto contenido de azufre), tal como están definidos en el anexo B, punto 4, del Reglamento (CE) n o 1099/2008.

El equivalente de petróleo crudo del consumo interno se calcula aplicando un coeficiente multiplicador de 1,2.

ANEXO III

Normas de elaboración y transmisión a la comisión de las relaciones estadísticas sobre el nivel de las reservas que deben almacenarse en virtud del artículo 5

La Dirección General de Política Energética y Minas transmitirá mensualmente a los organismos internacionales pertinentes una relación estadística definitiva del nivel de existencias mínimas de seguridad mantenidas de manera efectiva el último día de cada mes natural, calculado sobre la base de un número de días de importaciones netas de petróleo o sobre la base de un número de días de consumo interno de petróleo, según el criterio que se haya elegido en virtud del artículo 10.5. En la relación se precisarán las razones por las cuales la base de cálculo la constituye un número de días de importaciones o, en su caso, un número de días de consumo, e indicarse el método de los contemplados en el citado artículo 10.5 que se haya utilizado para el cálculo de las reservas.

Si algunas de las existencias incluidas están almacenadas fuera del territorio nacional, en cada relación se precisarán de manera detallada las reservas almacenadas por cada Estado miembro y entidad central de almacenamiento en cuestión el último día del período al que se refiera la relación. Asimismo, se indicará en cada caso si se trata de existencias almacenadas en virtud de una delegación formulada por uno o varios operadores económicos o de la Corporación. En lo que respecta al conjunto de las reservas almacenadas en territorio nacional a favor de otros Estados miembros o entidades centrales de almacenamiento, se transmitirá a la Comisión una relación de las reservas existentes el último día de cada mes natural, por categoría de productos. En esta relación, el Estado miembro debe indicar en cada caso el nombre del Estado miembro o de la entidad central de almacenamiento en cuestión, así como las cantidades correspondientes.

En todo caso, la transmisión a la Comisión Europea de las relaciones estadísticas contempladas en el presente anexo debe efectuarse en el plazo de 55 días a partir del final del mes al que se refiera la relación. Dichas relaciones estadísticas deben enviarse asimismo en el plazo de dos meses a petición de la Comisión. Dichas peticiones podrán presentarse en el plazo de cinco años a partir de la fecha a la que se refieran los datos.»

Disposición final tercera. Modificación del Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, por el que se aprueba el Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus instrucciones técnicas complementarias ICG 01 A 11.

El Real Decreto 919/2006, de 28 de julio, por el que se aprueba el Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus instrucciones técnicas complementarias ICG 01 A 11, se modifica como sigue:

Uno. El tercer párrafo del artículo 7.2 del Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos queda redactado como sigue:

«En cualquier caso, el titular o usuario, según el caso, tendrá la facultad de elegir libremente la empresa encargada de realizar el control periódico y las adecuaciones que se deriven del proceso de dicho control.»

Dos. El artículo 7.2.1 del Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos queda redactado como sigue:

«7.2.1 Inspecciones periódicas.–Las inspecciones periódicas de las instalaciones receptoras alimentadas desde redes de distribución por canalización, de acuerdo con la Ley 34/1998 de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, deberán ser realizadas por una empresa instaladora de gas habilitada o por el distribuidor, utilizando medios propios o externos.

La inspección periódica de la parte común de las instalaciones receptoras deberá ser efectuada por una empresa instaladora de gas habilitada o por el distribuidor, utilizando medios propios o externos.»

Tres. Se añade el siguiente párrafo al final del apartado 6.2 de la ITC-ICG 03 Instalaciones de almacenamiento de gases licuados del petróleo (GLP) en depósitos fijos:

«De igual modo, los operadores al por mayor de GLP deben exigir a cualquier comercializador al por menor de GLP y a los titulares de todas las instalaciones a las que suministren, la documentación acreditativa de que sus instalaciones cumplen la normativa vigente.»

Cuatro. Se modifica el último párrafo del apartado 3.5.1 de la ITC-ICG 07 «Instalaciones receptoras de combustibles gaseosos» quedando redactado como sigue:

«En la reapertura de instalaciones después de una resolución de contrato, que entren de nuevo en servicio tras un periodo de interrupción de suministro de más de un año se actuará de igual forma que en las nuevas instalaciones. La empresa distribuidora procederá a verificar la existencia del certificado de la instalación individual archivado, procediendo a continuación a verificar, emitir y archivar por parte de la distribuidora el certificado de pruebas previas y puesta en servicio conforme a lo indicado en la ITC.»

