Orden TED/181/2025, de 13 de febrero, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista de competencia ministerial

En los puntos de inyección autorizados previamente a la entrada en vigor de esta orden, el gas que se inyecta podrá no cumplir las especificaciones recogidas en este apartado, siempre y cuando cumpla la normativa sobre calidad de gas en vigor en el momento en que se autorizó la inyección. Esta excepción no se aplicará a las ampliaciones de capacidad de inyección que se soliciten con posteridad a la entrada en vigor de esta orden.

2.5.3 Criterios generales para el procedimiento de análisis de la composición del gas.

Adicionalmente a los requisitos establecidos para los instrumentos de medida en el ámbito del control metrológico, de acuerdo con el Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, diariamente, el analizador de composición llevará a cabo una calibración automática utilizándose para ello botellas de gas patrón de suministradores acreditados para el análisis de la calidad del gas según la norma UNE-EN ISO/IEC 17025:2017: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración.

El analizador de composición, en caso de ser necesario, se calibrará con un gas patrón de composición similar al gas analizado.

La determinación de los componentes recogidos en la tabla 4 se realizará mediante la toma de muestras para su análisis en un laboratorio acreditado, pudiéndose instalar analizadores en continuo para aquellos componentes en los que se pueda llevar a cabo este tipo de medida.

Los datos sobre la calidad del gas se enviarán a través del SLATR.

2.5.4 Cambio de la calidad del gas en los conversores PTZ/computadores de caudal.

Cada seis meses el GTS publicará una relación de las redes donde se deberá cambiar la calidad del gas y la nueva composición a introducir en los conversores PTZ/computadores de caudal. Salvo que exista otro acuerdo entre las partes, el titular del equipo de medida dispondrá de un máximo de dos meses desde esta publicación para realizar el cambio.

Formarán parte de esta relación aquellas redes donde el PCS medio del semestre supere en ±1 % al PCS del gas introducido en los computadores de caudal/conversores PTZ de los equipos de medida.

En aquellas redes que estén dentro del rango de variación de ±1 % del PCS, el GTS analizará la variación de «Z» que supone la composición media del gas en el último semestre respecto a la composición del gas utilizado en esos momentos en los computadores de caudal/conversores PTZ, para la actualización de los parámetros de calidad del gas en los equipos que proceda. De observarse que es significativa en relación con los rangos de error permitidos en los equipos de medida, el GTS incluirá también estas redes en la relación a publicar.

El GTS mantendrá actualizado en su portal de internet un listado con la composición aplicable en cada una de las redes del sistema, indicando en cada caso el semestre en el que se produjo su última actualización.

A los efectos de realizar modificaciones de parámetros en los equipos de medida se aplicará la normativa metrológica en vigor, pudiendo asistir al cambio las partes implicadas, si así lo manifiestan.

En el caso de conversores PTZ/computadores de caudal conectados a un analizador de composición en continuo, estos valores se introducirán como valores por defecto, aunque en caso de fallo de la señal del analizador de composición se tomará el último dato válido.

2.6 Medida del gas.

2.6.1 Responsables de la medida del gas vehiculado.

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

– En los PCTD, PCTT y PCDD la medida del gas transitado será responsabilidad del titular de la unidad de medida, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.

– En los PCTG la medida del gas introducido en la red de transporte será responsabilidad del transportista, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.

– En los PCDG la medida del gas introducido en la red de distribución será responsabilidad del distribuidor, salvo que exista otro acuerdo entre las partes.

– En los PCLD la medida del gas vehiculado será responsabilidad del transportista conectado aguas arriba, salvo que exista otro acuerdo entre las partes. Además, en los casos en que la unidad de medida del transportista no esté disponible, podrá utilizarse la unidad de medida del consumidor.

– En los PCDB y PCCC la medida del gas vehiculado será responsabilidad del titular de la planta de regasificación donde ha tenido lugar la carga o la descarga.

Con carácter adicional a la comunicación de las medidas de gas vehiculado correspondientes a los puntos de reparto, se comunicará la siguiente información:

– Cantidad de gas vehiculado en los puntos PCI, PCAS, PCPR, PCY y PCTT.

– Existencias en redes de transporte y plantas de regasificación de cada titular, así como de autoconsumos en todas las instalaciones.

El GTS publicará en el SLATR, un listado actualizado de los responsables de la medida del gas vehiculado en cada uno de los puntos de conexión del sistema gasista.

2.6.2 Procedimientos de medida en puntos del sistema gasista.

Como criterio general, los procedimientos de medida y cálculo se ajustarán a lo establecido en la norma UNE correspondiente.

2.6.2.1 Procedimiento de medida en operaciones de buques.

Será de aplicación lo dispuesto en el capítulo 3 «Buques».

2.6.2.2 Procedimiento de medida en los PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCLD, PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo), PCDG y PCDB.

En estos puntos el responsable de la medida realizará la lectura de los equipos.

Independientemente del derecho a asistir a la toma de lecturas que ampara a la otra parte, en el supuesto de que no asista, el responsable de la toma de la lectura la pondrá a su disposición en un plazo no superior a los dos días hábiles.

La toma de lecturas in situ de los equipos de medida se realizará al final del período de lectura mensual, según calendario consensuado por todas las partes. En los puntos de entrega, este período de lectura in situ podrá ampliarse, siempre que todas las partes afectadas lleguen a un consenso.

2.6.2.3 Procedimiento de medida en los PCCC.

Antes de la primera carga el propietario de la cisterna/contenedor de GNL deberá poner a disposición del titular de la planta de regasificación la siguiente documentación:

– Placa de características de la cisterna/contenedor.

– Certificado de capacidad emitido por una entidad debidamente autorizada.

La medida del GNL entregado en cada cisterna/contenedor se realizará en kWh, en base a:

– Peso neto (en kg) determinado en báscula, por diferencia entre las pesadas de salida y de entrada del camión cisterna/contenedor.

– Calidad del GNL (PCS expresado en kWh/kg y kWh/m³ en condiciones de referencia) obtenida a partir del análisis en continuo por cromatografía de muestras representativas del GNL cargado.

La cantidad de GNL cargada en cada cisterna/contenedor se obtendrá en base a los conceptos anteriores y constará en la documentación entregada.

Asimismo, el titular de la planta de regasificación informará diariamente al GTS, a través del SLATR, de las salidas de GNL para cada distribuidor, comercializador o consumidor que aporte gas al sistema.

Se podrán utilizar otros sistemas de medida, tales como los definidos en los apartados 2.4.4 y 2.4.5, siempre que los equipos se encuentren aprobados metrológicamente, certificados de acuerdo con la directiva de instrumentos de medida o equivalente y se confirme que las medidas son comparables con los datos proporcionados por las básculas de pesaje.

2.6.2.4 Procedimiento de medida en los puntos de suministro desde redes de distribución.

Para el caso de consumidores que dispongan de equipos de telemedida en sus instalaciones de medida, los datos de consumo con la periodicidad establecida en la normativa vigente serán transmitidos al operador de la red a la que se hallen conectados mediante un equipo de telemedida que utilice el protocolo de comunicación definido por dicho operador.

Los consumidores obligados a disponer de telemedida, cuando esta no se encuentre operativa, deberán facilitar diariamente al distribuidor/transportista al que estén conectados, antes de las 3 horas siguientes a la finalización del día de gas, las lecturas de los equipos de medida correspondientes al consumo del día anterior. Para ello utilizarán los formatos facilitados por el distribuidor/transportista y los envíos se realizarán, preferentemente, por medios electrónicos.

El operador de la red realizará una lectura mensual de toma de datos de los consumidores con consumo anual superior a 100.000 kWh que no dispongan de telemedida o que no esté operativa.

Para los consumidores que reglamentariamente estén obligados a disponer de telemedida, y no dispongan de ella o no esté operativa, incluyendo fallos de comunicación, las asignaciones de consumos diarios se efectuarán aplicando lo dispuesto en la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos.

El operador de la red será el responsable de transformar estos datos en unidades de energía e incorporarlos al SLATR.

2.6.3 Conversión de unidades de volumen y masa a energéticas.

Para efectuar la conversión de la unidad de medida de los contadores volumétricos, m³, a la unidad de medida de energía establecida, kWh, se utilizará el valor energético del gas referido al poder calorífico superior (PCS), medido en las condiciones de referencia del sistema gasista de 1,01325 bar (1 bar = 10⁵ Pa) y 273,15 K.

La fórmula de cálculo a aplicar será la siguiente:

Siendo:

E = Energía entregada en el punto de suministro.

V = Volumen medido en las condiciones de suministro.

Fc’ = Factor de conversión de volumen.

El factor de conversión Fc’ se calculará como:

Siendo:

PCS = Poder calorífico superior en el punto de medida en condiciones de referencia (1,01325 bar y 273,15 º K).

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

La conversión de m³ medidos por el contador a m³ en condiciones de referencia se realizará mediante el empleo de equipos electrónicos de conversión (conversores) que realizan el cálculo de forma continua, integrando las señales de presión, temperatura y compresibilidad medidas en los correspondientes transmisores y utilizando un factor de conversión (Fc) dado por la fórmula:

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

El cálculo del factor de compresibilidad tanto en las condiciones de referencia como en las condiciones de suministro se realizará según el procedimiento incluido en la norma UNE-EN ISO 12213-3:2010: Gas natural. Cálculo del factor de compresibilidad. Parte 3: Cálculo a partir de las propiedades físicas. Se podrá utilizar otro procedimiento para el cálculo del factor de compresibilidad, siempre que haya consenso por parte de todos los agentes del sistema gasista.

