ANEJO

PROTOCOLOS DE DETALLE

PD-01. Medici髇, calidad y odorizaci髇 de gas. T韙ulo del PD-01 modificado conforme establece el apartado primero de la Res. 22 septiembre 2011, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifica el protocolo de detalle PD-01 "medici髇" de las normas de gesti髇 t閏nica del sistema gasista (獴.O.E.� 3 octubre).Vigencia: 2 noviembre 2011

PD-02. Procedimientos de reparto.

PD-03. Predicci髇 de la demanda.

PD-04. Mecanismos de comunicaci髇.

PD-05. Procedimiento de determinaci髇 de energ韆 descargada por buques metaneros.

PD-06. Regla operativa de las actividades de descarga de buques metaneros

Protocolo de detalle PD-01

Medici髇, calidad y odorizaci髇 de gas

1. Objeto.

El presente protocolo de detalle tiene como objeto desarrollar la Norma de Gesti髇 T閏nica del Sistema Gasista NGTS-05 玀edici髇�. Para ello, se definen conceptos y procedimientos relacionados con la medici髇, la calidad y la odorizaci髇 del gas natural, de los gases manufacturados, y de los gases procedentes de fuentes no convencionales, tales como el biog醩, el gas obtenido a partir de la biomasa u otros tipos de gas, siempre y cuando resulte t閏nicamente posible y seguro inyectar tales gases en las redes de transporte y distribuci髇 de gas natural.

2. Glosario.

En el presente protocolo de detalle se utilizan las definiciones recogidas en la Norma de Gesti髇 T閏nica del Sistema Gasista NGTS-01 獵onceptos generales� y, en lo referente al control metrol骻ico, las contenidas en el art韈ulo 2 y los Anexos III, IV y VI del Real Decreto 889/2006, de 21 de julio, por el que se regula el control metrol骻ico del Estado sobre instrumentos de medida.

3. Condiciones generales.

Todas las obligaciones y responsabilidades asociadas al correcto funcionamiento y control metrol骻ico de los equipos e instalaciones de medici髇, an醠isis y odorizaci髇, as� como aquellas relacionadas con su mantenimiento, reparaci髇 y/o sustituci髇 en su caso, junto con la seguridad exigible para los equipos e instalaciones involucradas, corresponder醤 y ser醤 asumidas por los titulares de los mismos, seg鷑 lo establecido en la normativa legal vigente.

3.1. Derecho de acceso a las instalaciones de medida y su comprobaci髇.

En los puntos de conexi髇 transporte-transporte (incluidas las conexiones de salida de las plantas de regasificaci髇 de GNL y de los almacenamientos subterr醤eos), transporte-distribuci髇, distribuci髇-distribuci髇 y en los puntos de suministro a los consumidores, el titular de la instalaci髇 deber� permitir el acceso a los equipos de medida a la otra parte implicada, tras la previa concertaci髇 de la visita.

A estos efectos, se consideran partes implicadas en los puntos de conexi髇 los titulares de las instalaciones interconectadas, el Gestor T閏nico del Sistema (GTS) y los comercializadores titulares del gas vehiculado.

Por su parte, en los puntos de suministro se considerar醤 partes implicadas el consumidor, el distribuidor/transportista titular de la red a la que est醤 conectados y el comercializador que suministre. El GTS se considerar� parte implicada de un punto de suministro cuando, de acuerdo con la definici髇 incluida en la NGTS-01, se trate de un consumidor que puede condicionar con su comportamiento la operaci髇 normal de la red a la que est� conectado.

Cuando el titular de los equipos de medici髇 sea el sujeto que recibe el gas, el sujeto que lo entrega tendr� el derecho de realizar comprobaciones peri骴icas, tales como por ejemplo: la toma de lecturas, visitas de comprobaci髇 de elementos de medida y el estado de los elementos precintables de los sistemas de medici髇.

Adicionalmente a las obligaciones de control metrol骻ico que puedan derivarse de la Ley 3/1985, de 18 de marzo, de Metrolog韆, del Real Decreto 889/2006, y de sus normativas de desarrollo, los sujetos del Sistema Gasista (transportistas, distribuidores, comercializadores y consumidores) podr醤 solicitar comprobaciones extraordinarias de los sistemas de medici髇. Dichas comprobaciones extraordinarias deber醤 tener un alcance id閚tico a la verificaci髇 peri骴ica prevista en el control metrol骻ico del equipo.

Los gastos generados por la comprobaci髇 extraordinaria de los equipos de medida ser醤 a cargo del solicitante salvo que el control metrol骻ico de los mismos confirmase la existencia de una desviaci髇 superior a la admisible, en cuyo caso correr醤 a cargo del titular del equipo.