Cinco. Se modifican el primero, quinto y octavo párrafo del apartado 4.1 de la ITC-ICG 07 «Instalaciones receptoras de combustibles gaseosos», quedando redactados como sigue:

4.1 Inspecciones periódicas de las instalaciones receptoras alimentadas desde redes de distribución.–Cada cinco años, y dentro del año natural de vencimiento de este periodo desde la fecha de puesta en servicio de la instalación o, en su caso, desde la última inspección periódica, las empresas instaladoras de gas habilitadas o los distribuidores de gases combustibles por canalización deberán efectuar una inspección de las instalaciones receptoras de los usuarios, repercutiéndoles el coste de la misma que, en caso de que la inspección sea realizada por el distribuidor, no podrá superar los costes regulados y teniendo en cuenta lo siguiente:

(…)

Adicionalmente, las empresas instaladoras de gas habilitadas o los distribuidores a cuyas instalaciones se hallen conectadas las instalaciones receptoras individuales de los usuarios, procederán a inspeccionar la parte común de las mismas con una periodicidad de cinco años.

(…)

En cualquier caso, se requerirá que el personal que realice la inspección sea instalador habilitado de gas en los términos que se establecen en la ITC-ICG 09.»

Seis. El apartado 4.1.1 de la ITC-ICG 07 «Instalaciones receptoras de combustibles gaseosos» queda redactado como sigue:

«4.1.1 Procedimiento general de actuación.

a) El distribuidor deberá comunicar a los usuarios, con una antelación de tres meses, la obligación de que en su instalación se debe realizar la inspección, pudiéndola realizar una empresa instaladora habilitada o él mismo.

b) La inspección será realizada por:

b.1 En el caso de empresa instaladora de gas habilitada, por instaladores categoría A, B o C para instalaciones individuales, e instaladores categorías A o B para instalaciones comunes.

b.2 En el caso de empresa distribuidora, por personal propio o contratado por el distribuidor. Tanto el personal contratado como el propio deberán disponer de las habilitaciones correspondientes según se indica en el apartado b.1 o estar debidamente certificado para esta actividad por una entidad acreditada para la certificación de personas según el Real Decreto 2200/1995, de 28 de diciembre. Asimismo, el personal contratado deberá actuar en el seno de una empresa instaladora habilitada.

c) Procedimiento general de actuación realizada por empresa instaladora habilitada de gas:

c.1. Si por elección del cliente, la empresa instaladora habilitada de gas realiza la inspección con resultado favorable, emitirá el correspondiente certificado de inspección, entregando una copia al titular de la instalación, remitiendo otra copia a la empresa distribuidora por los medios que se determinen, asimismo, mantendrá otra copia en su poder. El certificado deberá estar firmado por el instalador habilitado y con el sello de la empresa instaladora responsable.

c.2. Si la empresa instaladora realiza la inspección, y en la misma se detectan anomalías, se procederá del siguiente modo:

Se remitirá a la empresa distribuidora el informe de anomalías, en el que se indica el plazo máximo de corrección de las mismas, y se entregará una copia al titular de la instalación, no pudiendo proceder a la reparación de las anomalías la misma empresa o instalador que realice la inspección. Resueltas las anomalías se emitirá el correspondiente certificado, entregando una copia al titular de la instalación al finalizar la inspección, remitiendo otra copia a la empresa distribuidora por los medios que se determinen al efecto, asimismo, mantendrá otra copia en su poder.

d) Procedimiento general de actuación realizada por empresa distribuidora.

d.1. Si la empresa distribuidora realiza la inspección por elección del cliente, avisará con una antelación mínima de 5 días, la fecha de la visita de inspección y solicitará que se facilite el acceso a la instalación el día indicado.

Si el resultado es favorable, se emitirá el certificado correspondiente de inspección entregando una copia al titular y manteniendo una copia en su poder.

Si se detectan anomalías al finalizar la inspección se entregará el correspondiente informe de anomalías, indicando el plazo de corrección de las mismas, no pudiendo proceder a la reparación de las anomalías por la misma empresa o instalador. Resueltas las anomalías se emitirá el correspondiente certificado de inspección entregando una copia al titular y manteniendo otra en su poder.

d.2. En caso de que la distribuidora no reciba el certificado de inspección periódica de las instalaciones en la fecha límite indicada en la comunicación del distribuidor, se entenderá que el titular desea que la inspección sea realizada por el propio distribuidor, quien comunicará la fecha y hora de la inspección con una antelación mínima de cinco días.

e) En el caso de que sea la empresa distribuidora quien realice la inspección, si no fuera posible efectuar la inspección por encontrarse ausente el usuario, el distribuidor notificará a aquél la fecha de una segunda visita.

f) En el caso de que se detecten anomalías de las indicadas en la norma UNE 60670 o UNE 60620, según corresponda, se cumplimentará y entregará al usuario un informe de anomalías, que incluirá los datos mínimos que se indican en el anexo de esta ITC. Dichas anomalías deberán ser corregidas por el usuario.

