LegalizeResolución de 13 de marzo de 2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen los protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista
Para los puntos de suministro con equipo de telemedida de los que no se dispone de dicha telemedida se estimará tomando como base la media de las tres últimas medidas registradas (reales) de días equivalentes de consumo. Se considerarán tres tipos de días equivalentes: laborables; sábados no festivos; y domingos y festivos. Los calendarios laborales que determinen los días laborables y festivos serán los publicados oficialmente por cada Comunidad Autónoma. No obstante, cuando el usuario, con doce horas de antelación a la finalización del día de gas, haya enviado al distribuidor una actualización de su valor de consumo, éste será utilizado por el distribuidor como estimación del valor de la telemedida. Este valor no será tomado como referencia para estimaciones futuras.
En el caso de nuevos consumidores sin historial de consumo, si no se dispone de telemedida se realizará la siguiente estimación:
• Para los consumidores acogidos al peaje 3.4, el consumo diario (Cd) se calculará dividiendo el caudal anual contratado expresado en kWh/año (Qa) entre 210 días.
Cd = Qa/210
• Para los consumidores acogidos al resto de peajes que dispongan de información de caudal diario contratado (Qd), se considerará como consumo diario el caudal diario contratado multiplicado por el factor corrector de utilización (fc).
Cd = Qd * fc
El factor fc se obtendrá calculando la ratio de consumo sobre el caudal diario contratado de una muestra representativa de consumidores telemedidos y su valor inicial es 0,75. Este valor podrá ser revisado anualmente por parte del Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista, y en caso de modificación el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes a su aplicación.
b. Reparto del consumo diario en puntos de suministro sin telemedida.
El consumo diario en los puntos de suministro que carecen de telemedida se estima mediante la desagregación diaria de su consumo mensual estimado.
b.1 Cálculo del consumo mensual Cm.
Para determinar Cm se seguirán los siguientes pasos, en función de la existencia o no de valores históricos de dicho punto de suministro:
Si existe consumo mensual del año anterior correspondiente al mismo mes (Cm-12), se tomará como Cm el valor incluido en la factura del año anterior que tenga más días facturados en el mes que se esté evaluando, incluyendo un coeficiente de corrección (CC) sobre el consumo del año anterior que represente la evolución o variación del consumo de un año respecto de otro, de acuerdo a la información de evolución de demanda convencional publicada por el GTS. Este coeficiente de corrección se publicará en el SL-ATR.
Cm = Cm–12* CC
Donde CC es la variación del consumo de los últimos doce meses disponibles en relación al mismo dato del año anterior.
En el caso de los consumidores acogidos al peaje 3.4, se aplicará un coeficiente de corrección por temperatura (Ctemp1) sobre el consumo del año anterior que tenga en cuenta la variación del consumo por efecto de la temperatura.
Cm = Cm–12* Ctemp1
El término Ctemp1 se calculará para cada zona climática como el cociente entre los grados día (base 15) del día de gas «n» y el promedio diario de los grados día del mismo mes del año anterior, utilizando temperaturas reales hasta el día «n-1», y, en su defecto, la mejor estimación posible, utilizando en ambos casos información de la Agencia Estatal de Meteorología.
Siendo N el número de días del mes y calculándose los grados día gas (n) según la siguiente expresión:
Donde Tmax es la temperatura máxima diaria, Tmin, la temperatura mínima diaria y Tmed la temperatura media diaria calculada como (Tmax + Tmin)/2.
El valor inicial del coeficiente KT1 es 4. Este valor podrá ser revisado anualmente por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
En el caso de consumidores de reciente incorporación al sistema gasista, sin la serie completa de datos del año anterior, se considerará el consumo del último mes disponible.
En el caso de nuevos consumidores sin ningún dato de consumo, se usará el caudal anual contratado (Qa) o el caudal diario contratado (Qd) en función del tipo de peaje:
– Para los consumidores acogidos al peaje 3.4 el consumo mensual será el resultado de dividir el caudal anual contratado expresado en kWh/año (Qa) por 12 meses.
Cm = Qa /12
– Para los consumidores acogidos al resto de peajes, para los cuales se dispone de la información de caudal diario contratado (Qd), el consumo mensual será el caudal diario contratado multiplicado por el factor corrector de utilización (fc) y el número de días del mes (N).
Cm = Qd * fc * N
El factor fc se calculará conforme a lo indicado en el apartado 1.1.
b.2 Desagregación diaria del consumo mensual por tipo de consumidor.
b.2.1 Consumidores pertenecientes a los grupos de peaje 2.
El consumo diario se calculará diferenciando si es día laborable o no laborable. A los efectos de esta norma se consideran no laborables el sábado, domingo y festivos.
• Día laborable:
El consumo diario (Cd) se obtendrá como el producto del consumo mensual (Cm) y el coeficiente de funcionamiento (Cf) dividido entre el número de días laborables del mes (Nlab), de acuerdo a la expresión:
Cd = Cm * Cf / Nlab
Donde Cf tendrá por defecto un valor de 0,85, que podrá ser revisado anualmente por parte del grupo de trabajo para la actualización, revisión y modificación de las normas y protocolos de gestión técnica del sistema gasista. En caso de modificarse el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes antes de su aplicación.
• Resto de días (sábados, domingos y festivos):
El consumo diario (Cd) se obtendrá como el producto del consumo mensual (Cm) y el parámetro (1-Cf) dividido entre el número de días no laborables del mes (Nres), de acuerdo con la expresión:
Cd = Cm * (1 – Cf)/ Nres
Donde Cf tendrá el mismo valor que en el caso de días laborables.
Los calendarios laborales que determinen los días laborables y festivos serán los publicados oficialmente por cada comunidad autónoma.
b.2.2 Consumidores pertenecientes al grupo de peaje 3.4.
El consumo diario se calculará como el consumo mensual (Cm) dividido por el número de días del mes (N).
Cd = Cm/N
b.2.3 Consumidores pertenecientes a los grupos de peaje 3.1, 3.2 y 3.3.
El consumo a asignar a nivel diario en un PCTD/PCDD se calculará de acuerdo a la siguiente fórmula:
Siendo:
• j: Usuarios en el PCTD/PCDD.
• k: Grupo de peaje.
• N° Consumidoresjk: Número de consumidores suministrados por el usuario «j» dentro del grupo de peaje «k».
• Puk: perfil unitario en el mes que se considere correspondiente al grupo de peaje «k» en la zona climática del PCTD/PCDD.
• Ctemp2: coeficiente corrector del perfil por efecto de la temperatura.
El coeficiente Ctemp2 se calculará para cada zona climática como el cociente entre los grados día (base 15) del día de gas (n) y el promedio diario de los grados día del mismo mes del año anterior, utilizando temperaturas reales hasta el día «n–1», y, en su defecto, la mejor estimación posible, utilizando en ambos casos información de la Agencia Estatal de Meteorología.
Los grados díagas(n) se calcularán según la siguiente expresión:
Donde Tmax es la temperatura máxima diaria, Tmin, la temperatura mínima diaria, Tmed la temperatura media diaria calculada como (Tmax + Tmin)/2.
El valor inicial del coeficiente KT2 será igual a 4. Este valor podrá ser revisado por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Siendo N el número de días del mes y K el número de periodos invernales utilizados para el cálculo del perfil.
La zona climática se determinará en base a la información histórica de temperaturas facilitadas por la Agencia Estatal de Meteorología. Inicialmente se definen 4 zonas climáticas, establecidas en el apartado 1.4, de forma que cada provincia y cada PCTD/PCDD pertenecerán a una única zona. Antes del 1 de octubre de cada año, el GTS determinará y publicará en el SL-ATR, para el año siguiente, las estaciones meteorológicas que se utilizarán para el cálculo de las temperaturas significativas de cada zona climática y de los coeficientes correctores de temperatura (Ctemp1 y Ctemp2), así como la relación de PCTD/PCDD incluidos en cada zona climática. El GTS podrá solicitar información a transportistas y distribuidores respecto a los PCTDs/PCDDs incluidos en cada zona.
Se definirá un perfil unitario de consumo Puk por mes, grupo de peaje «k» y zona climática «z», que se determinará de acuerdo a la siguiente fórmula:
Siendo:
• F (k,z,mes): consumo mensual para el grupo de peaje «k» en la zona climática «z» en el mes del año i.
• NC (k,z,mes): número de consumidores para el grupo de peaje «k» en la zona climática «z» en el mes del año i.
• N: número de días del mes del año i.
