ANEXO I

PROTOCOLO DE DETALLE PD-06

Apartados 5 y 6.7 del protocolo de detalle PD-06 玆egla operativa de las actividades de descarga de buques metaneros�

5. Programaci髇

La programaci髇 de descarga de buques se realizar� de acuerdo a lo establecido en las normas de gesti髇 t閏nica del sistema, apartados 3.6.2.1 y 3.6.2.2 haciendo referencia a la programaci髇 anual y mensual, siendo la anual de car醕ter informativo y la mensual de car醕ter vinculante, de acuerdo con lo establecido en el apartado 3.6.2.2 de la NGTS-02 玃rogramaciones�.

La programaci髇 mensual vinculante, incluir� entre otros datos, la fecha de descarga programada, que establece el d韆 de comienzo del per韔do de tiempo asignado para la llegada del buque. La duraci髇 de este intervalo de tiempo, o ventana de descarga, y su hora de comienzo, dependen de la instalaci髇 de descarga. Se establecen conforme a lo siguiente:

• a) Para Barcelona, Cartagena, Bilbao y Sagunto: 36 horas, desde las 00:00 horas de la fecha de descarga programada, para cualquier tipo de buque.
• b) 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.

6.7 Tiempos de plancha.

6.7.1 Tiempo de plancha permitido. Es el tiempo m醲imo asignado al titular de la instalaci髇 para la conclusi髇 de la descarga de cada cargamento sin incurrir en demoras. Este tiempo de plancha se detalla a continuaci髇:

• a) Buques de capacidad igual o inferior a 200.000 m³ de GNL: Treinta y seis (36) horas consecutivas, incluidos s醔ados, domingos y festivos.
• b) Buques de capacidad superior a 200.000 m³ de GNL: Cuarenta y ocho (48) horas consecutivas, incluidos s醔ados, 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 ingl閟) en su ventana de descarga, el tiempo de plancha empezar� seis horas despu閟 de ser notificado el NOR, o en el momento en que el barco est� 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 comenzar� cuando tenga lugar el primero de los siguientes eventos:

• a) En el momento en que el buque metanero est� atracado y listo para la descarga.
• b) 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 despu閟 de su ventana de descarga o, llegando antes no notifica a tiempo el NOR; el tiempo de plancha empezar� en el momento en que el buque metanero est� 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 antelaci髇 a la misma, lo que ocurra antes, el tiempo de plancha empezar� cuando tenga lugar el primero de los siguientes eventos:

• a) Cuatro horas despu閟 del momento en que suceda la primera marea alta dentro de su ventana de descarga y que tenga lugar al menos dos horas despu閟 de notificar el NOR y que permita al buque metanero atracar con seguridad y descargar de acuerdo con las regulaciones portuarias a tal efecto.
• b) En el momento en que el barco est� atracado y listo para la descarga.

Si el buque metanero llega a la boya de recalada del puerto de descarga despu閟 de su ventana de descarga o, llegando antes no notifica a tiempo el NOR; el tiempo de plancha empezar� en el momento en que el buque metanero est� 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 antelaci髇 a la misma, lo que ocurra antes, el tiempo de plancha empezar� cuando tenga lugar el primero de los siguientes eventos:

• a) Seis horas despu閟 del momento en que suceda la primera marea alta dentro de su ventana de descarga y que tenga lugar al menos una hora despu閟 de notificar el NOR y que permita al buque metanero atracar con seguridad y descargar de acuerdo con las regulaciones portuarias a tal efecto.
• b) En el momento en que el barco est� atracado y listo para la descarga.

Si el buque metanero llega a la boya de recalada del puerto de descarga despu閟 de su ventana de descarga o, llegando antes no notifica a tiempo el NOR; el tiempo de plancha empezar� en el momento en que el buque metanero est� atracado y listo para iniciar la descarga.

6.7.3 Conclusi髇 del tiempo de plancha. El tiempo de plancha dejar� de contar cuando se desconecten los brazos de descarga.