En el apartado 2.4.4 del presente capítulo se establecen los requisitos de instalación de conversores de presión, temperatura y factor de compresibilidad (conversores PTZ y conversores PT) en función de la presión a la que se realiza la medida y el caudal máximo horario.

Para consumidores suministrados a presiones inferiores o iguales a 0,4 bar se despreciará la influencia del factor Zc, es decir, se asumirá que su valor es próximo a la unidad, y en consecuencia el factor de conversión por el que se multiplicará el volumen medido en m³ para expresarlo en las condiciones de referencia de presión y temperatura será:

Siendo:

K_t = Factor de conversión por temperatura.

K_p = Factor de conversión por presión.

El factor de conversión por temperatura se calculará mediante la siguiente fórmula:

Siendo T_gas la temperatura de 10 °C.

El factor de conversión por presión se calculará mediante la siguiente fórmula:

Siendo:

P_c = Presión relativa de suministro (bar).

P_atm = Presión atmosférica (bar).

El valor de la presión atmosférica se calculará en función de la altitud del municipio donde se encuentre el punto de suministro mediante la siguiente fórmula:

Siendo «A» la altitud en metros del municipio publicada por el organismo oficial de estadística competente.

El factor «k» se calculará mediante la fórmula:

Siendo «D_air» la densidad del aire según la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, interpolada a T_gas (10 °C) y «g» la aceleración estándar de la gravedad, con valores:

D_air= 1,2471.

g = 9,8065 m/s².

En el caso de las instalaciones de suministro a consumidores que no dispongan de corrector de presión en sus instalaciones, pero que dispongan de un regulador previo a la medida del gas, el factor de conversión por presión (K_p) se calculará considerando como presión de suministro la presión de tarado del regulador de gas.

En el caso de las instalaciones de suministro a consumidores conectadas a redes de presión máxima de servicio de 22 mbar y que no dispongan de un regulador previo a la medida del gas, el factor de conversión por presión (K_p) se calculará considerando como presión de suministro la presión de 22 mbar, salvo en los casos en los que los reguladores de las estaciones de regulación y medida que alimenten a dicha red estén tarados a una presión inferior, en cuyo caso se tomará dicha presión como referencia.

Para efectuar la conversión de la unidad de medida de los contadores másicos, kg, a la unidad de medida de energía establecida, kWh, también se utilizará el valor energético del gas referido al PCS, medido en las condiciones de referencia del sistema gasista.

La fórmula de cálculo a aplicar será la siguiente:

Siendo:

E = Energía entregada en el punto de suministro.

M = Masa medida en las condiciones de suministro.

D = Densidad del gas en condiciones de referencia.

PCS = Poder calorífico superior en condiciones de referencia.

El cociente M/D determina el valor del volumen m³ de gas en condiciones de referencia.

El valor D de la densidad normalizada se determina a partir de la densidad del gas relativa al aire y a la densidad del aire en condiciones de referencia según la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición:

Siendo:

G = Densidad relativa al aire, Specific Gravity, según la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición.

D_air = Densidad del aire en condiciones de referencia (1,292923 kg/m³).

2.6.4 PCS aplicable a consumidores conectados a redes de transporte.

A los consumidores conectados a redes de transporte no troncal en las que exista algún PCTG, se les aplicarán los valores diarios de PCS calculados de manera análoga a lo indicado en el apartado 2.6.5 para redes de distribución. El PCS así calculado se asignará también a las salidas a distribución (PCTD) desde la mencionada red de transporte.

A los consumidores conectados al resto de redes de transporte se les aplicarán los valores diarios de PCS que correspondan al punto de medida más próximo situado aguas arriba, que se encuentre analizando un gas de características similares dado el sentido del flujo del gas.

2.6.5 PCS aplicable a consumidores conectados a redes de distribución.

A los puntos de suministro que no dispongan de equipos de medida de PCS se les asignará, a efectos de facturación, el poder calorífico superior medio diario (PCS_Diario) correspondiente a la red de distribución donde se ubiquen, calculado mediante la fórmula:

Siendo:

I = Conexión de la red de distribución donde se ubica el punto de suministro, con la red de transporte o distribución situada aguas arriba y con las plantas de producción de otros gases.

m = Número de conexiones de la red de distribución donde se ubica el punto de suministro con la red de transporte o distribución situada aguas arriba y con las plantas de producción de otros gases.

V_i = Volumen de gas vehiculado el día «d» a través de la conexión «i» de la red de distribución donde se ubica el punto de suministro.

PCS_i = PCS medio del gas determinado por el analizador de composición asociado a la conexión «i» de la red de distribución, ya sea el que se ubique en el PCTD o el más próximo situado aguas arriba, o el correspondiente a la inyección en distribución de las plantas de producción de otros gases.

2.6.5.1 Consumidores sin equipo de telemedida.

En el caso de consumidores de lectura mensual o superior, para determinar el poder calorífico superior medio (PCS_Medio) a utilizar en el cálculo de los kWh consumidos en el período de facturación, se aplicará la media de los valores diarios del PCS_Diario de la red de distribución donde se ubique el consumidor, ponderada por el volumen diario de gas vehiculado a través de ella, durante los 30 o 60 días inmediatamente anteriores al día «n-2» de la última lectura, en función de si la lectura es mensual o bimestral, y de acuerdo con las siguiente fórmulas.

Lectura mensual:

Lectura bimestral:

Siendo:

PCS_Medio = Poder calorífico superior medio aplicable a los periodos de facturación cuya última lectura se realice el día «n».

d = Día del periodo de facturación.

n = Día de la última lectura.

V_d = Suma del volumen de gas vehiculado el día «d» a través de todas las conexiones de la red de distribución donde se ubica el consumidor con la red de transporte o distribución situada aguas arriba y con los puntos de conexión a plantas de producción de otros gases.

PCS_{Diario d} = PCS_Diario del gas vehiculado a la red de distribución dónde se ubica el punto de suministro durante el día «d».

2.6.5.2 Consumidores con equipo de telemedida.

En los puntos de suministro con telemedida se aplicará al menos el poder calorífico superior diario (PCS_Diario) al consumo diario, pudiéndose utilizar los datos horarios (PCS_Horario) en caso de disponer de ellos.

Cuando se utilicen los datos horarios del PCS, estos se asignarán de la siguiente manera:

– Si el punto de suministro está situado en una red de distribución con un único punto de conexión con la red de transporte o distribución aguas arriba se le asignará el PCS_Horario que determine el equipo de análisis de calidad asociado a la conexión.

– Si el punto de suministro está situado en una red de distribución con varios puntos de conexión con la red de transporte o distribución aguas arriba o con inyección desde una o varias plantas de producción de otros gases, el valor del PCS_Horario se corresponderá con el valor medio de los datos de PCS_Horario que determinen los equipos de análisis asociados a cada una de las diferentes conexiones, ponderados por el volumen horario de gas vehiculado por cada una de ellas.

2.6.6 Información para publicar sobre el factor de conversión.

El GTS publicará en el SLATR el listado de municipios suministrados mediante gas natural (incluyendo los alimentados mediante planta satélite de GNL), con los factores de conversión de volumen aplicables a los consumidores que no dispongan de conversores de presión y temperatura.

Este listado incluirá, para cada municipio, su altitud y el valor del factor de conversión Fc para cada presión de suministro, incluyendo, al menos, las seis presiones relativas estandarizadas (20 mbar, 22 mbar, 50 mbar, 55 mbar, 100 mbar y 150 mbar) a una temperatura media de suministro de 10 °C, que se considerará la temperatura media ponderada a nivel nacional.

Será responsabilidad de la distribuidora la comunicación al GTS de los municipios en los que distribuye gas, junto con la identificación de las conexiones de dichas redes de distribución con la red de transporte o distribución aguas arriba y con las plantas de producción de otros gases. Dicha información se incluirá en el SLATR junto con los analizadores de composición que cuenten con control metrológico asociados a cada conexión, recogiendo para cada una de ellas el poder calorífico superior medio diario (PCS_i) y el volumen diario de gas vehiculado (V_i), así como el poder calorífico superior medio diario de la red donde se ubiquen los puntos de suministro (PCS_Diario).

Diariamente, el GTS publicará en el SLATR el poder calorífico superior medio de cada red de distribución (PCS_Medio) correspondiente al día anterior (día «n») y proporcionará al usuario, o al consumidor sujeto a derechos de comercio de emisiones de gases de efecto invernadero que lo solicite, la información detallada en el apartado 2.4.6.

El SLATR mantendrá un histórico de al menos 24 meses de dicha información, para permitir la verificación del PCS_Medio utilizado en el período de facturación.

La información anterior, comprensible para el usuario final, que incluya el factor de conversión Fc aplicable a las presiones de suministro, incluyendo las seis presiones relativas estandarizadas, junto con su poder calorífico superior medio diario (PCS_Diario), se publicará en el portal de internet del GTS. Asimismo, dicha página incluirá la posibilidad de que los consumidores de lectura mensual o superior, introduciendo la red de distribución del punto de suministro y la fecha de la última lectura del consumo a facturar, puedan obtener el PCS_Medio aplicable en la factura.

En el caso de los municipios con suministro de gas natural obtenido a partir de planta satélite o alimentados mediante gas manufacturado, la información anterior será publicada en el portal de internet de la empresa distribuidora, que será responsable de mantener dicha información actualizada.

