Sumario

El Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural, desarrolla las líneas básicas que deben contener las Normas de Gestión Técnica del Sistema de gas natural y en su artículo 13 establece que el Gestor Técnico del Sistema, en colaboración con el resto de los sujetos implicados, elaborarán una propuesta de Normas de Gestión Técnica del Sistema que elevará al Ministro de Economía para su aprobación o modificación.

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

La citada Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, en la norma de gestión NGTS-10, establece la creación de un grupo de trabajo para la actualización, revisión y modificación de las normas responsable de la presentación para su aprobación por la Dirección General de Política Energética, de propuestas de actualización, revisión y modificación de las normas y protocolos de gestión del sistema gasista.

En base a lo anterior, se ha recibido por parte del Gestor Técnico del Sistema, con fecha de entrada de 26 de julio, una propuesta de modificación de la Norma de Gestión Técnica del Sistema NGTS-06 «Repartos», de los apartados 7.2.3 Y 7.3 de la Norma de Gestión Técnica del Sistema NGTS-07 «Balance», del protocolo de detalle PD-02 «Repartos en redes de distribución» y de un nuevo protocolo de reparto en los puntos de entrada.

Con fecha de entrada de 25 de septiembre de 2007, se recibió en la Subdirección General de Hidrocarburos escrito con la propuesta de modificación de la NGTS-06 para incorporar el nivel mínimo de llenado de gasoductos y para establecer un nuevo protocolo de detalle que estableciera los procedimientos de reparto en los puntos de entrega de la red de transporte.

De acuerdo con lo anterior y con la Disposición adicional undécima, apartado tercero, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, y con el artículo 13 del Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, las propuestas de modificación han sido sometidas al preceptivo informe de la Comisión Nacional de Energía que se ha recibido en esta Dirección General con fecha de entrada de 25 de febrero de 2008.

En su virtud, esta Dirección General resuelve:

Primero.- Se reemplaza la Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista NGTS-06 «Repartos», publicada en la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista por el texto publicado en el documento «Norma de Gestión Técnica del Sistema NGTS-6. Repartos», publicado en la página Web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio http://www.mityc.es/Gas/Seccion/NGTS con fecha de 24 de junio de 2008. Téngase en cuenta que a continuación se inserta el texto contenido en la citada página web para facilitar su consulta desde la presente Resolución.

NGTS-06

REPARTOS

6.1 CONDICIONES GENERALES

6.1.1 Definición

El reparto es el proceso de asignación del gas transportado, regasificado, distribuido o almacenado entre los distintos sujetos del sistema gasista involucrados.

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

Los repartos se realizarán con detalle diario en función de las mediciones y/o de las estimaciones y/o de las nominaciones.

6.1.2 Puntos de reparto del sistema gasista

• • Puntos de conexión de las redes de transporte con las redes de distribución. (PCTD)
• • Puntos de entrada al sistema de transporte:
  • ▪ Puntos de conexión con gasoductos internacionales. (PCI)
  • ▪ Puntos de conexión de gasoductos de transporte con almacenamientos. (PCA)
  • ▪ Puntos de conexión de gasoductos de transporte con yacimientos. (PCY)
  • ▪ Puntos de conexión de gasoductos de transporte con planta de regasificación de GNL. (PCPR)
• • Puntos de carga de cisternas en plantas de regasificación (PSAT)
• • Puntos de conexión entre gasoductos de transporte de dos titulares diferentes. (PCTT)
• • Puntos de conexión entre gasoductos de distribución de dos titulares diferentes (PCDD).
• • Puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales. (PCLD), incluyendo los puntos de consumo de gas de operación.
• • Puntos de descarga/carga de buques (PCDB).

6.1.3 Responsables del reparto

El titular de la red de distribución será el responsable de hacer los repartos en los puntos de conexión de redes de transporte con redes de distribución.

En los puntos de conexión entre gasoductos de transporte de diferentes transportistas y en gasoductos internacionales, el responsable del reparto se acordará entre los transportistas interconectados.

En los puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales, el responsable del reparto será el transportista.

En los puntos de conexión de los gasoductos de transporte con los almacenamientos subterráneos básicos el responsable del reparto será el Gestor Técnico del Sistema.

En el resto de los puntos indicados en el apartado 6.1.2, el responsable será el titular de la unidad de medida.

En el plazo de un mes desde la entrada en vigor de la presente norma, el Gestor Técnico del Sistema publicará en su página web un listado de todos los puntos de conexión del sistema donde debe realizarse un reparto, indicando el agente responsable de dicho reparto en cada punto de conexión al cual debe dirigirse el usuario en caso de discrepancias respecto al mismo.