Se permite extender el tiempo de plancha permitido por cualquier retraso imputable o per韔do de tiempo requerido para lo siguiente:

• a) Acci髇 u omisi髇, del buque metanero o su capit醤;
• b) Retraso debido a operaciones especiales del barco tales como 玥eel out�, aprovisionamiento, 玝unkering�, etc.;
• c) Cumplimiento del buque metanero de las regulaciones del puerto de descarga;
• d) Descarga lenta por alta temperatura del GNL;
• e) Por retraso debido a condiciones meteorol骻icas adversas; y
• f) Cualquier otra raz髇 por fuerza mayor.

ANEXO II

PROTOCOLO DE DETALLE PD-02

PD-02 modificaci髇 de los apartados 1.2, 1.3, 1.4 y 1.6 del protocolo de detalle PD-02 y de los apartados 1.2 Y 3 de su anejo

1.2 Reparto del consumo.

• 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 desagregaci髇 diaria de su consumo mensual estimado.

  • b.1 C醠culo del consumo mensual C_m.

    Para determinar C_m se seguir醤 los siguientes pasos, en funci髇 de la existencia o no de valores hist髍icos de dicho punto de suministro:

    Si existe consumo mensual del a駉 anterior correspondiente al mismo mes (C_m–12), se tomar� como C_m el valor incluido en la factura del a駉 anterior que tenga m醩 d韆s facturados en el mes que se est� evaluando, incluyendo un coeficiente de correcci髇 (C_C) sobre el consumo del a駉 anterior que represente la evoluci髇 o variaci髇 del consumo de un a駉 respecto de otro, de acuerdo a la informaci髇 de evoluci髇 de demanda convencional publicada por el GTS. Este coeficiente de correcci髇 se publicar� en el SL-ATR.

    C_m = C_m–12 * C_C

    donde C_C es la variaci髇 del consumo de los 鷏timos doce meses disponibles en relaci髇 al mismo dato del a駉 anterior.

    En el caso de los consumidores acogidos al peaje 3.4, se aplicar� un coeficiente de correcci髇 por temperatura (C_temp1) sobre el consumo del a駉 anterior que tenga en cuenta la variaci髇 del consumo por efecto de la temperatura.

    C_m = C_m–12 * C_temp1

    El t閞mino C_temp1 se calcular� para cada zona clim醫ica como el cociente entre la previsi髇 de grados d韆 (base 15) del d韆 de gas 玭� y el promedio diario de los grados d韆 del mismo mes del a駉 anterior utilizando temperaturas reales o, en su defecto, la mejor previsi髇 posible que se hubiera dispuesto, utilizando en ambos casos informaci髇 de la Agencia Estatal de Meteorolog韆.

    

    Siendo N el n鷐ero de d韆s del mes y calcul醤dose los grados _{d韆 gas (n)} seg鷑 la siguiente expresi髇:

    

    donde T_max es la temperatura m醲ima diaria, T_min, la temperatura m韓ima diaria y T_med la temperatura media diaria calculada como (T_max + T_min)/2.

    El valor inicial del coeficiente K_T1 es 4. Este valor podr� ser revisado anualmente por resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.

    En el caso de consumidores de reciente incorporaci髇 al sistema gasista, sin la serie completa de datos del a駉 anterior, se considerar� el consumo del 鷏timo mes disponible.

    En el caso de nuevos consumidores sin ning鷑 dato de consumo, se usar� el caudal anual contratado (Q_a) o el caudal diario contratado (Q_d) en funci髇 del tipo de peaje:

    • – Para los consumidores acogidos al peaje 3.4 el consumo mensual ser� el resultado de dividir el caudal anual contratado expresado en kWh/a駉 (Q_a) por 12 meses.

      C_m = Q_a /12

    • – Para los consumidores acogidos al resto de peajes, para los cuales se dispone de la informaci髇 de caudal diario contratado (Q_d), el consumo mensual ser� el caudal diario contratado multiplicado por el factor corrector de utilizaci髇 (f_c) y el n鷐ero de d韆s del mes (N).