2.6.7 Calendario de medidas.

El envío de medidas se realizará mediante el SLATR según el calendario de este apartado. Si alguna de las fechas establecidas para las medidas finales provisionales (m+3) y finales definitivas (m+15) en los calendarios correspondiese a un sábado, domingo o festivo nacional, éste se desplazará al día laborable inmediatamente posterior.

Antes del 15 de septiembre de cada año, el GTS publicará en el SLATR el calendario asociado al proceso de envío de medidas finales provisionales (m+3) y finales definitivas (m+15) del año de gas siguiente, con el fin de identificar y rectificar las posibles inconsistencias que pudieran producirse en los envíos y publicaciones de esta información.

2.6.7.1 Medida diaria provisional (d+1).

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

– Antes de las 7 horas y 30 minutos posteriores al cierre del día de gas d, los usuarios, el GTS o los operadores podrán solicitar la revisión de la medida diaria provisional d+1.

– Antes de las 7 horas y 45 minutos posteriores al cierre del día de gas d, los responsables de proporcionar la medida comunicarán las revisiones de las cantidades que hayan de ser modificadas con respecto al envío inicial.

2.6.7.2 Medida final provisional (m+3).

– Antes de la finalización del día 5 del mes m+3, los responsables de proporcionar la medida facilitarán la medida de cada uno de los días del mes m, como medidas finales provisionales m+3. Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida previamente enviada.

– Antes de la finalización del día 20 del mes m+3, los responsables de proporcionar la medida podrán enviar rectificaciones diarias para cada uno de los días del mes m, como medidas finales provisionales m+3. Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida previamente enviada.

Los responsables de proporcionar la medida facilitarán las medidas finales provisionales (m+3) antes de las fechas publicadas por el GTS en el calendario asociado al proceso de envío de medidas finales provisionales (m+3) para cada año de gas.

2.6.7.3 Medida final definitiva (m+15).

– Antes de la finalización del día 5 del mes m+15, los responsables de proporcionar la medida facilitarán la medida de cada uno de los días del mes m, como medidas finales definitivas (m+15). Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida previamente enviada.

– Antes de la finalización del día 20 del mes m+15, los responsables de proporcionar la medida podrán enviar rectificaciones diarias para cada uno de los días del mes m, como medidas finales definitivas (m+15). Este envío no será necesario si el responsable de la medida no modifica la medida previamente enviada.

Los responsables de proporcionar la medida del gas vehiculado indicados en el apartado 2.6.1. facilitarán las medidas finales definitivas (m+15) antes de las fechas publicadas por el GTS en el calendario asociado al proceso de envío de medidas finales definitivas (m+15) para cada año de gas.

2.6.8 Controles a las medidas diarias provisionales en los puntos PCTG, PCLD, PCTD, PCDD y PCDG.

Para cada PCTG, PCLD, PCTD, PCDD y PCDG con envío de emisión en el proceso diario provisional (d+1), el SLATR dispondrá de un concepto denominado «máxima cantidad previsible», definido por los responsables de la medida indicados en el apartado 2.6.1. de este capítulo. Dichos valores serán calculados inicialmente en el SLATR como la máxima cantidad histórica real medida en cada punto, siendo los responsables de su supervisión los citados responsables de medida, que podrán modificarlos en función de las previsiones de medida asociadas al punto. Se fija un mínimo de 1 GWh/día para la máxima cantidad histórica previsible de estos puntos. En el caso de altas de uno de estos nuevos puntos, o modificación en los puntos ya existentes de las ERM/EM conforme al capítulo 10, serán los responsables de la medida los encargados de facilitar el valor de las máximas cantidades previsibles y comunicar estos valores al GTS para que sean implementados en el SLATR.

Cada día, el SLATR realizará una comparativa entre la cantidad enviada por el responsable del gas transitado en cada uno de estos puntos y su valor máximo previsible. En el caso de que la cantidad diaria enviada para un punto supere en un 50 % la máxima cantidad previsible cargada en el SLATR, dicha cantidad será estimada por el SLATR.

En el supuesto de que el punto de conexión sea un PCTD o PCDD, la estimación se realizará a partir de la suma de los repartos telemedidos y no telemedidos calculados por el responsable del reparto (asumiendo que la diferencia entre la emisión neta en el punto y los consumos incrementados en sus mermas retenidas correspondientes es nula) y las medidas de los puntos de este tipo conectados directamente con la red. Si se trata de un PCLD, PCTG o PCDG, dicha estimación será el propio valor de cantidad máxima previsible.

El hecho será comunicado a través del SLATR a los operadores y usuarios afectados para que, dentro de los plazos establecidos en el proceso diario (d+1) puedan revisar, modificar o reclamar sus datos.

2.6.8.1 Control a la medida del gas transitado.

– Responsable: responsable de la medida conforme al apartado 2.6.1.

– Control: comprobar que las medidas a facilitar no superan la cantidad máxima previsible disponible en el SLATR.

– Acción: el responsable revisará y corregirá el valor de la cantidad facilitada en caso necesario, y notificará la situación a los operadores de las instalaciones afectadas. En el caso de que tenga certeza que la cantidad es correcta, deberá actualizar la cantidad máxima previsible en sus sistemas y en el SLATR.

2.7 Control metrológico de las instalaciones de medida.

Las instalaciones de medida y de análisis de la calidad de gas deberán cumplir aquellos aspectos regulados por la normativa metrológica legal española de aplicación y, en particular, por lo dispuesto en la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, y sus normas de desarrollo.

Los contadores y dispositivos de conversión o computadores de caudal, incluidos en el Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, y en la Orden ICT/155/2020, de 7 de febrero, serán comercializados, puestos en servicio y verificados periódicamente de acuerdo con la normativa en vigor en el momento de puesta en servicio.

En aquellos aspectos en los que no exista desarrollo normativo, será de aplicación lo dispuesto en este apartado.

2.7.1 Responsabilidad de los agentes.

El control metrológico de los equipos, incluyendo las verificaciones metrológicas, se realizará según lo establecido en materia de competencias, ejecución y obligaciones de los diferentes agentes, en la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, siendo los gastos generados a cargo del sujeto titular de los equipos, salvo acuerdos firmados entre las partes o subrogados a ellos por una de las partes, firmados con anterioridad a la entrada en vigor de esta orden, sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 2.7.4 de este capítulo.

2.7.2 Requisitos generales.

Como criterio general, el marco competencial para la ejecución del control metrológico de los sistemas de medida, los agentes intervinientes en él y su designación, así como los requisitos que deben cumplir, serán los definidos en la normativa metrológica legal vigente.

Se deberán establecer programas de verificación metrológica periódica de los sistemas de medida para averiguar si éstos conservan la precisión de medida requerida, o si resulta necesario ajustar o reparar alguno de los elementos que constituyen el sistema.

La verificación metrológica periódica de los contadores, excepto los ultrasónicos y másicos tipo Coriolis, se deberá realizar por medio de laboratorios acreditados conforme a los criterios de la norma UNE-EN ISO/IEC 17025:2017: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración, utilizando como fluido aire o gas natural o cualquier otro gas siempre que dé resultados metrológicos similares con un número de Reynolds dentro de ±5 % del número de Reynolds en las condiciones de medida previstas. En el caso de que la presión de operación del contador sea superior a 35 bar, la verificación metrológica deberá realizarse por medio de laboratorios acreditados, en condiciones de operación, conforme a los criterios de la norma UNE-EN ISO/IEC 17025:2017: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración, y a una presión superior a 35 bar.

La verificación metrológica periódica de los contadores ultrasónicos y másicos tipo Coriolis se deberá efectuar in situ, aplicando un procedimiento particular que deberá haber sido aprobado previamente por las partes afectadas e incluido en el protocolo de medida.

Los resultados que se obtengan de esta verificación, si están fuera de los márgenes de error aceptados por la reglamentación aplicable, darán lugar a regularizaciones.

Cuando las condiciones de operación de un contador obliguen a la verificación metrológica a alta presión (mayor de 35 bar), o dicho contador se instale por primera vez, la curva de errores resultante de la calibración a diferentes caudales se introducirá en el conversor/computador de caudal, siempre que no esté incluido en la configuración del contador, con el objeto de corregir los errores en los caudales de operación habituales del contador. Para aquellas condiciones de operación inferiores a 35 bar, se podrá introducir la curva de error en el computador de caudal/conversor de volumen siempre que se justifique adecuadamente la mejora en la incertidumbre de la medida, previa comunicación a la otra parte implicada.

La verificación metrológica periódica de los conversores/computadores de caudal con sus elementos asociados, transmisor de presión y sonda de temperatura en el caso de medida volumétrica, se deberá realizar in-situ, en la misma disposición y situación en la que están instalados, con la idea de reproducir durante la verificación las condiciones de trabajo de los trasmisores.

En caso de acuerdo entre las partes o siempre que haya una motivación justificada, la disposición de los elementos se podrá modificar para facilitar la verificación de estos.

En los puntos del sistema gasista, los comercializadores afectados por la medida, así como los operadores de las redes correspondientes, vendrán autorizados para exigir su verificación metrológica periódica con la frecuencia que reglamentariamente corresponda o se establezca mediante este capítulo.

Como norma general, los operadores de las redes serán los encargados de comprobar que se realiza la verificación metrológica periódica de los sistemas de medida, tomando como base de partida el inventario de equipos de medida de los puntos del sistema gasista conectados a su red, para garantizar que la totalidad de equipos sean sometidos a verificación metrológica dentro del período establecido en este capítulo. En el supuesto de que el titular del sistema de medida no cumpliera con su obligación y, transcurrido el plazo máximo de tres meses tras recibir la notificación por escrito, el operador de la red podrá solicitar la realización de la verificación a los agentes competentes para ello, yendo a cargo de dicho titular los costes que se generen.