6.1.4 Publicación de los procedimientos de reparto

Todos los procedimientos de reparto de transportistas y distribuidores serán públicos y contrastables por los distintos sujetos del sistema.

Los distribuidores y transportistas deberán publicar los procedimientos de reparto y perfiles de consumos en su página web.

Cualquier modificación a los procedimientos de reparto será comunicada a los usuarios afectados con un mes de antelación.

La Comisión Nacional de Energía resolverá las discrepancias que se pudieran presentar en relación con los procedimientos de reparto y su aplicación.

6.2 PROCEDIMIENTOS DE REPARTO

El reparto se enviará por el responsable del reparto al Gestor Técnico del Sistema, y en su caso, al otro titular interconectado aguas arriba, con el detalle y en los plazos establecidos en el apartado 6.4. Todos los envíos de información se realizarán a través de la conexión SL-ATR / SCTD.

Se podrá consultar la información del reparto a través de los sistemas SL-ATR ó SCTD, según corresponda de acuerdo con el nivel de detalle establecido en los protocolos de detalle correspondientes. En caso de discrepancias, los sujetos afectados podrán solicitar información adicional a los responsables del reparto.

El reparto se considerará:

• a) Cerrado: una vez finalizado el plazo establecido para la gestión de reclamaciones y repartido el total de la cantidad a repartir.
• b) Abierto: en cualquier otro caso.

Para elaborar el reparto, el titular responsable de la medida enviará en los plazos establecidos al responsable de elaborar el reparto y al Gestor Técnico del Sistema la cantidad a repartir, de acuerdo con los datos de la telemedida de los puntos de entrega entre redes. El responsable del reparto asignará el total de dicha cantidad a los agentes implicados.

6.2.1 Repartos en puntos de entrada a la red de transporte

Los repartos en puntos de entrada a la red de transporte se realizarán conforme a lo establecido en el Protocolo de Detalle PD-11.

6.2.2 Repartos en puntos de conexión de la red de transporte con la red de distribución (PCTD)

Los repartos en puntos de entrada a la red de transporte se realizarán conforme a lo establecido en el Protocolo de Detalle PD-02.

En el caso de una red de distribución alimentada mediante varios PCTDs, y a los efectos de reparto, se considerará que todos ellos constituyen un único punto de conexión.

6.2.2.1 Reparto diario «n+2» en PCTD

El reparto diario «n+2» se realizará sobre la base de la información de la telemedida de los puntos de entrega transporte - distribución, telemedida de clientes y, en caso de no estar disponible o no existir la telemedida, sobre estimaciones del distribuidor basadas en: la telemedida de puntos de entrega entre redes, las nominaciones, las variables climatológicas reales del día de consumo y los consumos históricos, perfiles de consumo y otras variables.

El responsable del reparto, asignará el total de dicha cantidad medida en el PCTD a todos los usuarios implicados.

6.2.2.2 Revisiones al reparto diario «n+2» en PCTD

Los usuarios afectados podrán solicitar revisiones al reparto «n+2» de cada día de gas.

Si no se produjera objeción alguna en los plazos establecidos en el apartado 6.4, tales repartos se entenderán aceptados por el usuario.

En caso de objeción a los mismos, la solicitud de revisión se enviará al responsable del reparto, con copia al Gestor Técnico del Sistema, y contendrá el concepto del reparto que el usuario solicita revisar y el motivo por el que se solicita.

En los plazos establecidos, el distribuidor dará respuesta a las peticiones de revisión del reparto diario «n+2», informando al Gestor Técnico del Sistema.

6.2.2.3 Reparto definitivo en PCTD

El reparto definitivo con desglose diario para cada usuario, coincidirá con la suma de las mediciones y de las estimaciones, realizadas por los distribuidores en los puntos de suministro, incrementadas en las mermas de distribución en vigor y en diferencias de medición.

La suma de los repartos definitivos asignados a los usuarios en cada uno de los PCTD coincidirá en todo momento con la emisión de entrada en dicho PCTD. No obstante, de la cantidad a repartir entre los usuarios se descontarán las cantidades medidas en los puntos de conexión de otras redes de distribución conectadas en cascada.

En el caso de distribuidores conectados a redes de otros distribuidores, coincidirá con la medición en el punto de entrega al distribuidor aguas abajo.

A efectos del reparto definitivo, los clientes se clasifican en:

• • Clientes tipo 1: son los puntos de suministro con telemedida o con fecha de lectura a final de mes, de los cuales se dispondrá el dato definitivo el mes «m+1».
• • Clientes tipo 2: son los puntos de suministro con lectura en lotes de lectura intermensuales o bimestrales en los que se estima su consumo en meses naturales en base a unos perfiles de consumo.

