ANEXO I Directrices

a)

la metodología general, como el límite máximo de ingresos, o la evaluación comparativa híbrida, del coste incrementado o de tarifas;

b)

la metodología para establecer la base de activos regulados, incluyendo:

c)

la metodología para determinar el coste del capital;

d)

la metodología para determinar el gasto total (TOTEX) o, si procede, los gastos operacionales (OPEX) y los gastos de capital (CAPEX);

e)

la metodología para determinar la eficiencia del coste, si procede;

f)

la metodología aplicada para fijar la inflación;

g)

la metodología para determinar primas e incentivos, si procede;

h)

los costes no controlables;

i)

los servicios prestados dentro de la sociedad de cartera, si procede.

a)

valores detallados de los parámetros que forman parte del coste de los fondos propios y del coste de la deuda o del coste medio ponderado del capital, expresados en porcentajes;

b)

períodos de depreciación en años, aplicables por separado a gasoductos y compresores;

c)

cambios en el período de depreciación o en la aceleración de la depreciación aplicada a los activos;

d)

objetivos de eficiencia, en porcentaje;

e)

índices de inflación;

f)

primas e incentivos.

a)

la base de activos regulados por tipo de activo, detallados por año hasta su depreciación completa, incluyendo:

b)

el coste del capital, incluidos el coste de los fondos propios y el coste de la deuda;

c)

los gastos operacionales;

d)

las primas y los incentivos, detallados por separado por partida.

a)

beneficios antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones (EBITDA);

b)

beneficios antes de intereses e impuestos (EBIT);

c)

rendimiento de los activos I (ROA) = EBITDA/RAB;

d)

rendimiento de los activos II (ROA) = EBIT/RAB;

e)

rentabilidad de los recursos propios (ROE) = beneficios/capital:

a)

para un mínimo de tres productos de capacidad firme de una duración de un mes;

b)

para un mínimo de dos productos de capacidad firme de una duración de un trimestre;

c)

para un mínimo de un producto de capacidad firme de una duración de un año o más, o

d)

cuando, durante al menos seis meses, no se haya ofrecido ningún producto de capacidad firme de una duración de un mes o más.

a)

el usuario de la red utiliza menos de una media del 80 % de su capacidad contratada entre el 1 de abril y el 30 de septiembre, y entre el 1 de octubre y el 31 de marzo por un período contractual real de más de un año, sin que se hayan presentado las razones oportunas, o

b)

el usuario de la red nomina de forma sistemática casi el 100 % de su capacidad contratada y la renomina hacia abajo con la intención de eludir las normas dispuestas en el punto 2.2.3, apartado 3.

a)

en un sitio de Internet accesible al público de forma gratuita y sin necesidad de registrarse o inscribirse de ninguna otra forma ante el gestor de la red de transporte;

b)

de forma periódica/continua; la frecuencia dependerá de los cambios que se produzcan y de la duración del servicio;

c)

de una manera sencilla;

d)

de un modo significativo, cuantificable, claro, fácilmente accesible y no discriminatorio;

e)

en un formato descargable que haya sido acordado entre los gestores de redes de transporte y las autoridades reguladoras (en función de un dictamen sobre un formato armonizado que proporcionará la ACER) y que permita realizar análisis cuantitativos y comparativos;

f)

en unidades coherentes, en particular kWh (con una temperatura de combustión de referencia de 298,15 K) para el contenido de energía, y m3 (a 273,15 K y 1,01325 bares) para el volumen; debe indicarse el factor constante de conversión a contenido de energía; además del formato indicado más arriba, es posible también la publicación en otras unidades;

g)

en las lenguas oficiales del Estado miembro y en inglés;

h)

todos los datos estarán disponibles en una plataforma central para toda la Unión, creada por la REGRT de Gas con un criterio de eficiencia económica.