De igual modo, los distribuidores y transportistas podrán comprobar si se han realizado las verificaciones metrológicas periódicas de los sistemas de medida de los puntos de suministro conectados a sus redes. medida.

Como resultado de estos procesos de verificación metrológica periódica se generará un certificado de verificación de cada equipo que reflejará la precisión de la medida en cada intervalo de caudal frente a los valores límite aceptables definidos en la legislación metrológica vigente, o en su defecto, en la directiva europea vigente, o en su defecto, en la norma UNE correspondiente. En los períodos en que dichos equipos estuviesen fuera de servicio por estar sometidos a verificación metrológica, se deberá previamente acordar entre los sujetos involucrados el consumo a contabilizar a efectos de reparto, asignación o facturación del gas entregado o de los servicios de acceso prestados, de acuerdo con lo establecido en el manual de operación y protocolo de medida firmado entre las partes, en caso de existir.

Lo dispuesto para la verificación metrológica periódica, será también de aplicación para la verificación metrológica después de reparación o modificación.

La reparación/ajuste/modificación se efectuará cuando exista avería, cuando el resultado de la verificación metrológica periódica así lo aconseje o bien por acuerdo entre los sujetos implicados.

Si, como consecuencia de una verificación metrológica periódica, o por una avería, se deba reparar, ajustar o modificar el contador, el titular del equipo deberá instalar, lo antes posible y en un plazo máximo de 5 días laborables, salvo causa justificada, un contador alternativo durante el tiempo en que el contador original se encuentre fuera de su ubicación, excepto si el diseño de la instalación permite utilizar otra línea de medida durante dicho período.

En los consumidores con obligación de contar con telemedida, si como consecuencia de una verificación metrológica periódica, o por una avería, se procederá a reparar/ajustar/modificar el conversor con sus elementos asociados, transmisor de presión y sonda de temperatura. El titular del equipo deberá instalar un conversor alternativo durante el tiempo en que el conversor original se encuentre fuera de su ubicación, excepto si el diseño de la instalación permite una medida alternativa durante dicho período.

2.7.3 Verificaciones metrológicas periódicas de los equipos de medida.

2.7.3.1 Puntos de entrada de la red de transporte.

En los PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCTG y PCTD con sentido de flujo distribución-transporte, las verificaciones metrológicas periódicas correspondientes al factor de conversión, lazos de presión y de temperatura para medida volumétrica, y para computadores de caudal en medida másica, medida y volumen (prueba en serie) se realizarán de acuerdo con la siguiente clasificación:

– Para PCI, PCAS, PCPR, las verificaciones se realizarán con frecuencia mensual.

No obstante, si después de realizar estas verificaciones mensuales durante un período de tiempo, los errores se encuentran dentro de la tolerancia admitida se podrá, previo acuerdo de los operadores implicados y el GTS, disminuir la frecuencia indicada, sin que el período exceda de seis meses.

– Para PCY, PCTG y PCTD con sentido de flujo distribución-transporte se aplicará lo dispuesto para los puntos de salida de la red de transporte.

2.7.3.2 Puntos de entrada al sistema a través de redes de distribución.

Para PCDG se aplicará lo dispuesto para los puntos de salida de la red de transporte.

2.7.3.3 Puntos de salida de la red de transporte.

En los PCTT, PCLD y PCTD con sentido de flujo transporte-distribución, las verificaciones metrológicas periódicas se realizarán con la frecuencia siguiente tanto para medida volumétrica como másica:

	Periodicidad	Tipo de prueba
Factor de conversión.	6 meses (*).	Campo.
Lazo de presión.	6 meses (*).	Campo.
Lazo de temperatura.	6 meses (*).	Campo.
Medida y volumen (prueba en serie).	6 meses (*).	Campo.
Analizador de composición, cambio de gas patrón.	El cambio del gas patrón se realizará antes de la fecha de fin de la validez de la muestra y siempre dentro de las condiciones de utilización que se indiquen en el certificado.	Campo.
Verificación metrológica de contadores.	6 años (**).	Laboratorio.
() Si después de realizar estas operaciones con la periodicidad indicada durante un período de tiempo los errores se encuentran dentro de la tolerancia admitida, se podría, previo acuerdo de los operadores implicados y el GTS, disminuir la frecuencia indicada anteriormente, sin que el período de verificación metrológica exceda de doce meses a excepción de líneas directas y otros consumidores que pueden condicionar la operación normal de la red a la que están conectados. En el caso de que se realice más de una operación anual, la frecuencia entre verificaciones de 6 meses podrá modificarse en +-2 meses en aquellos casos en los que se estime que las condiciones de caudal no permitan realizar dicha prueba en serie en la fecha planificada. (*) Siempre que se hagan las pruebas en serie cada año y el resultado de ellas esté dentro de los límites exigidos. En caso de que no se pudiesen realizar por caudales insuficientes, se podrá acordar entre las partes mantener el periodo establecido en la tabla para las verificaciones metrológicas de contadores en laboratorio. En caso de que se requiera una calibración inferior a los 6 años establecidos, debido a la no posibilidad de realizar la prueba en serie por bajo caudal, se entenderá como una comprobación extraordinaria a petición de parte, tal y como se define en el punto 2.7.4.	() Si después de realizar estas operaciones con la periodicidad indicada durante un período de tiempo los errores se encuentran dentro de la tolerancia admitida, se podría, previo acuerdo de los operadores implicados y el GTS, disminuir la frecuencia indicada anteriormente, sin que el período de verificación metrológica exceda de doce meses a excepción de líneas directas y otros consumidores que pueden condicionar la operación normal de la red a la que están conectados. En el caso de que se realice más de una operación anual, la frecuencia entre verificaciones de 6 meses podrá modificarse en +-2 meses en aquellos casos en los que se estime que las condiciones de caudal no permitan realizar dicha prueba en serie en la fecha planificada. (*) Siempre que se hagan las pruebas en serie cada año y el resultado de ellas esté dentro de los límites exigidos. En caso de que no se pudiesen realizar por caudales insuficientes, se podrá acordar entre las partes mantener el periodo establecido en la tabla para las verificaciones metrológicas de contadores en laboratorio. En caso de que se requiera una calibración inferior a los 6 años establecidos, debido a la no posibilidad de realizar la prueba en serie por bajo caudal, se entenderá como una comprobación extraordinaria a petición de parte, tal y como se define en el punto 2.7.4.	() Si después de realizar estas operaciones con la periodicidad indicada durante un período de tiempo los errores se encuentran dentro de la tolerancia admitida, se podría, previo acuerdo de los operadores implicados y el GTS, disminuir la frecuencia indicada anteriormente, sin que el período de verificación metrológica exceda de doce meses a excepción de líneas directas y otros consumidores que pueden condicionar la operación normal de la red a la que están conectados. En el caso de que se realice más de una operación anual, la frecuencia entre verificaciones de 6 meses podrá modificarse en +-2 meses en aquellos casos en los que se estime que las condiciones de caudal no permitan realizar dicha prueba en serie en la fecha planificada. (*) Siempre que se hagan las pruebas en serie cada año y el resultado de ellas esté dentro de los límites exigidos. En caso de que no se pudiesen realizar por caudales insuficientes, se podrá acordar entre las partes mantener el periodo establecido en la tabla para las verificaciones metrológicas de contadores en laboratorio. En caso de que se requiera una calibración inferior a los 6 años establecidos, debido a la no posibilidad de realizar la prueba en serie por bajo caudal, se entenderá como una comprobación extraordinaria a petición de parte, tal y como se define en el punto 2.7.4.

Si el diseño de la instalación no permite la realización de la prueba en serie, la verificación metrológica del contador en laboratorio será cada dos años.

Los contadores que se instalen deberán disponer de un certificado de calibración de menos de 2 años de antigüedad en todos los casos.

Los contadores de autoconsumo estarán sometidos al control metrológico del Estado en el caso de que estén dentro de los supuestos establecidos en la Orden ICT/155/2020, de 7 de febrero, en caso contrario se regirán por lo establecido en estas NGTS para las salidas de transporte si son de turbocompresores/motocompresores de las estaciones de compresión, o por lo establecido para los puntos de suministro si son del resto de instalaciones del sistema.

2.7.3.4 Puntos de suministro desde redes de distribución y puntos de entrega entre redes de distribución.

En el caso de que el transportista o distribuidor no sea el propietario de la estación de medida, el cliente realizará las verificaciones metrológicas con la periodicidad correspondiente, bien por ser PCLD o bien por ser punto de suministro.

Las verificaciones metrológicas periódicas de los elementos de medida se realizarán según lo indicado a continuación:

Contadores:

La periodicidad de la verificación metrológica de los contadores será la indicada en la Orden ICT/155/2020, de 7 de febrero si es de aplicación, y según el cuadro siguiente en caso contrario:

Tipo contador	C ≤ 3	3 < C ≤ 30–	C > 30 (*)
Tipo contador	Consumo anual por línea (C) (GWh/año)	Consumo anual por línea (C) (GWh/año)	Consumo anual por línea (C) (GWh/año)
Turbina.	4 años.	4 años.	2 años.
Pistón.	6 años.	6 años.	3 años.
Membrana.	15 años.	15 años.	NA.
(*) Si el diseño de la instalación lo permite, prueba en serie anual, excepto que el consumo anual sea superior a 1.000 GWh/año, que será semestral, y verificación metrológica del contador como máximo cada 6 años.	(*) Si el diseño de la instalación lo permite, prueba en serie anual, excepto que el consumo anual sea superior a 1.000 GWh/año, que será semestral, y verificación metrológica del contador como máximo cada 6 años.	(*) Si el diseño de la instalación lo permite, prueba en serie anual, excepto que el consumo anual sea superior a 1.000 GWh/año, que será semestral, y verificación metrológica del contador como máximo cada 6 años.	(*) Si el diseño de la instalación lo permite, prueba en serie anual, excepto que el consumo anual sea superior a 1.000 GWh/año, que será semestral, y verificación metrológica del contador como máximo cada 6 años.