6.2.2.4 Diferencias de medición en PCTD

Se define la cuenta de «Diferencias de Medición» como:

Siendo:

• E: emisión de entrada a la red de distribución (medidas en los PCTD)
• F_{tipo 1}: mediciones y estimaciones de consumo realizadas por el distribuidor de clientes tipo 1.
• F_{tipo 2}: mediciones y estimaciones de consumo realizadas por el distribuidor de clientes tipo 2.
• M_{tipo 1}: mermas de distribución en vigor correspondientes a clientes tipo 1.
• M_{tipo 2}: mermas de distribución en vigor correspondientes a clientes tipo 2.
• D: medidas en los puntos de conexión distribución-distribución (PCDD).

Dichas diferencias de medición, a partir del 1 de julio de 2008, serán asumidas temporalmente por cada uno de los comercializadores que tengan clientes tipo 2 en función de la asignación del consumo mensual de dichos clientes en los repartos diarios «n+2». En el caso de que no existan clientes tipo 2 en la red, dichas diferencias se imputarán de forma análoga, según los clientes tipo 1.

Mensualmente, la distribuidora elaborará un informe con las mediciones y estimaciones de consumo, las mermas reconocidas de distribución y las diferencias de medición mensual y acumulada por comercializador en cada PCTD, y comunicará el resultado a cada usuario con el detalle indicado en el PD-02.

Antes del 1 de septiembre de cada año, las distribuidoras realizarán un informe de cierre de la cuenta de diferencias de medición (DM) del periodo comprendido entre el 1 de junio del año anterior y el 31 de mayo del año en curso. De forma excepcional, el primer periodo comprenderá desde el 1 de julio de 2008 hasta el 31 de mayo de 2009.

En este informe se indicará, con detalle mensual para cada una de las redes de distribución y para cada usuario:

• • la emisión en los PCTD que alimenten a la red de distribución neta de salidas a otras redes conectadas en cascada
• • la asignación de las diferencias de medición realizada (DM)
• • las mermas en vigor retenidas
• • las mediciones y estimaciones de consumo efectuadas, indicando la fracción del consumo y el número de suministros para los que se dispone de lectura de contador, declaraciones del consumo por parte del cliente y estimaciones. Asimismo, se indicará la metodología seguida para la realización de las estimaciones.

Dicho informe se enviará a la Comisión Nacional de Energía y al Gestor Técnico del Sistema.

Asimismo, se enviará a cada uno de los usuarios la información relativa a sus suministros.

Las Comisión Nacional de Energía, oídos a los interesados, publicará en un plazo de tres meses a partir de la recepción del informe las liquidaciones que se deberán realizar entre los usuarios y los distribuidores para compensar el saldo anual de la cuenta de diferencias de medición. Para ello, se valorará el saldo mensual de esta cuenta al precio aplicable cada mes al suministro de gas de operación y gas talón del sistema de transporte.

El Gestor Técnico del Sistema, en la elaboración de la propuesta anual de coeficientes de mermas en las instalaciones que haya de realizar en cumplimiento de las Normas de Gestión Técnica del Sistema, incluirá el informe de cierre anual de la cuenta de diferencias de medición en las redes de distribución.

6.2.3 Repartos en los puntos de carga de cisterna en plantas de regasificación (PSAT)

6.2.3.1 Reparto diario «n+2»

El reparto diario «n+2» relativo a la carga de cisternas en plantas de Regasificación será realizado por el titular de la planta de regasificación que ha expedido la cisterna de GNL, sobre la base de los datos aportados por el distribuidor o estimaciones propias.

6.2.3.2 Revisiones al reparto diario «n+2»

Se seguirá el mismo procedimiento que para el reparto en PCTD.

6.2.3.3 Reparto definitivo

Se seguirá el mismo procedimiento que para el reparto en PCTD.

Para determinar los posibles ajustes de existencias en las plantas satélites de GNL, el distribuidor proporcionará al Gestor Técnico del Sistema el reparto en cada planta satélite en base a la facturación en los puntos de suministro suministrados desde las mismas, de forma análoga a lo realizado en los PCTD.

Los posibles ajustes de existencias en la planta satélite de GNL serán considerados en los repartos diarios «n+2» de las cargas posteriores de cisternas.

6.2.4 Repartos en puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales (PCLD)

Para realizar el reparto en los puntos de conexión con líneas directas (PCLD), se utilizará la Unidad de Medida (UM) del punto de conexión propiedad del transportista que entrega el gas. En los casos que no está disponible dicha UM, podrá utilizarse la UM propiedad del consumidor.

