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Documento BOE-A-2018-14557

Resolución de 8 de octubre de 2018, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican las normas de gestión técnica del sistema NGTS-06, NGTS-07 y los protocolos de detalle PD-01 y PD-02.

  • Publicado en:

    «BOE» núm. 256, de 23 de octubre de 2018, páginas 102917 a 102950 (34 págs.)

  • Sección:

    III. Otras disposiciones

  • Departamento:

    Ministerio para la Transición Ecológica

  • Referencia:

    BOE-A-2018-14557

TEXTO

El Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural, desarrolla las líneas básicas que deben contener las Normas de Gestión Técnica del Sistema de gas natural, estableciendo en su artículo 13.1 que el Gestor Técnico del Sistema, en colaboración con el resto de los sujetos implicados, elaborará una propuesta de Normas de Gestión Técnica del Sistema, que elevará a la Ministra para la Transición Ecológica para su aprobación o modificación.

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

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

En virtud de lo anterior, se ha recibido con fecha 5 de abril de 2017 por parte del presidente del citado grupo de trabajo, una propuesta de modificación de las Normas de Gestión Técnica del Sistema NGTS-06, NGTS-07 y los protocolos de detalle PD-01 y PD-02, al objeto de adaptar las normas a la inyección de biometano en las redes de distribución.

De acuerdo con lo indicado en el artículo 7.35 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, esta propuesta de resolución ha sido objeto de informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, aprobado por su Sala de Supervisión Regulatoria el 5 de octubre de 2017, para cuya elaboración, realizó el trámite de audiencia a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos.

En su virtud, esta Dirección General resuelve:

Primero.

Se modifica la Norma de Gestión Técnica del Sistema NGTS-06 «Repartos», publicada en el anexo de la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema, en los términos que se indican en el Anexo I de la presente resolución.

Segundo.

Se modifica la Norma de Gestión Técnica del Sistema NGTS-07 «Balance», publicada en el anexo de la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema, en los términos que se indican en el Anexo II de la presente resolución.

Tercero.

Se modifica el protocolo de detalle PD-02 «Procedimiento de reparto en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD) y en puntos de conexión distribución-distribución (PCDD)», aprobado por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 13 de marzo de 2006 y modificado por la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 4 de mayo de 2016, en los términos que se indican en el Anexo III de la presente resolución.

Cuarto.

Se modifica el protocolo de detalle PD-01 «Medición, calidad y odorización de gas», aprobado por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 13 de marzo de 2006 y modificado por la Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas de 21 de diciembre de 2012, quedando redactado con el siguiente texto:

«5.2 Especificaciones de calidad del gas.

[…]

Además de las características anteriores, los gases procedentes de fuentes no convencionales, tales como el biogás, el gas obtenido a partir de biomasa u otro tipo de gas producido mediante procesos de digestión microbiana, deberán cumplir con las especificaciones de calidad de la siguiente tabla:

Tabla 4: Especificaciones de calidad del gas procedente de fuentes no convencionales introducido en el sistema gasista:

Propiedad (*)

Unidad

Mínimo

Máximo

Metano (CH4).

mol %

90

CO

mol %

2

H2

mol %

5

Compuestos Halogenados:

– Flúor/Cloro.

mg/m3

10/1

Amoníaco.

mg/m3

3

Mercurio.

μg/m3

1

Siloxanos.

mg/m3

10

Benceno, Tolueno, Xileno (BTX).

mg/m3

500

Microorganismos.

Técnicamente puro.

Polvo/Partículas.

Técnicamente puro.

(*) Tabla expresada en las siguientes condiciones de referencia: [0 ºC, V(0 ºC, 1,01325 bar)].

En relación con el contenido de O2 del biogás inyectado en las redes, la inyección de biogás deberá de cumplir lo siguiente:

a) Inyección de biogás en redes de transporte.

Con carácter general, se aceptará la inyección de biogás en la red de transporte con un contenido de O2 hasta el 0,3 mol % siempre que concurran simultáneamente las siguientes circunstancias en el punto de inyección:

1. El contenido en CO2 no deberá superar en ningún momento el 2 mol %.

2. El punto de rocío de agua no deberá superar en ningún momento los menos ocho grados centígrados (-8 ºC).

3. El volumen de inyección de biogás en la red de transporte troncal nunca excederá de 5.000 m3/h (en condiciones de referencia). Para volúmenes mayores y en todo caso para el resto de puntos de entrada al sistema gasista de transporte, el volumen máximo de inyección de biogás se determinará para cada caso concreto en función de la calidad y el volumen del gas vehiculado de la red a la que se conecte, por el titular de la misma y se comunicará a la Dirección General de Política Energética y Minas, al GTS y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

b) Inyección de biogás en redes de distribución.

Con carácter general se aceptará la inyección de biogás en la red con un contenido de O2 hasta el 1 mol % siempre que concurran simultáneamente las siguientes circunstancias en el punto de inyección:

1. El contenido en CO2, no deberá superar en ningún momento el 2 mol %.

2. El punto de rocío de agua no deberá superar en ningún momento los menos ocho grados centígrados (-8 ºC).

Cuando la inyección tenga lugar en la red de distribución y no se cuente con las instalaciones necesarias para evacuar el gas a la red de transporte, el distribuidor comunicará al usuario el caudal máximo que podrá inyectar. A los efectos del cálculo del caudal máximo admisible, el titular de la red de distribución podrá solicitar información al Gestor Técnico del Sistema o a los titulares de redes de distribución en cascada.

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia resolverá las discrepancias que puedan presentarse entre agentes en los puntos de inyección de biogás en la red de distribución.

En aquellos casos en los que la inyección del biogás se realice a través de una estación de regulación y medida, a los efectos de cumplir las exigencias anteriormente expuestas en relación a la calidad del gas, se medirán las características del gas en el punto de salida de la estación de regulación y medida en la que el biogás es inyectado.

Quinto.

Mientras no se apruebe un procedimiento específico de programación, nominación y renominación en puntos de inyección de biometano en redes de distribución, a estos se les aplicará, en lo posible y atendiendo las especificidades de dichos puntos, lo dispuesto en la normativa vigente para puntos de entrada a red de transporte. Asimismo, y hasta que entre en vigor la oportuna modificación del Protocolo de Detalle PD-17 «Provisión de información sobre el balance del gas en la red de transporte» los usuarios deberán proporcionar al GTS, mediante el SL-ATR, la información necesaria para la gestión técnica de la red.

Sexto.

La presente resolución surtirá efectos a partir del día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

Contra la presente resolución, que no pone fin a la vía administrativa, podrá interponerse recurso de alzada ante el Secretario de Estado de Energía en el plazo de un mes desde su publicación de acuerdo con lo dispuesto en los artículos 121 y siguientes de la Ley 39/2015, de 2 de octubre, de Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas.

Madrid, 8 de octubre de 2018.–La Directora General de Política Energética y Minas, María Jesús Martín Martínez.

ANEXO I
NGTS-06: Repartos

6.1 Definiciones.

6.1.1 Reparto.

El reparto es el proceso de asignación del gas que transita a través de las infraestructuras a los usuarios de las mismas, que es atribuido a cada usuario a la entrada o salida del área de balance, con el propósito de determinar su balance.

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

6.1.2 Puntos de reparto del sistema gasista.

Se realizarán repartos en los siguientes puntos del sistema gasista:

• Puntos de entrada a la red de transporte:

– Puntos de conexión con gasoductos internacionales (PCI).

– Puntos de conexión de gasoductos de transporte con almacenamientos subterráneos. (PCAS).

– Puntos de conexión de gasoductos de transporte con yacimientos y plantas de biogás (PCY).

– Puntos de conexión de gasoductos de transporte con plantas de regasificación de GNL (PCPR).

• Puntos de salida a la red de transporte:

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

– Puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales (PCLD).

• Otros puntos del sistema gasista:

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

– Puntos de conexión de plantas de producción de biogás con gasoductos de distribución (PPBD).

– Puntos de conexión de carga de cisternas en plantas de regasificación (PCCC).

– Puntos de carga o descarga de buques (PCDB).

6.1.3 Responsables de la medida del gas transitado.

El responsable de la medida del gas transitado a repartir será el titular de la unidad de medida, con las siguientes excepciones:

– En puntos de conexión de las redes de transporte con las redes de distribución (PCTD) la medida del gas transitado será responsabilidad del titular de la unidad de medida, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.

– En puntos de conexión entre gasoductos de distribución de dos titulares diferentes (PCDD) la medida del gas transitado será responsabilidad del titular de la unidad de medida, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.

– En puntos de conexión de plantas de producción de biogás con redes de distribución (PPBD), la medida del gas introducido en la red de distribución, será responsabilidad del distribuidor, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.

– En puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales (PCLD) la medida del gas tra nsitado será responsabilidad del transportista conectado aguas arriba, salvo que exista otro acuerdo entre las partes. Además, en los casos en que la unidad de medida del transportista no esté disponible, podrá utilizarse la unidad de medida del consumidor.

– En puntos de carga o descarga de buques (PCDB) y puntos de conexión de carga de cisternas en plantas de regasificación (PCCC), la medida del gas transitado será responsabilidad del titular de la planta de regasificación donde ha tenido lugar la carga o la descarga.

El responsable de la medida facilitará al responsable del reparto, a través del SL-ATR, la cantidad a repartir.

El Gestor Técnico del Sistema publicará en el SL-ATR, un listado actualizado de los responsables de la medida del gas transitado en cada uno de los puntos de conexión del sistema gasista.

6.1.4 Responsables del reparto.

El responsable de realizar el reparto del gas transitado será, con carácter general, el responsable de la medida, con las siguientes excepciones:

– En puntos de conexión de las redes de transporte con las redes de distribución (PCTD) el responsable de reparto será el titular de la red de distribución.

– En puntos de conexión entre redes de distribución de dos titulares diferentes (PCDD) el responsable del reparto será el titular de la red situada aguas abajo.

– En puntos de conexión de plantas de producción de biogás con redes de distribución (PPBD), el responsable del reparto será el titular de la red de distribución.

– En puntos de conexión con gasoductos internacionales (PCI), el responsable del reparto se acordará entre los transportistas interconectados.

– En puntos de conexión de gasoductos de transporte con plantas de regasificación (PCPR) el responsable del reparto será el Gestor Técnico del Sistema en colaboración con el titular de la planta de regasificación.

– En puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales (PCLD), el responsable del reparto será el transportista conectado aguas arriba.

– En los puntos de conexión de los gasoductos de transporte con los almacenamientos subterráneos (PCAS) el responsable del reparto será el Gestor Técnico del Sistema en colaboración con los operadores de los almacenamientos subterráneos.

El responsable del reparto asignará entre los usuarios la medida facilitada por el responsable de la medida y se la comunicará a través del SL– ATR.

El Gestor Técnico del Sistema publicará en el SL-ATR un listado actualizado de todos los puntos de reparto del sistema gasista, indicando el responsable del mismo.

6.2 Procedimientos de reparto.

6.2.1 Criterios generales.

Los procedimientos de reparto serán los establecidos en los correspondientes protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema. Cualquier modificación a los procedimientos de reparto será comunicada a los usuarios afectados con, al menos, un mes de antelación.

El reparto se elaborará en los plazos establecidos en el apartado 6.4. Todos los envíos de información y la comunicación del reparto a los usuarios se realizarán a través del sistema SL-ATR.