Los contadores que se instalen deberán disponer de un certificado de calibración.

Los periodos indicados en la tabla comenzarán a contar desde la puesta en servicio del contador.

Lazos de medida:

La periodicidad de la verificación metrológica de los lazos de medida (transmisor de presión y sonda de temperatura) será la indicada en el cuadro siguiente:

Consumos (C) (GWh/año)	C ≤ 5	5 < C ≤ 100	100 < C ≤ 1.000	C > 1.000
Periodicidad.	4 años.	2 años.	1 año.	6 meses.

Los conversores que se instalen deberán disponer de un certificado de verificación de una antigüedad de al menos la mitad del período de verificación que le corresponda. Los periodos indicados comenzarán a contar desde la puesta en servicio del equipo.

Analizadores de composición:

Las botellas de gas patrón estarán certificadas por un laboratorio acreditado para el análisis de calidad del gas según la norma UNE-EN ISO/IEC 17025:2017: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración.

El cambio del gas patrón se realizará antes de la fecha de fin de la validez de la muestra y siempre dentro de las condiciones de utilización que se indiquen en el certificado.

Se procederá a la verificación metrológica periódica del analizador de composición como mínimo cada 12 meses y siempre que se realice el cambio de gas patrón.

2.7.4 Comprobaciones extraordinarias a petición de parte.

Para todos los puntos de medida del sistema gasista, cualquier sujeto implicado podrá exigir la calibración/verificación extraordinaria de la instalación de medida, en aquellas situaciones en las que existiese presunción justificada de un incorrecto funcionamiento de los equipos de medida instalados.

La retirada del contador para el envío a calibración/verificación deberá realizar en un plazo máximo de 2 meses desde la fecha de petición, salvo que por causa justificada no sea posible.

La calibración/verificación deberá realizarse en un plazo máximo de 3 meses desde la fecha de retirada del contador, salvo que por causa justificada no sea posible.

En tales casos, el alcance de la calibración/verificación extraordinaria será idéntico al de la verificación periódica prevista en el control metrológico, debiendo realizarse estas operaciones en el equipo de medida por agentes competentes para efectuar verificaciones metrológicas, con la mayor brevedad posible y respetando en todo caso la continuidad del suministro. Los costes generados por la comprobación extraordinaria de los equipos de medida serán a cargo del solicitante salvo que el control metrológico de estos equipos confirmase la existencia de una desviación superior a la admisible, en cuyo caso correrán a cargo del titular del equipo.

2.8 Regularización de lecturas y mediciones.

En los casos de calibración/verificación metrológica periódica, de calibración/verificación después de reparación o modificación, y/o de calibración/verificación extraordinaria realizada a petición de parte de los equipos de medida o análisis de calidad, si se observa que se exceden las tolerancias admitidas para el equipo en cuestión, se procederá a la regularización de los suministros efectuados conforme a lo establecido en este apartado.

En el supuesto de detectarse errores que excedan las tolerancias admisibles, se corregirán y regularizarán las cantidades previamente determinadas a partir de las lecturas originales. La regularización de las cantidades se extenderá a un cierto período de tiempo previo a la fecha de realización de la comprobación que detectó el error y se establecerán en base a los siguientes criterios:

– El período de tiempo sujeto a corrección y la refacturación complementaria a que diera lugar, se calcularán de acuerdo con lo establecido en la legislación vigente.

– El GTS publicará en el SLATR el procedimiento estándar de cálculo de regularizaciones derivadas de excesos sobre las tolerancias máximas establecidas.

– Una vez conocido el error, mientras la causa origen no sea subsanada, las limitaciones del período de tiempo afectado no serán de aplicación y, en consecuencia, dicho período se extenderá al total de la duración de la causa, sin perjuicio de la responsabilidad que pudiera derivarse de la no rectificación del error detectado. La corrección por cantidad que se aplicará durante el período afectado será la correspondiente al exceso que supere el error máximo admisible.

– En caso de detectarse anomalías en la medida que vengan derivadas de problemas en la instalación, como, entre otros, resonancia, medida por debajo del caudal mínimo, fallo del contador o caudal de gas insuficiente para alcanzar la inercia mínima de movimiento de un contador de turbina, y que no sean detectables en calibraciones/verificaciones posteriores en laboratorio, las regularizaciones se harán en base a las mejores medidas disponibles aguas abajo.

2.9 Odorización del gas.

El gas deberá ser odorizado de forma que cualquier fuga pueda ser detectada con facilidad por el olfato humano normal cuando exista una mezcla cuya concentración volumétrica sea un quinto de la correspondiente al límite inferior de inflamabilidad.

2.9.1 Responsabilidad de los agentes.

Los transportistas de la red primaria entregarán el gas natural odorizado en las entradas al sistema de transporte, en las entradas a las redes de distribución y a los consumidores directamente conectados a sus redes de transporte. En el caso de inyección de otros gases en redes de transporte o distribución, los titulares de las redes donde se inyecte serán los responsables de la odorización.

Para optimizar los costes de instalación, en el caso de nuevas instalaciones de transporte secundario en las que exista consumo doméstico, el responsable de la odorización hasta los niveles indicados en el apartado 2.9.3 será el titular del punto de entrega transporte-transporte secundario.

Los distribuidores deberán asegurarse de que el gas natural que entreguen a los consumidores posea el olor característico, añadiendo compuestos odorizantes en la proporción necesaria cuando fuera preciso, de forma que se detecte su presencia.

Los niveles de odorización, en su caso, de aquellos gasoductos de transporte para tránsito a terceros países, se acordarán por los transportistas implicados.

2.9.2 Requisitos de los odorizantes.

El odorizante empleado deberá reunir las siguientes condiciones:

– Proporcionar un olor característico y persistente.

– Proporcionar un olor específico para no ser confundido con otros olores encontrados corrientemente: olor de derivados del petróleo, gases de combustión, cocinas, perfumes, etc.

– Fácil de manipular y adicionar al gas.

– No tóxico en las concentraciones adicionadas al gas.

– Insoluble en agua y soluble en fase gas.

– Inerte frente a los diferentes tipos de materiales usados en las canalizaciones y poco absorbido por los residuos que se pueden hallar en el interior de la red.

– Poco absorbido por el terreno.

– De combustión sin producción de productos perjudiciales.

– Estabilidad química frente a los componentes del gas.

2.9.3 Criterios generales para la odorización.

Los transportistas de la red primaria entregarán el gas odorizado, siguiendo los siguientes criterios:

En los casos b) y c) que alimenten a redes con consumo doméstico, el contenido mínimo de odorizante será de 18 mg de THT por cada m³ de gas, o producto odorizante equivalente.

En el caso de inyección de otros gases en red de distribución o de transporte secundario con consumo doméstico se añadirán 22 mg de THT por cada m³ de gas, o producto odorizante equivalente.

Para la odorización de otros gases, tanto en redes de transporte como distribución, se deberán seguir los mismos criterios de seguridad que para el gas natural, con los niveles de exigencia de odorización actuales a fin de mantener la misma capacidad de detección del gas.

En caso de utilizar un producto odorizante diferente al THT, la concentración de odorizante a adicionar se adecuará para obtener un nivel de detección equivalente, siendo necesario un consenso entre todos los titulares de las redes.

Cuando el gas recibido tenga algún contenido en odorizante se deberá analizar de qué tipo de odorizante se trata y qué compatibilidad tendrá con el que se añada, ya que podría darse el caso de que el añadido contrarrestase el efecto del olor del propio gas recibido.

Las concentraciones de productos odorizantes a adicionar se considerarán expresadas en las condiciones de referencia del sistema gasista.

Se modifican los apartados 2.4, último párrafo y 2.4.5, primer párrafo por la disposición final 1.1 y 2 de la Orden TED/1062/2025, de 25 de septiembre. Ref. BOE-A-2025-19341

3.1 Inspección de buques.

Los buques que se utilicen para las descargas/cargas 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 para buques de menos de cinco años será de dieciocho meses, para buques con antigüedad comprendida entre cinco y quince años, doce meses y para buques de más de quince años, seis meses.

Si el buque ha cumplido quince años, deberá haber pasado una inspección de clase en dique seco durante los últimos treinta y seis meses.

Asimismo, los titulares de las plantas de regasificación podrán exigir a los contratantes de buques con veinte años o más desde su entrada en servicio la presentación de certificados adicionales de una sociedad de clasificación acerca del estado estructural del buque, tales como el CAP («Condition Assessment Programme») nivel 1 o 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/cargar buques 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 directo en mercado contratante del buque, deberá facilitar la totalidad de la información solicitada tanto por el titular de la instalación de descarga/carga como por la compañía de inspección que vaya a realizar la evaluación del buque antes de que se proceda a la operación.

Además de los criterios de inspección indicados anteriormente, cada planta podrá establecer criterios adicionales de aceptación de acuerdo con los estándares internacionales marítimos.

