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Documento BOE-A-2019-3691

Resolucin de 15 de febrero de 2019, de la Direccin General de Poltica Energtica y Minas, por la que se modifican diversas normas de gestin tcnica del sistema y protocolos de detalle.

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 econmico integrado del sector de gas natural, desarrolla las lneas bsicas que deben contener las Normas de Gestin Tcnica del Sistema de gas natural, estableciendo en su artculo 13.1 que el Gestor Tcnico del Sistema, en colaboracin con el resto de los sujetos implicados, elaborar una propuesta de Normas de Gestin Tcnica del Sistema, que elevar al Ministro para la Transicin Ecolgica para su aprobacin o modificacin.

En cumplimiento de lo anterior se dict la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestin Tcnica del Sistema. Esta orden, en su disposicin final primera, faculta a la Direccin General de Poltica Energtica y Minas a adoptar las medidas necesarias para la aplicacin y ejecucin de la orden, en particular para aprobar y modificar los protocolos de detalle de las Normas de Gestin Tcnica y dems requisitos, reglas, documentos y procedimientos de operacin establecidos para permitir el correcto funcionamiento del sistema gasista.

La citada orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, en la Norma de Gestin Tcnica NGTS-12, apartado 12.2, establece la creacin de un grupo de trabajo para la actualizacin, revisin y modificacin de las normas, responsable de la presentacin para su aprobacin por la Direccin General de Poltica Energtica y Minas, de propuestas de actualizacin, revisin y modificacin de las normas y protocolos de detalle de gestin del sistema gasista.

En virtud de lo anterior, se han recibido por parte del presidente del citado grupo de trabajo, las propuestas de modificacin de las Normas de Gestin Tcnica del Sistema (NGTS) y los Protocolos de Detalle (PD) que se exponen.

De acuerdo con lo indicado en el artculo 7.35 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creacin de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, todas estas propuestas de resolucin han sido objeto de los informes de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, aprobados por su Sala de Supervisin Regulatoria, en las siguientes fechas, para cuya elaboracin, realiz el trmite de audiencia a travs del Consejo Consultivo de Hidrocarburos.

– Modificacin de las NGTS-01: Conceptos generales y NGTS-02: Condiciones generales sobre uso y capacidad de instalaciones para adaptarlas a lo dispuesto en la Circular 2/2015, de 22 de julio, de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista, y en el Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural. El informe de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia relativo a estas modificaciones fue aprobado por la Sala de Supervisin Regulatoria el 28 de junio de 2018

– Modificacin del apartado 5.3 del PD-05 Procedimiento de determinacin de energa descargada por buques metaneros en lo referente a los medidores de la cantidad de gas natural descargada por los buques metaneros. Fue objeto del mismo informe de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia que las normas anteriores.

– Modificacin del PD-01: Medicin, calidad y odorizacin del gas, apartados 6.2 sobre el factor de conversin de unidades de volumen a unidades energticas, y el apartado 6.5 sobre publicacin del factor de conversin. El informe de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia relativo a estas modificaciones fue aprobado por la Sala de Supervisin Regulatoria el 2 de junio de 2017.

– Modificacin del PD-02 Procedimiento de reparto en PCTD y PCDD y del PD-17 Provisin de informacin sobre el balance de gas en las redes de transporte con el objetivo de cumplir lo dispuesto en la referida Circular 2/2015, de 22 de julio, de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, relativo a la informacin a facilitar a los usuarios de la red de transporte. Estas modificaciones fueron objeto del informe de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia aprobado por la Sala de Supervisin Regulatoria el 21 de septiembre de 2018.

– Aprobacin del anexo del PD-17 que contiene los indicadores de calidad y plazo de la informacin a transmitir entre los diferentes sujetos del sistema gasista, en virtud de la Resolucin de 23 de diciembre de 2015 de la DGPEM. La Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia emiti informe relativo al mismo aprobado por la Sala de Supervisin Regulatoria el 23 de marzo de 2017.

De acuerdo con la disposicin transitoria tercera del Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, con entrada en vigor el 14 de enero de 2019, en los mbitos afectados por la distribucin de funciones a la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, los procedimientos normativos que el Ministerio para la Transicin Ecolgica haya iniciado con anterioridad a la referida entrada en vigor los resolver el organismo que inici la tramitacin.

En su virtud, esta Direccin General resuelve:

Primero.

Se modifican la NGTS-01: Conceptos generales y la NGTS-02: Condiciones generales sobre uso y capacidad de instalaciones en los trminos que se indican en los Anexo I y II, respectivamente, de la presente resolucin.

Segundo.

Se modifica el apartado 5.3 del PD-05: Procedimiento de determinacin de energa descargada por buques metaneros, quedando redactado con el siguiente texto:

[…]

3. Determinacin del nivel de lquido en los tanques.

Cada tanque de GNL del buque estar equipado con dos medidores de nivel independientes. Uno ser el primario y otro el secundario. El orden de preferencia en su utilizacin como primario ser: microondas, capacitivo y de flotador.

En caso de avera o fallo del primario, se utilizar el sistema secundario. Si fuera necesario utilizar el secundario al iniciar la operacin, el resto de medidas se realizarn con dicho sistema aunque el primario haya sido reparado antes de finalizar la operacin.

Para cada tipo de medidor, sus caractersticas, tolerancias, instalacin, funcionamiento y comprobaciones se basarn en las normas siguientes:

• UNE-ISO 13689 “Hidrocarburos ligeros licuados. Gas natural licuado (GNL). Mediciones de niveles de lquido en tanques que contienen gases licuados. Medidor de nivel de tipo microondas”.

• UNE-ISO 8309 “Hidrocarburos ligeros licuados. Medida de niveles de lquidos en tanques que contienen gases licuados. Mediciones por capacitancia elctrica”.

• UNE-ISO 10574 “Hidrocarburos ligeros licuados. Medida de niveles de lquidos en tanques que contienen gases licuados. Mediciones por flotador”.

Tanto en la medicin inicial, como en la final, para cada uno de los tanques, se realizarn, con los medidores de nivel, al menos dos medidas a intervalos de tiempo superiores a dos minutos, tomndose el valor medio aritmtico de dichas medidas, redondeado al nmero entero (en mm).

Al valor obtenido para cada uno de los tanques, de ser necesario, se aplicar su correspondiente correccin de escora y/o asiento. Si para la obtencin de las medidas se hubiese utilizado un medidor de flotador, adems, se harn las correcciones correspondientes por contraccin trmica de la cinta o cable que lo sustenta debido a la diferencia de temperatura del vapor y la de calibracin del medidor de nivel y por la densidad del GNL.

Al final de todas estas correcciones, se redondear a nmero entero, en mm, si fuese necesario.

[…]

Tercero.

Se modifican los apartados 6.2 y 6.5 del PD-01 Medicin, calidad y odorizacin de gas, aprobado por Resolucin de la Direccin General de Poltica Energtica y Minas de 13 de marzo de 2006 y modificado por la Resolucin de la Direccin General de Poltica Energtica y Minas de 22 de septiembre de 2011, quedando redactado con el siguiente texto:

6.2 Conversin de unidades de volumen a energticas.

Para efectuar la conversin de la unidad de medida de los contadores, m3, a la unidad de medida de energa establecida, kWh, se utilizar el valor energtico del gas natural referido al poder calorfico superior (PCS), medido en las condiciones de referencia del sistema gasista de 1,01325 bar (1 bar = 105 Pa) y 273,15 K. La frmula de clculo a aplicar ser la siguiente:

1

Siendo:

E = Energa entregada en el punto de suministro.

V = Volumen medido en las condiciones de suministro.

Fc’ = Factor de conversin de volumen.

El factor de conversin por las condiciones de medida se calcular como:

1

Siendo:

PCS = Poder calorfico del gas en el punto de medida medido en las condiciones de referencia (1,01325 bar y 273,15 K).

Fc = Factor de conversin de volumen para pasar de las condiciones de medida a las condiciones de referencia.

La conversin de los m3 medidos por el contador a m3 en las condiciones de referencia se realizar mediante el empleo de equipos electrnicos de conversin (conversores) que realizan el clculo de forma continua, integrando las seales de presin, temperatura y compresibilidad medidas en los correspondientes transmisores, y utilizando un factor de conversin (Fc) que viene dado por la frmula:

1

Siendo Z el factor de compresibilidad, definido como la relacin entre el volumen molar de un gas real y el volumen molar del mismo gas considerado como ideal.

El clculo del factor de compresibilidad tanto en las condiciones de referencia como en las condiciones de suministro se realizar segn el procedimiento SGERG-88 incluido en la norma UNE-EN ISO 12213.

En el apartado 4.4 del presente protocolo se establecen los requisitos de instalacin de conversores de presin, temperatura y factor de compresibilidad (conversores PTZ y conversores PT) en funcin de la presin a la que se realiza la medida y el caudal mximo horario.

Para consumidores suministrados a presiones inferiores o iguales a 0,4 bar se despreciar la influencia del factor Z, es decir, se asumir que su valor es prximo a la unidad, y en consecuencia el factor de conversin por el que se multiplicar el volumen medido en m3 para expresarlo en las condiciones de referencia de presin y temperatura ser:

1

Siendo:

Kt = Factor de conversin por temperatura.

Kp = Factor de conversin por presin.

El factor de conversin por temperatura se calcular mediante la siguiente frmula:

1

Donde Tgas es la temperatura de 10C.

El factor de conversin por presin se calcular mediante la siguiente frmula:

1

Donde:

Pc = Presin relativa de suministro (bar).

Patm = Presin atmosfrica (bar).

El valor de la presin atmosfrica es funcin de la altitud (A) del municipio donde se encuentre el punto de suministro y se calcular de acuerdo a la siguiente frmula:

1

Donde “A” es la altitud en metros del municipio donde se encuentre situado el punto de suministro, publicada por el organismo oficial de estadstica competente.

Por su parte, el factor “k” se calcular por aplicacin de la siguiente frmula:

1

Siendo “d” la densidad del aire (ISO 6976) interpolada a Tgas (10C) y “g” la aceleracin estndar de la gravedad, con valores:

d = 1,2471

g = 9,8065 (m/s2)

En el caso de las instalaciones de suministro a consumidores que no dispongan de corrector de presin en sus instalaciones, pero que dispongan de un regulador previo a la medicin del gas, el factor de conversin por presin (Kp) se calcular considerando como presin de suministro la presin de tarado del regulador de gas.