Los usuarios podrán reclamar las medidas y los repartos conforme a lo dispuesto en el protocolo de detalle correspondiente. A este respecto, los repartos se considerarán:

– Abiertos: cuando todavía no ha finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones.

– Cerrados: una vez finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones.

6.2.2 Repartos en puntos de entrada a la red de transporte (PCI, PCAS, PCY y PCPR).

En estos puntos se realizará un único reparto, el reparto diario (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, que asigna a los usuarios el gas transitado en el día de gas. Este reparto se elaborará tomando como base las nominaciones y renominaciones de los agentes en el día de gas, conforme a lo establecido en el protocolo de detalle PD-11.

Estos repartos diarios (repartos d+1) serán replicados como repartos m+3 y m+15 en estos puntos. En consecuencia, tanto el reparto m+3 como el reparto m+15 coincidirán con el reparto d+1.

6.2.3 Repartos en los puntos de conexión transporte–distribución (PCTD) y distribución-distribución (PCDD).

En estos puntos se realizarán los siguientes repartos:

– Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, que asigna a los usuarios el gas entregado en el día de gas.

– Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalización del mes m+3 con la información disponible en ese momento, que asigna a los usuarios el gas entregado cada uno de los días de gas del mes m.

– Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalización del mes m+15 con la información disponible en ese momento, que asigna a los usuarios el gas entregado cada uno de los días de gas del mes m.

Estos repartos se elaborarán conforme a lo establecido en el protocolo de detalle PD-02.

Para la realización del reparto, los consumidores se clasificarán en:

– Consumidores tipo 1 con telemedida: son los consumidores con puntos de suministro que cuentan con telemedida, independientemente de su grupo tarifario.

– Consumidores tipo 1 sin telemedida: son los consumidores con puntos de suministro que no disponen de telemedida, y que no pertenecen a los grupos de peaje 3.1, 3.2 y 3.3; a su vez, se clasifican en:

• Pertenecientes al grupo de peaje 3.4.

• No pertenecientes al grupo de peaje 3.4.

– Consumidores tipo 2: son el resto de consumidores, representados por aquellos consumidores con puntos de suministro con peaje 3.1, 3.2 y 3.3.

Finalmente, a los efectos de calcular estos repartos, en el caso de que exista una red de distribución alimentada mediante varios PCTDs/PCDDs, se considerará que todos ellos constituyen un único punto de conexión.

6.2.4 Repartos en puntos de conexión de producción de biogás con redes de distribución (PPBD).

En estos puntos, se asignará a los usuarios, una entrada en el PVB calculada mediante la siguiente expresión:

Reparto Usuarioi PPBD = Emisión PPBD × Porcentaje Asignación Usuarioi

Siendo:

– Emisión PPBD: Cantidad de gas inyectada en la red de distribución desde la planta de producción de biogás en kWh.

Porcentaje asignación usuarioi: El SL-ATR dispondrá de una asignación comercial por usuario y punto de conexión PPBD, expresada en porcentaje. Esta asignación, que podrá ser distinta en los repartos diarios provisionales, repartos diarios finales provisionales y repartos diarios finales definitivos, será definida en el SL-ATR por el distribuidor titular de la red de distribución a la que está conectada la planta de producción de biogás. Cualquier modificación en la asignación deberá ser notificada por los usuarios, con antelación suficiente, al titular de la red de distribución y al Gestor Técnico del Sistema.

En estos puntos se realizarán los siguientes repartos:

– Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, que asigna a los usuarios de la red de distribución la cantidad entregada desde la planta de producción de biogás en el día de gas.

– Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalización del mes m+3 con la información disponible en ese momento, que asigna a los usuarios de la red de distribución la cantidad entregada desde la planta de producción de biogás para cada uno de los días de gas del mes m.

– Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalización del mes m+15 con la información disponible en ese momento, que asigna a los usuarios de la red de distribución la cantidad entregada desde la planta de producción de biogás para cada uno de los días de gas del mes m.

6.2.5 Repartos en puntos de conexión de líneas directas (PCLD).

El responsable del reparto identificará a través del SL-ATR a los usuarios afectados por el reparto en cada PCLD.

En estos puntos se realizarán los siguientes repartos:

– Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, que asigna al usuario el gas entregado en el día de gas. Este reparto se realizará asignando la cantidad correspondiente a la medida. Si dicha medida no estuviera disponible, podrá emplearse la medida realizada por el consumidor. En su defecto, se estimará según el procedimiento establecido en el PD-02 para la estimación de consumos telemedidos cuando estos no están disponibles.

– Reparto diario final provisional (reparto m+3), realizado antes de la finalización del mes m+1, que podrá ser revisado hasta el mes m+3 con la información disponible en ese momento (consumos consolidados). Este reparto asigna al usuario el gas entregado en cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto diario final provisional (reparto m+3) no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto diario provisional (reparto d+1).

– Reparto diario final definitivo (reparto m+15), realizado antes de la finalización del mes m+15 con la información disponible en ese momento, que asigna al usuario el gas entregado en cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto diario final definitivo (reparto m+15) no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto diario final provisional (reparto m+3).

6.2.6 Repartos en los puntos de conexión de carga de cisternas en plantas de regasificación (PCCC).

En estos puntos se realizarán los siguientes repartos:

– Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, que asigna el gas cargado en cisternas en el día de gas entre los usuarios que tengan puntos de suministro ligados a la planta satélite de destino de la cisterna. Los usuarios deberán tener capacidad contratada en todas las plantas de regasificación asignadas a la planta satélite.

– Reparto diario final definitivo (reparto m+1), realizado antes de la finalización del mes m+1 con la información de la cantidad medida, que asigna a los usuarios el gas cargado en cisternas con destino a plantas satélite en cada uno de los días de gas del mes m. Los usuarios deberán tener capacidad contratada en todas las plantas de regasificación asignadas a la planta satélite. La cantidad medida de la carga no podrá ser modificada con posterioridad a este reparto. El envío al SL-ATR del reparto diario final definitivo no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto diario provisional.

Estos repartos se elaborarán conforme a lo establecido en el PD-12.

Los repartos de cisternas podrán incluir, de forma separada, para su identificación:

– Ajustes, positivos o negativos, derivados de la diferencia entre el reparto diario provisional (repartos d+1) y el reparto diario final definitivo (reparto m+1).

Estos ajustes se calcularán comparando el acumulado mensual de los repartos diarios provisionales (repartos d+1) correspondientes al mes m y el acumulado mensual de los repartos diarios finales definitivos (repartos m+1) del mismo mes. Los ajustes así calculados se introducirán en el reparto diario provisional (reparto d+1) del usuario del mes m+2, prorrateados entre todos los días del mes.

– Ajustes, positivos o negativos, derivados de la detección de errores que afectaran al reparto diario provisional y no se hubieran revisado o reclamado, o éstos no se hubieran resuelto en plazo. En estos casos, el responsable del reparto incorporará un ajuste correspondiente al error en el reparto diario provisional del día siguiente a la detección del mismo, informando de ello a los usuarios afectados. El plazo máximo para imputar este ajuste será de 7 días a contar desde el día afectado por el error.

– Ajustes, positivos o negativos, derivados de la detección de errores en los repartos diarios finales definitivos (repartos m+1) y de la disponibilidad de lecturas de consumo en las redes de distribución alimentadas por plantas satélite.

Este tipo de ajustes corresponderán a reasignaciones del gas cargado entre los usuarios que comparten las cisternas, no siendo posible modificar la cantidad medida de la carga con posterioridad al reparto diario final definitivo (reparto m+1). El plazo máximo para que el responsable del reparto envíe al SL-ATR estos ajustes correspondientes al mes m será el mes m+15. Se calcularán comparando el nuevo reparto elaborado por el responsable del reparto con la nueva información disponible y el reparto diario final definitivo (reparto m+1). Los ajustes así calculados se introducirán en el reparto diario provisional (reparto d+1) del usuario del mes siguiente a su envío al SL-ATR, prorrateados entre todos los días del mes.

Si un usuario tuviese ajustes pendientes de asignación, pero no va a continuar teniendo reparto, podrá acordar con otro usuario que se apliquen dichos ajustes sobre el reparto de este último. Tal acuerdo será comunicado por ambas partes al Gestor Técnico del Sistema y al responsable del reparto con una antelación mínima de 7 días con respecto a la fecha inicial de aplicación del ajuste al nuevo usuario.

6.2.7 Repartos en los puntos de carga o descarga de buques (PCDB).

En estos puntos se realizarán los siguientes repartos:

– Reparto diario provisional (reparto d+1), realizado el día posterior al día de gas, tomando como base el cálculo de la energía neta cargada o descargada, que asigna el gas cargado o descargado al usuario en el día de gas.

– Reparto diario final definitivo (reparto m+1), realizado antes de la finalización del mes m+1, una vez se disponga del cálculo de la energía cargada o descargada, que asigna al usuario el gas cargado o descargado en cada uno de los días de gas del mes m. El envío al SL-ATR del reparto diario final definitivo (reparto m+1) no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto diario provisional (reparto d+1).

Cuando el buque sea compartido por varios usuarios, con suficiente antelación al inicio de la carga o descarga, los usuarios afectados comunicarán el criterio de reparto libremente acordado entre ellos a través del SL-ATR. Dicho criterio deberá asegurar el reparto completo de las cantidades medidas en términos energéticos, debiendo definirse siempre un usuario a resto.

El cálculo de la energía neta cargada o descargada y de las mermas asociadas se realizará de acuerdo a lo establecido en el protocolo de detalle PD–05. En caso de que no se disponga del cálculo en los términos anteriores, la cantidad a introducir por el responsable en el SL-ATR se obtendrá con la mejor información disponible de entre las siguientes:

a) Para la carga de buques:

– Cálculo teniendo en cuenta datos estimados por la terminal, tanto para el volumen cargado, como para la calidad del GNL.

– Cálculo teniendo en cuenta el volumen cargado y una calidad del GNL.

– Datos de la cantidad bruta cargada y una estimación de mermas.

b) Para la descarga de buques:

– Cálculo teniendo en cuenta el volumen y la calidad de GNL descargados y una calidad de boil-off estimada.

– Cálculo teniendo en cuenta el volumen descargado y una calidad de GNL estimada.

– Cálculo teniendo en cuenta el volumen descargado y la calidad de GNL en origen.

– Cálculo teniendo en cuenta los datos de origen de volumen y de calidad del GNL.

Los repartos de carga y descarga de buques podrán incluir, de forma separada, para su identificación, ajustes positivos o negativos, derivados de la diferencia entre el reparto diario provisional (repartos d+1) y reparto diario final definitivo (reparto m+1).

Estos ajustes se calcularán comparando el acumulado mensual de los repartos diarios provisionales (repartos d+1) correspondientes al mes m y el acumulado mensual de los repartos diarios finales definitivos (repartos m+1) del mismo mes. Los ajustes así calculados se introducirán en el reparto diario provisional (reparto d+1) del usuario del mes m+2, prorrateados entre todos los días del mes.

No obstante, lo anterior, si se detectase un error que afectara al reparto diario provisional y no se hubiese revisado o reclamado, o éstas revisiones o reclamaciones no se hubieran resuelto en plazo, el responsable del reparto incorporará un ajuste correspondiente al error en el reparto diario provisional del día siguiente a la detección del mismo, informando de ello a los usuarios afectados. El plazo máximo para imputar este ajuste será de 7 días a contar desde el día afectado por el error.