    Cm = Q_d * f_c * N

    El factor f_c se calcular� conforme a lo indicado en el apartado 1.1.

  • b.2 Desagregaci髇 diaria del consumo mensual por tipo de consumidor.
    • 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 calcular� de acuerdo a la siguiente f髍mula:

      

      Siendo:

      • • j: Usuarios en el PCTD/PCDD.
      • • k: Grupo de peaje.
      • • N^o Consumidores_jk: N鷐ero de consumidores suministrados por el usuario 玧� dentro del grupo de peaje 玨�.
      • • P_uk: perfil unitario en el mes que se considere correspondiente al grupo de peaje 玨� en la zona clim醫ica del PCTD/PCDD.
      • • C_temp2: coeficiente corrector del perfil por efecto de la temperatura.

      El t閞mino C_temp2 se calcular� para cada zona clim醫ica como el cociente entre la previsi髇 de grados d韆 (base 15) del d韆 de gas 玭� y el promedio diario de los grados d韆 del mismo mes del a駉 anterior utilizando temperaturas reales o, en su defecto, la mejor previsi髇 posible que se hubiera dispuesto, utilizando en ambos casos informaci髇 de la Agencia Estatal de Meteorolog韆.�

      

      Los grados _d韆gas(n) se calcular醤 seg鷑 la siguiente expresi髇:

      

      donde T_max es la temperatura m醲ima diaria, T_min, la temperatura m韓ima diaria, T_med la temperatura media diaria calculada como (T_max + T_min)/2.

      El valor inicial del coeficiente K_T2 ser� igual a 4. Este valor podr� ser revisado por resoluci髇 de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.

      

      Siendo N el n鷐ero de d韆s del mes y K el n鷐ero de periodos invernales utilizados para el c醠culo del perfil.

      La zona clim醫ica se determinar� en base a la informaci髇 hist髍ica de temperaturas facilitadas por la Agencia Estatal de Meteorolog韆. Inicialmente se definen 4 zonas clim醫icas, establecidas en el apartado 1.4, de forma que cada provincia y cada PCTD/PCDD pertenecer醤 a una 鷑ica zona. Antes del 1 de octubre de cada a駉, el GTS determinar� y publicar� en el SL-ATR, para el a駉 siguiente, las estaciones meteorol骻icas que se utilizar醤 para el c醠culo de las temperaturas significativas de cada zona clim醫ica y de los coeficientes correctores de temperatura (C_temp1 y C_temp2), as� como la relaci髇 de PCTD/PCDD incluidos en cada zona clim醫ica. El GTS podr� solicitar informaci髇 a transportistas y distribuidores respecto a los PCTDs/PCDDs incluidos en cada zona.

      Se definir� un perfil unitario de consumo P_uk por mes, grupo de peaje 玨� y zona clim醫ica 珃�, que se determinar� de acuerdo a la siguiente f髍mula:

      

      Siendo:

      • • F (k, z, mes): consumo mensual para el grupo de peaje 玨� en la zona clim醫ica 珃� en el mes del a駉 i.
      • • NC (k, z, mes): n鷐ero de consumidores para el grupo de peaje 玨� en la zona clim醫ica 珃� en el mes del a駉 i.
      • • N: n鷐ero de d韆s del mes del a駉 i.

      Los distribuidores calcular醤 los perfiles unitarios de consumo seg鷑 la f髍mula anterior utilizando los datos hist髍icos de los dos a駉s anteriores facilitados por los distribuidores que operen en cada zona. Dichos perfiles, para el a駉 siguiente, ser醤 presentados en el Grupo de Trabajo para la Actualizaci髇, Revisi髇 y Modificaci髇 de las Normas y Protocolos de Gesti髇 T閏nica del Sistema Gasista y publicados en el SL-ATR por el GTS antes del 1 de noviembre de cada a駉. La Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia y la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas podr醤 solicitar el acceso a los perfiles y a los datos empleados para su c醠culo, para la supervisi髇 de los mismos.