En el caso de las instalaciones de suministro a consumidores conectadas a redes de presin mxima de servicio de 22 mbar y que no dispongan de un regulador previo a la medicin del gas. el factor de conversin por presin (Kp) se calcular considerando como presin de suministro la presin de 22 mbar, salvo en los casos en los que los reguladores de las estaciones de regulacin y medida que alimenten a dicha red estn tarados a una presin inferior, en cuyo caso se tomar dicha presin como referencia.

(…)

6.5 Informacin a publicar sobre el factor de conversin.

El GTS publicar en el SL-ATR el listado de municipios suministrados mediante gas natural (incluyendo los suministrados a partir de plantas satlites de GNL), gas manufacturado y gas procedente de fuentes no convencionales, con los factores de conversin de volumen aplicables a los consumidores que no disponen de conversores de presin y temperatura.

Este listado incluir, para cada municipio, la altitud considerada y el valor del factor de conversin Fc correspondiente a las presiones de suministro, incluyendo al menos las seis presiones relativas estandarizadas (20 mbar, 22 mbar, 50 mbar, 55 mbar, 100 mbar y 150 mbar) y a una temperatura media de suministro de 10C, que se considerar la temperatura media ponderada a nivel nacional. Ser responsabilidad de la compaa distribuidora la comunicacin al GTS de los municipios en los que se realiza la actividad de distribucin de gas, junto con la identificacin de las conexiones de las redes de distribucin de dichos municipios con la red de transporte.

Asimismo, en el SL-ATR se identificar para cada red municipal, el nmero de conexiones con la red de transporte, as como los cromatgrafos asociados a cada conexin, recogiendo para cada una de ellas el poder calorfico superior medio diario (PCSi) y el volumen diario de gas vehiculado a travs de ellas (Vi), as como el poder calorfico superior medio diario de la red donde se ubiquen los puntos de suministro (PCSDiario), calculado segn lo establecido en el apartado 6.4.

Diariamente, el GTS publicar en el SL-ATR el poder calorfico superior medio de cada red de distribucin (PCSMedio) correspondiente al da anterior (da n) y calculado segn lo establecido en el apartado 6.4.1.

El SL-ATR deber mantener un histrico de al menos 24 meses con esta informacin, al objeto de poder permitir la verificacin, por parte de los rganos competentes, del clculo del PCSMedio utilizado a efectos de determinar los kWh consumidos en el perodo de facturacin.

La informacin anterior, comprensible para el usuario final, que incluya el factor de conversin Fc aplicable a las presiones de suministro, incluyendo cada una de las seis presiones relativas estandarizadas (20 mbar, 22 mbar, 50 mbar, 55 mbar, 100 mbar y 150 mbar) de cada red de distribucin, junto con su poder calorfico superior medio diario (PCSDiario), ser publicado en la pgina web del GTS. Asimismo, dicha pgina incluir la posibilidad de que los consumidores de lectura mensual o superior, introduciendo la red de distribucin del punto de suministro y la fecha de inicio y de final del periodo de facturacin, puedan obtener el PCSMedio aplicable en la factura.

Cuarto.

Se modifica el apartado 1.5 del protocolo de detalle PD-02: Procedimiento de reparto en PCTD y PCDD de las Normas de Gestin Tcnica del Sistema Gasista que pasa a tener la redaccin que se recoge en el anexo III.

Quinto.

Se modifica el protocolo de detalle PD-17: Provisin de informacin sobre el balance de gas en las redes de transporte de las Normas de Gestin Tcnica del Sistema Gasista que pasa a tener la redaccin que se recoge en el anexo IV.

Sexto.

Se aprueba el anexo Indicadores de calidad y de cumplimiento de los tiempos de comunicacin de la informacin del referido PD-17 recogido en el anexo V de la presente.

Sptimo.

La presente resolucin surtir efectos a partir del da siguiente al de su publicacin en el Boletn Oficial del Estado excepto las modificaciones de los PD-02 y PD-17 que entrarn en vigor a los seis meses a contar desde el da siguiente al de la publicacin en el Boletn Oficial del Estado.

Contra la presente resolucin, que no pone fin a la va administrativa, podr interponerse recurso de alzada ante el Secretario de Estado de Energa en el plazo de un mes desde su publicacin de acuerdo con lo dispuesto en los artculos 121 y siguientes de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Comn de las Administraciones Pblicas.

Madrid, 15 de febrero de 2019.–La Directora General de Poltica Energtica y Minas, Mara Jess Martn Martnez.

ANEXO I
NGTS-01

Conceptos generales

La normativa de gestin tcnica del sistema gasista tiene por objeto fijar los procedimientos y mecanismos para la gestin tcnica del sistema, coordinando la actividad de todos los sujetos o agentes que intervienen en el sistema para garantizar el correcto funcionamiento tcnico del sistema gasista y la continuidad, calidad y seguridad del suministro de gas natural y gases manufacturados por canalizacin, respetando, en todo caso, los principios de objetividad, transparencia y no discriminacin.

1.1 Conceptos generales.

Adems de las definiciones ya incorporadas en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos y las normas que la desarrollan [sistema gasista, red bsica de gas natural, redes de transporte primario, redes de transporte secundario, redes de distribucin, instalaciones complementarias, plantas de regasificacin de gas natural licuado (GNL], plantas satlites de GNL, lneas directas, acometidas...], a efectos de estas normas de gestin tcnica del sistema se consideran las siguientes definiciones:

rea de Balance en PVB.

Sistema de entrada-salida que incluye la red de gasoductos de transporte al que es aplicable el rgimen especfico de balance definido segn la Circular 2/21015, de 22 de julio, de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Consumidores.

Aquellos sujetos que adquieren gas natural para su propio consumo. Pudindolo adquirir de:

– Los comercializadores autorizados en condiciones libremente pactadas.

– Directamente, sin recurrir a un comercializador autorizado, accediendo a instalaciones de terceros.

Demanda Convencional.

Es la cantidad de gas consumida por los usuarios domsticos e industriales del sistema gasista.

Demanda Elctrica.

Es la cantidad de gas consumida por las centrales de generacin elctrica del sistema. No se incluyen en este apartado las cogeneraciones, que tendrn consideracin de demanda convencional.

Demanda de gas para transporte.

Aquella demanda de gas natural destinada al uso como combustible para el transporte, tanto terrestre como martimo.

Da de gas.

Perodo de tiempo que comienza a las 5 horas UTC y termina a las 5 horas UTC del da siguiente en invierno, y entre las 4 horas UTC de un da y las 4 horas UTC del da siguiente en verano, y en el que se efectan las operaciones programadas para ese perodo. Es la unidad temporal de referencia para todas las actividades diarias que incluyen estas normas.

Gestor de red independiente.

Empresa que haya obtenido la certificacin de cumplimiento de los requisitos de separacin de actividades de transporte tal como establece la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos en su artculo 63 quater.

Mecanismo de comunicacin.

Canal para realizar los procesos y enviar las comunicaciones necesarias (incluyendo cualquier notificacin, envo de informacin, confirmacin, peticin, aprobacin o aceptacin relacionadas con dichos procesos) en el sistema gasista.

Operadores.

Los operadores son aquellos sujetos del sistema gasista autorizados para la gestin de cualquier instalacin de transporte, licuacin, regasificacin de GNL, almacenamiento o distribucin, conforme a lo dispuesto en la Ley 34/1998, de 7 octubre, del Sector de Hidrocarburos.

Se considerar operadores a aquellos sujetos que sean:

– Titulares o gestores de plantas de regasificacin.

– Titulares o gestores de almacenamientos subterrneos.

– Transportistas de gas.

– Distribuidores de gas.

Punto de carga de GNL.

Cualquier punto por el que sale GNL desde un tanque o desde un buque de una planta de regasificacin hacia:

– Un buque (carga de GNL a buque, trasvase de GNL de buque a buque, puesta en fro de buques,o bunkering de GNL) (PCCB).

– Una cisterna (PCCC).

Bunkering.

Es aquella operacin de carga de GNL en un buque para emplearlo como combustible en el transporte martimo.

Punto de conexin con almacenamiento subterrneo.

Es aquel punto del sistema gasista por el que sale o entra gas de la red de transporte a un almacenamiento subterrneo (PCAS).

Punto de conexin entre gasoductos de distribucin.

Es aquel punto que conecta gasoductos de distribucin de dos titulares diferentes (PCDD).

Punto de conexin entre gasoductos de transporte.

Es aquel punto que conecta gasoductos de transporte de dos titulares diferentes (PCTT).

Punto de conexin internacional por gasoducto.

Es aquel punto del sistema gasista por el que sale o entra gas de la red de transporte ubicada en el territorio espaol a otra red de gasoductos de otros pases (PCI).

Punto de conexin con plantas de gas renovable a red de distribucin.

Es aquel punto del sistema gasista por el que entra gas desde una planta de produccin de gas renovable a la red de distribucin (PPBD).

Punto de conexin con plantas de gas renovable a red de transporte.

Es aquel punto del sistema gasista por el que entra gas desde una planta de gas renovable a la red de transporte (PCBT).

Punto de conexin con plantas de regasificacin de GNL.

Es aquel punto del sistema gasista que conecta una planta de regasificacin con la red de transporte (PCPR).

Punto de conexin de red de transporte y lneas directas.

Es aquel punto que conecta una infraestructura de la red de transporte con una lnea directa o cliente final (PCLD).

Punto de conexin de red de transporte y red de distribucin.

Es aquel punto que conecta una infraestructura de la red de transporte con una infraestructura de la red de distribucin (PCTD).

Punto de conexin con yacimientos a red de transporte.

Es aquel punto del sistema gasista por el que entra gas desde un yacimiento a la red de transporte (PCY).

Punto de conexin con yacimientos a red de distribucin.

Es aquel punto del sistema gasista por el que entra gas desde un yacimiento a la red de distribucin (PCYD).

Punto de interconexin virtual.

Dos o ms puntos de interconexin fsica que conectan los mismos sistemas adyacentes de entrada-salida, que se integran a efectos comerciales y operativos en un nico punto de asignacin de capacidad, segn est definido en la Circular 372017, de 22 de noviembre, de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, relativa a los mecanismos de asignacin de capacidad a aplicar en las conexiones internacionales por gasoducto con Europa.

Punto de descarga de GNL.

Cualquier punto por el que entra GNL a una instalacin:

– A una planta de GNL desde un buque (PCDB).

– A una planta satlite que alimenta una red de distribucin (PSRD).

Punto de entrada a la red de distribucin.

Es aquel punto del sistema gasista en el que el gas entra en la red de distribucin.