Adicionalmente, si la corrección a realizar sobre el reparto diario provisional del usuario, o usuarios, en caso de buque compartido, supera la cantidad de 20.000.000 kWh, la corrección se realizará sobre el reparto correspondiente al día de gas afectado. Igualmente, el plazo máximo para imputar esta corrección será de 7 días a contar desde el día afectado por el error.

Si un usuario tuviese ajustes pendientes de asignación, pero no va a continuar teniendo reparto, podrá acordar con otro usuario que se apliquen dichos ajustes sobre el reparto de este último. Tal acuerdo será comunicado por ambas partes al Gestor Técnico del Sistema y al responsable del reparto con una antelación mínima de 7 días con respecto a la fecha inicial de aplicación del ajuste al nuevo usuario.

6.3 Procedimiento de cuadre excepcional del reparto en PCTDs Y PCDDs.

Cada responsable de reparto repartirá la cantidad neta medida por el responsable de la medida del gas transitado. No obstante, si con carácter excepcional, la cantidad repartida y enviada al SL-ATR por un responsable de reparto no coincidiese con la cantidad a repartir que registra el SL-ATR, el Gestor Técnico del Sistema podrá utilizar los siguientes procedimientos al objeto de cuadrar ambas cantidades.

– Repartos d+1.

Se aplicará el procedimiento de cuadre excepcional del reparto descrito en el protocolo de detalle PD-02.

– Repartos m+3 y m+15.

Se rechazarán los repartos y se informará a los responsables del reparto para que los corrija dentro de los plazos establecidos en el apartado 6.4.

En el SL-ATR quedarán identificados aquellos repartos que hayan sido sometidos a un proceso de cuadre excepcional del reparto.

6.4 Plazos para la elaboración del reparto.

La elaboración de los repartos seguirá los calendarios expuestos en los apartados siguientes.

En el caso de los repartos m+1, m+3 y m+15, si alguno de los hitos establecidos en los calendarios correspondiesen a un sábado, domingo o festivo nacional, éste será desplazado al día laborable inmediatamente posterior. Antes del 15 de diciembre de cada año el GTS publicará el calendario del proceso de repartos m+1, m+3 y m+15 del año siguiente, con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los envíos y publicaciones de esta información.

En cualquier caso, los repartos m+1, m+3 y m+15, ya cerrados, deberán ser publicados en el SL-ATR antes de la finalización del mes m+1, m+3 y m+15 respectivamente.

6.4.1 Reparto d+1.

– Antes de las 4 horas posteriores al cierre del día de gas d, los responsables de la medida facilitarán, a través del SL-ATR, la medida del día de gas en los puntos de reparto a los operadores que la necesiten para poder realizar el reparto (envío de ficheros de mensajería de emisiones al SL-ATR).

– Antes de las 4 horas y 15 minutos posteriores al cierre del día de gas, los responsables de realizar el reparto recibirán las medidas a repartir (envío de ficheros de mensajería desde el SL-ATR con las cantidades a repartir).

– Antes de las 6 horas y 15 minutos posteriores al cierre del día de gas, los responsables del reparto comunicarán al GTS los repartos correspondientes al día d en sus instalaciones (envío de ficheros de mensajería de cantidades repartidas al SL-ATR).

– Antes de las 6 horas y 30 minutos posteriores al cierre del día de gas, el SL-ATR publicará la información sobre el reparto.

– Antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del día de gas, los usuarios, el Gestor Técnico del Sistema o los operadores podrán solicitar la revisión del reparto diario provisional d+1.

– Antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del día de gas, los responsables de la medida comunicarán, a través del SL–TR, las revisiones de medidas que hayan de ser modificadas con respecto al envío inicial.

– Antes de las 8 horas posteriores al cierre del día de gas, los responsables de realizar el reparto recibirán, en su caso, las nuevas medidas a repartir (envío de ficheros de mensajería desde el SL-ATR con las nuevas cantidades a repartir).

– Antes de las 9 horas posteriores al cierre del día de gas, los responsables del reparto revisarán y calcularán de nuevo el reparto del día d, si fuera necesario, comunicando a través del SL-ATR el resultado de dicha revisión.

– Antes de las 9 horas y 30 minutos posteriores al día de gas, el SL-ATR publicará el reparto d+1.

Adicionalmente, y solo en el caso de la información del reparto en los puntos de carga o descarga de buques (PCDB):

– Antes de las 13 horas posteriores al cierre del día de gas, los usuarios podrán solicitar la revisión del reparto d+1.

– Antes de las 13 y 30 minutos posteriores al cierre del día de gas, los responsables del reparto revisarán y calcularán de nuevo el reparto del día d, si fuera necesario, comunicando a través del SL-ATR el resultado de dicha revisión.

– Antes de las 14 horas posteriores al cierre del día de gas, el SL-ATR publicará el nuevo reparto diario provisional para PCDB.

Las solicitudes de la revisión del reparto diario provisional d+1 serán comunicadas automáticamente a través del SL-ATR al GTS y a todos los usuarios cuyo reparto d+1 pueda verse afectado. Igualmente, se comunicará el resultado de la revisión a los mismos.

6.4.2 Reparto m+1.

– Antes de la finalización del día 10 de cada mes m+1, los responsables de las medidas de los puntos PCCC y PCDB, enviarán las medidas diarias del mes m al SL-ATR, como medidas finales definitivas m+1, y los repartos m+1 correspondientes al mes m en dichos puntos.

– Antes de la finalización del día 11 del mes m+1, el SL-ATR pondrá a disposición de los usuarios la información indicada en el punto anterior.

– Antes de la finalización del día 21 de cada mes m+1, usuarios, operadores y el Gestor Técnico del Sistema podrán solicitar la revisión de los repartos m+1.

– Antes de la finalización del día 27 del mes m+1, los responsables de las medidas y repartos podrán enviar rectificaciones diarias a los mismos correspondientes al mes m.

– Antes de la finalización del día 28 del mes m+1, el SL-ATR publicará los repartos m+1 correspondientes al mes m, así como los ajustes derivados que se imputarán en los repartos de los usuarios en el mes m+2.

6.4.3 Reparto m+3.

– Antes de la finalización del día 25 del mes m+1, los responsables de los repartos en PCLD enviarán con detalle diario al SL-ATR, la información sobre el reparto del mes m con detalle diario. Este envío no será necesario si el responsable del reparto no modifica el reparto diario provisional.

– Antes de la finalización del día 28 de cada mes m+1 el SL-ATR publicará el reparto en los puntos PCLD.

– Antes de la finalización del día 5 del mes m+3 el responsable de medida de puntos PCTD, PCDD y PPBD enviarán al SL-ATR, la medida de cada uno de los días del mes m, como medidas finales provisionales m+3. Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida previamente enviada.

– Antes de la finalización del día 6 del mes m+3, el SL-ATR pondrá a disposición de los responsables del reparto las medidas diarias finales provisionales m+3 del mes m en cada PCTD, PCDD y PPBD.

– Antes de la finalización del día 15 de cada mes m+3, los responsables del reparto en PCTD, PCDD remitirán al SL-ATR los repartos m+3.

– Antes de la finalización del día 15 de cada mes m+3, los responsables del reparto en PPBD remitirán al SL-ATR los porcentajes de asignación de cada PPBD. Estos porcentajes serán empleados en el cálculo del reparto de cada uno de los días del mes m. Este envío no será necesario si el responsable del reparto no modifica el porcentaje de asignación previamente comunicado al SL-ATR.

– Antes de la finalización del día 16 de cada mes m+3, el SL-ATR publicará los repartos m+3 del mes m de puntos PCTD, PCDD y PPBD.

– Antes de la finalización del día 22 de cada mes m+3, los usuarios, operadores y el Gestor Técnico del Sistema podrán solicitar la revisión de reparto m+3 en puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCLD.

– Antes de la finalización del día 23 de cada mes m+3, los responsables de las medidas podrán enviar rectificaciones diarias de las mismas en PCTD, PCDD y PPBD correspondientes al mes m.

– Antes de la finalización del día 24 del mes m+3, el SL-ATR pondrá a disposición de los responsables del reparto las nuevas medidas rectificadas en los PCTD, PCDD y PPBD, si las hubiera.

– Antes de la finalización del día 27 de cada mes m+3, los responsables del reparto en PCTD, PCDD y PCLD remitirán al SL-ATR los repartos m+3, de todos los días del mes m. Los responsables del reparto también podrán enviar, al SL-ATR, las revisiones de los porcentajes de asignación en cada PPBD. Este envío no será necesario si el responsable de reparto no realiza ninguna revisión con respecto a las ya informadas antes de la finalización del 15 del mes m+3.

– Antes de la finalización del día 28 de cada mes m+3 y una vez se disponga de toda la información de repartos m+3 de puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCLD, el SL-ATR publicará dichos repartos diarios m+3 cerrados del mes m.

6.4.4 Reparto m+15.

– Antes de la finalización del día 1 de cada mes m+15 el responsable de medida de puntos PCTD, PCDD y PPBD enviará al SL-ATR la medida de cada uno de los días del mes m, como medida diaria final definitiva. Si llegada la fecha límite, los responsables del reparto no hubieran actualizado el reparto diario final provisional m+3 de alguno de los días del mes m, se tomarán como repartos diarios finales definitivos m+15, los repartos diarios finales provisionales m+3.

– Antes de la finalización del día 2 del mes m+15, el SL-ATR pondrá a disposición de los responsables del reparto las medidas diarias finales definitivas m+15 del mes m en cada PCTD, PCDD y PPBD.

– Antes de la finalización del día 5 del mes m+15, el responsable de medida podrá enviar al SL-ATR rectificaciones de las medidas diarias finales definitivas correspondientes al mes m en los puntos PCTD, PCDD y PPBD.

– Antes de la finalización del día 6 del mes m+15, el SL-ATR pondrá a disposición de los responsables del reparto las medidas diarias finales definitivas m+15 del mes m en cada PCTD, PCDD y PPBD.

– Antes del día 14 de cada mes m+15, los responsables del reparto en PCTD, PCDD, PPBD y PCLD remitirán al SL-ATR los repartos diarios finales definitivos m+15 de todos los días del mes m. Si llegada la fecha límite, los responsables del reparto no hubieran actualizado el reparto m+3 de alguno de los días del mes m, se tomarán como m+15, los repartos m+3.

– Antes de la finalización del día 14 de cada mes m+15, los responsables del reparto en PPBD remitirán al SL-ATR los Porcentajes de Asignación de cada PPBD. Estos porcentajes serán empleados en el cálculo del reparto de cada uno de los días del mes m. Este envío no será necesario si el responsable del reparto no modifica el porcentaje de asignación previamente comunicado al SL-ATR en el mes m+3.

– Antes de la finalización del día 15 de cada mes m+15, el SL-ATR publicará los repartos m+15 del mes m de todos los puntos PCTD, PCDD y PPBD.

– Antes de la finalización del día 24 de cada mes m+15, los usuarios, operadores y el Gestor Técnico del Sistema podrán solicitar la revisión de reparto m+15 en puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCLD.

– Antes de la finalización del día 27 de cada mes m+15, los responsables del reparto en PCTD, PCDD y PCLD remitirán al SL-ATR los repartos m+15 de todos los días del mes m. Este envío no será necesario si el responsable de reparto no realiza ninguna revisión con respecto a los repartos ya informados antes del 15 del mes m+15. Los responsables del reparto también podrán enviar al SL-ATR las revisiones de los porcentajes de asignación en cada PPBD.

– Antes de la finalización del día 28 de cada mes m+15 y una vez se disponga de toda la información de repartos m+15 de los puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCLD, el SL-ATR publicará dichos repartos diarios m+15 cerrados del mes m.