En cualquier caso, la autorización definitiva para que un buque que haya pasado la inspección, amarre y descargue o cargue GNL en una planta de recepción, almacenamiento y regasificación, será otorgada por el titular de la planta. La compañía comercializadora, o consumidor directo en mercado, deberá iniciar los trámites con la antelación suficiente, no más tarde de diez días antes de la fecha de la operación de buque, con objeto de que estos sean finalizados como paso previo a dicha operación.

No obstante, los buques consumidores de GNL que utilicen las instalaciones de regasificación para «bunkering» deberán haber superado satisfactoriamente los procedimientos de inspección y aceptación («vetting») exigidos por el operador de estas instalaciones, si los hubiera.

Los buques de bunkering de hasta 10.000 m³ podrán tener un único medidor de nivel en cada tanque, cuando cuenten además con un sistema de medida dinámico externo al tanque. Para ello, será necesario que el sistema esté certificado por la autoridad metrológica competente (certificación europea MID –Measuring Instruments Directive– o sus equivalentes internacionales) y que exista un acuerdo entre las partes.

3.2 Estudios de compatibilidad.

En el caso de utilización de buques que no hayan descargado/cargado GNL previamente en la planta, y con el fin de poder analizar su compatibilidad con 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, y si aplica, 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 en el plazo de siete días hábiles desde la presentación por parte de la comercializadora del último documento de la información pertinente.

Dicho informe será provisional siendo entregado el definitivo una vez finalizada la primera operación de descarga/carga de GNL de manera satisfactoria.

3.3 Atraque seguro e instalaciones de descarga.

El titular de la instalación de descarga/carga deberá cumplir con las condiciones establecidas en las regulaciones internacionales estándar aceptadas en la industria del GNL; entre otras 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/carga, tuberías y otros equipos necesarios para permitir las operaciones de GNL;

– Instalaciones para el retorno de vapor adecuados para mantener una presión operativa en los tanques de carga del buque 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 la comunicación con el buque en todo momento;

– Instalaciones que faciliten el suministro de nitrógeno a los buques metaneros.

3.4 Autorizaciones y servicios portuarios.

Será responsabilidad del buque o del agente que designe, obtener de la autoridad portuaria los correspondientes permisos de descarga/carga, siendo además de su responsabilidad la contratación de los servicios pertinentes para el atraque, entre otros: prácticos, remolcadores y amarradores, así como cumplir con los requisitos aduaneros establecidos.

3.5 Determinación de energía descargada/cargada transferida desde/a buques en plantas de regasificación.

La cantidad y calidad del GNL descargado/cargado se medirá de acuerdo con lo establecido en este capítulo.

3.5.1 Criterios generales.

Para los procesos de carga o descarga de GNL y, con la suficiente antelación a la primera operación del usuario, éste designará su representante, que actuará de acuerdo con el contrato en nombre de su empresa. En el caso de que la operación de carga o descarga sea compartida por varios usuarios, estos designarán un único representante para que actúe en nombre de todos ellos. Los usuarios notificarán por escrito a los titulares de la planta de regasificación la designación de sus representantes y cualquier cambio de ellos.

Así mismo, podrán designar un inspector independiente de acuerdo con su suministrador para supervisar y verificar las mediciones, muestreo y análisis del GNL descargado/cargado. El coste de esta inspección será asumido por las compañías que compartiesen dicho cargamento.

Los titulares de la planta de regasificación y del buque pondrán a disposición de los representantes de las partes toda la información necesaria para el control y determinación de las cantidades y calidades de gas. Esta información será archivada por el titular de la planta de regasificación y por el usuario durante un período mínimo de cuatro años.

La determinación de las cantidades transferidas en una operación de carga/descarga a través de brazos se realizará mediante la utilización de los sistemas de medida del buque, teniendo en cuenta lo establecido en el apartado 3.5.9, y en caso de no disponibilidad, ausencia de estos o si las partes así lo acuerdan, se utilizarán los sistemas de medida de la terminal.

Para las operaciones de carga que se realicen a través de mangueras flexibles, la determinación de las cantidades transferidas se realizará mediante los sistemas de medida instalados en la planta y en caso de no disponibilidad, ausencia de estos o si las partes así lo acuerdan, se utilizarán los sistemas de medida del buque.

Independientemente del método empleado, la calidad del GNL y del vapor se determinará mediante análisis cromatográfico en planta o a través de nuevas tecnologías que puedan aparecer en el mercado.

En los anexos 1, 2 y 3 se incluyen los documentos que recogen los informes tipo de descarga y de carga con el listado de información a archivar en relación con el control y determinación de la cantidad y calidad del GNL.

El titular del buque deberá proporcionar, mantener y operar los instrumentos necesarios para la determinación del nivel, presión y temperatura en los tanques de GNL de los buques, así como cualquier otro instrumento necesario para la determinación final de las cantidades energéticas netas cargadas o descargadas.

El titular de la planta de regasificación deberá proporcionar, mantener y operar los instrumentos necesarios para la determinación de la calidad y composición del GNL y de vapor, los sistemas de toma de muestras, así como cualquier otro instrumento necesario para la determinación final de las cantidades energéticas netas cargadas o descargadas.

El titular del buque, antes de cualquier operación de carga o descarga, deberá poner a disposición del titular de la planta de regasificación las tablas de corrección de cada tanque del buque, verificadas por una autoridad independiente mutuamente reconocida por las partes, así como los Certificados de Verificación de los instrumentos necesarios para la determinación del nivel, temperatura y presión en los tanques de GNL y de los instrumentos necesarios para la determinación del flujo de GNL, si los tuviera. Dichos instrumentos deberán estar precintados por la misma autoridad competente que concedió el primer certificado de calibración o posterior tras verificaciones periódicas, de manera que se asegure que no hayan sido manipulados con posterioridad.

En el caso de que la planta de regasificación disponga de una instalación con medida dinámica de GNL y vapor para carga de buques, antes de cualquier operación en la que vaya a ser utilizada, el titular de la planta deberá poner a disposición del representante del usuario y/o al titular del buque los Certificados de Calibración/Verificación de los equipos e instrumentos necesarios para la determinación del flujo y la Aprobación de Tipo de Sistema de Medida que indique la regulación en vigor. Dichos equipos e instrumentos deberán estar precintados por una autoridad metrológica competente, de manera que se asegure que no hayan sido manipulados con posterioridad.

Las operaciones realizadas no deberán comprometer la seguridad del buque o de la planta de regasificación en ningún caso, por ello todas las operaciones deberán realizarse teniendo en cuenta las recomendaciones y buenas prácticas publicadas en el LNG Custody Transfer Handbook.

La operación será realizada y dirigida por el titular correspondiente en presencia de los representantes de las partes. Durante las operaciones de carga o descarga, las partes o sus representantes podrán expresar su disconformidad con las operaciones realizadas por el titular, sin que esto pueda tener, como consecuencia, el bloqueo de las operaciones.

Finalizada la operación, el titular de la planta de regasificación de GNL elaborará el informe de las cantidades cargadas o descargadas, donde se detallarán, además de los datos obtenidos, el proceso de cálculo de éstas. Antes de la salida del buque, dicho informe se firmará por duplicado por las partes, con indicación explícita de su aceptación o los reparos a su contenido. En caso de solicitud por parte del buque o el comercializador de un «early departure», la planta de regasificación podrá autorizar éste siempre que el representante del usuario se encuentre presente y haya dado su conformidad y se disponga de toda la información necesaria para el cálculo de la energía transferida en la operación, así como de otros documentos, si los hubiera, que requieran presencia física a la hora de ser firmados. Si el representante del usuario no estuviera presente en las operaciones de carga o descarga, esto se hará constar en el informe y se considerará que el usuario se encuentra conforme con dicho informe.

La energía cargada/descargada a tener en cuenta en dicho informe será siempre la calculada por la planta de regasificación mediante los equipos disponibles, salvo que las partes implicadas acuerden lo contrario.

En caso de disconformidad con el informe, el titular de la planta de regasificación, así como el representante del usuario, guardarán toda la documentación relacionada con la operación, hasta el momento en que se produzca una resolución.

En el caso en el que aparezcan nuevos procedimientos, normas o instrumentos de medida, de cantidad o calidad de gas, que proporcionen mayor fiabilidad, precisión o rapidez y sean económicamente rentables, el titular de la planta de regasificación y el usuario se comprometen a estudiar la posibilidad de utilizar estos procedimientos, normas o instrumentos o de sustituir los ya utilizados.

Derivado del punto anterior, se podrán actualizar los informes tipo que se incluyen en los anexos 1, 2 y 3 para que toda la información y procedimientos utilizados para la determinación de la cantidad cargada o descargada quede recogida.

Todas las normas, así como el LNG Custody Transfer Handbook, que apliquen en el presente procedimiento corresponderán a sus últimas revisiones.

3.5.2 Consideraciones sobre la posición del buque para el inicio de la operación de carga o descarga.

En el caso de que la determinación de las cantidades transferidas se realice mediante la utilización de los medidores de nivel del buque es necesario tener en cuenta las siguientes consideraciones:

Después del atraque del buque, y antes de que comience la operación de carga o descarga, se dejará el buque con escora y asiento «cero» tomando y anotando lecturas del clinómetro. Para ello el buque llevará instalados dos clinómetros; el secundario se usará en caso de avería del primario. Igualmente, se tomarán las lecturas de las marcas de los calados, si es posible desde el muelle y, si no, desde los indicadores de tele-calado del control de carga del buque.