Punto de entrada a la red de transporte.

Es aquel punto del sistema gasista en el que el gas entra en la red de transporte.

Puntos de entrada en el sistema gasista.

Cualquier punto de una infraestructura perteneciente al sistema gasista por el que el gas entra al mismo.

Punto de salida de la red de distribucin.

Es aquel punto del sistema gasista en el que el gas sale de la red de distribucin.

Punto de salida de la red de transporte.

Es aquel punto del sistema gasista en el que el gas sale de la red de transporte.

Puntos de salida en el sistema gasista.

Cualquier punto de una infraestructura perteneciente al sistema gasista por el que el gas sale del mismo.

Punto de suministro.

Cualquier punto por el que el gas sale del sistema y conecta con las instalaciones del consumidor final del gas (PS).

Clasificacin de puntos de suministro:

– Segn la presin de diseo del gasoducto al que estn conectados utilizada para la definicin de la estructura tarifaria.

– Segn la periodicidad de la lectura de su consumo:

• Puntos de suministro cuya lectura se efecta varias veces al da (telemedida).

• Puntos de suministro cuya lectura tiene lugar mensualmente.

• Puntos de suministro que pueden tener una periodicidad de lectura superior a un mes.

– Segn puedan condicionar la operacin normal de la red a la que est conectados:

• Todos los puntos de suministro conectados a redes de presin superior a 16 bar con caudales horarios contratados iguales o superiores a 25.000 m3 (n)/h.

• Aquellos otros puntos de suministro conectados a redes de presin superior a 16 bar que, por su consumo, tipo o ubicacin en la red puedan condicionar la operacin normal de las redes a las que estn conectados. Estos ltimos puntos de suministro sern definidos anualmente por el Gestor Tcnico del Sistema con la informacin de transportistas y distribuidores y comunicados a la Comisin Nacional de Mercados y Competencia y a la Direccin General de Poltica Energtica y Minas.

– Segn la realizacin del reparto, establecido en la NGTS-06 y PD-02:

• Puntos de suministro tipo 1 con telemedida.

• Puntos de suministro tipo 1 sin telemedida.

• Puntos de suministro tipo 2.

Punto Virtual de Balance (PVB).

Punto de intercambio virtual de la red de transporte donde los usuarios pueden transferir la titularidad del gas como entrada o salida del mismo, tal y como se define en el artculo 3.1 de la Circular 2/2015, de 22 de julio, de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Red lineal.

Aquel gasoducto en la que sus puntos de salida estn alimentados por un nico punto de entrada.

Red mallada.

Aquel gasoducto en el que sus puntos de salida estn alimentados desde distintos puntos de entrada.

Servicios esenciales.

Los as definidos segn el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribucin, comercializacin, suministro y procedimientos de autorizacin de instalaciones de gas natural o la normativa que lo modifique o desarrolle.

Usuarios.

Un usuario es aquel sujeto del sistema gasista que utiliza las instalaciones pertenecientes al mismo o que realiza transacciones comerciales de cambio de titularidad de gas natural o de capacidad.

Dependiendo de los tipos de usos en el sistema gasista espaol, el usuario puede estar habilitado en el PVB y/o en las instalaciones del sistema gasista espaol.

Usuario habilitado en el PVB.

Un usuario habilitado en el PVB es un sujeto con cartera de balance habilitado por el Gestor Tcnico del Sistema para el envo de notificaciones de transferencias de titularidad de gas bilaterales o de plataforma de comercio, segn se define en el art. 3.20 de la Circular 2/2015, de 22 de julio de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Usuario habilitado en las instalaciones del sistema gasista espaol.

Aquel usuario que ha firmado el Contrato Marco de acceso a las instalaciones del sistema gasista espaol, aprobado por la Resolucin de 2 de agosto de 2016 de la Secretara de Estado de Energa, por la que se aprueban las normas de gestin de garantas del sistema gasista.

Cargador-Descargador.

Persona fsica o jurdica bajo cuya responsabilidad se realizan las operaciones de carga y descarga de la mercanca. Se entender por Cargador el titular de la planta de regasificacin donde tiene lugar la carga. Se entender por Descargador el titular de la planta de GNL donde tiene lugar la descarga.

Expedidor.

Persona fsica o jurdica por cuya orden y cuenta se realiza el envo de la mercanca peligrosa, para lo cual se realiza el transporte figurando como tal en la carta de porte.

Transportista de cisternas.

Persona fsica o jurdica que asume la obligacin de realizar el transporte, contando a tal fin con su propia organizacin empresarial.

Transporte de cisternas.

Toda operacin de transporte de cisternas por carretera realizada total o parcialmente en vas pblicas, incluidas las actividades de carga y descarga de las mercancas peligrosas. No se incluyen los transportes efectuados ntegramente dentro del permetro de un terreno cerrado.

Pedido.

Nmero asignado a travs del SL-ATR por el cargador para cada cisterna o destino que considere viable.

1.2 Clasificaciones de los puntos de entrada y salida.

Los puntos del sistema gasista se clasifican en funcin de diversos criterios:

a) Por la existencia y la periodicidad de la medicin:

– Puntos con medicin:

– Con medicin horaria.

– Con medicin diaria.

– Otros.

– Puntos sin medicin:

b) Por la existencia de telemedida de los datos:

– Con telemedida.

– Sin telemedida.

c) Por la forma de contratar y programar:

– Punto agregado o asociacin de varios puntos fsicos de entrada o salida (VIP).

– Punto no agregado.

1.3 Definiciones relacionadas con la gestin del sistema.

Accin de balance en PVB.

Accin realizada por el Gestor Tcnico del Sistema para mantener la red de transporte dentro de sus lmites operativos y de existencias, excluyendo las acciones relacionadas con las mermas de gas y el gas utilizado por el Gestor Tcnico del Sistema para el funcionamiento de la red de transporte. Las acciones de balance sern de dos tipos: la transferencia de ttulo de propiedad de productos normalizados a corto plazo y el empleo de servicios de balance, tal y como se definen en el artculo 3.3 de la Circular 2/2015, de 22 de julio de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Balance.

Proceso de evaluacin de las existencias de gas, tanto fsico, para cada una de las instalaciones o agrupaciones, como comercial, para cada usuario.

Calibracin.

Se entiende por calibracin el conjunto de operaciones que establecen las condiciones especificadas, la relacin entre los valores de una magnitud indicados por un instrumento de medida o un sistema de medida, o los valores representados por una medida materializada o por un material de referencia, y los valores correspondientes de esa magnitud realizados por patrones.

Comprobacin.

Consiste en una revisin del correcto funcionamiento de las lneas donde se contrastando nicamente las condiciones de operacin de presin y temperatura, asegurando que los errores quedan dentro de los mximos permitidos.

Confirmacin.

Aceptacin por parte del Gestor Tcnico del Sistema de una programacin, nominacin o renominacin realizada por un usuario una vez que sta ha sido procesada.

Confirmacin metrolgica.

Conjunto de operaciones requeridas para asegurarse de que el equipo de medicin es conforme a los requisitos correspondientes a su uso previsto, segn establezcan la normativa de control metrolgico del Estado y, en su caso, las normas tcnicas aplicables.

La confirmacin metrolgica generalmente incluye la calibracin y verificacin, cualquier ajuste o reparacin necesario, y la subsiguiente recalibracin, la comparacin con requisitos metrolgicos del uso previsto del equipo, as como cualquier sellado y etiquetado requerido.

Contrato Marco de acceso a las instalaciones del sistema gasista espaol.

El contrato marco de acceso a las instalaciones del sistema gasista espaol, es el aprobado por la Resolucin de la Secretara de Estado de Energa, de 2 de agosto de 2016. Quedan excluidos del Contrato Marco la contratacin de los servicios de acceso del punto de balance hacia o desde una conexin por gasoducto con Europa, que disponen de su propio contrato de acceso.

Cuenta de Balance Operativo u Operational Balancing Account (OBA).

Balance operativo derivado del reparto de gas entre diferentes infraestructuras.

Las cantidades de gas vendrn determinadas por la diferencia entre la cantidad total medida en el punto de conexin y la suma de las nominaciones confirmadas a los usuarios en dicho punto de conexin.

Facturacin.

Clculo y remisin de los importes a pagar por los servicios prestados en la utilizacin del sistema.

Medicin.

Proceso de determinacin de la cantidad del gas que ha transitado por los puntos del sistema gasista definidos en el punto 1.1.

Anlisis.

Proceso de determinacin de la calidad del gas que ha transitado por los puntos del sistema gasista definidos en el punto 1.1.

Nominacin.

Informacin que envan en el da d-1 los usuarios de las instalaciones del sistema gasista en relacin con los servicios que se prestan, y en particular con el gas que estiman introducir, extraer, suministrar o consumir en el da de gas d, siguiendo el calendario establecido en la normativa vigente.

En lo relativo al servicio de carga de cisternas con destino distribucin, la nominacin ser realizada por el distribuidor.

Operacin del sistema gasista.

Proceso de aplicacin de las normas de gestin tcnica, protocolos de detalle y dems requisitos, reglas y procedimientos de operacin establecidos para permitir el correcto funcionamiento del sistema segn criterios de eficacia, eficiencia, transparencia, seguridad y mejor servicio al cliente.

Periodo de balance.

Periodo temporal respecto al cual se calcular el balance de los usuarios del sistema gasista. Este periodo ser el da de gas, tal y como se establece en el artculo 3.6 de la Circular 2/2015, de 22 de julio de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Plataforma de contratacin de capacidad.

Plataforma telemtica nica de contratacin de capacidad gestionada por el Gestor Tcnico del Sistema segn el Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, por el que se regula el mercado organizado de gas y el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural.

Los requerimientos de dicha Plataforma se definen en la Resolucin de 2 de agosto de 2016, de la Secretara de Estado de Energa, por la que se aprueba el contrato marco de acceso a las instalaciones del sistema gasista espaol.

Tal y cmo se define en el artculo 5 del Real Decreto 984/2015 desde la Plataforma Telemtica nica de Contratacin de Capacidad, se podr contratar capacidad en todas las instalaciones incluidas en el rgimen regulado de acceso a terceros, (transporte y distribucin) exceptuado la capacidad de las interconexiones con otros pases de la Unin Europea.

Procesamiento.

Proceso de validacin de las cantidades enviadas en una programacin, nominacin o renominacin por un usuario del sistema de acuerdo a los criterios establecidos.

Producto normalizado a corto plazo.