6.5 Publicación de información sobre repartos.

Los responsables del reparto y el GTS deberán poner a disposición de cada agente, en el SL-ATR, toda la información necesaria para la reproducción y trazabilidad del cálculo de los repartos d+1, m+1, m+3 y m+15.

ANEXO II
NGTS-07: Balances

7.1 Balances físicos de las instalaciones.

7.1.1 Conceptos generales.

Los operadores de las infraestructuras del sistema gasista deberán realizar, para cada día de gas, el balance físico diario del gas que transita por sus instalaciones y enviar diariamente al SL-ATR toda la información necesaria para la reproducción de los cálculos.

Los balances físicos servirán al operador de cada infraestructura de instrumento para:

– Garantizar la correcta operación de cada infraestructura.

– Controlar, minimizar y supervisar el volumen de las mermas asociadas a las pérdidas, fugas, venteos y diferencias de medición.

– Proporcionar el gas entregado a lo largo del día de gas a los usuarios en cada punto de entrada y de salida de las instalaciones.

Los balances físicos relativos a las instalaciones de regasificación, almacenamientos subterráneos y red de transporte serán supervisados por el Gestor Técnico del Sistema, quién determinará su alcance y su frecuencia, así como el nivel de detalle, en función de su incidencia en la operación del Sistema. Esta información servirá al Gestor Técnico del Sistema para garantizar la correcta operación del sistema en su conjunto.

7.1.2 Cálculo de los balances físicos.

Los balances físicos por instalación se calcularán empleando las mediciones efectuadas en los diferentes puntos de medición del sistema gasista, incluyendo la medición de existencias y autoconsumos.

Los puntos de medición y de reparto del sistema se encuentran definidos en la NGTS-06.

El Gestor Técnico del Sistema publicará en el SL-ATR un listado actualizado de los responsables de la medida del gas transitado en cada uno de los puntos de medición del sistema gasista.

7.1.2.1 Balance en las plantas de regasificación.

Se calculará un balance por instalación, de acuerdo con la siguiente expresión:

Existencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos + + Mermas reales

Siendo:

– Existencias iniciales: existencias iniciales de GNL en tanques en la planta a comienzos del primer día de gas del periodo considerado, en kWh.

– Entradas: descarga de buques durante el periodo considerado, en kWh.

– Salidas: carga de buques, regasificación, carga de cisternas, bunkering y puesta en frío de buques (gassing up and cooling down) durante el periodo considerado, en kWh.

– Existencias finales: existencias finales de GNL en tanques en la planta al final del último día de gas del periodo considerado, en kWh.

– Autoconsumos: consumos de gas en la planta durante el periodo considerado, en kWh. Su determinación se realiza mediante equipos de medida instalados a tal fin.

– Mermas reales: mermas producidas en la planta durante el periodo considerado, en kWh. Se calculan como resultado de la ecuación anterior.

7.1.2.2 Balance en las redes de transporte.

Se calculará un balance por el conjunto de redes de transporte de cada titular, conforme a la siguiente fórmula:

Existencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos + + Mermas reales

Siendo:

– Existencias iniciales: existencias iniciales en el conjunto de las redes de transporte del titular a comienzos del primer día de gas del periodo considerado, en kWh.

– Entradas: entradas al conjunto de las redes de transporte del titular desde las plantas de regasificación, almacenamientos, yacimientos, conexiones internacionales, puntos de producción de biogás y puntos de conexión transporte-transporte (PCTT), en kWh.

– Salidas: salidas del conjunto de las redes de transporte del titular a puntos de conexión con líneas directas (PCDL, almacenamientos subterráneos, conexiones internacionales, puntos de conexión transporte-distribución (PCTD) y puntos de conexión transporte-transporte (PCTT), en kWh.

– Existencias finales: existencias finales en el conjunto de las redes de transporte del titular al final del último día de gas del periodo considerado, en kWh.

– Autoconsumos: consumos de gas en la operación normal de los equipos de las instalaciones del conjunto de las redes de transporte del titular durante el periodo considerado, en kWh. Su determinación se realiza mediante equipos de medida instalados a tal fin.

– Mermas reales: mermas producidas en el conjunto de las redes de transporte del titular durante el periodo considerado, en kWh. Se calculan como resultado de la ecuación anterior.

7.1.2.3 Balance en los almacenamientos subterráneos.

Se calculará un balance por instalación, conforme a la siguiente fórmula:

Existencias iniciales + Entradas = Salidas + Existencias finales + Autoconsumos + + Mermas reales

Siendo:

– Existencias iniciales: existencias iniciales en el almacenamiento subterráneo a comienzos del primer día de gas del periodo considerado, en kWh.

– Entradas: inyección al almacenamiento subterráneo desde la red de transporte, en kWh.

– Salidas: extracción del almacenamiento subterráneo a la red de transporte, en kWh.

– Existencias finales: existencias finales en el almacenamiento subterráneo al final del último día de gas del periodo considerado, en kWh.

– Autoconsumos: consumos de gas en el almacenamiento subterráneo, en kWh. Su determinación se realiza mediante equipos de medida instalados a tal fin.

– Mermas reales: mermas producidas en el almacenamiento subterráneo durante el periodo considerado, en kWh.

7.1.2.4 Balance en la red de distribución.

Se calculará un balance por el conjunto de redes de distribución de cada titular, conforme a la siguiente fórmula:

Entradas = Salidas + Mermas reales

Siendo:

– Entradas: entradas al conjunto de las redes de distribución del titular desde la red de transporte (PCTD), redes de distribución de otros distribuidores (PCDD) y entradas en puntos de conexión de producción de biogás con redes de distribución (PPBD), en kWh.

– Salidas: salidas del conjunto de las redes de distribución del titular a puntos de conexión con redes de distribución de otros distribuidores (PCDD) y puntos de consumo, en kWh.

– Mermas reales: mermas producidas en el conjunto de las redes de distribución del titular durante el periodo considerado, en kWh.

7.1.3 Calendario para la comunicación de medidas.

La comunicación de las medidas correspondientes a los puntos de reparto seguirá el calendario establecido en la Norma NGTS–06. Con carácter adicional se comunicará la siguiente información:

– Antes de las 4 horas posteriores al cierre del día de gas d, se enviarán al SL-ATR las mediciones en los puntos PCI, PCY, PCAS, PPBD, PCPR y PCTT. Adicionalmente, se enviarán al SL-ATR las medidas de existencias en redes de transporte y plantas de regasificación de cada titular, así como de autoconsumos en todas las instalaciones. Todas estas medidas podrán ser revisadas por el operador antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del día de gas.

– Antes de la finalización del día 10 de cada mes m+1, los responsables de la medida en los puntos PCPR y PCAS enviarán las medidas diarias del mes m al SL-ATR en estos puntos. Adicionalmente, se enviarán al SL-ATR las medidas de existencias finales de GNL en tanques de cada planta de regasificación, así como, las medidas de autoconsumos de planta de regasificación y almacenamiento subterráneo para cada día del mes m. Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida remitida en el día posterior al día de gas.

– Antes de la finalización del día 10 de cada mes m+ 1, los responsables de la medida de los puntos PCI y PCY enviarán las medidas diarias del mes m al SL-ATR. Adicionalmente, se enviarán al SL-ATR las medidas de existencias diarias y autoconsumos en redes de transporte de cada titular. Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida remitida en el día posterior al día de gas.

– Antes de la finalización del día 25 del mes m+1, los responsables de las medidas de los puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCTT enviarán con detalle diario al SL– ATR la medida diaria de cada uno de los días del mes m.

– Antes de la finalización del día 28 de cada mes m+1 el SL-ATR publicará las medidas diarias finales provisionales de los puntos PCTD, PCDD, PPBD y PCTT.

– Antes de la finalización del día 22 de cada mes m+3, operadores y el Gestor Técnico del Sistema podrán solicitar la revisión de medidas de PCI, PCY, PCTD, PCDD, PPBD y PCTT.

– Antes de la finalización del día 1 de cada mes m+15 el responsable de la medida de puntos PCI, PCY, PPBD y PCTT enviará al SL-ATR, la medida de cada uno de los días del mes m. Adicionalmente, se enviarán al SL-ATR las medidas de existencias en redes de transporte de cada titular. Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida remitida en el día posterior al día de gas.

7.2 Balances individuales de los usuarios.

7.2.1 Conceptos generales.

El Gestor Técnico del Sistema realizará balances individuales para todos y cada uno de los usuarios que utilicen las instalaciones del sistema gasista. Estos balances contendrán toda la información relativa a los repartos y nivel de existencias de los usuarios y serán puestos a disposición de los mismos a través del SL-ATR.

Se realizarán balances individuales de los usuarios en cada una de las plantas de regasificación, en el Punto Virtual de Balance (PVB), en el almacenamiento en el PVB y en el conjunto de los almacenamientos subterráneos.

Los balances se considerarán:

– Abiertos: cuando todavía no ha finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones de los repartos de los usuarios.

– Cerrados: una vez finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones de los repartos de los usuarios.

7.2.2 Balances individuales de los usuarios en las plantas de regasificación.

En las plantas de regasificación se realizarán, para cada usuario presente en la misma, un balance diario final del día de gas (balance d+1), realizado el día posterior al día de gas, con la información de los repartos d+1 en los puntos de reparto PCDB, PCCC y PCPR contenidos en el SL-ATR. Este balance se calculará conforme a la siguiente fórmula:

Existencias finales diarias = Existencias iniciales diarias + Entradas – Mermas retenidas – – Salidas + Operaciones de compraventa

Siendo:

– Existencias finales: existencias finales de GNL del usuario en tanques en la planta al final del día de gas, en kWh.

– Existencias iniciales: existencias iniciales de GNL del usuario en tanques en la planta a comienzos del día de gas, en kWh.

– Entradas: reparto d+1 del usuario en puntos PCDB cuando su valor es positivo, así como reparto d+1 en los puntos PCPR cuando se produce una salida de gas del PVB a planta de regasificación, en kWh.

– Salidas: reparto d+1 del usuario en puntos PCDB cuando su valor es negativo, reparto d+1 en puntos PCPR cuando se produce una salida de gas de la planta al PVB y reparto d+1 en puntos PCCC, en kWh.

– Mermas retenidas: mermas reconocidas en vigor por las operaciones realizadas, en kWh. Las mermas en operaciones de carga de GNL en buques corresponderán a las mermas reales asociadas a dicha operación.

– Operaciones de compraventa: saldo, positivo o negativo, del usuario por transacciones de cambio de titularidad de adquisición o cesión de existencias de GNL en tanques en el día de gas.

7.2.3 Balances individuales de los usuarios en el PVB.

En el PVB se realizarán los siguientes balances para los usuarios con cartera de balance:

– Balance diario provisional del día de gas (balance d+1): realizado el día posterior al día de gas, con la información de los repartos d+1 contenidos en el SL-ATR.

– Balance diario final provisional del día de gas (balance m+3): realizado antes de la finalización del mes m+3, con la información de los repartos m+3 contenidos en el SL-ATR.

– Balance diario final definitivo del día de gas (balance m+15): realizado antes de la finalización del mes m+15, con la información de los repartos m+15 contenidos en el SL-ATR.