Los distribuidores calcularán los perfiles unitarios de consumo según la fórmula anterior utilizando los datos históricos de los dos años anteriores facilitados por los distribuidores que operen en cada zona. Dichos perfiles, para el año siguiente, serán presentados en el Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista y publicados en el SL-ATR por el GTS antes del 1 de noviembre de cada año. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y la Dirección General de Política Energética y Minas podrán solicitar el acceso a los perfiles y a los datos empleados para su cálculo, para la supervisión de los mismos.
Los coeficientes correctores de temperatura, los perfiles unitarios y las zonas climáticas serán comunes para todos los distribuidores.
1.3 Reparto del saldo de mermas diario provisional.
La diferencia entre la emisión del PCTD/PCDD y los consumos asignados (incrementados en sus mermas reconocidas correspondientes) más las entregas de gas a operadores conectados aguas abajo se corresponde con el saldo de mermas de distribución, que de igual forma que el reparto diario podrá ser diario provisional, diario final provisional o diario final definitivo, en función de cuándo se realice su cálculo.
Saldo de Mermas = Emisión de Entrada – ∑ Consumo TMC – ∑ ConsumoNoTMC – – Emisión Entregada Aguas Abajo.
Siendo:
• Emisión de Entrada: Emisión en el PCTD/PCDD y PPBD en kWh.
• Consumo TMc: lectura de los puntos de suministro con dato de telemedida disponible del usuario «c», más las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.
• ConsumoNoTMc: Estimación del consumo en los puntos de suministro no telemedidos o con telemedida no disponible del usuario «c», más las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.
• Emisión Entregada Aguas Abajo: Emisión que se entrega a otras distribuidoras en el PCDD en kWh.
El saldo de mermas diario provisional, también denominado «residuo», podrá ser positivo o negativo, y será repartido por el distribuidor entre todos los usuarios presentes en el PCTD/PCDD, proporcionalmente a su consumo estimado (incluyendo el de los consumidores con telemedida no disponible). Adicionalmente se identificará para cada usuario el saldo de mermas asignado a cada tipo de consumo estimado (telemedido estimado, tipo 1 no telemedido con peaje 3.4, tipo 1 no telemedido con peaje distinto de 3.4 y tipo 2).
En el caso de que el porcentaje de consumo telemedido de un PCTD/PCDD sea del 100%, el saldo de mermas diario provisional o residuo se repercutirá sobre toda la demanda de forma proporcional al consumo asignado a cada usuario. Este porcentaje podrá ser revisado anualmente por parte del grupo de trabajo para la actualización, revisión y modificación de las normas y protocolos de gestión técnica del sistema gasista. En caso de modificarse el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes antes de su aplicación.
1.4 Cálculo del reparto diario provisional.
Se asignará a cada usuario presente en el PCTD/PCDD como reparto diario provisional el consumo diario, incluyendo las mermas correspondientes, y el saldo de mermas diario provisional o residuo que le corresponda, calculados según los apartados anteriores.
1.5 Envío de la información del reparto diario provisional.
El reparto diario se enviará por el distribuidor al SL-ATR con el detalle que se indica a continuación, por PCTD/PCDD, comercializador y cliente directo a mercado, y día:
• Código distribuidora: según codificación SL-ATR.
• Código comercializadora: según codificación SL-ATR.
• Fecha de gas.
• Código PCTD/PCDD: según codificación SL-ATR.
• Revisado: S/N.
• Emisión global a repartir por PCTD/PCDD.
• Saldo de Mermas por PCTD/PCDD (total y asignado al usuario correspondiente) y su porcentaje sobre el total de emisión.
• Valor agregado de consumos con telemedida disponible (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado de consumos telemedidos no disponibles y por tanto estimados (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado de consumos no telemedidos estimados Tipo 1 (total y asignado al usuario correspondiente), distinguiendo entre consumos con peaje 3.4 y consumos con peaje distinto al peaje 3.4.
• Valor agregado de consumos no telemedidos estimados Tipo 2 (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos asignados.
• Valor agregado de Revisión GTS (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado del Reparto diario provisional incluyendo saldo de mermas y revisión GTS (total y asignado al usuario correspondiente).
Toda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto diario provisional sean trazables por el usuario estará disponible en el SL-ATR.
El distribuidor mantendrá disponible en el SCTD para cada comercializador un inventario del número de clientes desglosado por punto de conexión (PCTD/PCDD), peaje y zona climática. Concretamente, cada día pondrá a disposición de los usuarios:
Para los clientes Tipo 1:
• Código Distribuidora: según codificación SL-ATR.
• Código Comercializadora: según codificación SL-ATR.
• Código PCTD: según codificación SL-ATR.
• Fecha de Reparto.
• CUPS.
• Consumo diario en kWh.
• Tipo de Consumo: Real, Estimado, Estimado Comercializador; No Telemedido.
• Fecha y hora de publicación.
Para los clientes Tipo 2:
• Código Distribuidora: según codificación SL-ATR.
• Código Comercializadora: según codificación SL-ATR.
• Fecha de Reparto.
• Código PCTD: según codificación SL-ATR.
• Grupo de Peaje: según codificación SL-ATR.
• Número de consumidores.
• Consumo diario en kWh.
• Fecha y hora de publicación.
Esta información se publicará para todos los PCTD/PCDD en los que el usuario tenga puntos de suministro de cada una de las tipologías. Además del dato asociado a cada usuario se aportará a éstos el número total de clientes por peaje correspondiente a cada punto de conexión.
En caso de disconformidad por parte de un usuario respecto al reparto agrupado de sus clientes de Tipo 2, el distribuidor estará obligado a remitir la información utilizada para realizar el cálculo.
1.6 Zonas climáticas.
Las provincias se clasifican en las 4 siguientes zonas climáticas:
• Zona Climática 1: Promedio de grados día menor que 1,7.
• Zona Climática 2: Promedio de grados día entre 1,7 y 2,4.
• Zona Climática 3: Promedio de grados día entre 2,4 y 3,8.
• Zona Climática 4: Promedio de grados día superior a 3,8.
La asignación de provincias a cada zona, con su correspondiente valor de grados día, se publicará en el SL-ATR. Las zonas climáticas podrán ser revisadas anualmente por el Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista. Las actualizaciones serán publicadas en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes antes de su aplicación.
Zona climática 1
| Grados / día | |
|---|---|
| A Coruña | 1,44 |
| Alicante | 1,17 |
| Almería | 0,56 |
| Cádiz | 0,36 |
| Castellón | 1,18 |
| Córdoba | 1,39 |
| Huelva | 0,85 |
| Baleares | 1,17 |
| Málaga | 0,59 |
| Murcia | 1,03 |
| Sevilla | 0,82 |
| Valencia | 1,64 |
Zona climática 2
| Grados / día | |
|---|---|
| Asturias | 1,82 |
| Badajoz | 1,80 |
| Barcelona | 1,84 |
| Bizkaia | 2,00 |
| Cáceres | 2,20 |
| Cantabria | 1,78 |
| Gipuzkoa | 2,15 |
| Jaén | 2,00 |
| Ourense | 2,21 |
| Pontevedra | 1,96 |
| Tarragona | 2,00 |
Zona climática 3
| Grados / día | |
|---|---|
| Albacete | 3,30 |
| Ciudad Real | 2,75 |
| Cuenca | 3,64 |
| Girona | 2,50 |
| Granada | 2,79 |
| Huesca | 3,52 |
| La Rioja | 3,14 |
| Lleida | 2,95 |
| Lugo | 3,60 |
| Madrid | 3,18 |
| Navarra | 3,52 |
| Toledo | 2,67 |
| Zaragoza | 2,64 |
Zona climática 4
| Grados / día | |
|---|---|
| Araba | 4,02 |
| Ávila | 4,74 |
| Burgos | 5,06 |
| Guadalajara | 5,23 |
| León | 4,92 |
| Palencia | 5,17 |
| Salamanca | 4,23 |
| Segovia | 4,27 |
| Soria | 5,25 |
| Teruel | 4,31 |
| Valladolid | 4,05 |
| Zamora | 4,14 |
Reparto Diario Final Provisional.
El Reparto Diario Final Provisional es el cálculo del consumo del día d por usuario que se realiza en el mes m+3 (tres meses después del mes correspondiente al día d).
Para realizar el cálculo se parte, de manera análoga al reparto diario provisional, de las mediciones en los puntos de conexión en transporte y distribución, y de las mediciones de los consumos.