El as definido en el punto 3.4 de la Circular 2/2015, de 22 de julio de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

Programacin.

Informacin que deben emitir los agentes que hacen uso de las instalaciones del sistema gasista en relacin con el gas que estiman introducir, extraer, almacenar, suministrar o consumir en un perodo determinado.

Renominacin.

Informacin que envan los usuarios de las instalaciones del sistema gasista una vez cerrado el plazo de envo de nominaciones en relacin con los servicios que se prestan, y en particular con el gas que estiman introducir, extraer, suministrar o consumir en el da de gas d, siguiendo el calendario establecido.

Reparacin/ajuste.

Accin tomada sobre un equipo de medida cuya verificacin ha resultado no conforme, con objeto de convertirlo en aceptable para su utilizacin prevista. (UNE-EN ISO 10012).

Repartos.

El reparto es el proceso de asignacin del gas que transita a travs de las infraestructuras a los usuarios de las mismas, que es atribuido a cada usuario a la entrada o salida del rea de balance, con el propsito de determinar su balance.

Servicio de balance.

La accin as definida en el punto 3.5 de la Circular 2/2015, de 22 de julio de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

SL-ATR.

Sistema Logstico de Acceso de Terceros a las Redes. Sistema de informacin y comunicacin entre los distintos sujetos del sistema gasista, que sirve de soporte a la gestin del ciclo completo de gas: contratacin, programaciones y nominaciones, mediciones, repartos, balances y liquidaciones.

Verificacin.

Se entiende por verificacin el conjunto de actividades por las que se comprueba que un instrumento o sistema de medida, sometido a control metrolgico legal, mantiene las caractersticas metrolgicas establecidas en la reglamentacin especfica aplicable, antes de finalizar el perodo de tiempo que en sta se encuentre establecido.

1.4 Definiciones relacionadas con la operacin del sistema.

Capacidad contratada.

Es la capacidad que est contratada por los usuarios del sistema.

Capacidad disponible.

Es la diferencia entre la capacidad til y la capacidad contratada.

Capacidad mnima de operacin.

Es aquella por debajo de la cual no puede utilizarse la instalacin de forma continuada en el tiempo al no estar garantizada la fiabilidad y la seguridad operativa de los equipos y de la propia instalacin, as como el cumplimiento de los requisitos medioambientales.

Capacidad nominal.

Es la capacidad mxima de una instalacin, que estar autorizada por el organismo competente correspondiente. sta coincidir con la capacidad de diseo utilizable en operacin normal, sin incluir los equipos de emergencia o reserva, y sin considerar los posibles mrgenes operacionales y restricciones que puedan derivarse de las caractersticas de las instalaciones a las que est conectada.

Capacidad til de una instalacin.

Es la capacidad nominal menos la capacidad mnima de operacin en caso esta ltima de existir, excepto para el clculo de la capacidad de regasificacin. No obstante, es posible que esta capacidad til pueda verse reducida por otras limitaciones dependiendo de su integracin en el conjunto del sistema.

Capacidades de inyeccin y extraccin de un almacenamiento subterrneo.

La capacidad de inyeccin y la capacidad de extraccin de un almacenamiento subterrneo son los caudales de gas natural que consigue vehicular la instalacin cuando realiza las acciones de introducir gas en el almacenamiento subterrneo y de extraer gas del almacenamiento subterrneo, respectivamente.

Existencias tiles de un almacenamiento subterrneo.

Volumen de gas contenido en la capacidad til del almacenamiento subterrneo. El gas til es la diferencia entre las existencias totales de gas contenidas en el almacenamiento y el gas colchn.

Gas colchn de un almacenamiento subterrneo.

Volumen de gas contenido en el almacenamiento subterrneo que es necesario para poder extraer el gas a la presin de diseo del gasoducto. Este gas es propiedad del titular de la instalacin.

Indisponibilidad de una instalacin.

Se define como indisponibilidad cualquier situacin de limitacin total o parcial en el funcionamiento de alguna instalacin del sistema gasista, ya sea motivada por mantenimientos, puesta en marcha de infraestructuras, o por una emergencia, fuerza mayor, caso fortuito o cualquier otra circunstancia.

Nivel de existencias en la red de transporte o line-pack.

Es la cantidad de gas almacenado en la red de transporte. Constituye un indicador que resume el equilibrio de presiones en los puntos de la red de transporte.

Presin mxima de diseo de gasoductos.

Presin mxima de trabajo para la que ha sido diseado un gasoducto.

Presiones relativas mnimas de garanta en los puntos de conexin de la red de transporte.

Presiones mnimas garantizadas en condiciones normales de operacin en los puntos de conexin con redes de transporte existentes y de nueva construccin.

Presiones relativas mnimas de garanta en los puntos de suministro de la red de distribucin.

Presiones mnimas garantizadas en condiciones normales de operacin en los puntos de suministro en las redes de distribucin del gas natural.

Protocolo de medicin.

Conjunto de procedimientos y especificaciones tcnicas segn las cuales se realizan las medidas y anlisis del gas, as como, entre otros, los controles y confirmacin metrolgica de las instalaciones de medicin.

Nivel de llenado de gasoducto o valor de referencia de existencias en red de transporte.

Volumen de gas propiedad de los titulares de las redes de transporte definido en el protocolo de detalle PD-18 Parmetros tcnicos que determinan la operacin normal de la red de transporte y la realizacin de acciones de balance en el Punto Virtual de Balance (PVB) por el Gestor Tcnico del Sistema.

Nivel mnimo operativo de las plantas de regasificacin. Talones de planta.

Volumen de gas contenido en la capacidad mnima de operacin de los tanques y que es propiedad del transportista titular de la planta.

Su valor depende de las caractersticas constructivas de cada tanque y ser acreditado por los titulares de las instalaciones en base a sus caractersticas tcnicas y a lo establecido en estas normas y sus protocolos de detalle.

Gas de operacin.

Gas natural necesario para el correcto funcionamiento de los equipos e instalaciones de transporte del sistema gasista (turbocompresores de estaciones de compresin, equipos y sistemas de Almacenamientos subterrneos, calderas, antorchas, vaporizadores de combustin sumergida). Su determinacin se realiza mediante equipos de medida instalados a tal fin.

1.5 Unidades de medida.

En las normas de gestin tcnica del sistema se consideran las siguientes unidades:

– Unidad volumtrica para GNL: m de GNL.

– Unidad volumtrica para gas natural: m(n), en condiciones normales de presin y temperatura.

– La unidad energtica ser el kWh.

– Las capacidades de entrada y salida se expresarn en kWh/h o kWh/da, en m de GNL/h, m(n)/h, m(n)/da y millardos de m(n)/ao (bcm/ao);

– La capacidad de almacenamiento se expresar en kWh, m(n), y la capacidad almacenada en kWh y en m(n);

– La unidad de presin es el bar;

– La unidad de temperatura es el C.

Estas unidades sern de uso obligatorio para efectuar programaciones, nominaciones, renominaciones, mediciones, repartos, balances y facturacin entre agentes.

– Unidad mnima en plataformas de negociacin e intermediacin: 1 MWh

Esta unidad ser la que se use para reflejar las transacciones de compra y venta, en el caso del mercado organizado y otras plataformas de negociacin, as como de transacciones bilaterales en el caso de la plataforma MS-ATR.

1.6 Clasificacin de buques metaneros.

A efectos de estas normas se consideran buques muy pequeos (XS), aquellos cuya capacidad de transporte es inferior a 9.000 m3; pequeos (S), cuya capacidad de transporte se encuentra entre 9.000 y 40.000 m de GNL; buques medianos (M), cuya capacidad de transporte se encuentra comprendida entre 40.000 y 75.000 m de GNL; buques grandes (L), cuya capacidad de transporte se encuentra comprendida entre 75.000 y 150.000 m3 de GNL; buques muy grandes (XL), cuya capacidad de transporte se encuentra comprendida entre 150.000 y 216.000 m3 de GNL; y buques extra grandes (XXL), cuya capacidad de transporte excede de 216.000 m3 de GNL.

ANEXO II
NGTS-02

Condiciones generales sobre el uso y la capacidad de las instalaciones del sistema gasista

2. Condiciones generales sobre el uso y la capacidad de las instalaciones del sistema gasista.

2.1 Condiciones generales de acceso a las instalaciones del sistema gasista.

Los usuarios podrn contratar capacidad til disponible en la Plataforma Telemtica nica de Contratacin de Capacidad segn establece el Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre de 2015, con los operadores de las instalaciones de regasificacin, transporte, distribucin o almacenamiento sujetas al rgimen de acceso a terceros.

El acceso de los usuarios a las instalaciones del sistema gasista se realizar conforme a lo dispuesto en el Real Decreto 984/2015, de 30 de octubre, que regula el acceso de terceros a las instalaciones del sistema de gas natural.

La contratacin de capacidad se realizar mediante lo dispuesto en el Contrato Marco de acceso a las instalaciones del sistema gasista espaol establecido por la Resolucin de 2 de agosto de 2016, de la Secretara de Estado de Energa, a excepcin de la contratacin de los servicios de acceso del punto de balance hacia o desde una conexin por gasoducto con Europa, que disponen de su propio contrato de acceso.

2.2 Condiciones generales de recepcin, entrega y calidad de gas.

Las normas de gestin tcnica del sistema o sus protocolos de detalle se establecern los lmites de calidad en trminos de presin, temperatura, y otras caractersticas del gas entregado y del que se debe entregar.

Las reglas, procedimientos o acuerdos recogidos en los manuales para la recepcin, entrega y calidad de gas en los puntos del sistema gasista, cuando proceda, en los aspectos que no sean regulados por las normas de gestin tcnica del sistema y los protocolos de detalle, se regirn por las condiciones siguientes.

El gas introducido por los puntos de entrada del sistema gasista deber cumplir con las especificaciones de calidad de gas natural que se determinen en estas normas o en sus protocolos de detalle.

El operador no tendr la obligacin de entregar al usuario en los puntos de salida exactamente las mismas caractersticas de gas natural que dicho usuario haya introducido por los puntos de entrada, siempre que el gas cumpla con la especificacin de calidad de gas natural establecida en las presentes normas de gestin tcnica del sistema o en sus protocolos de detalle, y se entregue la cantidad acordada en trminos de energa.

El gas introducido por los usuarios en el sistema gasista se mantendr indiferenciado con el resto de gas que, en cada momento, se encuentre en las instalaciones de regasificacin, transporte o almacenamiento del sistema gasista.