7.2.3.1 Balance diario provisional d+1.

El balance diario provisional d+1 del usuario en el PVB se calculará conforme a la siguiente fórmula:

Entradas – Salidas – Mermas retenidas = Desbalance del usuario

Siendo:

– Entradas: reparto d+1 del usuario en puntos PCPR, PCY, PCAS, PCI y PPBD, así como compras realizadas por el usuario en el PVB en el día de gas, en kWh.

– Salidas: reparto d+1 del usuario en puntos PCI, PCAS, en los puntos PCPR cuando se produce una salida de gas del PVB a planta de regasificación, en las salidas del PVB para lo que se tendrá en consideración los repartos en PCTD, PCDD y en PCLD en redes de transporte, así como ventas realizadas por el usuario en el PVB en el día de gas, en kWh.

– Mermas retenidas: mermas reconocidas en vigor por el uso de la red de transporte, en kWh.

Los usuarios no tendrán existencias a su nombre en el PVB al finalizar el día de gas (desbalance = 0), salvo que el usuario hubiera adquirido algún servicio en vigor a tal efecto.

7.2.3.2 Balance diario final provisional m+3.

El balance diario final provisional m+3 del usuario en el PVB se calculará conforme a la siguiente fórmula:

Entradas – Salidas – Mermas retenidas = Desbalance del usuario

Siendo:

– Entradas: reparto m+3 del día de gas d del usuario en puntos PCPR, PCY, PCAS, PCI y PPBD, así como compras realizadas por el usuario en el PVB en el día de gas, en kWh.

– Salidas: reparto m+3 del día de gas d del usuario en puntos PCI, PCAS y en los puntos PCPR cuando se produce una salida de gas del PVB a planta de regasificación, reparto m+3 en las salidas del PVB para lo que se tendrá en consideración los repartos en PCTD, PCDD y PCLD en redes de transporte, así como ventas realizadas por el usuario en el PVB en el día de gas, en kWh.

– Mermas retenidas: mermas reconocidas en vigor por el uso de la red de transporte, en kWh.

7.2.3.3 Balance diario final definitivo m+15.

El balance diario final definitivo m+15 del usuario en el PVB se calculará conforme a la siguiente fórmula:

Entradas – Salidas – Mermas retenidas = Desbalance del usuario

Siendo:

– Entradas: reparto m+15 del día de gas d del usuario en puntos PCPR, PCY, PCAS, PCI y PPBD, así como compras realizadas por el usuario en el PVB en el día de gas, en kWh.

– Salidas: reparto m+15 del día de gas d del usuario en puntos PCI, PCAS y en los puntos PCPR cuando se produce una salida de gas del PVB a planta de regasificación, reparto m+15 en las salidas del PVB para lo que se tendrá en consideración los repartos en PCTD, PCDD y PCLD en redes de transporte, así como ventas realizadas por el usuario en el PVB en el día de gas, en kWh.

– Mermas retenidas: mermas reconocidas en vigor por el uso de la red de transporte, en kWh.

7.2.4 Balances individuales de los usuarios en los almacenamientos subterráneos.

En el conjunto de los almacenamientos subterráneos se realizarán, para cada usuario presente en los mismos, un balance diario final del día de gas (balance d+1), realizado el día posterior al día de gas, con la información de los repartos d+1 en los puntos de reparto PCAS contenidos en el SL-ATR. Este balance se calculará conforme a la siguiente fórmula:

Existencias finales diarias = Existencias iniciales diarias + Entradas – Salidas + + Operaciones de compraventa

Siendo:

– Existencias finales: existencias finales de GN del usuario en el conjunto de los almacenamientos subterráneos al final del día de gas, en kWh.

– Existencias iniciales: existencias iniciales de GN del usuario en el conjunto de los almacenamientos subterráneos a comienzos del día de gas, en kWh.

– Entradas: reparto d+1 del usuario en puntos PCAS, en kWh.

– Salidas: reparto d+1 del usuario en puntos PCAS, en kWh.

– Operaciones de compraventa: saldo, positivo o negativo, del usuario por transacciones de cambio de titularidad de adquisición o cesión de existencias de GN en el conjunto de los almacenamientos subterráneos en el día de gas, bien a través de operaciones bilaterales, o bien, a través de operaciones en las que intervengan múltiples usuarios de los almacenamientos subterráneos.

7.2.5 Calendario para la elaboración de los balances individuales de los usuarios.

La elaboración de los balances individuales de los usuarios seguirá los calendarios siguientes:

– Balances d+1 en el PVB y almacenamientos subterráneos: el Gestor Técnico del Sistema publicará el balance diario provisional d+1 en el SL-ATR antes de las 9 horas y media posteriores a la finalización del día de gas.

– Balances d+1 en plantas de regasificación: el Gestor Técnico del Sistema publicará el balance diario final d+1 en el SL-ATR antes de las 14 horas posteriores a la finalización del día de gas. Este balance podrá ser modificado durante los 7 días siguientes conforme a lo expuesto en el apartado 6.2.6 de la NGTS-06.

– Balances m+3: el Gestor Técnico del Sistema publicará el balance diario final provisional m+3 correspondiente al mes m en el SL-ATR el primer día del mes m+4.

– Balances m+15: el Gestor Técnico del Sistema publicará el balance diario final definitivo m+15 correspondiente al mes m en el SL-ATR, el primer día del mes m+16.

En el caso de los balances m+3 y m+15, si alguno de los hitos establecidos en los calendarios correspondiesen a un sábado, domingo o festivo nacional, éste será desplazado al día laborable inmediatamente posterior. Antes del 15 de diciembre de cada año el GTS publicará el calendario del proceso de balances m+3 y m+15 del año siguiente, con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los hitos de envío y publicación de esta información.

7.3 Publicación de información sobre los balances.

El Gestor Técnico del Sistema deberá poner a disposición de cada agente, en el SL-ATR, toda la información necesaria para la reproducción y trazabilidad del cálculo de los balances diarios d+1, m+1, m+3 y m+15.

ANEXO III
PD–02: Procedimiento de reparto en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD) y en puntos de conexión distribución-distribución (PCDD)

1. Reparto Diario Provisional.

El Reparto Diario Provisional es la asignación del gas propiedad del usuario correspondiente al día d, que se realiza el día d+1.

Para realizar el cálculo del reparto se parte de las mediciones en los puntos de conexión en transporte y distribución, los puntos de conexión de las plantas de producción de biogás con redes de distribución, y de las mediciones de los consumos.

1.1 Reparto de las emisiones en los puntos de conexión en transporte y distribución.

La cantidad total de gas a repartir será la emisión expresada en kWh en los Puntos de Conexión Transporte-Distribución (PCTD) o Puntos de Conexión Distribución-Distribución (PCDD), incluyendo las entregas desde plantas de producción de biogás a redes de distribución (PPBD). En el caso de que el PCTD/PCDD suministre aguas abajo a un PCDD de otro distribuidor, el gas a repartir será la cantidad resultante de restar al PCTD/PCDD de cabecera la cantidad medida por el PCDD aguas abajo.

El responsable del reparto repartirá la medida entre los usuarios de las instalaciones. El reparto se realizará desglosado por cada PCTD/PCDD en función de la demanda diaria que corresponda a cada usuario en el PCTD o PCDD.

El responsable de la medida enviará diariamente a través del SL-ATR la cantidad a repartir en cada PCTD/PCDD. Dicha cantidad será la registrada por los equipos de medida instalados según establece el protocolo de detalle PD-01. Si no se dispone de la medida, la cantidad a repartir se obtendrá según lo establecido en los procedimientos de medición vigentes entre los operadores interconectados, que serán públicos y accesibles a los agentes afectados.

El distribuidor informará a los operadores interconectados de aquellos PCTD/PCDD donde no existan puntos de suministro activos, con el fin de coordinar las acciones que de esta situación se deriven.

En el caso de que el PCTD/PCDD no tenga puntos de suministro activos ni existan redes interconectadas aguas abajo, el responsable del reparto asignará dicha emisión de forma proporcional entre todos los usuarios con repartos diarios provisionales en el conjunto de las redes de dicho distribuidor. Este reparto se hará proporcional al total de reparto del día anterior y se le asignará al saldo de mermas.

En el caso de que el PCTD suministre aguas abajo a un PCDD de otro distribuidor, y no haya ningún punto de suministro a consumo activo en la red aguas arriba alimentada por el PCTD/PCDD de cabecera, el SL-ATR, asignará automáticamente en nombre del distribuidor responsable de repartir la medida del PCDD aguas arriba, la emisión neta de forma proporcional entre todos los usuarios con reparto en el PCDD situado aguas abajo. Este reparto se realizará de forma proporcional al total del reparto del día anterior de esos usuarios y se lo asignará en su totalidad al saldo de mermas.

De forma transitoria, y hasta que el SL-ATR esté adaptado para realizar el reparto de forma automática y de acuerdo a la metodología anteriormente descrita, el distribuidor responsable de repartir la emisión neta del PCTD/PCDD aguas arriba realizará dicho reparto según la metodología definida para el caso de PCTD/PCDD sin puntos de suministro activos ni redes interconectadas aguas abajo.

Para cada PCTD/PCDD, PPBD o PCLD con envío de emisión en el proceso de repartos diarios provisionales, el SL-ATR dispondrá de un concepto denominado «máxima emisión previsible» definido por el transportista o distribuidor responsable de la medida. Dichos valores serán calculados inicialmente en el SL-ATR como la máxima emisión histórica real de cada PCTD/PCDD, PPBD o PCLD, siendo el responsable de su supervisión el responsable de la medida. Posteriormente, el transportista o distribuidor podrá modificarlos en función de las previsiones de emisión asociadas al PCTD/PCDD, PPBD o PCLD. Se fija un mínimo de 1 GWh/día para la máxima emisión histórica previsible de un PCTD/PCDD o PCLD.

En el caso de altas de nuevos PCTD/PCDD, PPBD o PCLD, será el transportista o distribuidor, responsable de la emisión, el encargado de determinar el valor de la máxima emisión previsible y comunicarla al GTS para que sea implementada en el SL-ATR.

Cada día, el SL-ATR realizará una comparativa entre la emisión enviada por el responsable de la medida en cada PCTD/PCDD y PPBD y su emisión máxima previsible. En el caso de que la emisión diaria enviada por el transportista o distribuidor para un PCTD/PCDD, PPBD o PCLD supere en un 50% el valor de la máxima emisión previsible cargada en el SL-ATR, dicha emisión diaria será estimada por el SL-ATR. En el supuesto de que el punto de conexión sea un PCTD o un PCDD, la estimación se realizará a partir de la suma de los repartos telemedidos y no telemedidos calculados por el distribuidor (asumiendo el saldo de mermas diario provisional nulo) y las emisiones de los PCDD conectados directamente con la red aguas abajo. Si se trata de un PCLD o PPBD dicha estimación será el propio parámetro de emisión máxima previsible.

El hecho será comunicado a través del módulo de comunicación de incidencias a los transportistas, distribuidores y comercializadores afectados para que, dentro de los plazos establecidos en el proceso diario de repartos diarios, puedan revisar, modificar o reclamar sus datos.

En cada ejecución del algoritmo de repartos diarios en PCTD/PCDD o PCLD, siempre que el acumulado de todas las asignaciones por comercializador enviadas por el responsable del reparto no coincida con la emisión de acuerdo con lo dispuesto en el apartado 1.2, actuará el algoritmo de revisión del GTS descrito en el apartado 3 del Anexo. Dicho algoritmo asignará a los comercializadores la diferencia entre la emisión neta a repartir y la suma de los repartos enviados por el distribuidor.