a)

una descripción completa y detallada de los diferentes servicios ofrecidos y sus correspondientes tarifas;

b)

los diferentes tipos de contratos de transporte disponibles para esos servicios;

c)

el código de red o las condiciones tipo que contengan los derechos y obligaciones de todos los usuarios de la red, incluido lo siguiente:

d)

los procedimientos armonizados que se aplican al utilizar la red de transporte, con las definiciones de los términos clave;

e)

las disposiciones sobre la asignación de capacidad, la gestión de la congestión, los procedimientos de reutilización y los procedimientos contra el acaparamiento;

f)

las normas aplicables a los intercambios de capacidad en el mercado secundario con respecto al gestor de la red de transporte;

g)

las normas sobre balance y la metodología para el cálculo de las tarifas de balance;

h)

en su caso, los niveles de flexibilidad y tolerancia de los servicios de transporte y otros que no ocasionan gastos aparte, así como cualquiera otra flexibilidad que se ofrezca y su correspondiente coste;

i)

una descripción detallada del sistema de gas natural del gestor de redes de transporte con todos sus puntos relevantes de interconexión, según la definición del punto 3.2, así como los nombres de los gestores de las instalaciones o redes interconectadas;

j)

las normas aplicables para la conexión al sistema de gas natural operado por el gestor correspondiente;

k)

información sobre los mecanismos de emergencia, en la medida en que sean responsabilidad del gestor de la red de transporte, como las medidas que pueden provocar la desconexión de grupos de clientes y otras normas generales de responsabilidad aplicables al gestor de la red de transporte;

l)

cualquier procedimiento acordado por gestores de redes de transporte en los puntos de interconexión, que sea pertinente para el acceso de los usuarios de la red a los sistemas de transporte, en relación con la interoperabilidad de la red, los procedimientos acordados de nominación y casación y otros procedimientos acordados que establezcan disposiciones en relación con las asignaciones de flujos de gas y con el balance, incluidos los métodos utilizados;

m)

los gestores de redes de transporte publicarán una descripción detallada y exhaustiva de la metodología y los procedimientos utilizados para calcular la capacidad técnica, y, en particular, información sobre los parámetros empleados y las principales hipótesis.

a)

todos los puntos de entrada y salida de una red de transporte operada por un gestor de red de transporte, excepto los puntos de salida conectados a un único consumidor final y los puntos de entrada directamente relacionados con una instalación de producción de un único productor establecido en la Unión;

b)

todos los puntos de entrada y salida que conecten las zonas de balance de los gestores de redes de transporte;

c)

todos los puntos que conecten la red de un gestor de red de transporte con una terminal de GNL, con los grandes centros físicos de intercambio de gas natural y con instalaciones de almacenamiento y producción, a menos que esas instalaciones de producción estén exentas con arreglo a la letra a);

d)

todos los puntos que conecten la red de un gestor de red de transporte determinado con la infraestructura necesaria para prestar servicios auxiliares.

a)

capacidad técnica de los flujos en ambas direcciones;

b)

capacidad total firme e interrumpible contratada en ambas direcciones;

c)

nominaciones y renominaciones en ambas direcciones;

d)

capacidad disponible firme e interrumpible en ambas direcciones;

e)

flujos físicos reales;

f)

interrupción prevista y efectiva de la capacidad interrumpible;

g)

interrupciones previstas e imprevistas de servicios firmes, así como información sobre el restablecimiento de los servicios firmes, en particular, el mantenimiento del sistema y la duración probable de toda interrupción por causa de mantenimiento; las interrupciones previstas se publicarán al menos con 42 días de antelación;

h)

existencia de solicitudes válidas jurídicamente y denegadas de productos de capacidad firme con una duración de un mes o más, incluido el número y la cuantía de las solicitudes denegadas;

i)

en caso de subastas, dónde y cuándo los productos de capacidad firme con una duración de un mes o más se han liquidado a precios más altos que el precio de reserva;

j)

dónde y cuándo no se ha ofrecido ningún producto de capacidad firme con una duración de un mes o más en el proceso normal de asignación;

k)

la capacidad total disponible gracias a la aplicación de los procedimientos de gestión de la congestión establecidos en los puntos 2.2.2 a 2.2.5 por procedimiento de gestión de la congestión aplicado.

a)

el punto de interconexión donde se vende la capacidad;

b)

el tipo de capacidad, es decir, de entrada, de salida, firme, interrumpible;

c)

la cantidad y duración de los derechos de utilización de la capacidad;

d)

el tipo de venta, por ejemplo, transferencia o atribución;

e)

el número total de intercambios o transferencias;

f)

cualquier otra condición que obre en conocimiento del gestor de la red de transporte a que se refiere el punto 3.3.