Los operadores debern informar al Gestor Tcnico del Sistema y a todos los operadores y usuarios afectados tan pronto como sea posible de cualquier deficiencia en la calidad del gas estimando la duracin posible del incumplimiento y realizando las correcciones necesarias para que el gas cumpla con la especificacin.

Los puntos que se relacionan a continuacin debern contar con analizadores de composicin, PCS, densidad y telemedida digital:

– Puntos de descarga de buques en las plantas de regasificacin de GNL (no es necesaria telemedida).

– Puntos de carga de cisternas de GNL (no es necesaria telemedida).

– Puntos de conexin con almacenamientos subterrneos.

– Puntos de conexin con yacimiento nacional.

– Puntos de conexin de plantas de gas renovable a red de distribucin y a red de transporte.

– Puntos de conexin con gasoductos internacionales.

– En todos aquellos puntos que puedan alterar la composicin del gas, o que por su representatividad sean precisos para el adecuado clculo de composicin.

– Puntos de conexin con planta de regasificacin de GNL.

2.3 Requisitos generales de los procedimientos de comunicacin.

Los procedimientos de comunicacin establecern como mnimo:

– El intercambio de informacin relativo al flujo del gas.

– Comunicacin de los planes de inspeccin, reparacin, verificacin y mantenimiento entre los sujetos que interacten dentro del mismo punto o aquellos de distribucin que afecten a los operadores a los que estn conectados aguas arriba.

– Comunicacin de actuaciones de mutua colaboracin que eviten posibles indisponibilidades al sistema gasista.

– Comunicacin de programaciones.

– Comunicacin de nominaciones y renominaciones.

– Comunicacin de balances, existencias operativas y mnimas de seguridad de los sujetos involucrados.

– Comunicacin del Gestor Tcnico del Sistema a los operadores para asegurar la correcta explotacin del sistema gasista.

– Comunicacin de transacciones de gas y sujetos autorizados.

– Comunicaciones de capacidad.

– Comunicaciones de los mantenimientos de los sistemas informticos de los agentes y el GTS que afecten a los procesos de negocio.

Siempre que sea posible, las comunicaciones entre los diferentes usuarios del sistema gasista, se gestionarn a travs del SL-ATR.

2.4 Condiciones generales para la medicin y para la telemedida.

Las reglas o protocolos de medicin establecern los requisitos mnimos de los sistemas para la medicin y el anlisis de la calidad del gas en cada caso.

Asimismo, establecern los siguientes procedimientos y mtodos estndares:

– Procedimiento de clculo para medida y anlisis.

– Procedimiento en caso de anomalas en los equipos de medida o anlisis.

– Procedimiento de confirmacin metrolgica de equipos de medida y anlisis.

– Procedimiento de precintado de equipos de medida y anlisis.

– Procedimiento para realizar las regularizaciones.

– Procedimiento de mantenimiento de los equipos y sistemas de medicin y anlisis.

Para los niveles de consumo que la legislacin determine, ser requisito imprescindible para efectuar la puesta en servicio de las instalaciones en los nuevos puntos de suministro disponer de un sistema de telemedida y las instalaciones auxiliares necesarias. En caso de no instalacin o de falta de operatividad del mismo se aplicar lo que al respecto establezca la legislacin.

2.5 Condiciones generales para el reparto.

Las reglas o protocolos de reparto establecern el procedimiento a seguir para determinar en cada punto del sistema gasista las cantidades de gas asignadas a cada uno de los sujetos, en particular en los puntos compartidos.

2.6 Requisitos generales para la integracin de nuevas instalaciones en el sistema.

Las nuevas instalaciones que se integren en el sistema gasista o que se conecten al mismo:

– Debern cumplir la normativa tcnica vigente de construccin, puesta en marcha, operacin y mantenimiento.

– Sern tcnica y operativamente compatibles con las instalaciones de los operadores de otras instalaciones a las que estn conectadas las suyas.

– Se mantendrn en buen estado de funcionamiento y sern operadas de manera compatible con las instalaciones de los operadores de otras instalaciones a las que estn conectadas las suyas.

– Sern accesibles para el personal tcnico de los operadores de otras instalaciones a las que estn conectadas las suyas segn los trminos acordados en los contratos y manuales de operacin.

– Contarn en todo momento con la capacidad necesaria para cubrir adecuadamente los compromisos de servicio adquiridos.

2.7 Requisitos generales para el uso de las redes de transporte.

2.7.1 Nivel de llenado de los gasoductos o valor de referencia de existencias en red de transporte.

Los titulares de las infraestructuras aportarn una cantidad de gas de su propiedad con el objeto de constituir el nivel de llenado de gasoducto o valor de referencia de existencias de la red de transporte.

La cantidad aportada al nivel de llenado de gasoducto o valor de referencia de existencias no podr ser utilizada por los titulares.

2.7.2 Mermas.

Los titulares de los puntos de entrada al sistema global de transporte retienen gas a los usuarios sobre la cantidad de entrada que les ha sido asignada en los repartos, en concepto de mermas (prdidas y diferencias de medicin), aplicando los coeficientes en vigor en cada uno de los das del periodo de consumo.

2.7.3 Autoconsumos.

Los autoconsumos que se produzcan en las instalaciones sern adquiridos por el operador o por el Gestor Tcnico del Sistema de acuerdo a lo establecido en la legislacin vigente.

2.7.4 Presiones mnimas de garanta.

La red bsica de gasoductos de transporte debe dimensionarse de tal forma que se pueda mantener una presin mnima de 40 bar.

Las presiones mnimas en condiciones normales de operacin en los puntos de conexin con redes de transporte existentes y de nueva construccin sern las acordadas, de forma transparente y no discriminatoria, entre las partes en funcin de la ubicacin del punto de conexin. En cualquier caso, el operador de la red de transporte informar, de forma transparente y no discriminatoria, a los clientes con consumos superiores a 100 GWh/ao y al Gestor Tcnico del Sistema de los niveles de presin que puede garantizar en las distintas zonas de red.

Con carcter general las presiones mnimas garantizadas en los puntos de conexin con redes de transporte existentes y de nueva construccin sern las siguientes:

– Puntos de conexin a gasoductos de transporte bsico, de lneas directas y de redes de distribucin que tengan por objeto llevar el gas a un solo consumidor final: el valor mnimo de la presin se establece en 16 bar;

– Puntos de conexin a gasoductos de transporte bsico de otros gasoductos de transporte bsico o secundario:

– Si el punto de conexin se encuentra situado dentro de una red mallada, el valor mnimo de la presin se establece en 40 bar;

– Si el punto de conexin es en una red lineal a partir de una red mallada con un nico sentido de flujo, el valor mnimo de la presin se establece en 30 bar.

– Puntos de conexin a gasoductos de transporte secundario: el valor mnimo de la presin se establece en 16 bar.

Cuando en alguna zona de la Red Bsica, por incremento de los caudales transportados, se alcanzasen o se previese que se pueden alcanzar las presiones mnimas establecidas en este apartado, se actuar de la siguiente manera:

– El transportista lo pondr en conocimiento del Gestor Tcnico del Sistema;

– El Gestor Tcnico del Sistema analizar la situacin y, en su caso, declarar los gasoductos afectados como saturados, proponiendo las medidas correctoras necesarias que incluirn propuestas para la planificacin obligatoria;

– Se podrn aplicar medidas restrictivas a nuevas contrataciones o incrementos de las existentes;

– En funcin de lo anterior, quedar en suspenso la obligatoriedad de cumplir con las presiones mnimas garantizadas en condiciones normales de operacin hasta la entrada en servicio de las medidas correctoras propuestas.

2.8 Requisitos generales del uso de las redes de distribucin.

2.8.1 Mermas.

Los titulares de los puntos de entrada a las redes de distribucin retendrn gas a los usuarios respecto a los consumos de sus clientes conectados a cada PCTD o PCDD sobre la cantidad que les ha sido asignada en los repartos, en concepto de prdidas y diferencias de medicin, aplicando los coeficientes en vigor en cada uno de los das del periodo de consumo.

2.8.2 Presiones relativas mnimas de garanta.

Las presiones mnimas en los puntos de suministro en las redes de distribucin del gas natural, por debajo de las cuales se considerar interrupcin de suministro, son las siguientes:

– 18 mbar relativos si estn situados en una red de presin no superior a 0,05 bar.

– 50 mbar relativos si estn situados en una red de presin superior a 0,05 bar y hasta 0,4 bar.

– 0,4 bar relativos si estn situados en una red de presin superior a 0,4 bar y hasta 4 bar.

– 3 bar relativos si estn situados en una red de presin superior a 4 bar y hasta 16 bar.

– 16 bar relativos si estn situados en una red de presin superior a 16 bar.

El operador de la red de distribucin informar, de forma transparente y no discriminatoria, a los clientes con consumos superiores a 100 GWh/ao y al Gestor Tcnico del Sistema de los niveles de presin que puede garantizar en las distintas zonas de red.

En caso de que un usuario necesite presiones de suministro por encima de las establecidas en cada rango, se llegar a acuerdos particulares entre las partes, sobre bases objetivas, transparentes y no discriminatorias.

2.9 Requisitos generales para la operacin y el uso de las plantas de regasificacin de GNL.

2.9.1 Nivel mnimo operativo. Talones.

Volumen de gas contenido en la capacidad mnima de operacin de los tanques y que es propiedad del transportista titular de la planta.

Los operadores de las plantas de regasificacin aportarn una cantidad de GNL de su propiedad con el objeto de constituir el nivel mnimo operativo (talones) de los tanques de GNL de la planta de regasificacin La cantidad aportada al nivel mnimo de llenado permanecer inmovilizada en el seno de plantas, sin que los operadores puedan hacer uso de ella, salvo en el caso de que la planta se vea obligada a quemar, ventear o inyectar ese gas por razones operativas, al encontrarse con un nivel de GNL en sus tanques igual al valor de sus talones.

2.9.2 Mermas

Los titulares de las plantas aplicarn los siguientes criterios:

– Entradas: en las plantas donde se produzcan las descargas fsicas, el titular de la planta de regasificacin contabilizar como merma retenida al usuario la cantidad de gas derivada de la aplicacin de los coeficientes en vigor en cada uno de los das del periodo de consumo.

– Salidas (carga de buques, puesta en gas o gassing up y enfriamiento o cool down): en las plantas donde se produzcan estas operaciones fsicas, el titular de la planta de regasificacin contabilizar como mermas retenidas al usuario las mermas reales registradas durante la operacin.