1.2 Reparto del consumo.

a. Reparto del consumo diario en puntos de suministro con telemedida.

Para los puntos de suministro con equipo de telemedida se utilizará la lectura registrada por el distribuidor, conforme al procedimiento de medición vigente entre las partes interconectadas.

Para los puntos de suministro con equipo de telemedida de los que no se dispone de dicha telemedida se estimará tomando como base la media de las tres últimas medidas registradas (reales) de días equivalentes de consumo. Se considerarán tres tipos de días equivalentes: laborables; sábados no festivos; y domingos y festivos. Los calendarios laborales que determinen los días laborables y festivos serán los publicados oficialmente por cada Comunidad Autónoma. No obstante, cuando el usuario, con doce horas de antelación a la finalización del día de gas, haya enviado al distribuidor una actualización de su valor de consumo, éste será utilizado por el distribuidor como estimación del valor de la telemedida. Este valor no será tomado como referencia para estimaciones futuras.

En el caso de nuevos consumidores sin historial de consumo, si no se dispone de telemedida se realizará la siguiente estimación:

• Para los consumidores acogidos al peaje 3.4, el consumo diario (Cd) se calculará dividiendo el caudal anual contratado expresado en kWh/año (Qa) entre 210 días.

Cd = Qa/210

• Para los consumidores acogidos al resto de peajes que dispongan de información de caudal diario contratado (Qd), se considerará como consumo diario el caudal diario contratado multiplicado por el factor corrector de utilización (fc).

Cd = Qd * fc

El factor fc se obtendrá calculando la ratio de consumo sobre el caudal diario contratado de una muestra representativa de consumidores telemedidos y su valor inicial es 0,75. Este valor podrá ser revisado anualmente por parte del Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista, y en caso de modificación el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes a su aplicación.

b. Reparto del consumo diario en puntos de suministro sin telemedida.

El consumo diario en los puntos de suministro que carecen de telemedida se estima mediante la desagregación diaria de su consumo mensual estimado.

b.1 Cálculo del consumo mensual Cm.

Para determinar Cm se seguirán los siguientes pasos, en función de la existencia o no de valores históricos de dicho punto de suministro:

Si existe consumo mensual del año anterior correspondiente al mismo mes (Cm-12), se tomará como Cm el valor incluido en la factura del año anterior que tenga más días facturados en el mes que se esté evaluando, incluyendo un coeficiente de corrección (CC) sobre el consumo del año anterior que represente la evolución o variación del consumo de un año respecto de otro, de acuerdo a la información de evolución de demanda convencional publicada por el GTS. Este coeficiente de corrección se publicará en el SL-ATR.

Cm = Cm–12 * CC

Donde CC es la variación del consumo de los últimos doce meses disponibles en relación al mismo dato del año anterior.

En el caso de los consumidores acogidos al peaje 3.4, se aplicará un coeficiente de corrección por temperatura (Ctemp1) sobre el consumo del año anterior que tenga en cuenta la variación del consumo por efecto de la temperatura.

Cm = Cm–12 * Ctemp1

El término Ctemp1 se calculará para cada zona climática como el cociente entre los grados día (base 15) del día de gas «n» y el promedio diario de los grados día del mismo mes del año anterior, utilizando temperaturas reales hasta el día «n-1», y, en su defecto, la mejor estimación posible, utilizando en ambos casos información de la Agencia Estatal de Meteorología.

1

Siendo N el número de días del mes y calculándose los grados día gas (n) según la siguiente expresión:

1

Donde Tmax es la temperatura máxima diaria, Tmin, la temperatura mínima diaria y Tmed la temperatura media diaria calculada como (Tmax + Tmin)/2.

El valor inicial del coeficiente KT1 es 4. Este valor podrá ser revisado anualmente por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.

En el caso de consumidores de reciente incorporación al sistema gasista, sin la serie completa de datos del año anterior, se considerará el consumo del último mes disponible.

En el caso de nuevos consumidores sin ningún dato de consumo, se usará el caudal anual contratado (Qa) o el caudal diario contratado (Qd) en función del tipo de peaje:

– Para los consumidores acogidos al peaje 3.4 el consumo mensual será el resultado de dividir el caudal anual contratado expresado en kWh/año (Qa) por 12 meses.

Cm = Qa /12

– Para los consumidores acogidos al resto de peajes, para los cuales se dispone de la información de caudal diario contratado (Qd), el consumo mensual será el caudal diario contratado multiplicado por el factor corrector de utilización (fc) y el número de días del mes (N).

Cm = Qd * fc * N

El factor fc se calculará conforme a lo indicado en el apartado 1.1.

b.2 Desagregación diaria del consumo mensual por tipo de consumidor.

b.2.1 Consumidores pertenecientes a los grupos de peaje 2.

El consumo diario se calculará diferenciando si es día laborable o no laborable. A los efectos de esta norma se consideran no laborables el sábado, domingo y festivos.

• Día laborable:

El consumo diario (Cd) se obtendrá como el producto del consumo mensual (Cm) y el coeficiente de funcionamiento (Cf) dividido entre el número de días laborables del mes (Nlab), de acuerdo a la expresión:

Cd = Cm * Cf / Nlab

Donde Cf tendrá por defecto un valor de 0,85, que podrá ser revisado anualmente por parte del grupo de trabajo para la actualización, revisión y modificación de las normas y protocolos de gestión técnica del sistema gasista. En caso de modificarse el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes antes de su aplicación.

• Resto de días (sábados, domingos y festivos):

El consumo diario (Cd) se obtendrá como el producto del consumo mensual (Cm) y el parámetro (1-Cf) dividido entre el número de días no laborables del mes (Nres), de acuerdo con la expresión:

Cd = Cm * (1 – Cf)/ Nres

Donde Cf tendrá el mismo valor que en el caso de días laborables.

Los calendarios laborales que determinen los días laborables y festivos serán los publicados oficialmente por cada comunidad autónoma.

b.2.2 Consumidores pertenecientes al grupo de peaje 3.4.

El consumo diario se calculará como el consumo mensual (Cm) dividido por el número de días del mes (N).

Cd = Cm/N

b.2.3 Consumidores pertenecientes a los grupos de peaje 3.1, 3.2 y 3.3.

El consumo a asignar a nivel diario en un PCTD/PCDD se calculará de acuerdo a la siguiente fórmula:

1

Siendo:

• j: Usuarios en el PCTD/PCDD.

• k: Grupo de peaje.

• N° Consumidoresjk: Número de consumidores suministrados por el usuario «j» dentro del grupo de peaje «k».

• Puk: perfil unitario en el mes que se considere correspondiente al grupo de peaje «k» en la zona climática del PCTD/PCDD.

• Ctemp2: coeficiente corrector del perfil por efecto de la temperatura.

El coeficiente Ctemp2 se calculará para cada zona climática como el cociente entre los grados día (base 15) del día de gas (n) y el promedio diario de los grados día del mismo mes del año anterior, utilizando temperaturas reales hasta el día «n–1», y, en su defecto, la mejor estimación posible, utilizando en ambos casos información de la Agencia Estatal de Meteorología.

1

Los grados díagas(n) se calcularán según la siguiente expresión:

1

Donde Tmax es la temperatura máxima diaria, Tmin, la temperatura mínima diaria, Tmed la temperatura media diaria calculada como (Tmax + Tmin)/2.

El valor inicial del coeficiente KT2 será igual a 4. Este valor podrá ser revisado por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.

1

Siendo N el número de días del mes y K el número de periodos invernales utilizados para el cálculo del perfil.

La zona climática se determinará en base a la información histórica de temperaturas facilitadas por la Agencia Estatal de Meteorología. Inicialmente se definen 4 zonas climáticas, establecidas en el apartado 1.4, de forma que cada provincia y cada PCTD/PCDD pertenecerán a una única zona. Antes del 1 de octubre de cada año, el GTS determinará y publicará en el SL-ATR, para el año siguiente, las estaciones meteorológicas que se utilizarán para el cálculo de las temperaturas significativas de cada zona climática y de los coeficientes correctores de temperatura (Ctemp1 y Ctemp2), así como la relación de PCTD/PCDD incluidos en cada zona climática. El GTS podrá solicitar información a transportistas y distribuidores respecto a los PCTDs/PCDDs incluidos en cada zona.

Se definirá un perfil unitario de consumo Puk por mes, grupo de peaje «k» y zona climática «z», que se determinará de acuerdo a la siguiente fórmula:

1

Siendo:

• F (k,z,mes): consumo mensual para el grupo de peaje «k» en la zona climática «z» en el mes del año i.

• NC (k,z,mes): número de consumidores para el grupo de peaje «k» en la zona climática «z» en el mes del año i.

• N: número de días del mes del año i.

Los distribuidores calcularán los perfiles unitarios de consumo según la fórmula anterior utilizando los datos históricos de los dos años anteriores facilitados por los distribuidores que operen en cada zona. Dichos perfiles, para el año siguiente, serán presentados en el Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista y publicados en el SL-ATR por el GTS antes del 1 de noviembre de cada año. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y la Dirección General de Política Energética y Minas podrán solicitar el acceso a los perfiles y a los datos empleados para su cálculo, para la supervisión de los mismos.

Los coeficientes correctores de temperatura, los perfiles unitarios y las zonas climáticas serán comunes para todos los distribuidores.

1.3 Reparto del saldo de mermas diario provisional.

La diferencia entre la emisión del PCTD/PCDD y los consumos asignados (incrementados en sus mermas reconocidas correspondientes) más las entregas de gas a operadores conectados aguas abajo se corresponde con el saldo de mermas de distribución, que de igual forma que el reparto diario podrá ser diario provisional, diario final provisional o diario final definitivo, en función de cuándo se realice su cálculo.

Saldo de Mermas = Emisión de Entrada – ∑ Consumo TMC – ∑ ConsumoNoTMC – – Emisión Entregada Aguas Abajo.

Siendo:

• Emisión de Entrada: Emisión en el PCTD/PCDD y PPBD en kWh.

• Consumo TMc: lectura de los puntos de suministro con dato de telemedida disponible del usuario «c», más las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.

• ConsumoNoTMc: Estimación del consumo en los puntos de suministro no telemedidos o con telemedida no disponible del usuario «c», más las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.

• Emisión Entregada Aguas Abajo: Emisión que se entrega a otras distribuidoras en el PCDD en kWh.

El saldo de mermas diario provisional, también denominado «residuo», podrá ser positivo o negativo, y será repartido por el distribuidor entre todos los usuarios presentes en el PCTD/PCDD, proporcionalmente a su consumo estimado (incluyendo el de los consumidores con telemedida no disponible). Adicionalmente se identificará para cada usuario el saldo de mermas asignado a cada tipo de consumo estimado (telemedido estimado, tipo 1 no telemedido con peaje 3.4, tipo 1 no telemedido con peaje distinto de 3.4 y tipo 2).

En el caso de que el porcentaje de consumo telemedido de un PCTD/PCDD sea del 100%, el saldo de mermas diario provisional o residuo se repercutirá sobre toda la demanda de forma proporcional al consumo asignado a cada usuario. Este porcentaje podrá ser revisado anualmente por parte del grupo de trabajo para la actualización, revisión y modificación de las normas y protocolos de gestión técnica del sistema gasista. En caso de modificarse el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes antes de su aplicación.

1.4 Cálculo del reparto diario provisional.

Se asignará a cada usuario presente en el PCTD/PCDD como reparto diario provisional el consumo diario, incluyendo las mermas correspondientes, y el saldo de mermas diario provisional o residuo que le corresponda, calculados según los apartados anteriores.