En el caso de que se detecte una anomalía principal, si ésta no puede ser corregida en el mismo momento, se deberá interrumpir el suministro de gas y se precintará la parte de la instalación pertinente o el aparato afectado, según proceda. A estos efectos se considerarán anomalías principales las contenidas en la norma UNE 60670 o UNE 60620, según corresponda. Todas las fugas detectadas en instalaciones de gas serán consideradas como anomalía principal.

En el caso de faltas de estanquidad consideradas anomalías secundarias se dará un plazo de quince días hábiles para su corrección. A estos efectos se considerarán anomalías secundarias las contenidas en la norma UNE 60670 o UNE 60620, según corresponda.

g) El distribuidor dispondrá de una base de datos, permanentemente actualizada, que contenga, entre otras informaciones, la fecha de la última inspección de las instalaciones receptoras así como su resultado, conservando ésta información durante diez años. Todo el sistema deberá poder ser consultado por el órgano competente de la Comunidad Autónoma, cuando éste lo considere conveniente.

h) El titular, o en su defecto, el usuario, es el responsable de la corrección de las anomalías detectadas en la instalación, incluyendo la acometida interior enterrada, y en los aparatos de gas, utilizando para ello los servicios de un instalador habilitado de gas o de un servicio técnico según corresponda, que entregará al usuario un justificante de corrección de anomalías según el modelo incluido en el anexo de esta ITC, y enviará copia al distribuidor.

i) Cuando la empresa instaladora habilitada haya resuelto las anomalías principales que ocasionaron el precintado de la instalación, podrá proceder al desprecintado y a dejar la instalación en funcionamiento, comunicándoselo a la empresa Distribuidora mediante la presentación del correspondiente certificado de subsanación.»

Siete. El «certificado de inspección de instalación común, instalación individual de gas y aparatos» incluido en el anexo de la ITC-ICG 07 «Instalaciones receptoras de combustibles gaseosos» se sustituye por el siguiente:

«CERTIFICADO DE INSPECCIÓN DE INSTALACIÓN COMÚN, INSTALACIÓN INDIVIDUAL DE GAS Y APARATOS (Inspección periódica de instalaciones alimentadas desde redes de distribución).

Debe contener la siguiente información:

• Datos del usuario y de la instalación:

– Código de identificación del punto de suministro para instalaciones de gas natural.

– Número de póliza para instalaciones de GLP.

– Nombre del usuario.

– Dirección.

– Distribuidor.

– Suministrador.

– Tipo de gas.

• Datos de la empresa habilitada (empresa instaladora/distribuidora) y de la persona habilitada autorizada y de la que realiza las operaciones:

– Razón social y NIF de la empresa distribuidora.

– Nombre del instalador.

– DNI o NIE (o, en su defecto, número de pasaporte).

– Tipo de habilitación y categoría del instalador.

– Razón social y NIF de la empresa habilitada.

– Tipo de entidad y categoría.

• Otros datos:

– Fecha del informe.

– Situación en que queda la instalación.

– Firma del instalador y sello de la empresa instaladora o distribuidor, según proceda.

– Firma del cliente o representante.»

Ocho. El informe de anomalías de inspección de instalación común, instalación individual de gas y aparatos, quedando redactados como sigue:

«INFORME DE ANOMALIAS EN INSPECCIÓN DE INSTALACIÓN COMÚN, INSTALACIÓN INDIVIDUAL DE GAS Y APARATOS (inspección periódica de instalaciones alimentadas desde redes de distribución)

– Dirección.

– Distribuidor.

– Suministrador.

– Tipo de gas.

• Otros datos:

Nueve. Se modifica el penúltimo párrafo del apartado 2.1.1 de la ITC-ICG 09 «Instaladores y empresas instaladoras de gas» quedando redactado como sigue:

«Inspección de instalaciones receptoras alimentadas desde redes de distribución, de acuerdo con las condiciones establecidas en el 4.1.1 de la ITC-ICG 07.»

Diez. Se añade un párrafo en el apartado 2.2 de la ITC-ICG 09 «Instaladores y empresas instaladoras de gas» correspondiente a una actividad que puede realizar el Instalador de gas de categoría B, quedando redactado como sigue:

«Adecuación de aparatos por cambio de familia de gas.»