2.9.3 Autoconsumos.

Los autoconsumos que se produzcan en las instalaciones sern adquiridos de acuerdo a lo establecido en la legislacin vigente.

2.9.4 Requisitos de la carga y descarga de buques.

2.9.4.1 Informacin requerida para la contratacin del servicio de carga o descarga de buques.

Los operadores de plantas de regasificacin de GNL proporcionarn la siguiente informacin al usuario que lo solicite con anterioridad a la realizacin del contrato correspondiente:

– Caractersticas especficas de puertos, atraques y brazos de descarga;

– Otras informaciones que el usuario deba conocer.

Las capacidades disponibles de los servicios disponibles asociados a las Plantas de Regasificacin (carga, descarga, almacenamiento, regasificacin, y cualquier otro que est definida en la normativa), podrn ser consultadas y debern ser contratadas en la Plataforma Telemtica nica de Solicitud y Contratacin de Capacidad.

2.9.4.2 Requisitos de carga o descarga de buques metaneros.

La comprobacin de compatibilidades entre barcos y puertos, brazos y amarres para cada planta de regasificacin de GNL, teniendo en cuenta sus caractersticas respectivas, conducir a un acuerdo contractual que otorgue el derecho de acceso del buque a la descarga de GNL en la planta considerada.

Aun as, la primera vez que un buque vaya a realizar cualquier servicio que se preste en una terminal de una planta de regasificacin de GNL, deber ser cualificado para este propsito por el titular de la planta mediante un procedimiento de compatibilidad, de acuerdo con el correspondiente protocolo de detalle.

El titular de la instalacin ser responsable de la emisin de un certificado de compatibilidad para cada nuevo barco que vaya a realizar cualquier servicio que se preste por primera vez en una terminal e informar al Gestor Tcnico del Sistema, al menos, 48 horas antes de que se empiece a efectuar la primera operacin. El Gestor Tcnico del Sistema publicar un listado de los buques compatibles en la Web a disposicin de todas las plantas de regasificacin de GNL y comercializadores. Asimismo, debern realizarse inspecciones peridicas o ante modificaciones declaradas en buque o terminal para comprobar que se mantiene la compatibilidad de descarga.

Se seguir el Procedimiento de Descarga Segura de Buques (Ship-Shore Safety Procedure) establecido por la International Maritime Organization, o una norma equivalente de reconocido prestigio internacional.

La contratacin del servicio de carga de GNL en buque, gassing up o bunkering slo ser posible siempre y cuando esas actividades no interfieran con las operaciones relacionadas con el suministro de gas en el sistema.

Todos los aspectos recogidos en este apartado, se desarrollarn en el correspondiente protocolo de detalle.

2.9.5 Requisitos de carga de cisternas de Gas Natural Licuado (GNL).

El transporte y manipulacin del GNL en cisternas, as como las relaciones entre los sujetos intervinientes, debern cumplir la legislacin vigente.

El cargador denegar la carga en caso de no disponer el transportista de cisternas del pedido declarado viable por el cargador y debidamente autorizado por el expedidor, as como en el caso de no acreditarse debida y fehacientemente que, tanto conductor como vehculo, disponen de los permisos y autorizaciones necesarios para poder efectuar el transporte previsto, conforme a la normativa aplicable para el transporte de mercancas peligrosas por carretera.

Antes de la primera entrega de GNL a una nueva planta satlite, el titular de la misma deber entregar, en forma y plazo, toda la documentacin establecida en el apartado 4 del protocolo de detalle PD-12 Logstica de cisternas de GNL.

Cuando una cisterna retorna a realizar una nueva carga, el Cargador requerir al transportista de cisternas la documentacin establecida en la reglamentacin vigente y no vencida en plazo, con el albarn de retorno debidamente firmado y sellado, identificando que transporta GNL y especificando si la cisterna est o no inertizada. Asimismo, solicitar al transportista de cisternas, antes del inicio de cada carga, mediante el pedido, el/los destino/s de la carga (identificacin y ubicacin de la planta satlite). Sin dicha documentacin no se podr realizar la operacin.

El cargador entregar al transportista de cisternas, para cada carga:

– Albarn de entrega de GNL, donde se especifica el peso y calidad de gas entregado, cargador, destinatario, datos del transportista y hora de salida de la planta.

– Carta de Porte, firmada entre el transportista de cisternas y el expedidor.

– Lista de comprobacin, firmada entre el transportista de cisternas y el cargador.

2.10 Requisitos generales de uso de los almacenamientos subterrneos.

Los usuarios tendrn el derecho de acceso a la capacidad de almacenamiento, de inyeccin y extraccin de estas instalaciones de acuerdo a la normativa vigente.

2.10.1 Nivel mnimo operativo. Gas colchn.

Los titulares de las infraestructuras aportarn una cantidad de gas de su propiedad con el objeto de constituir el nivel mnimo operativo de los almacenamientos.

La cantidad aportada al nivel operativo de llenado, permanecer inmovilizada en el seno del almacenamiento, sin que los titulares puedan hacer uso de ella.

2.11 Principios para el clculo de la capacidad de las instalaciones.

Las capacidades de las instalaciones se calcularn de acuerdo con lo recogido en el protocolo de detalle PD-10 Clculo de la Capacidad de las Instalaciones del Sistema Gasista.

Asimismo, dado su carcter fundamental, los titulares de las instalaciones debern publicar las capacidades nominales de sus instalaciones con el detalle y alcance recogido en el citado protocolo, para que de esta forma se garantice que todos los sujetos con derecho de acceso a las instalaciones gasistas disponen de una misma informacin, uniforme y suficiente, que posibilite una eficaz toma de decisiones en el ejercicio de su derecho acceso de terceros.

La capacidad disponible para ser contratada se calcular y publicar automticamente en la Plataforma Telemtica nica de Solicitud y Contratacin de Capacidad gestionada por el Gestor Tcnico del Sistema, y cubrir todos los horizontes temporales, facilitando de esta forma la toma de decisiones de contratacin de los usuarios en tiempo real.

2.12 Indisponibilidades en instalaciones de transporte.

En caso de indisponibilidad de una instalacin de transporte, el operador de dicha instalacin deber comunicar a los usuarios con capacidades contratadas en la misma, al Gestor Tcnico del Sistema y a los titulares de instalaciones conectadas a la suya cul es su capacidad disponible mientras dure dicha situacin. Al objeto de minimizar su repercusin, las indisponibilidades se comunicarn con la mxima antelacin posible. En todos los casos el titular de la instalacin indisponible realizar todos los esfuerzos a su alcance para reducir al mnimo la duracin de la misma y sus efectos sobre la normal prestacin del servicio.

En caso de que, como consecuencia de la indisponibilidad planteada, se redujese la capacidad de suministro a los usuarios finales, la capacidad remanente se repartir, en coordinacin y supervisin del Gestor Tcnico del Sistema, entre los usuarios afectados conforme a criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios.

2.13 Indisponibilidades en instalaciones de distribucin.

En caso de indisponibilidad de una instalacin de distribucin, el operador de dicha instalacin comunicar a los usuarios con capacidades contratadas con l, al Gestor Tcnico del Sistema y a los titulares de instalaciones conectadas a la suya cul es su capacidad disponible mientras dure dicha situacin. Al objeto de minimizar su repercusin, las indisponibilidades se comunicarn con la mxima antelacin posible. En todos los casos el titular de la instalacin indisponible realizar todos los esfuerzos a su alcance para reducir al mximo la duracin de la misma y sus efectos sobre la normal prestacin del servicio.

En caso de que, como consecuencia de la indisponibilidad planteada, se redujese la capacidad de suministro a los usuarios finales, la capacidad remanente se repartir, si procede, entre los usuarios afectados conforme a criterios objetivos, transparentes y no discriminatorios.

2.14 Indisponibilidades en plantas de regasificacin de GNL.

Los operadores de las plantas de regasificacin informarn al Gestor Tcnico del Sistema y a los sujetos con contratos de acceso en vigor de cualquier modificacin o cambio en curso o previsto que afecte, o pueda afectar, a las caractersticas o a la operatividad de estas plantas.

2.15 Indisponibilidades en almacenamientos subterrneos.

Los operadores de los almacenamientos subterrneos informarn al Gestor Tcnico del Sistema y a los sujetos con contratos de acceso en vigor de cualquier modificacin o cambio en curso o previsto que afecte, o pueda afectar, a las caractersticas o a la operatividad de estas infraestructuras.

2.16 Transparencia de las condiciones de acceso a la red de transporte.

El Gestor Tcnico del Sistema y los operadores de las instalaciones debern publicar en sus pginas web, la parte que afecte a los usuarios de todos aquellos acuerdos, manuales, modelos de contrato o procedimientos que complementen lo regulado en estas normas de gestin tcnica del sistema o en sus protocolos de detalle, as como cualquier informacin necesaria para garantizar la transparencia en la gestin tcnica del sistema.

Ninguno de los contenidos de los acuerdos suscritos entre los sujetos del sistema podr ir en contra de lo establecido en la legislacin vigente.

El Gestor Tcnico del Sistema y los titulares de las instalaciones de regasificacin, almacenamiento y transporte publicarn diariamente la capacidad contratada, reservada y disponible en cada una de estas instalaciones.

ANEXO III
Protocolo de detalle

PD-02

Procedimiento de reparto en puntos de conexin transporte-distribucin (PCTD) y puntos de conexin distribucin-distribucin (PCDD)

[…]

1.5 Envo de la informacin del reparto diario provisional.

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

• Cdigo distribuidora: segn codificacin SL-ATR.

• Cdigo comercializadora: segn codificacin SL-ATR.

• Fecha de gas.

• Cdigo PCTD/PCDD: segn codificacin SL-ATR.

• Revisado: S/N.

• Emisin global a repartir por PCTD/PCDD.

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

• 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 corresponderan a los consumos asignados.

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

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

Toda la informacin para que los datos y clculos relativos al reparto diario provisional sean trazables por el usuario estar disponible en el SL-ATR.

El distribuidor mantendr disponible en el SCTD para cada comercializador un inventario del nmero de clientes desglosado por punto de conexin (PCTD/PCDD), peaje y zona climtica. Concretamente, cada da pondr a disposicin de los usuarios:

Para los clientes Tipo 1:

• Cdigo Distribuidora: segn codificacin SL-ATR.

• Cdigo Comercializadora: segn codificacin SL-ATR.

• Cdigo PCTD: segn codificacin SL-ATR.

• Fecha de Reparto.

• CUPS.

• Consumo diario en kWh.