1.5 Envío de la información del reparto diario provisional.

El reparto diario se enviará por el distribuidor al SL-ATR con el detalle que se indica a continuación, por PCTD/PCDD, comercializador y cliente directo a mercado y día:

• Código distribuidora: según codificación SL-ATR.

• Código comercializadora: según codificación SL-ATR.

• Fecha de gas.

• Código PCTD/PCDD: según codificación SL-ATR.

• Revisado: S/N.

• Emisión global a repartir por PCTD/PCDD.

• Saldo de Mermas por PCTD/PCDD (total y asignado al usuario correspondiente) y su % sobre el total de emisión.

• Valor agregado de consumos con telemedida disponible (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de consumos telemedidos no disponibles y por tanto estimados (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de consumos no telemedidos estimados Tipo 1 (total y asignado al usuario correspondiente), distinguiendo entre consumos con peaje 3.4 y consumos con peaje distinto al peaje 3.4.

• Valor agregado de consumos no telemedidos estimados Tipo 2 (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos asignados.

• Valor agregado de Revisión GTS (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de Revisión GTS (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado del Reparto diario provisional incluyendo saldo de mermas y revisión GTS (total y asignado al usuario correspondiente).

Toda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto diario provisional sean trazables por el usuario estará disponible en el SL-ATR.

El distribuidor mantendrá disponible en el SCTD para cada comercializador un inventario de los puntos Tipo 1 considerados en cada reparto, así como el número de puntos Tipo 2 por PCTD, peaje y zona climática. Concretamente, cada día pondrá a disposición de los usuarios:

Para los clientes Tipo 1:

• Código Distribuidora: según codificación SL-ATR.

• Código Comercializadora: según codificación SL-ATR.

• Código PCTD: según codificación SL-ATR.

• Fecha de Reparto.

• CUPS.

• Consumo diario en kWh.

• Tipo de Consumo: Real, Estimado, Estimado Comercializador; No Telemedido.

• Fecha y hora de publicación.

Para los clientes Tipo 2:

• Código Distribuidora: según codificación SL-ATR.

• Código Comercializadora: según codificación SL-ATR.

• Fecha de Reparto.

• Código PCTD: según codificación SL-ATR.

• Grupo de Peaje: según codificación SL-ATR.

• Número de consumidores.

• Consumo diario en kWh.

• Fecha y hora de publicación.

Esta información se publicará para todos los PCTD en los que el usuario tenga puntos de suministro de cada una de las tipologías.

En caso de disconformidad por parte de un usuario respecto al reparto agrupado de sus clientes de Tipo 2, el distribuidor estará obligado a remitir la información utilizada para realizar el cálculo.

1.6 Zonas climáticas.

Las provincias se clasifican en las 4 siguientes zonas climáticas:

• Zona Climática 1: Promedio de grados día menor que 1,7.

• Zona Climática 2: Promedio de grados día entre 1,7 y 2,4.

• Zona Climática 3: Promedio de grados día entre 2,4 y 3,8.

• Zona Climática 4: Promedio de grados día superior a 3,8.

La asignación de provincias a cada zona, con su correspondiente valor de grados día, se publicará en el SL-ATR. Las zonas climáticas podrán ser revisadas anualmente por el Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista. Las actualizaciones serán publicadas en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes antes de su aplicación.

Zona climática 1

Grados / día

A Coruña

1,44

Alicante

1,17

Almería

0,56

Cádiz

0,36

Castellón

1,18

Córdoba

1,39

Huelva

0,85

Baleares

1,17

Málaga

0,59

Murcia

1,03

Sevilla

0,82

Valencia

1,64

Zona climática 2

Grados / día

Asturias

1,82

Badajoz

1,80

Barcelona

1,84

Bizkaia

2,00

Cáceres

2,20

Cantabria

1,78

Gipuzkoa

2,15

Jaén

2,00

Ourense

2,21

Pontevedra

1,96

Tarragona

2,00

Zona climática 3

Grados / día

Albacete

3,30

Ciudad Real

2,75

Cuenca

3,64

Girona

2,50

Granada

2,79

Huesca

3,52

La Rioja

3,14

Lleida

2,95

Lugo

3,60

Madrid

3,18

Navarra

3,52

Toledo

2,67

Zaragoza

2,64

Zona climática 4

Grados / día

Araba

4,02

Ávila

4,74

Burgos

5,06

Guadalajara

5,23

León

4,92

Palencia

5,17

Salamanca

4,23

Segovia

4,27

Soria

5,25

Teruel

4,31

Valladolid

4,05

Zamora

4,14

2. Reparto Diario Final Provisional.

El Reparto Diario Final Provisional es el cálculo del consumo del día d por usuario que se realiza en el mes m+3 (tres meses después del mes correspondiente al día d).

Para realizar el cálculo se parte, de manera análoga al reparto diario provisional, de las mediciones en los puntos de conexión en transporte y distribución, y de las mediciones de los consumos.

2.1 Reparto de las emisiones en los puntos de conexión en transporte y distribución.

El titular responsable de la unidad de medida enviará, en los plazos establecidos, al SL-ATR, la cantidad mensual a repartir en cada PCTD/PCDD con desglose diario.

El proceso será similar al desarrollado en el reparto diario provisional.

2.2 Reparto del consumo.

a. Puntos de suministro con telemedida.

En el caso de consumidores con telemedida, se asignará a cada usuario el valor de la telemedida diaria asignada en el reparto diario provisional, incrementada en las mermas correspondientes, incluyendo las correcciones por subsanación de errores que sean necesarias. Si no existen correcciones, el valor coincidirá con el asignado en el cálculo del reparto diario provisional.

b. Puntos de suministro sin telemedida.

Los responsables de la lectura de consumos de los clientes comunicarán dichas lecturas a los responsables del reparto cuando corresponda y tan pronto como disponga de ellas.

En cada PCTD/PCDD, para cada día n dentro del periodo de lectura y para cada tipo de consumo sin telemedida, el responsable del reparto procederá de la siguiente manera:

1. Se calculará el saldo de mermas de cada día en el reparto diario provisional, que corresponde al tipo de consumo por aplicación del apartado 1.3 de este Protocolo de Detalle, como suma de los saldos de mermas provisionales asignados a dicho tipo de consumos en el PCTD/PCDD.

2. Para cada tipo de consumo, se obtendrá el peso del reparto diario provisional del día d, incluido su saldo de mermas asignado, respecto a la suma de los repartos diarios provisionales de ese tipo de cliente, incluidos sus saldos de mermas asignado, de los días del periodo de lectura del consumo:

1

3. Para distribuir en días la lectura del consumo del cliente, el peso obtenido en el punto 2 se multiplicará por el valor del consumo acumulado proporcionado por la citada lectura.

El resultado de la operación será el valor de consumo asignado al día d para ese cliente en el PCTD/PCDD.

Para calcular el consumo asignada en el PCTD/PCDD de un usuario se sumarán todos los consumos de los clientes de dicho usuario.

3. Reparto de los saldos de mermas finales provisionales.

La diferencia entre la emisión del PCTD/PCDD y los consumos asignados conforme al apartado anterior (incrementados en sus mermas reconocidas correspondientes) más las entregas de gas a operadores conectados aguas abajo se corresponde con el saldo de mermas de distribución. En este caso, final provisional.

Saldo de Mermas = Emisión de Entrada – ∑ Consumo TMc – ∑ ConsumoNoTMc – – Emisión Entregada Aguas Abajo

Siendo:

• Emisión de Entrada: Emisión en el PCTD/PCDD y PPBD en kWh.

• ConsumoTMc: consumo de los puntos de suministro con dato de telemedida disponible del usuario «c», más las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.

• ConsumoNoTMc: consumo en los puntos de suministro no telemedidos o con telemedida no disponible del usuario «c», más las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.

• Emisión Entregada Aguas Abajo: Emisión que se entrega a otras distribuidoras en el PCDC en kWh.

a. Cálculo del reparto diario final provisional.

Se asignará a cada usuario presente en el PCTD/PCDD como reparto diario final provisional el consumo diario, incluyendo las mermas correspondientes, y el saldo de mermas que le corresponda, calculados según los apartados anteriores.

b. Envío de la información del reparto diario final provisional

En los plazos establecidos, el distribuidor enviará al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema, a través del SL-ATR, el reparto diario final provisional con desglose diario por PCTD/PCDD y comercializador. Asimismo, enviará el saldo de mermas en cada PCTD/PCDD por comercializador.

Dicho reparto por comercializador, tendrá además el siguiente detalle por PCTD/PCDD:

• Código distribuidora: según codificación SL-ATR.

• Código comercializadora: según codificación SL-ATR.

• Fecha de gas.

• Código PCTD/PCDD: según codificación SL-ATR.

• Revisado: S/N.

• Emisión global a repartir por PCTD/PCDD.

• Valor agregado de consumos telemedidos (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de consumos Tipo 1 no telemedido con grupo de peaje 3.4 (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de consumos Tipo 1 no telemedido con grupo de peaje distinto de 3.4 (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de consumos Tipo 2 (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos telemedidos (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos asignados Tipo 1 no telemedido con grupo de peaje 3.4 (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos asignados Tipo 1 no telemedido con grupo de peaje distinto de 3.4 (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos asignados Tipo 2 (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado del saldo de mermas (total y asignado al usuario correspondiente).

• Valor agregado del Reparto diario final provisional incluyendo saldo de mermas (total y asignado al usuario correspondiente).

Toda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto diario final provisional sean trazables por el usuario estará disponible en el SL-ATR.

Adicionalmente, los distribuidores pondrán a disposición de los usuarios la información utilizada para la elaboración de sus repartos, concretamente:

Para los clientes Tipo 1:

• Código Distribuidora: según codificación SL-ATR.

• Código Comercializadora: según codificación SL-ATR.

• Código PCTD: según codificación SL-ATR.

• Mes de Reparto.

• CUPS.

• Consumo diario en kWh.

• Tipo de Consumo: Real, Estimado, Estimado Comercializador; No Telemedido.

• Fecha y hora de publicación.

Para los clientes Tipo 2:

• Código Distribuidora: según codificación SL-ATR.

• Código Comercializadora: según codificación SL-ATR.

• Código PCTD: según codificación SL-ATR.

• Mes de Reparto.

• Grupo de Peaje: según codificación SL-ATR.

• Número de consumidores.

• Consumo diario en kWh.

• Fecha y hora de publicación.

En caso de disconformidad por parte de un usuario respecto al reparto agrupado de sus clientes de Tipo 2, el distribuidor estará obligado a remitir la información utilizada para realizar el cálculo.

4. Reparto Diario Final Definitivo.

El Reparto Diario Final Definitivo es el cálculo del consumo del día d por usuario que se realiza en el mes m+15 (quince meses después del mes correspondiente al día d).

En el mes m+15, en el caso de que exista nueva información sobre emisiones o consumos en un PCTD/PCDD que modifique las emisiones o los consumos empleados en la elaboración del reparto diario final provisional, se calculará un reparto diario final definitivo de acuerdo con la metodología detallada en el apartado 2 de este Protocolo.

Toda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto diario final definitivo sean trazables por el usuario y estarán disponibles en el SL-ATR con el mismo detalle que el reparto diario final provisional.

ANEXO
Controles adicionales del reparto diario provisional

1. Intervención especial del GTS en el proceso de reparto diario provisional en PCTD/PCDD y PCLD ante situaciones excepcionales de alto impacto.