Si por cualquier motivo no fuera posible mantener el buque con escora y asiento cero en el momento de realizar las mediciones, se aplicarán a las medidas obtenidas, cuando proceda, las tablas de corrección por escora y asiento (tablas de calibración) del buque.

Al objeto de determinar la energía cargada o descargada por los buques se realizarán dos mediciones, antes y después de la operación de carga o descarga, de los parámetros físicos básicos que influyen en la cantidad de energía (nivel de líquido en los tanques, temperatura del líquido, temperatura del vapor, presión del vapor).

La primera medida se hará después de que los brazos de carga/descarga o mangueras flexibles, hayan sido conectados al buque y antes de empezar a enfriarlos y abrir las válvulas de venteo.

La segunda medida se hará 15-30 minutos después de completar la operación y con los brazos de carga/descarga o mangueras flexibles conectados y las válvulas de venteo cerradas, con objeto de asegurar que la superficie del líquido se haya estabilizado.

3.5.3 Operación de purga de gas inerte («gassing-up») y puesta en frío de buques («cooling down»).

3.5.3.1 Operación de «gassing-up».

Para llevar a cabo la operación de «gassing-up» se empleará el GNL almacenado en los tanques de las plantas de regasificación. Esta operación podrá estar limitada debido a la atmósfera que contenga el buque.

La determinación de la energía transferida durante la operación se realizará de acuerdo con lo establecido en el «LNG Custody Transfer Handbook».

Esta medida de energía transferida y la calidad del GNL serán recogidas, como mínimo, en el informe correspondiente.

La calidad del gas que se utilizará para contabilizar la energía consumida durante la operación será la del GNL cargado desde la planta de regasificación y será determinada mediante los análisis realizados por el cromatógrafo instalado en las líneas de carga/descarga.

3.5.3.2 Operación de puesta en frío («cooling down»).

La operación se realiza mediante la vaporización de GNL a través de los pulverizadores («nozzles») situados en la parte superior de cada uno de los tanques del buque.

La determinación de la energía transferida durante la operación descrita anteriormente se realizará de acuerdo con lo establecido en el «LNG Custody Transfer Handbook».

Esta energía transferida junto con la calidad del GNL será recogida, como mínimo, en el informe correspondiente.

Una vez alcanzadas las condiciones de enfriamiento de los tanques del buque, la determinación de la energía transferida, correspondiente al talón del buque definido en la legislación vigente, se realizará como una operación de carga.

La calidad del gas que se utilizará para contabilizar la energía consumida durante la operación de enfriamiento será la del GNL cargado desde la planta de regasificación y determinada mediante los análisis realizados por el cromatógrafo instalado en las líneas de carga/descarga.

3.5.4 Determinación del nivel de líquido en los tanques.

Cada tanque de GNL del buque estará equipado con dos medidores de nivel independientes, el primario y el secundario. En buques de bunkering de hasta 10.000 m³ que cuenten con un único medidor de nivel en el tanque, se podrá utilizar, de manera excepcional y solo en caso de fallo de dicho medidor, un sistema de medida dinámico externo al tanque. Para ello, será necesario que el sistema esté certificado por la autoridad metrológica competente (certificación europea MID –Measuring Instruments Directive– o sus equivalentes internacionales) y que exista un acuerdo entre las partes.

El orden de preferencia en su utilización como primario será: microondas, capacitivo y de flotador.

En caso de avería o fallo del primario, se utilizará el sistema secundario. Si fuera necesario utilizar el secundario al iniciar la operación, el resto de las medidas se realizarán con dicho sistema, aunque el primario haya sido reparado antes de finalizar la operación.

Para cada tipo de medidor, sus características, tolerancias, instalación, funcionamiento y comprobaciones se basarán en la norma ISO 18132 «Refrigerated hydrocarbon and non-petroleum based liquefied gaseous fuels-General requirements for automatic tank gauges».

Tanto en la medida inicial como en la final, para cada uno de los tanques se realizarán, con los medidores de nivel, al menos dos medidas a intervalos de tiempo superiores a dos minutos, tomándose el valor medio aritmético de dichas medidas, redondeado al número entero en mm.

Al valor obtenido para cada uno de los tanques, de ser necesario, se aplicará su correspondiente corrección de escora y/o asiento. Si para la obtención de las medidas se hubiese utilizado un medidor de flotador, además, se harán las correcciones correspondientes por contracción térmica de la cinta o cable que lo sustenta debido a la diferencia de temperatura del vapor y la de calibración del medidor de nivel y por la densidad del GNL.

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

En el caso de fallo del sistema primario, si el buque dispone de medida de flujo de GNL, se realizará de acuerdo a lo establecido punto 3.5.5.

3.5.5 Determinación de la masa/volumen del GNL y vapor mediante medidores de flujo.

La determinación de la masa/volumen del GNL y de vapor se realizará mediante medidores de caudal másico (tipo Coriolis) o medidores de caudal volumétrico (tipo ultrasónicos) instalados en las líneas de transferencia entre la planta y el buque, junto con su instrumentación asociada.

El cálculo de totalización de la masa/volumen se realizará en un computador de caudal, a partir de las lecturas del medidor de caudal e instrumentos asociados, o mediante otro dispositivo/aplicación en función de los sistemas que disponga la planta.

Los caudales másicos y volumétricos se expresarán en kg/h y m³/h respectivamente, con dos cifras decimales.

La medida totalizada en masa se expresará en kg sin decimales, y el totalizado en volumen se expresará en metros cúbicos, redondeado a tres decimales.

Los caudalímetros para GNL se podrán calibrar con agua o en condiciones criogénicas y los de vapor con aire en condiciones atmosféricas, en un laboratorio acreditado por la norma UNE-EN ISO/IEC 17025: Requisitos generales para la competencia de los laboratorios de ensayo y calibración. La configuración deberá incluir las correcciones para su aplicación en condiciones criogénicas.

El control metrológico según el anexo XII del Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, aplicará a los sistemas de medida dinámica de transferencia de GNL entre buque y planta.

Los caudalímetros para la medida de vapor no requieren una certificación de un organismo notificado como instrumentos individuales. En el caso de que estos medidores formen parte de un sistema conjunto con la medida GNL, podrán ser incluidos en dicho sistema para la certificación del sistema de medida en su conjunto.

3.5.6 Determinación de la temperatura del líquido y del vapor de GNL en los tanques.

La temperatura del líquido y vapor de GNL en cada tanque del buque se medirá inmediatamente después de la medida del nivel del líquido, antes de las operaciones de carga o descarga e inmediatamente después de éstas. Cada tanque contará con varios medidores de temperatura, situándose uno en el fondo del tanque y otro en la parte más alta para asegurar la medida de la temperatura del líquido y del vapor respectivamente. El resto de los medidores de temperatura se instalarán separados a lo largo de toda la altura del tanque.

Sus características, instalación, funcionamiento y comprobaciones cumplirán con los requisitos establecidos para medidores de Clase A, en la norma ISO 8310 «Refrigerated hydrocarbon and non-petroleum based liquefied gaseous fuels - General requirements for automatic tank thermometers on board marine carriers and floating storage».

La temperatura del líquido en cada tanque se determinará como el valor medio aritmético de las temperaturas dadas por las sondas de temperatura inmersas en el GNL de dicho tanque. Las temperaturas y su valor medio se redondearán a dos cifras decimales en grados Celsius.

Para la determinación de las sondas de temperatura que están inmersas en el GNL se tendrá en cuenta la posición relativa de las sondas en el tanque y la altura del nivel del líquido.

La temperatura del líquido se determinará de acuerdo con la siguiente expresión:

Siendo V_k y T_k el volumen (m³ con tres decimales) y la temperatura (ºC con dos decimales), respectivamente, del líquido en cada tanque. El resultado se redondeará a dos decimales.

La temperatura del vapor se determinará como el valor medio aritmético de las temperaturas dadas por las sondas no inmersas en el GNL, en grados Celsius redondeado a dos decimales.

Para la determinación de las sondas de temperatura que no están inmersas en el GNL se tendrá en cuenta la posición relativa de las sondas en el tanque y la altura del nivel del líquido. Si hubiera alguna medida de temperatura discordante, por no ser un valor razonable o inusual en relación con el gradiente de temperatura en el tanque, se recalculará el valor medio de las temperaturas despreciando la medida discordante.

3.5.7 Determinación de la presión.

La presión en los tanques del buque se medirá inmediatamente después de la temperatura. Las medidas de la presión del vapor se realizarán con medidores de presión absoluta instalados en la cavidad del tanque donde se acumula el vapor, según la norma ISO 10976 «Refrigerated light hydrocarbon fluids - Measurement of cargoes on board LNG carriers».

Esta presión es necesaria para calcular la energía del gas desplazado y se determinará como el valor medio de la presión de cada tanque, expresada en milibar y redondeada a números enteros.

Si el barco no dispone de los equipos de medida de presión absoluta, tendrá que llevar instalados medidores de presión atmosférica que midan y registren los valores de ésta simultáneamente para el cálculo de la presión absoluta.

3.5.8 Determinación de la calidad del GNL.

Para la determinación de la calidad del GNL, el proceso de toma de muestras incluirá tres operaciones:

– Toma de muestra representativa de GNL.

– Vaporización completa de la muestra.

– Acondicionamiento de la muestra gaseosa antes del transporte a su analizador.

La toma de muestras en continuo se realizará siguiendo la norma ISO 8943 «Refrigerated light hydrocarbon fluids-Sampling of liquefied natural gas-Continuous and intermittent methods».

La toma de muestras se realizará de acuerdo con:

– Hasta 3.000 m³ de GNL de volumen transferido no será necesario tomar ninguna muestra.