En estos puntos existirá un procedimiento detallado sobre el intercambio de información entre transportista y consumidor, con objeto de que la información de medida esté disponible en los plazos y con la calidad establecida. En particular, dicho procedimiento establecerá la frecuencia de lectura y envío de datos y asegurará la compatibilidad de los equipos de la UM, con el sistema de telemedida del transportista.

Los repartos serán elaborados por el transportista, que asignará el total de la cantidad a repartir.

En el caso de existir consumidores conectados mediante línea directa que sean suministrados por varios comercializadores, el transportista deberá informar con la antelación suficiente al Gestor Técnico del Sistema del criterio de reparto a utilizar.

6.2.4.1 Reparto diario «n+2»

Para elaborar el reparto diario «n+2», el titular responsable de la medida en el punto de conexión enviará en los plazos establecidos al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema la cantidad a repartir de acuerdo con los datos de telemedida o lectura en el punto de conexión.

6.2.4.2 Revisiones al reparto diario «n+2»

Se seguirá el mismo procedimiento que para el reparto en PCTD.

6.2.4.3 Reparto definitivo

El reparto definitivo, con desglose diario, será elaborado por el transportista.

6.3 REGULARIZACIONES A LOS REPARTOS DEFINITIVOS

Los repartos definitivos de cada mes incluirán las regularizaciones sobre los repartos definitivos de los dos meses anteriores, con indicación del mes de consumo a que hacen referencia y con el detalle establecido en las Normas de Gestión Técnica del Sistema.

Las regularizaciones correspondientes a períodos de reparto definitivo cerrados se imputarán al último reparto definitivo no cerrado.

6.4 PLAZOS

6.4.1 Puntos de conexión transporte distribución PCTD

6.4.1.1 Plazos para el reparto diario «n+2»

• a) Envío de cantidades diarias a repartir en cada PCTD antes de las 8 horas del día siguiente al día de gas.
• b) Envío de las cantidades emitidas en los PCDD antes de las 14 horas del día siguiente al día de gas.
• c) Envío del reparto diario «n+2» del día «n» antes de las 14 horas del segundo día posterior al día de consumo.
• d) Peticiones de revisión de los repartos diarios «n+2» por parte de los usuarios antes de las 20 horas del tercer día desde su publicación.
• e) Respuesta a las peticiones de revisión de repartos diarios antes de las 20 horas del segundo día posterior a la petición de revisión

6.4.1.2 Plazos para repartos definitivos

• a) Envío de cantidades a repartir (incluye medición del mes, con desglose diario, y posibles regularizaciones a la medida de meses anteriores) en cada PCTD antes del sexto día laborable del mes siguiente al que hace referencia.
• b) Envío de repartos definitivos antes del decimoquinto día laborable al mes siguiente al que hace referencia.

6.4.2 En puntos de conexión de gasoductos de transporte con líneas directas o clientes finales (PCLD)

6.4.2.1 Plazos para el reparto diario «n+2»

Envío de cantidades diarias de cada PCLD para elaborar el reparto diario «n+2» antes de las 8 horas del día siguiente al día de gas.

6.4.2.2 Plazos para el reparto definitivo

Envío de cantidades mensuales, con desglose diario, de cada PCLD para elaborar el reparto definitivo que incluye posibles regularizaciones a la medida de meses anteriores, antes del sexto día laborable del mes siguiente al que hace referencia.

6.4.3 Resto de puntos de conexión del sistema

6.4.3.1 Plazos para el reparto diario «n+2»

• a) Envío de cantidades provisionales a repartir en cada punto antes de las 10 horas del día siguiente al día de gas.
• b) Realización del reparto «n+2» antes de las 12 horas del día siguiente al día de gas.

6.4.3.2 Plazos para el reparto definitivo

• a) Envío de las cantidades definitivas a repartir con desglose diario antes del tercer día laborable del mes siguiente a que hace referencia.
• b) Envío de repartos definitivos antes del decimoquinto día laborable al mes siguiente al que hace referencia.

Segundo.-

1. Se reemplaza el contenido y el título del apartado 7.2.3 «Regularizaciones al balance diario por el reparto definitivo» de la Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista NGTS-07 «Balance», publicada en la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista, por el apartado siguiente:

«7.2.3 Regularizaciones al balance diario «n+2» por el reparto definitivo.-Una vez se ha obtenido el reparto definitivo, las regularizaciones a repartos definitivos anteriores y las diferencias de medición, se calculará el ajuste del balance diario «n+2», que tendrá en cuenta la diferencia entre el reparto definitivo de un mes con respecto al reparto diario «n+2» cerrado de ese mismo mes, así como las regularizaciones a repartos definitivos anteriores y las diferencias de medición.