3.2. Derecho de acceso a la informaci髇 de la telemedida.

El GTS dispondr� de acceso continuo a las telemedidas de todos los puntos de salida de la Red B醩ica. Este acceso no supondr� ning鷑 coste para los usuarios. El GTS recibir� las se馻les de telemedida de los consumidores que pueden condicionar con su comportamiento la operaci髇 normal de la red a la que est醤 conectados diariamente, bien de forma directa o bien a trav閟 del distribuidor.

Asimismo, los distribuidores recibir醤 en su centro gestor de telemedida, los datos de medida de los puntos de suministro de aquellos consumidores que dispongan de ella. Estos datos ser醤 puestos a disposici髇 de los agentes participantes (comercializadores, transportistas y GTS) a trav閟 del Sistema de Comunicaci髇 Transporte-Distribuci髇 (SCTD), con detalle diario, antes de las diez horas del d韆 siguiente al d韆 de consumo.

3.3. Derecho a instalar telemedida en los equipos de medida de los puntos de conexi髇.

En los puntos de conexi髇 transporte-transporte (incluidas las conexiones de salida de las plantas de regasificaci髇 de GNL y de los almacenamientos subterr醤eos), transporte-distribuci髇, distribuci髇-distribuci髇 y en los puntos de suministro a los consumidores, que puedan tener incidencia en la operaci髇 de la red, o cuando pueda ser necesario para la realizaci髇 de los balances, el titular de la instalaci髇 deber� permitir a la otra parte la instalaci髇 de telemedida en el equipo de medida. El coste de la instalaci髇 la asumir� la parte que instale el equipo.

3.4. Disposiciones normativas y normas aplicables en medici髇, calidad y odorizaci髇 de gas.

El GTS publicar� y mantendr� actualizado en su p醙ina web el listado de disposiciones normativas y normas (UNE-EN y otras) en vigor, aplicables a la medici髇, calidad y odorizaci髇 de gas y sus equipos, habilitando la descarga de aquellos documentos que sean de acceso libre y gratuito. Asimismo, recopilar� de forma comprensible para el consumidor aquella informaci髇 relevante contenida en ella.

En relaci髇 con la normativa, el listado, al menos, har� referencia a:

• – El extracto de las disposiciones de la normativa sectorial relativas a la lectura y medici髇, as� como al proceso de regularizaci髇 de las medidas.
• – La normativa metrol骻ica legal espa駉la y normas UNE-EN aplicables a los diferentes equipos: contadores, conversores, cromat骻rafos, etc.
• – La normativa espa駉la vigente y las normas UNE-EN que permiten determinar el tama駉 del contador para puntos de suministro aplicable de acuerdo con el punto 4.4.4 de este protocolo de detalle.
• – Las normas UNE o internacionalmente aceptadas que permiten determinar las caracter韘ticas de calidad del gas al objeto de comprobar si cumple con las especificaciones recogidas en el ep韌rafe 5 de este protocolo de detalle.
• – Las normas UNE o internacionalmente aceptadas que establecen los procedimientos de medida y c醠culo que aplican de acuerdo con el ep韌rafe 6 de este protocolo de detalle.
• – La altitud en metros de los municipios que se utiliza para el c醠culo del factor de conversi髇 por presi髇 (Kp), as� como el organismo oficial de estad韘tica competente que lo publica.

  Al objeto de difundir y facilitar la informaci髇 anterior a los consumidores finales, tanto los distribuidores como los comercializadores deber醤 publicar en su p醙ina web bien una reproducci髇 del contenido de la p醙ina del GTS, o bien un v韓culo a esta p醙ina.

3.5. Manuales de operaci髇 y protocolos de medici髇.

Los manuales de operaci髇 y/o protocolos de medici髇 que los titulares de las instalaciones del sistema gasista establezcan con otros titulares de instalaciones adyacentes o con consumidores, deber醤 ser consistentes con lo indicado en este protocolo sin perjuicio de que se puedan acordar otros aspectos no regulados entre las partes.

Los transportistas publicaran en su p醙ina web los modelos de manuales de operaci髇 y de protocolos de medici髇 que utilicen.

4. Equipos de medici髇 y an醠isis del gas.

En los puntos de conexi髇 transporte-transporte (incluidas las conexiones de salida de plantas de regasificaci髇 de GNL y almacenamientos subterr醤eos), transporte-distribuci髇, distribuci髇-distribuci髇 y en los puntos de suministro a los consumidores, las instalaciones y equipos de medida deber醤 ser sometidos a las obligaciones de control metrol骻ico que puedan derivarse de la Ley 3/1985, del Real Decreto 889/2006, y de sus normativas de desarrollo.

En cualquier caso, ser� requisito imprescindible disponer del certificado de conformidad previo de la instalaci髇 y equipo de medida, seg鷑 lo establecido en la normativa metrol骻ica legal espa駉la. Por otra parte, las partes implicadas, de acuerdo a la definici髇 incluida en el apartado 3.1, tendr醤 derecho a constatar documentalmente que la instalaci髇 y equipo de medida disponen de la oportuna certificaci髇 de conformidad metrol骻ica, tras la previa concertaci髇 de una visita con el titular de los mismos.