2.1 Reparto de las emisiones en los puntos de conexión en transporte y distribución.
El titular responsable de la unidad de medida enviará, en los plazos establecidos, al SL-ATR, la cantidad mensual a repartir en cada PCTD/PCDD con desglose diario.
El proceso será similar al desarrollado en el reparto diario provisional.
2.2 Reparto del consumo.
a. Puntos de suministro con telemedida.
En el caso de consumidores con telemedida, se asignará a cada usuario el valor de la telemedida diaria asignada en el reparto diario provisional, incrementada en las mermas correspondientes, incluyendo las correcciones por subsanación de errores que sean necesarias. Si no existen correcciones, el valor coincidirá con el asignado en el cálculo del reparto diario provisional.
b. Puntos de suministro sin telemedida.
Los responsables de la lectura de consumos de los clientes comunicarán dichas lecturas a los responsables del reparto cuando corresponda y tan pronto como disponga de ellas.
En cada PCTD/PCDD, para cada día n dentro del periodo de lectura y para cada tipo de consumo sin telemedida, el responsable del reparto procederá de la siguiente manera:
Se calculará el saldo de mermas de cada día en el reparto diario provisional, que corresponde al tipo de consumo por aplicación del apartado 1.3 de este Protocolo de Detalle, como suma de los saldos de mermas provisionales asignados a dicho tipo de consumos en el PCTD/PCDD.
Para cada tipo de consumo, se obtendrá el peso del reparto diario provisional del día d, incluido su saldo de mermas asignado, respecto a la suma de los repartos diarios provisionales de ese tipo de cliente, incluidos sus saldos de mermas asignado, de los días del periodo de lectura del consumo:
Para distribuir en días la lectura del consumo del cliente, el peso obtenido en el punto 2 se multiplicará por el valor del consumo acumulado proporcionado por la citada lectura.
El resultado de la operación será el valor de consumo asignado al día d para ese cliente en el PCTD/PCDD.
Para calcular el consumo asignada en el PCTD/PCDD de un usuario se sumarán todos los consumos de los clientes de dicho usuario.
Reparto de los saldos de mermas finales provisionales.
La diferencia entre la emisión del PCTD/PCDD y los consumos asignados conforme al apartado anterior (incrementados en sus mermas reconocidas correspondientes) más las entregas de gas a operadores conectados aguas abajo se corresponde con el saldo de mermas de distribución. En este caso, final provisional.
Saldo de Mermas = Emisión de Entrada – ∑ Consumo TMc – ∑ ConsumoNoTMc – – Emisión Entregada Aguas Abajo
Siendo:
• Emisión de Entrada: Emisión en el PCTD/PCDD y PPBD en kWh.
• ConsumoTMc: consumo de los puntos de suministro con dato de telemedida disponible del usuario «c», más las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.
• ConsumoNoTMc: consumo en los puntos de suministro no telemedidos o con telemedida no disponible del usuario «c», más las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.
• Emisión Entregada Aguas Abajo: Emisión que se entrega a otras distribuidoras en el PCDC en kWh.
a. Cálculo del reparto diario final provisional.
Se asignará a cada usuario presente en el PCTD/PCDD como reparto diario final provisional el consumo diario, incluyendo las mermas correspondientes, y el saldo de mermas que le corresponda, calculados según los apartados anteriores.
b. Envío de la información del reparto diario final provisional
En los plazos establecidos, el distribuidor enviará al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema, a través del SL-ATR, el reparto diario final provisional con desglose diario por PCTD/PCDD y comercializador. Asimismo, enviará el saldo de mermas en cada PCTD/PCDD por comercializador.
Dicho reparto por comercializador, tendrá además el siguiente detalle por PCTD/PCDD:
• Código distribuidora: según codificación SL-ATR.
• Código comercializadora: según codificación SL-ATR.
• Fecha de gas.
• Código PCTD/PCDD: según codificación SL-ATR.
• Revisado: S/N.
• Emisión global a repartir por PCTD/PCDD.
• Valor agregado de consumos telemedidos (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado de consumos Tipo 1 no telemedido con grupo de peaje 3.4 (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado de consumos Tipo 1 no telemedido con grupo de peaje distinto de 3.4 (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado de consumos Tipo 2 (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos telemedidos (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos asignados Tipo 1 no telemedido con grupo de peaje 3.4 (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos asignados Tipo 1 no telemedido con grupo de peaje distinto de 3.4 (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado de las mermas reconocidas que corresponderían a los consumos asignados Tipo 2 (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado del saldo de mermas (total y asignado al usuario correspondiente).
• Valor agregado del Reparto diario final provisional incluyendo saldo de mermas (total y asignado al usuario correspondiente).
Toda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto diario final provisional sean trazables por el usuario estará disponible en el SL-ATR.
Adicionalmente, los distribuidores pondrán a disposición de los usuarios la información utilizada para la elaboración de sus repartos, concretamente:
Para los clientes Tipo 1:
• Código Distribuidora: según codificación SL-ATR.
• Código Comercializadora: según codificación SL-ATR.
• Código PCTD: según codificación SL-ATR.
• Mes de Reparto.
• CUPS.
• Consumo diario en kWh.
• Tipo de Consumo: Real, Estimado, Estimado Comercializador; No Telemedido.
• Fecha y hora de publicación.
Para los clientes Tipo 2:
• Código Distribuidora: según codificación SL-ATR.
• Código Comercializadora: según codificación SL-ATR.
• Código PCTD: según codificación SL-ATR.
• Mes de Reparto.
• Grupo de Peaje: según codificación SL-ATR.
• Número de consumidores.
• Consumo diario en kWh.
• Fecha y hora de publicación.
En caso de disconformidad por parte de un usuario respecto al reparto agrupado de sus clientes de Tipo 2, el distribuidor estará obligado a remitir la información utilizada para realizar el cálculo.
Reparto Diario Final Definitivo.
El Reparto Diario Final Definitivo es el cálculo del consumo del día d por usuario que se realiza en el mes m+15 (quince meses después del mes correspondiente al día d).
En el mes m+15, en el caso de que exista nueva información sobre emisiones o consumos en un PCTD/PCDD que modifique las emisiones o los consumos empleados en la elaboración del reparto diario final provisional, se calculará un reparto diario final definitivo de acuerdo con la metodología detallada en el apartado 2 de este Protocolo.
Toda la información para que los datos y cálculos relativos al reparto diario final definitivo sean trazables por el usuario y estarán disponibles en el SL-ATR con el mismo detalle que el reparto diario final provisional.
ANEXO. Controles adicionales del reparto diario provisional
Intervención especial del GTS en el proceso de reparto diario provisional en PCTD/PCDD y PCLD ante situaciones excepcionales de alto impacto.
1.1 Definición de intervención especial en el proceso de repartos diarios Provisionales.
Se define como «intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales» aquella que realiza el GTS en situaciones excepcionales de alto impacto en la calidad del reparto diario provisional que se pudieran producir durante el proceso. Para identificar estas situaciones el GTS aplicará diariamente los controles expuestos en el apartado 1.2 de este anexo.
La declaración de «intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales» también podrá ser solicitada al GTS por cualquier sujeto del sistema que interviene en el proceso (transportistas, distribuidores y comercializadores). La solicitud deberá realizarse por escrito y deberá ir acompañada, al menos, de la siguiente información:
• Sujeto solicitante.
• Tipo de sujeto: Transportista/Distribuidor/Comercializador.
• Día de Gas.
• Información afectada: Emisiones/Repartos/Ambos.
• Etapa del proceso afectada: Inicial – V1 / Revisión – V2.
• Control o filtro establecido no superado por el proceso y por el que se solicita la declaración de «intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales».
Una vez analizado el impacto sobre los usuarios y/o la operativa del sistema, el GTS podrá declarar «intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales».
1.2 Motivos de intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales.
El saldo de mermas diario provisional o residuo a repartir en cada PCTD/PCDD o PCLD supera, en valor absoluto, dos veces la emisión máxima previsible definida en el apartado 1.2 del Protocolo.
La suma de las emisiones totales a repartir en el proceso difiere, en valor absoluto, en más de 100 GWh/día de la estimación global del GTS en función de su información operativa.
Fallos del proceso de repartos o del sistema SL-ATR que no permiten disponer de la información a los comercializadores del reparto diario en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS-06 «Repartos».
Fallo total de los sistemas de un distribuidor que no permitan disponer de ninguna información de la primera o de la segunda versión del reparto diario provisional en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS-06 «Repartos», en el caso de que la Revisión del reparto realizada por el GTS suponga más del 5% en valor absoluto de la emisión global del sistema.