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

• Fecha y hora de publicacin.

Para los clientes Tipo 2:

• Cdigo Distribuidora: segn codificacin SL-ATR.

• Cdigo Comercializadora: segn codificacin SL-ATR.

• Fecha de Reparto.

• Cdigo PCTD: segn codificacin SL-ATR.

• Grupo de Peaje: segn codificacin SL-ATR.

• Nmero de consumidores.

• Consumo diario en kWh.

• Fecha y hora de publicacin.

Esta informacin se publicar para todos los PCTD/PCDD en los que el usuario tenga puntos de suministro de cada una de las tipologas. Adems del dato asociado a cada usuario se aportar a stos el nmero total de clientes por peaje correspondiente a cada punto de conexin.

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

[…]

ANEXO IV
Protocolo de detalle

PD-17

Provisin de informacin sobre el balance de gas en las redes de transporte

1. Objeto.

El presente protocolo de detalle establece los flujos de informacin entre los diferentes sujetos del sistema gasista con el fin de dar cumplimiento al apartado decimosexto, Informacin a facilitar a los usuarios de la Circular 2/2015 de 22 de julio, de la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.

2. Entidad encargada de las previsiones.

El Gestor Tcnico del Sistema ser el encargado de proporcionar a los usuarios la mejor informacin disponible que exista en relacin con su balance, antes del da de gas, durante el da de gas y despus del da de gas. Toda la informacin respecto al balance de los usuarios se proporcionar a travs del Sistema Logstico de Acceso a Terceros a la Red (SL-ATR) del Gestor Tcnico del Sistema. Los distribuidores y transportistas sern los responsables de realizar la previsin diaria e intradiaria de las salidas del sistema gasista de transporte y distribucin telemedidas y no telemedidas por comercializador y punto de conexin.

3. mbito de aplicacin.

Este protocolo es de aplicacin para todos aquellos sujetos que intervienen en el sistema gasista y que estn obligados, segn establece la citada circular, bien a facilitar informacin a otros sujetos, o bien a ser receptores de dicha informacin. Por tanto, este protocolo es de aplicacin a:

– Usuarios (comercializadores y consumidores directos en mercado).

– Distribuidores.

– Transportistas.

– GTS.

4. Flujos de comunicacin en el da d para el da de gas d+1.

Se definen los siguientes flujos de comunicacin en el da d de informacin del da de gas d+1:

– Antes de las 10:00h, el GTS pondr a disposicin del sector, a travs del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climticas correspondientes al da de gas d+1, segn el algoritmo de clculo establecido en el protocolo de detalle PD-02, con la mejor previsin de temperaturas enviadas por la Agencia Estatal de Meteorologa (AEMET).

– Antes de las 10:00h, el GTS pondr a disposicin del sector la previsin de demanda global del Sistema para el da de gas d+1.

– Antes de las 12:00h, los distribuidores enviarn, al SL-ATR, la previsin de demanda, en kWh/da, para el da de gas d+1, con desglose de consumo telemedido y no telemedido, de los consumidores suministrados en sus redes, por usuario y punto de conexin transporte-distribucin (PCTD) o punto de conexin distribucin-distribucin (PCDD). El algoritmo de clculo de esta previsin ser el definido en el protocolo de detalle PD-02. Igualmente, antes de las 12h, los transportistas enviarn al SL-ATR, la previsin de demanda de sus salidas por punto de conexin por lnea directa (PCLD) para el da d+1 por usuario.

– Antes de las 13:00h, el GTS pondr a disposicin del sector una actualizacin de la previsin de demanda global del sistema para el da de gas d+1.

– Antes de las 13:00h, el GTS pondr a disposicin, a travs del SL-ATR, la previsin de demanda, en kWh/da, previamente enviada por distribuidores y transportistas al SL-ATR, para el da de gas d+1 con desglose de consumo telemedido y no telemedido, para cada usuario y punto de conexin (PCTD, PCDD y PCLD).

El modelo de red de los puntos de conexin PCTD/PCDD y PCLD empleado para la provisin de informacin detallada en el presente protocolo, ser el modelo de red utilizado para la elaboracin de los repartos diarios provisionales definidos en el protocolo de detalle PD-02.

5. Flujos de comunicacin en el da d para el da de gas d (intradiarios).

Se definen los siguientes flujos de comunicacin en el da d para el propio da de gas d:

– Antes de las 10:00h, el GTS pondr a disposicin de los distribuidores, a travs del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climticas, definidas en el PD-02, correspondientes al da de gas d, segn el algoritmo de clculo establecido en el mencionado protocolo.

– Antes de las 10:00h, el GTS pondr a disposicin del sector la previsin de demanda global del Sistema para el propio da de gas d.

– Antes de las 13:30h, los distribuidores y transportistas enviarn al SL-ATR la siguiente informacin:

a) La estimacin actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh/da, para el total del da de gas d por usuario y punto de conexin (PCTD y PCDD). El algoritmo de clculo de la previsin en distribucin ser el vigente segn lo definido en el protocolo de detalle PD-02. La informacin de estimacin de los consumos no telemedidos ser facilitada con el mismo nivel de desagregacin (no telemedido Tipo 1 con peaje 3.4, no telemedido Tipo 1 con peaje distinto al peaje 3.4 y Tipo 2) que el reparto diario provisional.

b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh, acumulado desde el inicio del da de gas d hasta las 11:00h del propio da de gas (acumulado 5 horas), de aquellas salidas con telemedida desglosadas por usuario y punto de conexin (PCTD, PCDD y PCLD). Adicionalmente, se facilitar un desglose de esta informacin por cdigo universal de punto de suministro (CUPS). En el caso de no disponer de la telemedida, el distribuidor o transportista enviarn un valor de sustitucin, empleando el algoritmo de clculo vigente segn lo definido en el PD-02 indicando, en cada caso, que dicho valor es estimado. Dado que el citado protocolo PD-02 define la metodologa para el clculo de las estimaciones con carcter diario, el valor de sustitucin se calcular mediante prorrateo lineal de las horas acumuladas.

c) La emisin acumulada desde el inicio del da de gas d, en kWh, hasta las 11:00h del propio da de gas (acumulada 5 horas) en los puntos de conexin PCTD, PCDD y PPBD.

– Antes de las 14:00h, el GTS pondr a disposicin de los usuarios, a travs del SL-ATR, la siguiente informacin previamente enviada por distribuidores y transportistas al SL-ATR:

a) La estimacin actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados, en kWh/da, para el total del da de gas d para cada usuario desglosada por punto de conexin (PCTD y PCDD). La informacin de estimacin de los consumos no telemedidos ser facilitada con el mismo nivel de desagregacin (no telemedido Tipo 1 con peaje 3.4, no telemedido Tipo 1 con peaje distinto al peaje 3.4 y Tipo 2) que el reparto diario provisional.

b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados por el usuario, en kWh, acumulado desde el inicio del da de gas d hasta las 11:00h del propio da de gas (acumulado 5 horas) de las salidas con telemedida por usuario y punto de conexin (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado. Esta informacin se facilitar por CUPS, indicando en cada caso si el consumo es real o estimado.

c) El consumo total telemedido, en kWh, acumulado desde el inicio del da de gas d hasta las 11:00h del propio da de gas (acumulado 5 horas) de las salidas con telemedida por punto de conexin (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado.

d) La emisin acumulada desde el inicio del da de gas d, en kWh, hasta las 11:00h del propio da de gas (acumulada 5 horas) en los puntos de conexin PCTD, PCDD y PPBD. Esta informacin se pondr tambin a disposicin de transportistas y distribuidores para aquellos puntos de conexin que les afecten.

– Antes de las 14:00h, adicionalmente, el GTS pondr a disposicin de los usuarios, a travs del SL-ATR, el gas introducido hasta el momento en cada punto de entrada al conjunto de la red de transporte y distribucin que corresponde a cada usuario, en kWh.

– Antes de las 17:00h, el GTS pondr a disposicin del sector la previsin actualizada de demanda global del Sistema para el propio da de gas d.

– Antes de las 17:00h, el GTS pondr a disposicin del sector, a travs del SL-ATR, una actualizacin de los coeficientes de temperatura de las zonas climticas, definidas en el PD-02, correspondientes al da de gas d, segn el algoritmo de clculo establecido en el mencionado protocolo de detalle.

– Antes de las 20:30h, los distribuidores y transportistas enviarn al SL-ATR la siguiente informacin:

a) La estimacin actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh/da, para el total del da de gas d por usuario y punto de conexin (PCTD y PCDD). El algoritmo de clculo de la previsin en distribucin ser el vigente segn lo definido en el protocolo de detalle PD-02. La informacin de estimacin de los consumos no telemedidos ser facilitada con el mismo nivel de desagregacin (no telemedido Tipo 1 con peaje 3.4, no telemedido Tipo 1 con peaje distinto al peaje 3.4 y Tipo 2) que el reparto diario provisional.

b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh, acumulado desde el inicio del da de gas d hasta las 18:00h del propio da de gas (acumulado 12 horas) de aquellas salidas con telemedida desglosada por usuario y punto de conexin (PCTD, PCDD y PCLD). Adicionalmente, se facilitar un desglose de esta informacin por cdigo universal de punto de suministro (CUPS). En el caso de no disponer de la telemedida, el distribuidor o transportista enviarn un valor de sustitucin empleando el algoritmo de clculo vigente segn lo definido en el PD-02 e indicando, en cada caso, que dicho valor es estimado. Dado que el citado protocolo PD-02 define la metodologa para el clculo de las estimaciones con carcter diario, el valor de sustitucin se calcular mediante prorrateo lineal de las horas acumuladas.

c) La emisin acumulada desde el inicio del da de gas d, en kWh, hasta las 18:00h del propio da de gas (acumulada 12 horas) en los puntos de conexin PCTD, PCDD y PPBD.