Estos ajustes se imputaran repartidos por igual en cada uno de los días del mes natural siguiente al que se comunique a los usuarios y formarán parte del reparto diario «n+2» a todos los efectos.»

2. Se reemplaza el apartado 7.3 «Información detallada de repartos definitivos» de la Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista NGTS-07 «Balance» por el texto siguiente:

«El Gestor Técnico del Sistema publicará en el SL-ATR (Sistema Logístico de Acceso de Terceros a la Red) información detallada de repartos definitivos con un desglose por comercializador, día y punto de conexión transporte-distribución, así como el detalle de las regularizaciones sobre el balance diario y el mes de imputación.

Dicha información se publicará antes del vigésimo día laborable del mes siguiente al del reparto definitivo.»

Tercero.- Se reemplaza el Protocolo de Detalle PD-02 «Criterios generales de elaboración de procedimientos de reparto» aprobado por Resolución de 13 de marzo de 2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen los protocolos de detalle de las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista (BOE de 4 de abril), por el documento «Protocolo de Detalle PD-02. Procedimiento de reparto en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD)», con fecha de 4 de julio de 2008, publicado en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio http://www.mityc.es/Gas/Seccion/NGTS. Téngase en cuenta que a continuación se inserta el texto contenido en la citada página web para facilitar su consulta desde la presente Resolución.

PROTOCOLO DE DETALLE PD-02

PROCEDIMIENTO DE REPARTO EN PUNTOS DE CONEXIÓN TRANSPORTE-DISTRIBUCIÓN (PCTD)

1. Reparto diario «n+2» en puntos de conexión de redes de transporte y distribución

1.1 Cálculo de demanda a repartir

Una vez haya pasado el día de gas, el operador o grupo propietario de las redes de transporte y distribución evaluarán, con los sistemas de telemedida disponibles propios o del operador que entrega el gas, las entradas de gas a su sistema y las salidas del mismo que no tengan como destino final un consumidor, de las 0 horas a las 24 horas del día.

Las entradas menos las salidas expresadas en kWh con un PCS medio, determinarán la cantidad de gas a distribuir entre los agentes.

En caso de no disponer de telemedida o que esté fuera de servicio, las entradas y salidas se evaluarán con lecturas diarias o estimaciones realizadas sobre la base de históricos de consumos.

La demanda diaria total a repartir será publicada por el Gestor Técnico del Sistema en el SLATR, indicando si es real o estimada.

1.2 Proceso de reparto de la demanda

Para determinar el valor a asignar a cada agente para sus puntos de suministro se realizará de la siguiente forma:

1.2.1 Puntos de suministro con telemedida

Para los puntos de suministro con telemedida se utilizará el valor de la telemedida del distribuidor.

Si la telemedida del distribuidor no ha estado operativa se utilizará la telemedida del transportista o del Gestor Técnico del Sistema, si ésta existe. Para el caso particular de centrales de generación eléctrica, en caso de indisponibilidad de todas las telemedidas, se asignará la nominación viable del comercializador. Si ésta tampoco está disponible se asignará un consumo nulo.

Para el resto de clientes con telemedida indisponible, el responsable del reparto estimará el consumo en base a datos históricos, que además podrán ser contrastados con el comercializador.

En la determinación del consumo se tendrán en cuenta las mermas.

1.2.2 Puntos de suministro en redes de presión superior a 4 bar o consumo superior a 1 GWh/año

Para los puntos de suministro situados en redes de presión superior a 4 bar, y en redes de distribución de presión inferior a 4 bar con consumo superior a 1 GWh/año sin obligación de disponer de telemedida, se estimará su consumo diario en base al histórico de consumos mensuales y/o nominaciones, teniendo en cuenta el calendario de utilización que le consta al distribuidor o facilitado por el comercializador, pudiendo utilizarse para ello sistemas de predicción de la demanda.

En el caso de que su consumo pueda variar por efecto de temperatura se considerará en la estimación este efecto. El distribuidor y el comercializador correspondiente podrán en común el calendario de utilización de gas para los puntos de suministro de sus clientes.

En la determinación del consumo se tendrán en cuenta las mermas.

1.2.3 Resto de puntos de suministro

Para los puntos de suministro, situados en redes de presión inferior a 4 bar y de consumo inferior a 1 GWh/año, se establecerá un perfil de distribución del consumo anual por meses y/o días por tipo de punto de suministro, como mínimo uno por grupo de peaje, grupo 3.1, grupo 3.2, grupo 3.3 y grupo 3.4 (hasta 1 GWh/año). El distribuidor pondrá en conocimiento del comercializador correspondiente los perfiles que utiliza para efectuar el reparto.