a)

una descripción de los productos tipo que pueden venderse en el mercado secundario;

b)

los plazos para la aplicación/aceptación/registro de intercambios en el mercado secundario; deben publicarse las razones de los eventuales retrasos;

c)

la notificación, por el vendedor o el tercero a que se refiere el punto 3.4, apartado 1, del nombre del vendedor y del comprador y de las especificaciones de capacidad descritas en el punto 3.4, apartado 1.

a)

en un sitio de Internet accesible al público de forma gratuita y sin necesidad de registrarse o inscribirse de ninguna otra forma ante el gestor de la red de hidrógeno;

b)

de forma periódica/continua; la frecuencia dependerá de los cambios que se produzcan y de la duración del servicio;

c)

de una manera sencilla;

d)

de un modo claro, cuantificable, fácilmente accesible y no discriminatorio;

e)

en un formato descargable que haya sido acordado entre los gestores de redes de hidrógeno y las autoridades reguladoras (en función de un dictamen sobre un formato armonizado que proporcionará la ACER) y que permita realizar análisis cuantitativos;

f)

en unidades coherentes, en particular kWh para el contenido de energía y m3 para el volumen; debe indicarse el factor constante de conversión en contenido de energía; además, es posible también la publicación en otras unidades;

g)

en las lenguas oficiales del Estado miembro y en inglés;

h)

todos los datos estarán disponibles desde el 1 de octubre de 2026 en una plataforma central para toda la Unión, creada por la REGRH con un criterio de eficiencia económica.

a)

una descripción completa y detallada de los diferentes servicios ofrecidos y sus tarifas;

b)

los diferentes tipos de contratos de transporte disponibles para esos servicios;

c)

los códigos de red o las condiciones tipo que contengan los derechos y obligaciones de todos los usuarios de la red, incluido lo siguiente:

d)

los procedimientos armonizados que se aplican al utilizar la red de hidrógeno, con las definiciones de los términos clave;

e)

en su caso, los niveles de flexibilidad y tolerancia de los servicios de transporte y otros que no ocasionan gastos aparte, así como cualquier otro servicio de flexibilidad que se ofrezca y su correspondiente coste;

f)

una descripción detallada de la red de hidrógeno de los gestores de redes de hidrógeno con todos sus puntos de interconexión pertinentes, según la definición del punto 2, así como los nombres de los gestores de las instalaciones o redes interconectadas;

g)

las normas aplicables para la conexión con la red operada por el gestor de red de hidrógeno correspondiente;

h)

información sobre los mecanismos de emergencia, en la medida en que sean responsabilidad del gestor de la red de hidrógeno, como las medidas que pueden provocar la desconexión de grupos de clientes y otras normas generales de responsabilidad aplicables al gestor de la red de hidrógeno;

i)

procedimientos acordados por los gestores de redes de hidrógeno en los puntos de interconexión, que sean pertinentes para el acceso de los usuarios de la red a la red de hidrógeno en cuestión, en relación con la interoperabilidad de la red.

a)

todos los puntos de entrada y salida de una red de hidrógeno operada por un gestor de red de hidrógeno, excepto los puntos de salida conectados a un único consumidor final y los puntos de entrada directamente relacionados con una instalación de producción de un único productor establecido en la Unión;

b)

todos los puntos de entrada y salida que conecten las redes de los gestores de redes de hidrógeno;

c)

todos los puntos que conecten la red de un gestor de red de hidrógeno con una terminal de GNL, con terminales de hidrógeno, con los grandes centros físicos de intercambio de gas natural y con instalaciones de almacenamiento y producción, a menos que esas instalaciones de producción estén exentas en virtud de la letra a);

d)

todos los puntos que conecten la red de un gestor de red de hidrógeno determinado con la infraestructura necesaria para prestar servicios auxiliares.

a)

capacidad técnica de los flujos en ambas direcciones;

b)

capacidad total contratada en ambas direcciones;

c)

nominaciones y renominaciones en ambas direcciones;

d)

capacidad disponible en ambas direcciones;

e)

flujos físicos reales;

f)

interrupción prevista y efectiva de la capacidad;

g)

interrupciones previstas e imprevistas de los servicios; las interrupciones previstas se publicarán al menos con 42 días de antelación.