– Para el resto de las operaciones, el número de toma de muestras se determinará en función del tiempo previsto para llevarlas a cabo, siendo necesario tomar una muestra por cada 3 horas de duración, con un máximo de 3 muestras por operación.

El titular de la planta de regasificación guardará en botellas las muestras, cada una por duplicado, tomadas de forma uniforme en el tiempo durante el proceso de carga o descarga en función de la cantidad total cargada/descargada, y las retendrá hasta que haya sido firmado el Informe de Carga/Descarga con acuerdo de ambas partes. En caso de que no exista acuerdo en los análisis realizados, estas muestras se guardarán a disposición de la autoridad metrológica competente, correctamente etiquetadas y debidamente precintadas por ambas partes, hasta que se haya resuelto la discrepancia.

La toma de muestras líquidas se realizará en la planta de regasificación, en la línea de descarga/carga, se pasará por un vaporizador en continuo y se analizará con un cromatógrafo de gases en línea. Además, se recomienda disponer de un vaporizador de reserva.

Si no hubiese muestras debido al fallo del equipo de toma de muestras, o se considerase que, debido a las condiciones de operación, éstas no son representativas, la calidad del GNL se determinará por mutuo acuerdo entre las partes.

En caso de fallo de los cromatógrafos principal y de reserva (si existe), se podrán utilizar, previo acuerdo con el representante del usuario, otros cromatógrafos secundarios situados en la planta de regasificación, para lo cual se realizará un proceso de toma de muestras manual.

3.5.8.1 Determinación de la composición del GNL y del vapor.

La composición del GNL y del vapor, se determinará mediante un cromatógrafo de gases que cuente con la aprobación emitida por una autoridad metrológica competente.

La determinación de la composición del GNL y del vapor se determinará utilizando la norma ISO 6974 «Natural gas – Determination of composition and associated uncertainty by gas chromatograph».

El cromatógrafo se calibrará con un gas patrón que asegure que la precisión del equipo corresponde con la de la aprobación emitida por dicha autoridad.

Las botellas de gas patrón estarán certificadas por un laboratorio acreditado para el análisis de calidad del gas según la norma UNE-EN ISO/IEC 17025: General requirements for the competence of testing and calibration laboratoriesGas Analysis – Preparation of calibration gas mixtures – Gravimetric method.

Antes de la llegada del buque a la planta de regasificación, el titular de ésta, en presencia del representante del usuario, verificará el buen funcionamiento del cromatógrafo. Se inyectará el gas patrón para comprobar que los resultados obtenidos están dentro de las tolerancias permitidas. Si el representante del usuario no estuviera presente durante la verificación, se hará constar en el acta.

Se calculará la composición media del gas a partir de los análisis realizados al mismo. Para calcular la composición media a partir de los análisis realizados se eliminarán, por acuerdo de las partes, aquellos claramente anómalos y obtenidos en condiciones de operación no estacionaria; en cualquier caso, se eliminarán aquellos análisis cuya concentración de metano se desvíe más de un 2 % del valor medio. Esta composición se expresará en % redondeado a tres decimales.

3.5.8.2 Determinación de compuestos de azufre.

El azufre se determinará utilizando normas internacionales aceptadas como:

– UNE-EN ISO 19739: Gas Natural. Determinación de compuestos de azufre mediante cromatografía de gases.

– ASTM D 5504.

También podrán considerarse los valores aportados por los certificados de origen acuerdo a estándares internacionales o mejores prácticas de la industria.

3.5.8.3 Determinación de compuestos de mercurio.

Se determinará según las normas UNE-EN ISO 6978-1:2006: Gas natural. Determinación del contenido de mercurio. Parte 1: Toma de muestras de mercurio por quimioabsorción en yodo, y UNE-EN ISO 6978-2:2006: Gas natural. Determinación del contenido de mercurio. Parte 2: Toma de muestras de mercurio por amalgama sobre aleación de oro/platino.

3.5.8.4 Calibración, preparación y verificación de los equipos de cromatografía.

El cromatógrafo se calibrará, antes de cada carga o descarga, con un gas patrón que asegure que la precisión del equipo corresponde con la de la aprobación emitida por la autoridad metrológica.

La preparación del gas patrón se realizará por método gravimétrico de acuerdo con la norma ISO 6142 «Gas Analisys – Preparation of calibration gas mixtures – Gravimetric method».

Antes de la llegada del buque a la planta de regasificación, el titular de ésta, en presencia del representante del usuario, verificará el buen funcionamiento del cromatógrafo. Se inyectará el gas patrón para comprobar que los resultados obtenidos están dentro de las tolerancias permitidas.

Esta operación se repetirá a la finalización de la carga o descarga. Si el representante del usuario no estuviera presente durante la verificación se hará constar en el acta.

3.5.8.5 Toma de muestras del GNL.

En los casos en los que se haya requerido una toma de muestras, se retendrán hasta que haya sido firmado el informe de carga/descarga con acuerdo por ambas partes.

En caso de que no exista acuerdo en los análisis realizados, estas muestras se guardarán a disposición de la autoridad metrológica competente, correctamente etiquetas y debidamente precintadas por ambas partes, hasta que se haya resuelto la discrepancia.

3.5.9 Cálculos.

3.5.9.1 Determinación de la energía cargada o descargada utilizando la medida de nivel en el buque.

Cálculo del volumen de GNL cargado o descargado.

El volumen de GNL cargado o descargado por un buque será la suma del volumen de GNL cargado/descargado en cada tanque del buque.

El volumen del GNL cargado o descargado en cada tanque del buque se calculará por diferencia entre los niveles inicial y final del líquido en el tanque, obtenidos de acuerdo con este capítulo y a partir de las tablas de calibración de cada tanque.

En las operaciones de carga el volumen anteriormente calculado podrá corregirse para tener en cuenta el efecto de la variación de temperatura del talón del buque tal y como recoge el LNG Custody Transfer Handbook.

El volumen irá expresado en m³, redondeado a tres decimales.

Cálculo del Poder Calorífico Superior másico.

Se calculará de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 6976: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, utilizando el valor de la temperatura de referencia de los humos de combustión establecida en el capítulo 2.

Para obtener el valor en kWh/kg se dividirá el valor en MJ/kg redondeado a tres decimales entre 3,6. Se redondeará este resultado a tres decimales.

Cálculo de la densidad del GNL.

La densidad del GNL se expresará en kg/m³, redondeada a tres decimales, por cálculo a partir de la composición molecular y la temperatura media del líquido inicial, en caso de descarga, y la final en caso de carga. El método de cálculo será el descrito en la norma UNE 60555:2024: Gas natural licuado (GNL). Medición estática. Procedimiento de cálculo de las cantidades transferidas.

Cálculo del vapor retornado.

Para el cálculo del vapor retornado, se utilizará:

El poder calorífico superior volumétrico se calculará de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, redondeado a tres cifras decimales y a la temperatura de referencia de los humos de combustión establecida en el capítulo 2.

Para el cálculo del volumen de vapor retornado, expresado en condiciones normales, se considerará un comportamiento ideal del vapor, y se utilizarán las condiciones de referencia establecidas en estas NGTS, tomando como volumen bruto el volumen de líquido desplazado.

Para determinar la composición del vapor se utilizará preferentemente el primero de los métodos indicados a continuación:

Cálculo de las cantidades entregadas.

Para el cálculo de la energía y la masa entregada se utilizará la Norma UNE 60555:2024: Gas natural licuado (GNL). Medición estática. Procedimiento de cálculo de las cantidades transferidas, y las recomendaciones recogidas en el «LNG Custody Transfer Handbook».

El resultado de energía se expresará en kWh, sin decimales. El resultado de las mediciones de masa se expresará en kg, sin decimales.

3.5.9.2 Determinación de la energía cargada utilizando medidores de flujo.

Cálculo del volumen/masa del GNL cargado y del vapor retornado.

La determinación del volumen/masa del GNL y del vapor transferido en una carga se realizará por diferencia entre las lecturas de volumen o masa totalizada al inicio y al final de la operación, obtenidas de los caudalímetros o del computador de caudal, en función de los equipos de que disponga la planta.

El volumen se expresará en m³, redondeado a tres decimales. La masa se expresará en kg sin decimales.

Cálculo del Poder Calorífico Superior másico.

Se calculará de la misma forma que lo establecido en el apartado 3.5.9.1.

Cálculo de la densidad del GNL.

La densidad del GNL se determinará en kg/m³, redondeada a tres decimales, a partir de la composición molar y la temperatura media del GNL en la línea de transferencia entre buque y planta o, en su defecto, la obtenida en el buque al final de la carga. El método de cálculo será el descrito en la norma UNE 60555:2024: Gas natural licuado (GNL). Medición estática. Procedimiento de cálculo de las cantidades transferidas.

Cálculo del Poder Calorífico Superior volumétrico.

El poder calorífico se calculará de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 6976: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición, redondeado a tres decimales y a la temperatura de referencia de los humos de combustión establecida en el capítulo 2.

Para determinar la composición del vapor se utilizará preferentemente el primero de los métodos indicados a continuación:

Cálculo de las cantidades entregadas.

Para el cálculo de la energía y masa entregada se utilizará lo establecido en el «LNG Custody Transfer Handbook».

La energía se expresará en kWh y la masa en kg, ambas sin decimales.

Se sustituye por el que figura como anexo III de la Orden TED/1062/2025, de 25 de septiembre, según establece su disposición final 1.8. Ref. BOE-A-2025-19341

ANEXO 1. Informe de descarga de buque