Cuando la Revisión del reparto realizada por el GTS supone más del 5%, en valor absoluto, de la emisión global del Sistema.
Fallos del proceso de repartos diarios o de los sistemas del GTS que no permiten disponer de la información que los distribuidores necesitan para la elaboración del reparto diario provisional en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS–06 «Repartos». Este punto se aplicaría a ficheros de PCS, coeficientes de temperatura, información de emisiones diarias enviadas desde el SL-ATR a los distribuidores o fallos de comunicaciones con el GTS.
Dentro de los motivos de intervención no se considerarán errores las variaciones diarias del reparto diario provisional resultado de la aplicación correcta de las fórmulas establecidas en este Protocolo de Detalle, por grandes que fueran.
1.3 Consecuencias de la intervención especial en el proceso de repartos diarios.
Paradas de las cadenas en el SL-ATR y no publicación de repartos diarios provisionales. En el caso en que los problemas afecten a un único transportista o distribuidor, la parada de las cadenas no impedirá que el resto de operadores puedan continuar enviando su información dentro de los plazos establecidos.
Comunicación en caso de intervención especial en el proceso de repartos diarios:
2.1 Declaración de Intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales.
La declaración de «Intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales» será comunicada, tan pronto como sea posible y por escrito, a todos los sujetos afectados. Para ello, el GTS emitirá una comunicación a todos los agentes, transportistas, distribuidores y comercializadores, indicando el motivo del fallo, en caso de que esté identificado, y los pasos a seguir.
2.2 Seguimiento de la Intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales.
Tan pronto como se identifique el origen del fallo y se disponga de una estimación del plazo de resolución del mismo, el GTS procederá a comunicar el avance a todos los agentes afectados. En el caso de que la declaración de Intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales esté motivada por un fallo en los sistemas de transportistas o distribuidores, será responsabilidad de éstos mantener informado al GTS de las acciones correctoras llevadas a cabo para restablecer la situación normal y el avance de las mismas.
2.3 Restablecimiento de situación normal en el proceso de repartos diarios provisionales.
Cuando se considere que la situación del proceso de repartos diarios provisionales se haya restablecido, se procederá a informar a los agentes afectados.
En el caso de tratarse de un fallo generalizado en el proceso de repartos diarios provisionales, será responsabilidad del GTS emitir la comunicación a todos los agentes, indicando que se ha restablecido la situación normal y que la información referente a repartos diarios se encuentra a disposición de los usuarios a través de los cauces habituales.
En el caso de que el fallo haya estado originado por los sistemas de transportistas o distribuidores, será responsabilidad de éstos verificar el restablecimiento de sus procesos. Tan pronto como los transportistas o distribuidores hayan subsanado los fallos que han originado la intervención especial, lo pondrán en conocimiento del GTS que emitirá la comunicación a todos los agentes indicando que se ha restablecido la situación normal y que la información referente a repartos diarios se encuentra a disposición de los usuarios a través de los cauces habituales.
Retraso en la publicación de los repartos diarios provisionales, hasta que el GTS dé por resuelta la incidencia que provocó la intervención especial comunicando adecuadamente la evolución del mismo a todos los agentes.
Controles en origen a los repartos diarios provisionales d+1 en PCTD/PCDD y PCLD.
Con independencia de los mecanismos de control desarrollados por los participantes en la elaboración de los repartos diarios provisionales, el reparto diario provisional contará al menos los siguientes controles comunes:
2.1 Control a la emisión.
• Responsable: transportistas y distribuidores.
• Control: comprobar que la emisión no supera la emisión máxima previsible disponible en el SL-ATR.
• Acción: el responsable de la medición revisará y corregirá el valor de la emisión en caso necesario, y notificará la situación a los agentes. En el caso de que tenga certeza que la emisión es correcta deberá actualizar el valor de emisión máxima previsible en sus sistemas y en el SL-ATR.
2.2 Control del reparto diario provisional.
• Responsable: distribuidores.
• Control: comprobar que la telemedida real agregada de un PCTD no supera 1,3 veces el valor de la emisión.
• Acción: el distribuidor revisará la telemedida, en el caso de que esta sea correcta, generará una reclamación a la emisión mediante el módulo de reclamaciones disponible en el SL-ATR. En el caso de que esta reclamación conlleve una modificación de la emisión, ésta será corregida en el segundo envío de los repartos diarios. En caso de que se compruebe que el error pudiera estar en una o varias telemedidas reales, el distribuidor aplicará el procedimiento de estimación del reparto diario provisional para el cliente telemedido. Esta corrección será recogida en el envío de la primera versión de repartos diarios.
2.3 Control de la telemedida.
• Responsable: distribuidores.
• Control: comprobar que la lectura diaria de una telemedida no supera en 2 veces la capacidad contratada.
• Acción: el distribuidor revisará antes del envío del reparto las telemedidas que superen este valor. En el caso que tras su análisis se considere que es errónea, pero no se disponga del valor correcto, se estimará la medida.
Cálculo y Asignación de la Revisión GTS en el proceso de reparto diario provisional de PCTD/PCDD.
Para cada día y punto de conexión PCTD/PCDD, el SL-ATR calcula la diferencia entre la medida real de la emisión diaria enviada por el transportista o distribuidor responsable y el reparto provisional diario d+1 de dicha medida asignado a los usuarios. Esta comprobación es lo que se denomina «Revisión del GTS». En el caso de que el valor absoluto de dicha diferencia en un PCTD/PCDD sea superior a un margen de tolerancia establecido (TrevGTS), el SL-ATR asignará de forma automática dicha diferencia entre los usuarios.
Inicialmente el margen de tolerancia TrevGTS queda fijado en 100 kWh/día, dicho valor podrá ser revisado anualmente por parte del Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista, y en caso de modificación el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes a su aplicación.
Revisión del GTS d, p = Emisión Diaria a repartir d, p – Repartos Diarios d, p
Donde:
• Emisión Diaria a repartir d, p: valor de la medida real de la emisión diaria a repartir en el día «d» y punto «p».
• Repartos Diarios d, p: suma de los repartos provisionales diarios d+1 de la demanda en distribución asignados a los usuarios para un día «d» y punto «p», enviados por los distribuidores y/o procesados por el SL-ATR. Esta cantidad incluirá los datos de consumo telemedido y estimado, residuo y saldos de mermas.
Cuando el valor absoluto de la Revisión del GTS en un punto de conexión supere el margen de tolerancia, el SL-ATR asignará esta diferencia entre los usuarios según los criterios definidos en el apartado 3.1.
3.1 Criterios de Asignación de la Revisión del GTS cuando esta supera el margen de tolerancia.
Se dispone de medida de emisión diaria a repartir, así como de cantidades de reparto provisional diario d+1 asignadas a usuarios diferentes de cero, para el día en proceso de reparto en el punto de conexión considerado.
En este caso, el SL-ATR procederá a la asignación de la Revisión del GTS entre los usuarios, de forma proporcional a las cantidades asignadas por el reparto inicialmente enviado por el distribuidor y/o procesado por el SL-ATR.
Si la medida de emisión diaria a repartir es cero, el algoritmo se ejecuta igualmente, con lo que asignaría cantidades negativas a cada usuario.
Sin embargo, si en el SL-ATR no se dispone de medida de emisión diaria a repartir, el algoritmo no se ejecutaria.
Se dispone de medida de emisión diaria a repartir, pero no se dispone de cantidades de reparto provisional diario d+1 asignadas a usuarios para el día en proceso de reparto en el punto de conexión considerado.
En este caso, el SL-ATR procederá a la asignación de la Revisión del GTS entre los usuarios que tengan cantidades asignadas por el proceso de repartos en el día anterior al día tratado, de forma proporcional a dichas cantidades. Si dicha información tampoco estuviera disponible, el SL-ATR iniciaría una búsqueda de información en los 15 días anteriores.
Si en el proceso de búsqueda en los 15 días anteriores, el primer día que encuentra tiene asignado una cantidad de 0 kWh para cada uno de los usuarios allí ubicados, la Revisión del GTS se repartiría a partes iguales entre todos ellos.
Si se tratase de un punto de conexión sin histórico de repartos suficiente, de tal forma que el algoritmo de búsqueda hacia atrás no localiza un reparto diario cuyas condiciones pueda replicar, la Revisión del GTS se repartiría entre todos los usuarios del Sistema con reparto diario en el día anterior al día tratado, de forma proporcional al mismo.