1.1 Definición de intervención especial en el proceso de repartos diarios Provisionales.

Se define como «intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales» aquella que realiza el GTS en situaciones excepcionales de alto impacto en la calidad del reparto diario provisional que se pudieran producir durante el proceso. Para identificar estas situaciones el GTS aplicará diariamente los controles expuestos en el apartado 1.2 de este anexo.

La declaración de «intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales» también podrá ser solicitada al GTS por cualquier sujeto del sistema que interviene en el proceso (transportistas, distribuidores y comercializadores). La solicitud deberá realizarse por escrito y deberá ir acompañada, al menos, de la siguiente información:

• Sujeto solicitante.

• Tipo de sujeto: Transportista/Distribuidor/Comercializador.

• Día de Gas.

• Información afectada: Emisiones/Repartos/Ambos.

• Etapa del proceso afectada: Inicial – V1 / Revisión – V2.

• Control o filtro establecido no superado por el proceso y por el que se solicita la declaración de «intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales».

Una vez analizado el impacto sobre los usuarios y/o la operativa del sistema, el GTS podrá declarar «intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales».

1.2 Motivos de intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales.

1. El saldo de mermas diario provisional o residuo a repartir en cada PCTD/PCDD o PCLD supera, en valor absoluto, dos veces la emisión máxima previsible definida en el apartado 1.2 del Protocolo.

2. La suma de las emisiones totales a repartir en el proceso difiere, en valor absoluto, en más de 100 GWh/día de la estimación global del GTS en función de su información operativa.

3. Fallos del proceso de repartos o del sistema SL-ATR que no permiten disponer de la información a los comercializadores del reparto diario en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS-06 «Repartos».

4. Fallo total de los sistemas de un distribuidor que no permitan disponer de ninguna información de la primera o de la segunda versión del reparto diario provisional en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS-06 «Repartos», en el caso de que la Revisión del reparto realizada por el GTS suponga más del 5% en valor absoluto de la emisión global del sistema.

5. Cuando la Revisión del reparto realizada por el GTS supone más del 5%, en valor absoluto, de la emisión global del Sistema.

6. Fallos del proceso de repartos diarios o de los sistemas del GTS que no permiten disponer de la información que los distribuidores necesitan para la elaboración del reparto diario provisional en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS–06 «Repartos». Este punto se aplicaría a ficheros de PCS, coeficientes de temperatura, información de emisiones diarias enviadas desde el SL-ATR a los distribuidores o fallos de comunicaciones con el GTS.

Dentro de los motivos de intervención no se considerarán errores las variaciones diarias del reparto diario provisional resultado de la aplicación correcta de las fórmulas establecidas en este Protocolo de Detalle, por grandes que fueran.

1.3 Consecuencias de la intervención especial en el proceso de repartos diarios.

1. Paradas de las cadenas en el SL-ATR y no publicación de repartos diarios provisionales. En el caso en que los problemas afecten a un único transportista o distribuidor, la parada de las cadenas no impedirá que el resto de operadores puedan continuar enviando su información dentro de los plazos establecidos.

2. Comunicación en caso de intervención especial en el proceso de repartos diarios:

2.1 Declaración de Intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales.

La declaración de «Intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales» será comunicada, tan pronto como sea posible y por escrito, a todos los sujetos afectados. Para ello, el GTS emitirá una comunicación a todos los agentes, transportistas, distribuidores y comercializadores, indicando el motivo del fallo, en caso de que esté identificado, y los pasos a seguir.

2.2 Seguimiento de la Intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales.

Tan pronto como se identifique el origen del fallo y se disponga de una estimación del plazo de resolución del mismo, el GTS procederá a comunicar el avance a todos los agentes afectados. En el caso de que la declaración de Intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales esté motivada por un fallo en los sistemas de transportistas o distribuidores, será responsabilidad de éstos mantener informado al GTS de las acciones correctoras llevadas a cabo para restablecer la situación normal y el avance de las mismas.

2.3 Restablecimiento de situación normal en el proceso de repartos diarios provisionales.

Cuando se considere que la situación del proceso de repartos diarios provisionales se haya restablecido, se procederá a informar a los agentes afectados.

En el caso de tratarse de un fallo generalizado en el proceso de repartos diarios provisionales, será responsabilidad del GTS emitir la comunicación a todos los agentes, indicando que se ha restablecido la situación normal y que la información referente a repartos diarios se encuentra a disposición de los usuarios a través de los cauces habituales.

En el caso de que el fallo haya estado originado por los sistemas de transportistas o distribuidores, será responsabilidad de éstos verificar el restablecimiento de sus procesos. Tan pronto como los transportistas o distribuidores hayan subsanado los fallos que han originado la intervención especial, lo pondrán en conocimiento del GTS que emitirá la comunicación a todos los agentes indicando que se ha restablecido la situación normal y que la información referente a repartos diarios se encuentra a disposición de los usuarios a través de los cauces habituales.

3. Retraso en la publicación de los repartos diarios provisionales, hasta que el GTS dé por resuelta la incidencia que provocó la intervención especial comunicando adecuadamente la evolución del mismo a todos los agentes.

2. Controles en origen a los repartos diarios provisionales d+1 en PCTD/PCDD y PCLD.

Con independencia de los mecanismos de control desarrollados por los participantes en la elaboración de los repartos diarios provisionales, el reparto diario provisional contará al menos los siguientes controles comunes:

2.1 Control a la emisión.

• Responsable: transportistas y distribuidores.

• Control: comprobar que la emisión no supera la emisión máxima previsible disponible en el SL-ATR.

• Acción: el responsable de la medición revisará y corregirá el valor de la emisión en caso necesario, y notificará la situación a los agentes. En el caso de que tenga certeza que la emisión es correcta deberá actualizar el valor de emisión máxima previsible en sus sistemas y en el SL-ATR.

2.2 Control del reparto diario provisional.

• Responsable: distribuidores.

• Control: comprobar que la telemedida real agregada de un PCTD no supera 1,3 veces el valor de la emisión.

• Acción: el distribuidor revisará la telemedida, en el caso de que esta sea correcta, generará una reclamación a la emisión mediante el módulo de reclamaciones disponible en el SL-ATR. En el caso de que esta reclamación conlleve una modificación de la emisión, ésta será corregida en el segundo envío de los repartos diarios. En caso de que se compruebe que el error pudiera estar en una o varias telemedidas reales, el distribuidor aplicará el procedimiento de estimación del reparto diario provisional para el cliente telemedido. Esta corrección será recogida en el envío de la primera versión de repartos diarios.

2.3 Control de la telemedida.

• Responsable: distribuidores.

• Control: comprobar que la lectura diaria de una telemedida no supera en 2 veces la capacidad contratada.

• Acción: el distribuidor revisará antes del envío del reparto las telemedidas que superen este valor. En el caso que tras su análisis se considere que es errónea, pero no se disponga del valor correcto, se estimará la medida.

3. Cálculo y Asignación de la Revisión GTS en el proceso de reparto diario provisional de PCTD/PCDD.

Para cada día y punto de conexión PCTD/PCDD, el SL-ATR calcula la diferencia entre la medida real de la emisión diaria enviada por el transportista o distribuidor responsable y el reparto provisional diario d+1 de dicha medida asignado a los usuarios. Esta comprobación es lo que se denomina «Revisión del GTS». En el caso de que el valor absoluto de dicha diferencia en un PCTD/PCDD sea superior a un margen de tolerancia establecido (TrevGTS), el SL-ATR asignará de forma automática dicha diferencia entre los usuarios.

Inicialmente el margen de tolerancia TrevGTS queda fijado en 100 kWh/día, dicho valor podrá ser revisado anualmente por parte del Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista, y en caso de modificación el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes a su aplicación.

Revisión del GTS d, p = Emisión Diaria a repartir d, p – Repartos Diarios d, p

Donde:

• Emisión Diaria a repartir d, p: valor de la medida real de la emisión diaria a repartir en el día «d» y punto «p».

• Repartos Diarios d, p: suma de los repartos provisionales diarios d+1 de la demanda en distribución asignados a los usuarios para un día «d» y punto «p», enviados por los distribuidores y/o procesados por el SL-ATR. Esta cantidad incluirá los datos de consumo telemedido y estimado, residuo y saldos de mermas.

Cuando el valor absoluto de la Revisión del GTS en un punto de conexión supere el margen de tolerancia, el SL-ATR asignará esta diferencia entre los usuarios según los criterios definidos en el apartado 3.1.

3.1 Criterios de Asignación de la Revisión del GTS cuando esta supera el margen de tolerancia.

a) Se dispone de medida de emisión diaria a repartir, así como de cantidades de reparto provisional diario d+1 asignadas a usuarios diferentes de cero, para el día en proceso de reparto en el punto de conexión considerado.

En este caso, el SL-ATR procederá a la asignación de la Revisión del GTS entre los usuarios, de forma proporcional a las cantidades asignadas por el reparto inicialmente enviado por el distribuidor y/o procesado por el SL-ATR.

Si la medida de emisión diaria a repartir es cero, el algoritmo se ejecuta igualmente, con lo que asignaría cantidades negativas a cada usuario.

Sin embargo, si en el SL-ATR no se dispone de medida de emisión diaria a repartir, el algoritmo no se ejecutaria.

b) Se dispone de medida de emisión diaria a repartir, pero no se dispone de cantidades de reparto provisional diario d+1 asignadas a usuarios para el día en proceso de reparto en el punto de conexión considerado.

En este caso, el SL-ATR procederá a la asignación de la Revisión del GTS entre los usuarios que tengan cantidades asignadas por el proceso de repartos en el día anterior al día tratado, de forma proporcional a dichas cantidades. Si dicha información tampoco estuviera disponible, el SL-ATR iniciaría una búsqueda de información en los 15 días anteriores.

Si en el proceso de búsqueda en los 15 días anteriores, el primer día que encuentra tiene asignado una cantidad de 0 kWh para cada uno de los usuarios allí ubicados, la Revisión del GTS se repartiría a partes iguales entre todos ellos.

Si se tratase de un punto de conexión sin histórico de repartos suficiente, de tal forma que el algoritmo de búsqueda hacia atrás no localiza un reparto diario cuyas condiciones pueda replicar, la Revisión del GTS se repartiría entre todos los usuarios del Sistema con reparto diario en el día anterior al día tratado, de forma proporcional al mismo.

c) Se dispone de medida de emisión diaria a repartir distinta de cero, pero todas las cantidades de reparto provisional diario d+1 asignadas a usuarios para el día en proceso de reparto en el punto de conexión considerado son cero.

En este caso, el valor de la Revisión del GTS global se repartiría a partes iguales entre todos los usuarios.

Análisis

  • Rango: Resolución
  • Fecha de disposición: 08/10/2018
  • Fecha de publicación: 23/10/2018
  • Efectos desde el 24 de octubre de 2018.
Referencias anteriores
  • MODIFICA:
    • los protocolos PD-01 y PD-02 de la Resolución de 13 de marzo de 2006 (Ref. BOE-A-2006-6003).
    • las normas NGTS-06 y 07 de la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre (Ref. BOE-A-2005-16830).
  • CITA Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto (Ref. BOE-A-2001-17027).
Materias
  • Buques
  • Consumidores y usuarios
  • Consumo de energía
  • Distribución de energía
  • Energía
  • Gas
  • Gasoductos
  • Información
  • Metrología y metrotecnia
  • Normalización
  • Normas de calidad
  • Reglamentaciones técnicas
  • Transporte de energía

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