Once. Se modifica el párrafo j y se añaden dos párrafos k) y l) al apartado 3.12 de la ITC-ICG 09 «Instaladores y empresas instaladoras de gas»:

«j) Mantener un registro de los certificados emitidos y, en su caso, de los informes de anomalías emitidos, a disposición de los órganos competentes de las comunidades autónomas.

k) Mantener un registro de los informes de anomalías emitidos en controles periódicos, a disposición de las empresas distribuidoras de gas o comercializadores de GLP, según proceda.

l) Realizar las inspecciones de las instalaciones receptoras de acuerdo con un procedimiento previamente establecido por la propia empresa instaladora habilitada.»

Disposición final cuarta. Título competencial.

El presente real decreto se dicta al amparo de las competencias que corresponden al Estado en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución Española, que atribuye al Estado la competencia exclusiva para determinar las bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y las bases del régimen energético, respectivamente.

Disposición final quinta. Habilitación normativa.

Se autoriza al Ministro de Industria, Energía y Turismo para que dicte las disposiciones que sean precisas para el desarrollo y ejecución de lo establecido en este real decreto.

Disposición final sexta. Entrada en vigor.

Este real decreto entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

ANEXO

Lista de servicios estándar de contratación de capacidad

Con los periodos estándar de contratación definidos en el artículo 6.1 del presente Real Decreto, podrán ofrecerse los siguientes servicios:

1. Almacenamiento subterráneo.

a) Servicio de almacenamiento de gas natural: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para el almacenamiento del gas.

b) Servicio de inyección: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para introducir el gas desde el punto de conexión con la red de transporte al almacenamiento subterráneo.

c) Servicio de extracción: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para extraer el gas del almacenamiento subterráneo gas e introducirlo en la red de transporte.

2. Plantas de regasificación:

a) Descarga de buques: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la descarga de GNL de un buque a la planta de regasificación.

b) Regasificación: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la regasificación de GNL.

c) Almacenamiento de GNL: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para el almacenamiento de GNL en las plantas de regasificación.

d) Carga de cisternas: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la carga en vehículos cisterna del GNL.

e) Carga de GNL a buque: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la carga de GNL en un buque desde una planta de regasificación.

f) Trasvase de GNL de buque a buque: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para la carga de GNL de un buque a otro buque.

g) Puesta en frio de buques: Incluye el derecho al uso de las instalaciones para realizar las operaciones necesarias para que el buque metanero pueda recibir GNL de las plantas de licuefacción o de regasificación, en las condiciones de seguridad apropiadas.

h) Bunkering de GNL: Incluye el uso de las instalaciones para realizar las operaciones de bunkering en las plantas de regasificación.

3. Punto Virtual de Balance:

a) Acceso al Punto Virtual de Balance desde la red de transporte: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para el transporte del gas desde el punto de entrada a la red de transporte hasta el punto virtual de balance.

b) Acceso al Punto Virtual de Balance desde la red de distribución: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para el transporte del gas desde el punto de entrada a la red de distribución hasta el punto virtual de balance. Este servicio se limita a las plantas de biogás que inyecten en la red de distribución.

c) Almacenamiento en el Punto Virtual de Balance: Incluye el derecho al uso de las instalaciones necesarias para el almacenamiento del gas en el punto virtual de balance.

d) Salida del Punto Virtual de Balance por una conexión internacional: Incluye el derecho al servicio de transporte de gas desde el punto de balance del sistema hasta su entrega en una interconexión internacional. Este servicio se regirá por lo establecido en el Reglamento (UE) n.º 984/2013 de la Comisión de 14 de octubre de 2013 y por la normativa de aplicación y desarrollo dictada por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

e) Salida del Punto Virtual de Balance a almacenamientos subterráneos: Incluye el derecho al servicio de transporte de gas desde el punto de balance del sistema hasta su entrega en almacenamientos subterráneos.

f) Salida del Punto Virtual de Balance a tanque de planta de regasificación: Incluye el derecho al servicio de transporte de gas desde el punto de balance del sistema hasta su entrega en forma de gas natural licuado en los tanques de una planta de regasificación. Este servicio estará limitado a la cantidad de gas nominado para regasificación en la planta para cada día.

g) Salida del Punto Virtual de Balance a un consumidor: Incluye el derecho al servicio de transporte de gas desde el punto de balance del sistema hasta su entrega a un consumidor final o en su caso, hasta el punto de conexión de una línea directa a un consumidor.