Se dispone de medida de emisión diaria a repartir distinta de cero, pero todas las cantidades de reparto provisional diario d+1 asignadas a usuarios para el día en proceso de reparto en el punto de conexión considerado son cero.
En este caso, el valor de la Revisión del GTS global se repartiría a partes iguales entre todos los usuarios.
Se modifica el apartado 1.5, en los términos que se recogen en el anexo III, por el apartado cuarto de la Resolución de 15 de febrero de 2019. Ref. BOE-A-2019-3691
Esta modificación produce efectos desde el 15 de septiembre de 2019, según establece el apartado séptimo de la citada Resolución.
Se modifica, en los términos que se indican en el Anexo III, por el apartado tercero de la Resolución de 8 de octubre de 2018. Ref. BOE-A-2018-14557
Se modifican los apartados 1.2, 1.3, 1.4 y 1.6 del protocolo y 1.2 y 3 de su anejo, en los términos del anexo II, según establece el apartado segundo de la Resolución de 4 de mayo de 2016. Ref. BOE-A-2016-4445
Se modifica en los términos que se indican en el anexo según establece el apartado primero de la Resolución de 23 de diciembre de 2015. Ref. BOE-A-2015-14346
Se modifica el apartado 1, en la redacción dada por el anexo de la Resolución de 7 de febrero de 2013, por el apartado primero.3 a 5 de la Resolución de 30 de abril de 2013. Ref. BOE-A-2013-5128
Se modifica el título y el apartado 1 por el apartado cuarto y el anexo de la Resolución de 7 de febrero de 2013. Ref. BOE-A-2013-1464
Se reemplaza esta Protocolo por el documento que aparece publicado en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio según establece el apartado tercero de la Resolución de 4 de julio de 2008. Ref. BOE-A-2008-12051.
Protocolo de detalle PD-03. Predicción de la demanda
Objeto de la Predicción de la Demanda.–La predicción de la demanda es una estimación del consumo de gas en el Sistema Gasista, referido a un período de tiempo que puede ser anual, mensual, semanal, diario e incluso horario.
Los usuarios se basarán en su predicción de la demanda para la elaboración de programaciones, para la solicitud de una reserva de capacidad, así como en la confección de sus nominaciones.
Los operadores utilizarán sus propias predicciones de demanda como instrumento para la realización del plan de operación y en general para la gestión de sus sistemas.
Para poder analizar en todo momento el comportamiento del Sistema, el Gestor Técnico del Sistema realizará, en coordinación con todos los sujetos involucrados, el seguimiento de la demanda del Sistema en su conjunto, con los alcances mencionados.
Cada sujeto del Sistema Gasista será responsable de realizar su propia predicción de la demanda.
Sistemas de predicción de la demanda.
2.1 Predicción para horizonte estratégico a medio/largo plazo:
Se utilizarán instrumentos de predicción obtenidos por extrapolación de modelos a corto plazo, y teniendo en cuenta, cuando proceda, los factores siguientes:
Índices de crecimiento demográfico por zonas de consumo.
Previsiones de precios para el gas y otras formas alternativas de energía.
Desarrollo de infraestructuras aprobadas.
Parámetros políticos.
Parámetros macroeconómicos.
2.2 Predicción para la operación a corto plazo:
2.2.1 Horizonte anual.
Se utilizarán herramientas de predicción basadas en modelos matemáticos de reconocido prestigio teniendo en cuenta históricos de años anteriores que sean significativos y considerando el año programado como climatológicamente normal. Esta predicción estará desagregada a nivel mensual y con desglose diario.
En el caso de que se detecten desviaciones sobre las predicciones realizadas a lo largo del año, esta se volverá a actualizar con la información más reciente.
2.2.2 Horizonte mensual, semanal y diario.
Los operadores deberán disponer de un sistema de predicción soportado en un modelo matemático de reconocido prestigio, que tenga en cuenta los datos históricos de consumo de los últimos años, las temperaturas, el número de clientes y el nivel de equipamiento de éstos. Los consumos inmediatos se deben determinar, a partir de estos datos y de la predicción meteorológica facilitada por organismos competentes.
Se obtendrá como resultado:
Demanda base total.
Demanda base zonal para las distintas áreas geográficas.
Cuando sea necesario se efectuará un proceso automático cada día que actualizará la última predicción diaria y horaria basada en modelos matemáticos de reconocida solvencia.
Datos históricos.–Los consumidores tendrán derecho a obtener de su suministrador sus datos históricos de consumo.
Los datos de consumo históricos son aquellos valores registrados, reales, obtenidos por medida diaria en puntos de suministro del Sistema Gasista. Se utilizarán asimismo datos provenientes de estimación en puntos que no dispongan de telemedida.
Protocolo de detalle PD-04. Mecanismos de comunicación
Objeto.
Con el objetivo de disponer de una herramienta de comunicación fluida y en tiempo real entre los distintos sujetos del sistema gasista, que sirva de soporte a la gestión del ciclo completo de gas: Solicitud de capacidad, contratación, programaciones y nominaciones, mediciones, repartos, balances y facturación, el Gestor Técnico del Sistema (GTS) pondrá a disposición de los usuarios el sistema de información SL-ATR (Sistema Logístico de Acceso de Terceros a las Redes).
El GTS mantendrá actualizado y operativo dicho sistema, que será fácilmente accesible, garantizando la veracidad y actualidad de la información suministrada, su seguridad y confidencialidad, así como el respeto a los principios de transparencia, objetividad y no discriminación.
Los distribuidores dispondrán de un sistema informatizado, denominado Sistema de Comunicación Transporte-Distribución (SCTD), que soporte la gestión de sus interrelaciones con comercializadores y con el GTS, respetando los principios recogidos en las Normas de Gestión Técnica del Sistema y en el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministros y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural.
El SCTD respetará los principios de transparencia, objetividad, no discriminación y confidencialidad. Será accesible para los comercializadores y para el GTS en base a procedimientos y formatos establecidos que permitan un tratamiento automatizado de la información. El sistema soportará los procesos de contratación, medición, repartos, acceso al registro, programaciones y nominaciones, y utilizará interfases con los sistemas propios de cada distribuidor, con el GTS, con otros distribuidores, y con los comercializadores.
Todos los sujetos del sistema gasista deberán disponer de los medios técnicos necesarios y homologados utilizando en cada momento las tecnologías más adecuadas para realizar las comunicaciones electrónicas y el acceso a los sistemas informáticos anteriores así como para cumplir cualquier otra obligación que requiera su participación en el sistema gasista. Cualquier modificación en los sistemas de comunicación de información se comunicará a los afectados con la suficiente antelación para que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de información.
Para el acceso a los sistemas anteriores será necesaria la implementación de sistemas para la autenticación de los usuarios.
El GTS, tras consultar con transportistas y distribuidores, definirá en cada momento el mecanismo idóneo para esta autenticación, comunicándolo con un plazo de tiempo suficiente que permita a los afectados la adaptación de sus sistemas.
1.1 Especificaciones.
1.1.1 Especificaciones básicas del SL-ATR: El SL-ATR contendrá, entre otros, los datos identificativos de:
Usuarios y perfiles de usuarios.
Infraestructuras de transporte, y puntos de conexión entre redes de transporte y transporte con distribución.
Solicitudes de reserva de capacidad y contratación.
Programaciones, nominaciones y renominaciones.
Mediciones realizadas en los puntos del sistema gasista en los que es necesario instalar unidades de medida.
Información de calidad de gas.
Repartos.
Balances por instalación/comercializador, conforme a lo dispuesto en la NGTS-07 «Balance».
Desbalances.
Interfaces con otros sistemas externos, como por ejemplo facturación.
Se modelizarán en el sistema SL-ATR todas las infraestructuras que se vayan poniendo en operación por los diferentes transportistas.
El SL-ATR también dispondrá de una capacidad potente y versátil de acceso a la información que permita diseñar y emitir informes, manteniendo siempre el grado adecuado de seguridad y confidencialidad.
1.1.2 Especificaciones básicas del SCTD: El SCTD contendrá, entre otros, los datos identificativos de:
Usuarios y perfiles de usuarios.
Solicitudes de reserva de capacidad y contratación.
Programaciones y nominaciones relativas al consumo de gas, de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.
Mediciones.
Repartos del gas vehiculado en las redes de distribución, conforme a lo dispuesto en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.
Interfases con sistemas externos (GTS y comercializadores) e internos de cada distribuidor.
El SCTD empleará un sistema normalizado de codificación de infraestructuras, que será coincidente con el del SL-ATR.