      Los coeficientes correctores de temperatura, los perfiles unitarios y las zonas clim醫icas ser醤 comunes para todos los distribuidores.

1.3 Reparto del saldo de mermas diario provisional.

La diferencia entre la emisi髇 del PCTD/PCDD y los consumos asignados (incrementados en sus mermas reconocidas correspondientes) m醩 las entregas de gas a operadores conectados aguas abajo se corresponde con el saldo de mermas de distribuci髇, que de igual forma que el reparto diario podr� ser diario provisional, diario final provisional o diario final definitivo, en funci髇 de cu醤do se realice su c醠culo.

Saldo de Mermas = Emisi髇 - Σ Consumo TM _C - Σ ConsumoNoTM _C - Emisi髇 Aguas Abajo

Siendo:

• • Emisi髇: Emisi髇 en el PCTD/PCDD en kWh.
• • ConsumoTM_c: lectura de los puntos de suministro con dato de telemedida disponible del usuario 玞�, m醩 las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.
• • ConsumoNoTM_c: Estimaci髇 del consumo en los puntos de suministro no telemedidos o con telemedida no disponible del usuario 玞�, m醩 las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.
• • Emisi髇 Aguas Abajo: Emisi髇 que se entrega a otras distribuidoras en el PCDD en kWh.

El saldo de mermas diario provisional, tambi閚 denominado 玶esiduo�, podr� ser positivo o negativo, y ser� 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 identificar� 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 repercutir� sobre toda la demanda de forma proporcional al consumo asignado a cada usuario. Este porcentaje podr� ser revisado anualmente por parte del Grupo de Trabajo para la Actualizaci髇, Revisi髇 y Modificaci髇 de las Normas y Protocolos de Gesti髇 T閏nica del Sistema Gasista. En caso de modificarse el nuevo valor ser� publicado en el SL-ATR con una antelaci髇 m韓ima de un mes antes de su aplicaci髇.

1.4 C醠culo del reparto diario provisional.

Se asignar� 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 seg鷑 los apartados anteriores.

1.6 Zonas clim醫icas.

Las provincias se clasifican en las 4 siguientes zonas clim醫icas:

• • Zona Clim醫ica 1: Promedio de grados d韆 menor que 1,7.
• • Zona Clim醫ica 2: Promedio de grados d韆 entre 1,7 y 2,4.
• • Zona Clim醫ica 3: Promedio de grados d韆 entre 2,4 y 3,8.
• • Zona Clim醫ica 4: Promedio de grados d韆 superior a 3,8.

La asignaci髇 de provincias a cada zona, con su correspondiente valor de grados d韆, se publicar� en el SL-ATR. Las zonas clim醫icas podr醤 ser revisadas anualmente por el Grupo de Trabajo para la Actualizaci髇, Revisi髇 y Modificaci髇 de las Normas y Protocolos de Gesti髇 T閏nica del Sistema Gasista. Las actualizaciones ser醤 publicadas en el SL-ATR con una antelaci髇 m韓ima de un mes antes de su aplicaci髇.

Zona clim醫ica 1

�	Grados/d韆
A Coru馻	1,44
Alicante	1,17
Almer韆	0,56
C醖iz	0,36
Castell髇	1,18
C髍doba	1,39
Huelva	0,85
Baleares	1,17
M醠aga	0,59
Murcia	1,03
Sevilla	0,82
Valencia	1,64

Zona clim醫ica 2

�	Grados/d韆
Asturias	1,82
Badajoz	1,80
Barcelona	1,84
Bizkaia	2,00
C醕eres	2,20
Cantabria	1,78
Gipuzkoa	2,15
Ja閚	2,00
Ourense	2,21
Pontevedra	1,96
Tarragona	2,00

Zona clim醫ica 3

�	Grados/d韆
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 clim醫ica 4

�	Grados/d韆
Araba	4,02
羦ila	4,74
Burgos	5,06
Guadalajara	5,23
Le髇	4,92
Palencia	5,17
Salamanca	4,23
Segovia	4,27
Soria	5,25
Teruel	4,31
Valladolid	4,05
Zamora	4,14