La cantidad resultante de restar a la emisión total a repartir, el consumo de los puntos de suministro con telemedida, el consumo estimado de los puntos de suministro conectados a las redes de más de 4 bar y el consumo estimado de los puntos de suministro conectados a las redes de menos de cuatro bar con consumo superior a 1 GWh/ año, será la cantidad a repartir con los perfiles.

El reparto de esta cantidad de gas se realizará en base al número de puntos de suministro que tenga cada comercializador y/o distribuidor por tipo de perfil, teniendo en cuenta el peso relativo que tenga cada perfil en las diferentes épocas del año y la influencia de la temperatura, pudiéndose utilizar para ello sistemas de previsión de la demanda.

El reparto se podrá calcular a nivel global de sistema para distribuidores pequeños locales o provinciales, o a nivel de redes y poblaciones para operadores de ámbito regional y/o nacional, en función del tamaño de la red que administre el operador o Grupo y la importancia de la cantidad de gas vehiculado y su impacto sobre el reparto global nacional por agente.

1.3 Envío de la información del reparto diario «n+2»

Aunque los cálculos de reparto se realicen a nivel desagregado, la cifra del reparto se comunicará para toda la red que administre el titular de la red de distribución o Grupo en cuestión, con el desglose que se indica a continuación.

Excepcionalmente, en el caso de que el Gestor Técnico del Sistema compruebe que en los plazos establecidos algún distribuidor no ha repartido el total de la cantidad a repartir entre los usuarios, el Gestor Técnico del Sistema repartirá la diferencia de forma proporcional a los repartos enviados por el distribuidor, previa comunicación a éste.

El reparto diario «n+2» se enviará por el Distribuidor al Gestor Técnico del Sistema con el detalle que se indica a continuación, por usuario y día.

• • Dato agregado de clientes de tipo «1».
• • Dato agregado de clientes de tipo «2».

Además, se incluirán los siguientes datos desagregados:

• • Detalle de cada consumidor para generación eléctrica (centrales térmicas convencionales y de ciclo combinado).
• • Detalle por PCDD de las cantidades diarias entregadas a otros distribuidores conectados aguas abajo de sus redes.

La información anterior se enviará desagregada por punto de conexión transporte-distribución en cinco zonas geográficas que definirá el Gestor Técnico del Sistema.

Inicialmente estas zonas serán:

• a) Zona I (Levante): Murcia, Albacete, Comunidad Valenciana y Baleares.
• b) Zona II (Este): Cataluña.
• c) Zona III (Norte): Aragón, Navarra, País Vasco y Rioja.
• d) Zona IV (Oeste): Galicia, Asturias, Cantabria, Zamora y León.
• e) Zona V (Centro-Sur): Andalucía, Extremadura, Madrid, Castilla La Mancha (excepto Albacete) y Castilla-León (excepto Zamora y León).

Por causas justificadas (puesta en servicio de nuevas instalaciones, etc.) y con un preaviso de tres meses, el Gestor Técnico del Sistema podrá establecer otra configuración diferente de estas cinco zonas geográficas.

1.4 Publicación de la información del reparto diario «n+2»

Cada usuario podrá consultar el detalle de su reparto diario «n+2» a través del SCTD.

El nivel de detalle a proporcionar será el siguiente:

• • Dato agregado de suministros de tipo «1» telemedidos.
• • Dato agregado de suministros de tipo «1» con fecha de lectura a final de mes.
• • Dato agregado suministros de «tipo 2».

  Además, se incluirán los siguientes datos desagregados:

• • Detalle de cada consumidor para generación eléctrica (centrales térmicas convencionales y de ciclo combinado).

2. Reparto definitivo en puntos de conexión de redes de transporte y distribución

El titular responsable de la unidad de medida enviará, en los plazos establecidos, al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema, la cantidad a repartir en cada PCTD con desglose diario. Esta cantidad incluirá las posibles regularizaciones de las medidas de meses anteriores.

Para elaborar el reparto definitivo se hará la siguiente distinción:

• Clientes tipo 1
  • • En el caso de consumidores con suministros con telemedida se utilizará la telemedida, incrementada en las mermas de distribución correspondientes.
  • • En el caso de consumidores con lectura a final de mes, se repartirá el consumo acumulado durante el mes natural en base al calendario de utilización, incrementado en las mermas de distribución correspondientes.
• Clientes tipo 2 Se repartirá el consumo en base a unos perfiles de consumo representativos de esta tipología de clientes, incrementada en las mermas de distribución correspondientes.