1.2 Intercambio de información.
El usuario:
Se dirigirá al SL-ATR para gestionar la siguiente información:
Solicitudes de contratación en clientes conectados a redes de transporte.
Reservas de capacidad en puntos de entrada a la red de transporte, plantas de regasificación y almacenamiento.
Programaciones trimestrales, programaciones semanales, nominaciones y renominaciones a planta de regasificación y en las entradas a la red de transporte, conexiones internacionales, yacimientos nacionales o almacenamientos subterráneos.
Consultas de información y reclamaciones relativas a solicitudes de acceso, contratación, programaciones, nominaciones, repartos y balances.
Consulta de los contratos vigentes del usuario en plantas de regasificación, entradas a las redes de transporte, conexiones internacionales, yacimientos nacionales o almacenamientos subterráneos.
Se dirigirá al SCTD para gestionar la siguiente información:
Solicitudes de contratación en clientes conectados a redes de distribución.
Solicitudes de acceso al registro de puntos de suministro.
Programaciones y nominaciones relativas al consumo de gas, de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.
Consulta de información relativa a programaciones, nominaciones y solicitudes de contratación presentadas.
Consulta accesible de clientes telemedidos.
El distribuidor:
Recibirá a través del SCTD todas las solicitudes, consultas de información, programaciones y nominaciones de los comercializadores y clientes cualificados dándoles el trámite oportuno.
Enviará desde el SCTD al SL-ATR la siguiente información:
Programaciones y nominaciones relativas al consumo de gas, de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.
Repartos mensuales y regularizaciones de reparto por usuario de sus redes, de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.
Repartos diarios por usuario de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.
Revisión de repartos de usuario de sus redes de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gestión del Sistema.
Peticiones de validación a solicitudes de contratación de usuarios en redes de distribución, si así lo establece la legislación vigente.
Consumo anual y número de clientes agregados por punto de entrega transporte-distribución.
Mediciones en puntos de entrega entre distribuidores.
Recibirá a través del SCTD todas las comunicaciones de solicitudes del SL-ATR y les dará el trámite oportuno.
El transportista:
Recibirá a través del SL-ATR toda la información enviada desde el SCTD por los distribuidores.
Recibirá a través del SL-ATR todas las solicitudes, reservas de capacidad, consultas de información y reclamaciones, programaciones y nominaciones de los usuarios que correspondan, dándoles el trámite oportuno.
Enviará desde el SL-ATR a los distribuidores y a través del SCTD:
Confirmación/Denegación de solicitudes de contratación de usuarios en redes de distribución si así lo establece la legislación vigente.
Información de medición de puntos de entrega a distribuidores.
Confirmación/Denegación a las programaciones y nominaciones, de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.
Enviará al SL-ATR:
Repartos mensuales y regularizaciones del reparto por usuario de buques, cisternas y líneas directas.
Repartos diarios por usuario de buques, cisternas y líneas directas.
Revisión de repartos de usuario de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gestión del Sistema.
Mediciones de autoconsumos.
El GTS publicará en el SL-ATR el balance diario, información detallada de repartos definitivos en sus redes para consulta de todos los agentes implicados y desbalances de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.
El SL-ATR y el SCTD presentarán la información con el nivel de agregación establecido para cada perfil de acceso.
Publicación de información.
2.1 Objeto: Para facilitar y simplificar el cumplimiento de los requisitos de transparencia, el presente Protocolo establece todas las obligaciones de publicación de información por parte de los agentes del sistema gasista que actualmente se encuentran dispersas en diversas y variadas disposiciones.
2.2 Legislación aplicable: Los requisitos de transparencia aplicables a los agentes del sistema están establecidos en la regulación, tanto nacional como europea, donde se recogen una serie de requerimientos de divulgación de información.
2.3 Contenido: Todos los agentes del sistema pondrán a disposición del sector (en el SL-ATR y en el SCTD) y de agentes externos (mediante publicación en sus páginas web) toda aquella información requerida en la normativa vigente.
El Gestor Técnico del Sistema publicará en su página web, previa aprobación por la CNE, todas las obligaciones de publicación de información incluidas en la regulación en vigor, incluyendo:
El contenido de la información a publicar.
Nivel de agregación.
El responsable de la publicación.
Periodicidad (diaria, semanal, mensual…).
El medio (SL-ATR, SCTD, página web pública).
La legislación que establece la obligación.
2.4 Mecanismo de actualización: En el plazo máximo de diez días desde la publicación en el correspondiente boletín oficial de la norma que implique las modificaciones antes indicadas, el Gestor Técnico del Sistema remitirá a la CNE para su aprobación, la propuesta de actualización que proceda. Una vez aprobada la propuesta por el organismo regulador, la actualización se llevará a cabo por el Gestor Técnico del Sistema en plazo de cinco días, en los términos que haya establecido el organismo regulador.
Se reemplaza por el texto del anexo según establece el apartado segundo de la Resolución de 30 de abril de 2013. Ref. BOE-A-2013-5128
Protocolo de detalle PD-05. Procedimiento de determinación de energía descargada por buques metaneros
Téngase en cuenta que el Protocolo PD-05 fue reemplazado por el que aparece publicado en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, según establece el apartado segundo de la Resolución de 17 de septiembre de 2007. Ref. BOE-A-2007-16727
Se añade un nuevo apartado 6.6 por el apartado primero de la Resolución de 22 de marzo de 2011. Ref. BOE-A-2011-5835
Se modifica el apartado 6.6.2. por el apartado segundo de la Resolución de 4 de mayo de 2015. Ref. BOE-A-2015-5593
Se modifica el apartado 5.3 por el apartado segundo de la Resolución de 15 de febrero de 2019. Ref. BOE-A-2019-3691
Se modifica el apartado 5.3 por el apartado segundo de la Resolución de 15 de febrero de 2019. Ref. BOE-A-2019-3691
Se modifica el apartado 6.6.2. por el apartado segundo de la Resolución de 4 de mayo de 2015. Ref. BOE-A-2015-5593
Se añade un nuevo apartado 6.6 por el apartado primero de la Resolución de 22 de marzo de 2011. Ref. BOE-A-2011-5835
Se reemplaza este Protocolo por el texto que se encuentra en el documento que aparece publicado en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio según establece el apartado segundo de la Resolución de 17 de septiembre de 2007. Ref. BOE-A-2007-16727.
Protocolo de detalle PD-06. Regla operativa de las actividades de descarga de buques metaneros
Objeto.–El presente documento pretende definir un procedimiento de coordinación de las actividades logísticas que permita gestionar las descargas de GNL.
Inspección de buques metaneros y estudios de compatibilidad.
2.1 Inspección de buques metaneros: Los buques a utilizar para las descargas de GNL en las instalaciones de regasificación deberán haber superado satisfactoriamente los procedimientos de inspección ("vetting") exigidos por una compañía de reconocido prestigio a nivel internacional, especializada en la evaluación de buques de transporte de GNL.
Las inspecciones serán efectuadas por inspectores que posean la acreditación OCIMF ("Oil Companies International Marine Forum") para buques de transporte de GNL, siguiendo las pautas y estando disponibles a través del programa SIRE ("Ship Inspection Report Programme").
La validez de las inspecciones será: para buques menores de 5 años, 18 meses, para buques con antigüedad comprendida entre 5 y 15 años, 12 meses y para buques de más de 15 años, 6 meses.
Si el buque ha cumplido 15 años, deberá haber pasado una inspección de Clase en dique seco durante los últimos 36 meses.
Asimismo, los titulares de las plantas de regasificación podrán exigir a los contratantes de los buques con 20 años o más desde su entrada en servicio la presentación de certificados adicionales de una sociedad de clasificación acerca del estado estructural de los mismos, tales como el CAP ("Condition Assessment Programme") ni-vel 1 ó 2, o similares que acrediten inspecciones específicas para buques de esta antigüedad, debiendo cada Terminal publicar el detalle de sus requerimientos. La modificación de los requerimientos deberá ser anunciada con suficiente antelación.
En el caso de que se pretendan descargar buques metaneros que no hayan superado hasta la fecha ningún procedimiento internacionalmente reconocido de inspección, o bien, que hubieran sufrido alguna modificación importante posterior a la superación del mencionado procedimiento, la compañía comercializadora, transportista, o el consumidor cualificado contratante del buque, deberá facilitar la totalidad de la información solicitada tanto por el titular de la instalación de descarga como por la compañía de inspección que vaya a realizar la evaluación del buque antes de que se proceda a su descarga.