ANEJO

Controles adicionales del Reparto Diario Provisional

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

1.2 Motivos de intervenci髇 especial en el proceso de repartos diarios provisionales.

• 1. El saldo de mermas diario provisional o residuo a repartir en cada PCTD/PCDD o PCLD supera, en valor absoluto, dos veces la emisi髇 m醲ima previsible definida en el apartado 1.2 del Protocolo.
• 2. La suma de las emisiones totales a repartir en el proceso difiere, en valor absoluto, en m醩 de 100 GWh/d韆 de la estimaci髇 global del GTS en funci髇 de su informaci髇 operativa.
• 3. Fallos del proceso de repartos o del sistema SL-ATR que no permiten disponer de la informaci髇 a los comercializadores del reparto diario en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS-06 玆epartos�.
• 4. Fallo total de los sistemas de un distribuidor que no permitan disponer de ninguna informaci髇 de la primera o de la segunda versi髇 del reparto diario provisional en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS-06 玆epartos�, en el caso de que la Revisi髇 del reparto realizada por el GTS suponga m醩 del 5% en valor absoluto de la emisi髇 global del sistema.
• 5. Cuando la Revisi髇 del reparto realizada por el GTS supone m醩 del 5 %, en valor absoluto, de la emisi髇 global del Sistema.
• 6. Fallos del proceso de repartos diarios o de los sistemas del GTS que no permiten disponer de la informaci髇 que los distribuidores necesitan para la elaboraci髇 del reparto diario provisional en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS-06 玆epartos�. Este punto se aplicar韆 a ficheros de PCS, coeficientes de temperatura, informaci髇 de emisiones diarias enviadas desde el SL-ATR a los distribuidores o fallos de comunicaciones con el GTS.

Dentro de los motivos de intervenci髇 no se considerar醤 errores las variaciones diarias del reparto diario provisional resultado de la aplicaci髇 correcta de las f髍mulas establecidas en este Protocolo de Detalle, por grandes que fueran.

3. C醠culo y Asignaci髇 de la Revisi髇 GTS en el proceso de reparto diario provisional de PCTD/PCDD.

Para cada d韆 y punto de conexi髇 PCTD/PCDD, el SL-ATR calcula la diferencia entre la medida real de la emisi髇 diaria enviada por el transportista o distribuidor responsable y el reparto provisional diario d+1 de dicha medida asignado a los usuarios. Esta comprobaci髇 es lo que se denomina 玆evisi髇 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 (T_revGTS), el SL-ATR asignar� de forma autom醫ica dicha diferencia entre los usuarios.

Inicialmente el margen de tolerancia T_revGTS queda fijado en 100 kWh/d韆, dicho valor podr� ser revisado anualmente por parte del Grupo de Trabajo para la Actualizaci髇, Revisi髇 y Modificaci髇 de las Normas y Protocolos de Gesti髇 T閏nica del Sistema Gasista, y en caso de modificaci髇 el nuevo valor ser� publicado en el SL-ATR con una antelaci髇 m韓ima de un mes a su aplicaci髇.

Revisi髇 del GTS _{d, p} = Emisi髇 Diaria a repartir _{d, p} - Repartos Diarios _{d, p}

donde:

• • Emisi髇 Diaria a repartir _{d, p}: valor de la medida real de la emisi髇 diaria a repartir en el d韆 玠� y punto 玴�.
• • Repartos Diarios _{d, p}: suma de los repartos provisionales diarios d+1 de la demanda en distribuci髇 asignados a los usuarios para un d韆 玠� y punto 玴�, enviados por los distribuidores y/o procesados por el SL-ATR. Esta cantidad incluir� los datos de consumo telemedido y estimado, residuo y saldos de mermas.

Cuando el valor absoluto de la Revisi髇 del GTS en un punto de conexi髇 supere el margen de tolerancia, el SL-ATR asignar� esta diferencia entre los usuarios seg鷑 los criterios definidos en el apartado 3.1.