– Antes de las 21:00h el GTS pondr a disposicin de los usuarios, a travs del SL-ATR, la siguiente informacin previamente enviada por los distribuidores y transportistas al SL-ATR:

a) La estimacin actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados, en kWh/da, para el total del da de gas d para cada usuario desglosada por punto de conexin (PCTD y PCDD). La informacin de estimacin de los consumos no telemedidos ser facilitada con el mismo nivel de desagregacin (no telemedido Tipo 1 con peaje 3.4, no telemedido Tipo 1 con peaje distinto al peaje 3.4 y Tipo 2) que el reparto diario provisional.

b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados poe el usuario, en kWh, acumulado desde el inicio del da de gas d hasta las 18:00h del propio da de gas (acumulado 12 horas) de las salidas con telemedida por usuario y punto de conexin (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado. Esta informacin se facilitar por CUPS as desglosada, indicando en cada caso si el consumo es real o estimado.

c) El consumo total telemedido, en kWh, acumulado desde el inicio del da de gas d hasta las 18:00h del propio da de gas (acumulado 12 horas) de las salidas con telemedida por punto de conexin (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado.

d) La emisin acumulada desde el inicio del da de gas d, en kWh, hasta las 18:00h del propio da de gas (acumulada 12 horas) en los puntos de conexin PCTD, PCDD y PPBD. Esta informacin se pondr tambin a disposicin de transportistas y distribuidores para aquellos puntos de conexin que les afecten.

– Antes de las 21:00h, adicionalmente, el GTS pondr a disposicin de los usuarios, a travs del SL-ATR, el gas introducido hasta el momento en cada punto de entrada al conjunto de la red de transporte y distribucin correspondiente a cada usuario, en kWh.

El modelo de red de los puntos de conexin PCTD/PCDD y PCLD empleado para la provisin de informacin detallada en el presente protocolo, ser el modelo de red utilizado para la elaboracin de los repartos diarios provisionales definidos en el protocolo de detalle PD-02.

6. Indicadores.

Los indicadores de calidad que permiten verificar la correcta aplicacin de los algoritmos de clculo requeridos en este Protocolo, as como el cumplimiento de los tiempos de envo de la informacin por parte de distribuidores, transportistas y GTS, se encuentran definidos en el Anexo.

ANEXO V
Anexo Indicadores de calidad y de cumplimiento de los tiempos de comunicacin de la informacin al protocolo de detalle PD-17

En lo que sigue, se denominar d al da de gas, d-1 al da anterior al da de gas y d+1 al da posterior al da de gas.

1. Indicadores relativos al cumplimiento del plazo de la provisin de informacin.

Se definen los siguientes indicadores relativos al cumplimiento de los plazos en la provisin de informacin, medidos en porcentaje y calculados como nmero de provisiones de informacin respecto al nmero que debe realizar en el ao natural cada agente:

• PG: porcentaje de ocasiones durante el ao en las que el Gestor Tcnico del Sistema no ha puesto a disposicin de los usuarios, a travs del SL-ATR, la previsin de demanda global del sistema, la publicacin de la informacin previamente enviada por transportistas, gestores de red y distribuidores, junto con la informacin relativa a los coeficientes de temperatura de las zonas climticas, tanto en el da de gas d-1 como para el propio da de gas d.

• PD: porcentaje de ocasiones durante el ao natural en las que cada distribuidor no ha puesto a disposicin de los usuarios, a travs del SL-ATR, la informacin establecida en este protocolo de detalle, tanto en el da de gas d-1 como para el propio da de gas d.

• PT: porcentaje de ocasiones durante el ao natural en las que cada transportista o gestor de red no ha puesto a disposicin de los usuarios, a travs del SL-ATR, la informacin establecida en este protocolo de detalle, tanto en el da de gas d-1 como para el propio da de gas d.

A estos efectos, se considerar como incumplimiento no proporcionar a los usuarios la informacin requerida o su puesta a disposicin sin contar con el nivel de detalle requerido en este protocolo de detalle.

2. Indicadores relativos a la calidad de la informacin enviada.

Los indicadores que comparan la informacin diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto provisional d+1 se calcularn diariamente.

Los indicadores que comparan la informacin diaria e intradiaria facilitada al usuario con el reparto final provisional m+3 se calcularn mensualmente para cada da del mes m.

Se definen a continuacin los siguientes indicadores para el control de la calidad de la informacin diaria e intradiaria aportada.

2.1 Indicadores de emisin.

Se define el indicador AHTD1 como el porcentaje de das del ao en los que la emisin en cada PCTD o PCDD enviada al SL-ATR en el da de gas d por el transportista, gestor de red o distribuidor responsable de la misma es incoherente, es decir:

• La emisin informada en el envo de las 13:30 h es superior a la emisin informada en el envo de las 20:30 h o,

• La emisin informada en el envo de las 20:30 h es superior a la emisin diaria informada en el proceso de reparto diario provisional d+1.

Adicionalmente, los transportistas, gestores de red y distribuidores informarn a travs del SL-ATR de aquellos casos en los que el valor de la emisin acumulada para el da de gas d en los envos de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de los PCTDs o PCDDs de los que son responsables de la medida proceda de un dato estimado, indicando el porcentaje que estas emisiones estimadas suponen con respecto a la totalidad de las emisiones de las que son responsables.

2.2 Indicadores de consumos.

2.2.1 Consumos no telemedidos.

Para cada usuario y cada distribuidor se calcularn los siguientes indicadores:

• AH0a: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda no telemedida del usuario para el da d informada por el distribuidor a travs del SLATR en el da d-1 para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos provisionales d+1 en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

• AH0b: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda no telemedida del usuario para el da d informada por el distribuidor a travs del SL-ATR antes de las 13:30 h en el da d para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos provisjonales d+1 en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

• AH0c: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda no telemedida del usuario para el da d informada por el distribuidor a travs del SL-ATR antes de las 20:30 h en el da d para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos provisionales d+1 en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

• AH1a: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda no telemedida del usuario para el da d informada por el distribuidor a travs del SL-ATR en el da d-1 para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos finales provisionales m+3 en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

• AH1b: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda no telemedida del usuario para el da d informada por el distribuidor a travs del SL-ATR antes de las 13:30 h en el da d para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos finales provisionales m+3 en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

• AH1c: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda no telemedida del usuario para el da d informada por el distribuidor a travs del SL-ATR antes de las 20:30 h del da d para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda no telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos diarios finales provisionales definitivos m+3 en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

2.2.2 Consumos telemedidos.

Para cada usuario y cada distribuidor se calcular el siguiente indicador:

• AHD: desviacin diaria existente entre la demanda de consumo telemedido estimada del usuario para el da d informada por el distribuidor a travs del SL-ATR en el da d-1 para el conjunto de sus PCTDs y PCDDs, y la demanda telemedida del usuario informada por el distribuidor en el proceso de repartos provisionales d+1 en el conjunto de sus PCTDs y PCDDs.

Para cada usuario y cada trasportista se calcular el siguiente indicador:

• AHT: desviacin diaria existente entre la demanda de consumo telemedido estimada del usuario para el da d informada por el transportista a travs del SL-ATR en el da d-1 para el conjunto de sus PCLDs y la demanda telemedida del usuario informada por el transportista en el proceso de repartos provisionales d+1 en el conjunto de sus PCLDs.

Asimismo, los transportistas y gestores de red informarn a los usuarios afectados y al GTS de aquellos casos en los que el valor del consumo telemedido acumulado para el da de gas d en los envos de las 13:30 h o las 20:30 h de alguno de sus PCLDs proceda de un dato estimado.

2.2.3 Consumo total.

Para cada usuario se calcularn los siguientes indicadores:

• AT0a: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda total del usuario para el da d informada por los distribuidores y transportistas a travs del SL-ATR en el da d-1 para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en el proceso de repartos provisionales d+1 en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.

• AT0b: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda total del usuario para el da d informada por los distribuidores y transportistas a travs del SL-ATR antes de las 13:30 h en el da d para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en el proceso de repartos provisionales d+1 en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.

• AT0c: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda total del usuario para el da d informada por los distribuidores y transportistas a travs del SL-ATR antes de las 20:30 h en el da d para el conjunto de PCTDs y PCDDs, y PCLDs y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en el proceso de repartos provisionales d+1 en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.

• AT1a: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda total del usuario para el da d informada por los distribuidores y transportistas a travs del SL-ATR en el da d-1 para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en el proceso de repartos finales provisionales m+3 en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.

• AT1b: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda total del usuario para el da d informada por los distribuidores y transportistas a travs del SL-ATR antes de las 13.30 h en el da d para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en al proceso de repartos finales provisionales m+3 en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.

• AT1c: desviacin diaria existente entre la estimacin de la demanda total del usuario para el da d informada por los distribuidores y transportistas a travs del SL-ATR antes de las 20:30 h en el da d para el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs, y la demanda total del usuario informada por los distribuidores y transportistas en el proceso de repartos finales provisionales m+3 en el conjunto de PCTDs, PCDDs y PCLDs.

3. Clculo y publicacin de los indicadores e informes asociados.

El Gestor Tcnico del Sistema, una vez se encuentre disponible la informacin necesaria, ser el responsable del clculo y publicacin en el SL-ATR (con carcter anual en el caso de indicadores de plazo y con carcter diario y mensual en el caso de indicadores de calidad) de los indicadores definidos en este anexo para el conjunto de transportistas, gestores de red y distribuidores, y facilitar a cada operador y cada usuario el detalle de su informacin individualizada.

Durante el mes de mayo de cada ao y a partir de la informacin anterior, el Gestor Tcnico del Sistema elaborar un informe anual sobre los valores de los indicadores calculados para el ao natural anterior. Los transportistas, gestores de red y distribuidores recibirn exclusivamente la seccin del informe que les concierna, mientras que la totalidad del informe ser enviada a la Direccin General de Poltica Energtica y Minas y a la Comisin Nacional de los Mercados y la Competencia. Asimismo, se facilitar a los usuarios de la red de transporte las conclusiones alcanzadas en dicho informe, as como los datos empleados en el mismo de manera agregada.

Anualmente, el Grupo de Trabajo para la Actualizacin, Revisin y Modificacin de las Normas y Protocolos de Gestin Tcnica del Sistema Gasista, podr proponer modificaciones en los indicadores relativos a la provisin de informacin.

Análisis

  • Rango: Resolucin
  • Fecha de disposición: 15/02/2019
  • Fecha de publicación: 14/03/2019
  • Efectos desde el 15 de marzo de 2019, salvo las modificaciones de los PD-02 y 17 que entrarn en vigor en la forma indicada.
Referencias anteriores
  • MODIFICA las normas de gestin tcnica NGTS-01 y 02 y los protocolos de detalle PD-01, 02, 05 y 17 de la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre (Ref. 2005/16830) (Ref. BOE-A-2005-16830).
  • DE CONFORMIDAD con el art. 13.1 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto (Ref. BOE-A-2001-17027).
Materias
  • Buques
  • Carburantes y combustibles
  • Gas
  • Hidrocarburos
  • Metrologa y metrotecnia
  • Normalizacin
  • Reglamentaciones tcnicas
  • Transporte de energa

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