En cualquier caso, la autorización definitiva para que un buque metanero que haya pasado la inspección, amarre y descargue gas natural licuado en una planta de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL será otorgada por el titular de la citada planta. La compañía comercializadora, o consumidor cualificado deberá iniciar los trámites con la antelación suficiente, de forma que estén finalizados como paso previo a la realización de la programación vinculante de la descarga del buque.
2.2 Estudios de compatibilidad: En el caso de utilización de buques metaneros que no hayan previamente descargado GNL en la correspondiente instalación, con el fin de poder analizar la compatibilidad entre los buques que transporten el GNL para las diversas comercializadoras y las instalaciones de las terminales, dichas comercializadoras deberán suministrar todos los datos referentes a los buques que le sean solicitados por parte del titular de la instalación.
En función de estos datos se analizará la compatibilidad en lo referente, entre otros, a brazos de descarga, puntos de contacto con las defensas, número de puntos de amarre, posición del «manifold» y pasarela de acceso de tierra al buque, comprometiéndose el titular de la instalación a emitir el correspondiente informe dentro del plazo de 7 días hábiles desde la presentación por parte de la comercializadora de la información pertinente.
Atraque seguro e instalaciones de descarga.–El titular de la instalación de descarga deberá cumplir con las regulaciones internacionales estándar aceptadas en la industria del GNL; entre otros los siguientes:
Iluminación suficiente, hasta los límites permitidos por las autoridades portuarias, que permita realizar las maniobras de acceso o abandono del muelle, de acuerdo con la reglamentación específica de cada Puerto;
Brazos de descarga, tuberías y otros equipos necesarios para permitir la descarga de GNL;
Instalaciones para el retorno de vapor adecuados para mantener una presión operativa en los tanques de carga del buque metanero, siempre dentro de los rangos operativos especificados para el buque;
Acceso/s seguro/s para el personal del buque y el que acceda al mismo;
Un sistema de comunicaciones que cumpla con las regulaciones aplicables y permita estar en comunicación con el Buque Metanero en todo momento;
Instalaciones que faciliten el suministro de nitrógeno a los buques metaneros.
Autorizaciones y Servicios Portuarios.–Será responsabilidad del Buque Metanero o del agente que designe, obtener de la Autoridad Portuaria los correspondientes permisos de descarga, siendo además de su responsabilidad la contratación de los servicios pertinentes para el atraque, entre otros: prácticos, remolcadores y amarradores.
Programación.
La programación de descarga de buques se realizará de acuerdo a lo establecido en las normas de gestión técnica del sistema, apartados 3.6.2.1 y 3.6.2.2 haciendo referencia a la programación anual y mensual, siendo la anual de carácter informativo y la mensual de carácter vinculante, de acuerdo con lo establecido en el apartado 3.6.2.2 de la NGTS-02 «Programaciones».
La programación mensual vinculante, incluirá entre otros datos, la fecha de descarga programada, que establece el día de comienzo del período de tiempo asignado para la llegada del buque. La duración de este intervalo de tiempo, o ventana de descarga, y su hora de comienzo, dependen de la instalación de descarga. Se establecen conforme a lo siguiente:
Para Barcelona, Cartagena, Bilbao y Sagunto: 36 horas, desde las 00:00 horas de la fecha de descarga programada, para cualquier tipo de buque.
Para Huelva y Mugardos: 36 horas, comenzando la ventana dos horas antes del momento en que se produzca la primera marea alta dentro de la fecha de descarga programada, para cualquier tipo de buque.
Actividades logísticas de GNL.
6.1 Nominación de buques: Al menos 15 días antes de la descarga, y siempre antes de la carga, las diversas comercializadoras o consumidores que se autoabastezcan, conviniendo que se cumplan los criterios establecidos en el punto 6.2, nominará por fax, telex o correo electrónico buques compatibles con el Puerto y con los requerimientos técnicos y legales de las instalaciones de descarga, que deberán cumplir con las regulaciones internacionales estándar aceptadas en la industria del Gas Natural Licuado (en adelante GNL).
Dicha nominación deberá incluir al menos la siguiente información:
Nombre del buque.
ETA, de acuerdo con la Fecha de Descarga Programada establecida.
Cantidad prevista a descargar, igualmente de acuerdo con la programación.
Origen del gas.
El titular de la instalación responderá aceptando o rechazando la nominación dentro de las 72 horas laborables siguientes a la recepción de la misma; en caso de rechazo éste deberá ser razonado.
En cualquier caso, la falta de respuesta por parte del titular dentro del periodo que corresponda, se entenderá como aceptación implícita de la nominación.
6.2 Notificaciones relativas a la carga: Las comercializadoras y consumidores que se autoabastezcan, o quien ellos designen, notificarán al titular de la instalación una vez finalizada la carga del GNL, el origen, la cantidad y calidad del cargamento, por medio de los correspondientes certificados emitidos por un inspector independiente.
6.3 Notificaciones del Tiempo Estimado de Llegada: El capitán del buque metanero o su agente, notificará al titular de la planta el Día y Hora estimada de llegada del buque a la boya de recalada, o «Estimated Time Arrival» (ETA), teniendo en cuenta la duración del viaje en las siguientes ocasiones:
El primer aviso deberá enviarse a la salida del puerto de carga.
El segundo aviso deberá enviarse no más tarde de siete (7) días antes del ETA. Si este ETA es modificado en más de doce (12) horas, el capitán del buque metanero o su agente deberá notificar inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta.
El tercer aviso deberá ser enviado no después de setenta y dos (72) horas antes del ETA. Si este ETA se modifica en más de seis (6) horas, el capitán del buque metanero o su agente deberá notificar inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta.
El cuarto aviso deberá enviarse no después de cuarenta y ocho (48) horas antes del ETA. Si este ETA se modifica en más de seis (6) horas, el capitán del buque metanero o su agente deberá notificar inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta.
El quinto aviso deberá ser enviado no más tarde de veinticuatro (24) horas antes del ETA. Si este ETA se modifica en más de una (1) hora, el capitán del buque metanero o su agente deberá notificar inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta.
El Aviso de Alistamiento («Notice of Readiness» – NOR) deberá ser notificada por el capitán del buque metanero al titular de la planta a la llegada a la boya de recalada o a la zona de anclaje a las afueras del puerto de descarga donde el práctico del puerto de descarga sube a bordo del buque metanero. Una vez se hayan finalizado las formalidades necesarias con las autoridades competentes y esté del todo preparado para proceder con el atraque y comenzar la descarga, el buque metanero y el titular procederán con toda diligencia al atraque seguro en el muelle o pantalán de la instalación de descarga.
6.4 Prioridad de atraque de buques.
En caso de que el buque metanero llegue dentro de su ventana de descarga, dicho buque tendrá prioridad de atraque en las instalaciones frente a otros que estuviesen llegando en ese momento fuera de su ventana de descarga, y frente a aquellos que habiendo igualmente llegado fuera de su Fecha de Descarga Programada estuviesen esperando para el atraque, excepto en el caso de que otro buque, habiendo llegado en su ventana de descarga anterior, esté esperando debido a mal tiempo o por Fuerza Mayor.
En caso de que el buque metanero no llegue en su Ventana de Descarga, el titular de la instalación deberá disponer su atraque para la descarga tan pronto como sea posible teniendo en cuenta el régimen habitual de las instalaciones y los programas de descarga de otros buques, bajo el principio de «first come first served» con respecto a otros buques que hubiesen llegado también fuera de sus respectivas Ventanas de Descarga. Esta situación podría verse modificada si el Gestor del Sistema estimase necesario, en aras de garantizar la seguridad del suministro, modificar el orden de las descargas para hacer frente a desbalances.
En el caso de que un buque metanero no llegue en su ventana de descarga y transporte gas de un comercializador o consumidor que se autoabastezcan que se encuentre en situación de desbalance individual, éste tendrá preferencia de descarga frente al resto de los buques que hubieran llegado fuera de su ventana de descarga.
6.5 Operaciones de atraque: Después de que el NOR haya sido notificado de acuerdo con lo establecido en el Apartado 6.3, el capitán del buque deberá proceder a un atraque seguro y rápido del Buque Metanero en el muelle y el titular de la instalación deberá cooperar con que el Buque sea así atracado.
6.6 Operaciones de descarga: El capitán del Buque Metanero y el titular de la instalación procurarán que comience la descarga tan pronto como sea posible después de las operaciones de atraque y deberán cooperar entre ellos para completar o procurar que se complete la descarga de forma segura, efectiva y rápida.