  En los plazos establecidos, el distribuidor enviará al otro titular interconectado y al Gestor Técnico del Sistema el reparto definitivo con desglose diario por PCTD y comercializador. Así mismo enviará la cuenta de diferencias de medición en cada PCTD por comercializador.

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

  • • Dato agregado de clientes de «tipo 1».
  • • Dato agregado de clientes de «tipo 2».
  • • Dato agregado de la cuenta de diferencias de medición.

  Además, se incluirán los siguientes datos desagregados por PCTD:

  • • Detalle de cada consumidor, de las cantidades diarias entregadas para generación eléctrica (centrales térmicas convencionales y de ciclo combinado).
  • • Detalle por PCDD de las cantidades diarias entregadas a otros distribuidores conectados aguas abajo de sus redes.

    Toda la información se enviará a través del sistema SL-ATR / SCTD.

Cuarto.- Se aprueba el Protocolo de Detalle PD-11, con el contenido incluido en el documento «Protocolo PD-11. Procedimiento de reparto en puntos de entrada a la red de transporte», con fecha de 4 de julio de 2008 y publicado en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio http://www.mityc.es/Gas/Seccion/NGTS. Téngase en cuenta que a continuación se inserta el texto contenido en la citada página web para facilitar su consulta desde la presente Resolución.

PD-11DE LAS NORMAS DE GESTIÓN TÉCNICA DEL SISTEMA GASISTA

1. OBJETO

Precisar el procedimiento de reparto en los puntos de entrada a la red de transporte, definidos en la NGTS-06, y definir la cuenta de balance residual del sistema, en adelante BRS, que se subdivide en tres niveles: BRS-0, BRS-1 y BRS-2.

2. CRITERIOS GENERALES DE REPARTO

La cantidad diaria a asignar a cada usuario será igual a su nominación/renominación viable tras el proceso de casación de nominaciones/renominaciones. Por el contrario, las cantidades que hubiera nominado el GTS se asignarán al BRS (BRS-1).

La diferencia entre la cantidad física total entregada en el punto de conexión y la suma de las nominaciones de los usuarios se incluirá en la cuenta de BRS que no se asignará a ningún sujeto.

El responsable del reparto lo realizará previa validación del otro titular interconectado.

2.1 Reparto en puntos de conexión con gasoductos internacionales (PCI)

Los mecanismos de reparto de las conexiones internacionales deben cumplir con la legislación vigente a ambos lados de la conexión.

En el PCI, los transportistas interconectados harán los mayores esfuerzos para establecer acuerdos operativos con mecanismos de reparto de tipo BRS que respeten lo determinado en el presente protocolo.

En cada PCI, el transportista titular de la red de transporte en territorio español, previa validación con el otro titular interconectado, informará al GTS del reparto en los plazos establecidos en el apartado 6.4.3 de la NGTS-06.

3. BALANCE RESIDUAL DEL SISTEMA

3.1 Desagregación del BRS

Según las causas de las desviaciones entre las cantidades asignadas a cada usuario, de acuerdo a lo establecido en el apartado anterior y la cantidad física total entregada en cada punto de conexión, el BRS se desagregará en tres niveles de balance residual: BRS-0, BRS-1 y BRS-2.

3.1.1 BRS-0

Es el saldo que resulte de las desviaciones entre el gas efectivamente emitido por los transportistas y las consignas de operación del GTS.

El BRS-0 acumulado deberá mantenerse en todo momento dentro del intervalo acotado por ±A, siendo A función de la capacidad nominal del punto de entrada al sistema:

	Capacidad nominal
	C. nominal < 750.000 Nm³/h	C. nominal ≥ 750.000 Nm³/h
A	20 GWh	40 GWh

3.1.2 BRS-1

Es el saldo que resulte de las operaciones previstas, programadas por el Gestor Técnico del Sistema que responderán a alguno de los siguientes tipos:

• 1. Las necesarias para respetar los derechos de almacenamiento de los usuarios, conforme al apartado 2.4.2 «Almacenamiento para la operación comercial en la red de gasoductos de transporte» de la Norma de Gestión Técnica del Sistema NGTS-02.

  Estas operaciones pueden dar lugar a que gas del Almacenamiento para la Operación Comercial de los Gasoductos de Transporte, AOC, se encuentre ubicado temporalmente en tanques de GNL y almacenamientos subterráneos.

  El saldo acumulado consecuencia de dichas operaciones responderá al exceso de los derechos de almacenamiento de los usuarios en relación a la capacidad física de la red de transporte en cada momento.