Para realizar una descarga segura del GNL a los ritmos, presiones y temperaturas que sean requeridos por el Buque Metanero y por las Instalaciones de descarga, el GNL deberá ser bombeado desde el Buque Metanero, siguiendo las indicaciones del Terminal, a las instalaciones receptoras, de acuerdo con los tiempos de plancha concertados, y el titular de la instalación retornará gas natural al Buque en las cantidades que sean necesarias.
El capitán del Buque Metanero desatracará de forma segura y rápida después de completada la operación de descarga y el titular de la planta deberá cooperar en que el Buque abandone el muelle segura y rápidamente.
Si ocurre algún problema o si se prevé que pueda ocurrir, de forma que ocasione un retraso del Buque Metanero en el atraque, descarga o desatraque, tal que modifique los tiempos programados para estas operaciones, la Instalación Receptora y el Buque Metanero deberán discutir el problema de buena fe y esforzarse para minimizar o evitar dicho retraso, y al mismo tiempo cooperar entre ellos para tomar alguna medida que minimice o evite cualquier retraso similar en el futuro.
6.7 Tiempos de plancha.
6.7.1 Tiempo de plancha permitido. Es el tiempo máximo asignado al titular de la instalación para la conclusión de la descarga de cada cargamento sin incurrir en demoras. Este tiempo de plancha se detalla a continuación:
Buques de capacidad igual o inferior a 200.000 m3 de GNL: Treinta y seis (36) horas consecutivas, incluidos sábados, domingos y festivos.
Buques de capacidad superior a 200.000 m3 de GNL: Cuarenta y ocho (48) horas consecutivas, incluidos sábados, domingos y festivos.
6.7.2 Comienzo del tiempo de plancha.
6.7.2.1 Cartagena, Barcelona, Bilbao y Sagunto. Si el buque metanero llega a la boya de recalada del puerto de descarga y notifica el Aviso de Alistamiento (Notice of Readiness-NOR,en inglés) en su ventana de descarga, el tiempo de plancha empezará seis horas después de ser notificado el NOR, o en el momento en que el barco esté atracado y listo para la descarga, lo que ocurra antes.
Si el buque metanero llega a la boya de recalada del puerto de descarga y notifica el NOR antes de su ventana de descarga, el tiempo de plancha comenzará cuando tenga lugar el primero de los siguientes eventos:
En el momento en que el buque metanero esté atracado y listo para la descarga.
A las 06:00 horas de la fecha de descarga programada.
Si el buque metanero llega a la boya de recalada del puerto de descarga después de su ventana de descarga o, llegando antes no notifica a tiempo el NOR; el tiempo de plancha empezará en el momento en que el buque metanero esté atracado y listo para iniciar la descarga.
6.7.2.2 Huelva. Si el buque metanero llega a la boya de recalada del puerto de descarga y notifica el NOR en su fecha de descarga programada, o con antelación a la misma, lo que ocurra antes, el tiempo de plancha empezará cuando tenga lugar el primero de los siguientes eventos:
Cuatro horas después del momento en que suceda la primera marea alta dentro de su ventana de descarga y que tenga lugar al menos dos horas después de notificar el NOR y que permita al buque metanero atracar con seguridad y descargar de acuerdo con las regulaciones portuarias a tal efecto.
En el momento en que el barco esté atracado y listo para la descarga.
Si el buque metanero llega a la boya de recalada del puerto de descarga después de su ventana de descarga o, llegando antes no notifica a tiempo el NOR; el tiempo de plancha empezará en el momento en que el buque metanero esté atracado y listo para iniciar la descarga.
6.7.2.3 Mugardos. Si el buque metanero llega a la boya de recalada del puerto de descarga y notifica el NOR en su fecha de descarga programada, o con antelación a la misma, lo que ocurra antes, el tiempo de plancha empezará cuando tenga lugar el primero de los siguientes eventos:
Seis horas después del momento en que suceda la primera marea alta dentro de su ventana de descarga y que tenga lugar al menos una hora después de notificar el NOR y que permita al buque metanero atracar con seguridad y descargar de acuerdo con las regulaciones portuarias a tal efecto.
En el momento en que el barco esté atracado y listo para la descarga.
Si el buque metanero llega a la boya de recalada del puerto de descarga después de su ventana de descarga o, llegando antes no notifica a tiempo el NOR; el tiempo de plancha empezará en el momento en que el buque metanero esté atracado y listo para iniciar la descarga.
6.7.3 Conclusión del tiempo de plancha. El tiempo de plancha dejará de contar cuando se desconecten los brazos de descarga.
Se permite extender el tiempo de plancha permitido por cualquier retraso imputable o período de tiempo requerido para lo siguiente:
Acción u omisión, del buque metanero o su capitán;
Retraso debido a operaciones especiales del barco tales como «heel out», aprovisionamiento, «bunkering», etc.;
Cumplimiento del buque metanero de las regulaciones del puerto de descarga;
Descarga lenta por alta temperatura del GNL;
Por retraso debido a condiciones meteorológicas adversas; y
Cualquier otra razón por fuerza mayor.
6.8 Medición de descargas de GNL: La cantidad y calidad del GNL descargado se medirá por el titular de la instalación de descarga, con los equipos de medición de acuerdo con los procedimientos que en cada momento sean de aplicación y por lo que se establezca en los Protocolos de Detalle, de acuerdo con la regla operativa de medición de descargas en energía.
El conjunto de comercializadores y consumidores que se autoabastezcan, que eventualmente compartiesen un cargamento, podrán designar un Inspector Independiente de acuerdo con su suministrador para supervisar y verificar las mediciones, muestreo y análisis del GNL descargado. El coste de esta inspección será asumido por las compañías que compartiesen dicho cargamento.
6.9 Demoras: Si la descarga del cargamento no ha sido completada por causas ajenas al buque metanero o a su capitán, dentro del Tiempo Permitido de Plancha, el titular de la planta deberá pagar demoras según la siguiente tabla de precios por día:
Para buques de hasta 60.000 m3 de capacidad bruta: A1 US$/día.
Para buques con capacidad bruta entre 60.000 y 110.000 m3: A2 US$/día.
Para buques con capacidad superior a 110.000 m3: A3 US$/día.
Si, como resultado de cualquier retraso atribuible a la acción u omisión del buque metanero o su capitán, la descarga del cargamento en el puerto de descarga utiliza un tiempo de plancha superior al Tiempo Permitido de Plancha, y a consecuencia de ello, otro buque no puede acceder a las Instalaciones a su llegada al puerto de descarga dentro de su Fecha Descarga Programada, se pagará al titular de las instalaciones, una vez convenientemente justificada la anterior circunstancia, demoras según la siguiente tabla de precios por día:
Para buques de hasta 60.000 m3 de capacidad bruta: A1 US$/día.
Para buques con capacidad bruta entre 60.000 y 110.000 m3: A2 US$/día.
Para buques con capacidad superior a 110.000 m3: A3 US$/día.
En cualquiera de los casos anteriores se realizará una prorrata para periodos inferiores a un día.
Los precios anteriores serán actualizados en cada año de aplicación, en función del incremento medio anual de precios recogidos en la OECD «Europe Consumer Prices Index», publicado por la Organización para la Cooperación Económica y el Desarrollo, en su boletín mensual.
Tanto en caso como en otro, las demoras serán pagadas a los veinte (20) días de recibir la factura; en caso de falta de pago dentro del plazo establecido, la parte deudora vendrá obligada a pagar a la parte acreedora un interés de demora equivalente al «USD LIBOR» a tres meses incrementado en tres puntos, calculado desde el día siguiente al vencimiento del pago.
Toda reclamación por demoras se considerará sin efecto si se presenta con documentación fehaciente pasados 90 días naturales después de finalizada la descarga.
Demoras:
A continuación se adjuntan los valores monetarios a los que se hace referencia como A1, A2, A3 en el apartado III.6.9 Demoras, del Procedimiento Operativo de Actividades Logísticas de Descargas de GNL.
A1) Para buques de hasta 60.000 m3 de capacidad bruta: 26.000 US$/día.
A2) Para buques con capacidad bruta entre 60.000 y 110.000 m3: 45.000 US$/día.
A3) Para buques con capacidad superior a 110.000 m3: 65.000 US$/día.
Se modifican los apartados 5 y 6.7 en los términos que se indican en el Anexo I, según establece el apartado primero de la Resolución de 4 de mayo de 2016. Ref. BOE-A-2016-4445
Se modifica el apartado 2.1 por el apartado tercero de la Resolución de 17 de septiembre de 2007. Ref. BOE-A-2007-16727.
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