• 2. Las necesarias para el transporte de gas talón-colchón de las instalaciones. El saldo acumulado consecuencia de estas operaciones responderá a las necesidades de transporte del gas talón y gas colchón desde los puntos de entrega hasta su ubicación definitiva. Estas operaciones pueden dar lugar a que el gas con destino a gas talón o gas colchón esté ubicado temporalmente en el AOC, en tanques de GNL y almacenamientos subterráneos.
• 3. Operaciones programadas por el GTS para que la actividad de los transportistas tenga el menor efecto posible en las nominaciones:
  • 3.1 Inserción de nuevas posiciones que impliquen limitaciones al flujo o seccionamientos del gasoducto que deriven en producciones diferentes a las programadas. Este valor tenderá a 0 en un tiempo determinado.
  • 3.2 Prueba de instalaciones de transporte/regasificación/almacenamiento subterráneo. Tenderá a 0 en un tiempo determinado.
  • 3.3 Mantenimiento de instalaciones de transporte/regasificación/almacenamiento subterráneo conforme al la Norma de Gestión Técnica del Sistema NGTS-8.

    Este valor tenderá a 0 en un tiempo determinado.

• 4. Las operaciones necesarias para lograr una ubicación adecuada de las mermas de transporte, o el exceso de las mismas, en cada una de las instalaciones, de acuerdo con lo establecido en la Disposición adicional quinta de la Orden ITC/3863/2007, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados al acceso de terceros a las instalaciones gasistas para el año 2008 y se actualizan determinados aspectos relativos a la retribución de las actividades reguladas del sector gasista.
• 5. Otras operaciones programadas por el GTS en aplicación de la normativa en vigor.

  El saldo acumulado de estas operaciones tenderá a compensarse por saldos contrarios en un plazo no superior a un mes. En el caso de posibles excesos o déficit de mermas de transporte, este plazo podrá ser mayor.

  El GTS deberá efectuar programaciones, nominaciones y renominaciones de forma similar a los usuarios, de acuerdo con las NGTS.

3.1.3 BRS-2

Será el saldo que resulte de las diferencias entre las consignas de operación que realice el GTS para alguno de los puntos de entrada y las cantidades asignadas a los usuarios y al GTS.

Estas consignas de operación se efectuarán con el objetivo de garantizar la seguridad del sistema de acuerdo con los criterios incluidos en el Protocolo de Detalle PD-09 «Cálculo de Rangos admisibles para los valores de las variables básicas de control dentro de los rangos normales de Operación del Sistema»' en las siguientes situaciones:

• 1. En caso de que el GTS prevea consumos distintos a las nominaciones efectuadas por los usuarios, para mantener el equilibrio de entradas-salidas de la red.
• 2. En caso de que se produzcan Situaciones de Operación Excepcional (SOE).
• 3. Las operaciones destinadas a solucionar las congestiones imprevistas.

El saldo acumulado que resulte de estas operaciones tenderá a compensarse por saldos contrarios en un plazo no superior a un mes.

El GTS no programará ni nominará estas operaciones, sino que impartirá consignas de operación diferentes a las nominaciones.

3.2 Cálculo del BRS-0, BRS-1 y BRS-2

El BRS se desagregará en los tres niveles anteriores de forma que se cumpla:

• BRS-0 = Gas emitido - Consigna de operación del GTS
• BRS-1 = Operaciones nominadas por el GTS
• BRS-2 = Consigna de operación del GTS- Nominaciones de los usuarios - BRS-1
• El responsable del reparto calculará para cada día el BRS y lo desagregará en BRS-0, BRS-1, BRS-2.
• El GTS llevará un balance diario y acumulado del BRS, desagregado en BRS-0, BRS-1 y BRS-2 para todos los puntos de entrada.

3.3 Procedimiento de comunicación y publicación

Los transportistas deberán publicar en su página web los Procedimientos de reparto en los puntos de conexión internacional.

La Comisión Nacional de Energía resolverá las discrepancias que puedan presentarse en los puntos de conexión que tengan condiciones particulares en el reparto distintas a las contempladas en el presente protocolo.

Tan pronto como se conozca y con detalle diario, el GTS publicará en su página web el BRS desagregado y para cada punto de entrada, así como la justificación de las operaciones incluidas en el BRS-2.

Quinto.- La presente resolución surtirá efectos desde el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial de Estado».

Contra la presente resolución podrá interponerse, en el plazo de un mes, recurso de alzada ante el Sr. Secretario General de la Energía, de acuerdo con lo establecido en la Ley 4/1999, de 13 de enero, de modificación de la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Publicas y del Procedimiento Administrativo Común, y en la Ley 6/1997, de 14 de abril, de Organización y Funcionamiento de la Administración General del Estado.