4.1. Titularidad.

En los puntos de conexi髇 transporte-transporte, transporte-distribuci髇, distribuci髇-distribuci髇 y en los puntos de suministro a los consumidores finales, la titularidad de estos equipos vendr� determinada por la legislaci髇 vigente o, en su defecto, por los acuerdos alcanzados por las partes.

4.2. Puntos del Sistema Gasista que deben poseer equipos de an醠isis de calidad del gas.

Las instalaciones de medida de los siguientes puntos de conexi髇 deben contar con analizadores de composici髇, PCS y densidad:

• 1. Puntos de conexi髇 con gasoductos o yacimientos internacionales.
• 2. Puntos de conexi髇 con yacimientos nacionales.
• 3. Puntos de descarga de buques en las plantas de regasificaci髇 de GNL.
• 4. Puntos de conexi髇 con plantas de regasificaci髇 de GNL.
• 5. Puntos de carga de cisternas de GNL.
• 6. Puntos de conexi髇 con almacenamientos subterr醤eos.
• 7. Puntos de conexi髇 con plantas de producci髇 de gases manufacturados y de gases procedentes de fuentes no convencionales, tales como el biog醩, el gas obtenido a partir de la biomasa u otros tipos de gas.
• 8. Puntos donde se pueda alterar la composici髇 del gas, o que por su representatividad sean precisos para el adecuado c醠culo de composici髇. Estos puntos se denominar醤 puntos singulares de medici髇 de la calidad del gas de la Red B醩ica.
• 9. Puntos de conexi髇 de consumidores que puedan condicionar la operaci髇 normal de la red a la que est閚 conectados, de acuerdo con definici髇 incluida en la NGTS-01.

4.3. Puntos del sistema gasista cuyos equipos de medici髇 y an醠isis deben contar con telemedida.

Las instalaciones de medida de los siguientes puntos de conexi髇 deber醤 contar con telemedida digital:

• 1. Puntos de conexi髇 con gasoductos o yacimientos internacionales.
• 2. Puntos de conexi髇 con yacimientos nacionales.
• 3. Puntos de conexi髇 con plantas de regasificaci髇 de GNL.
• 4. Puntos de conexi髇 con almacenamientos subterr醤eos.
• 5. Puntos de conexi髇 con plantas de producci髇 de gases manufacturados y de gases procedentes de fuentes no convencionales, tales como el biog醩, el gas obtenido a partir de la biomasa u otros tipos de gas.
• 6. Puntos de conexi髇 de consumidores que puedan condicionar la operaci髇 normal de la red a la que est閚 conectados, de acuerdo con la definici髇 incluida en la NGTS-01, o de cualquier otro consumidor que est� obligado a disponer de telemedida de acuerdo con la legislaci髇 en vigor.

4.4. Caracter韘ticas y especificaciones t閏nicas de los equipos de medida.

Con car醕ter general, los equipos de medida deber醤 estar sometidos a los siguientes criterios de actuaci髇:

• – En las l韓eas de medida de las conexiones transporte-transporte (incluidas las conexiones de salida de las plantas de regasificaci髇 de GNL y de los almacenamientos subterr醤eos), transporte-distribuci髇 y distribuci髇-distribuci髇, el contador deber� estar trabajando por encima del caudal de transici髇 (Qt) del mismo el 80% del tiempo y en ning鷑 caso por debajo del caudal m韓imo (Qmin).
• – En los casos indicados en el p醨rafo anterior en que se detecte que el contador est� trabajando fuera del rango para el que estaba previsto, se adoptar醤, por orden de prioridad, las siguientes medidas:
  • 1. Adopci髇 de acuerdos provisionales entre los responsables de la explotaci髇 de la red aguas abajo y arriba del contador.
  • 2. Sustituci髇 del contador por uno de rango adecuado, o en todo caso, por el de menor rango posible sin necesidad de obra mec醤ica.
  • 3. Realizaci髇 de modificaciones en la l韓ea de medida en aquellos supuestos en que no sea t閏nicamente posible la opci髇 2. Para ello, el titular de la instalaci髇 deber� poner en marcha un plan de adecuaci髇 que deber� ser aprobado por el GTS, quien marcar� los plazos de presentaci髇 de la propuesta y de realizaci髇 de la misma.

Estas actuaciones se deber醤 realizar a la mayor brevedad posible, una vez detectada la disfunci髇.

4.4.1. Puntos de carga de cisternas de GNL.

En cada punto de carga de cisternas de GNL, el titular de la planta de regasificaci髇 deber� disponer de una b醩cula de las siguientes caracter韘ticas:

• – Rango: 60 Toneladas.
• – Escala de lectura: 20 kg.
• – Precisi髇: no inferior al 0,2% del valor le韉o.

La b醩cula y el resto de equipos utilizados para la medici髇, como por ejemplo los cromat骻rafos, estar醤 sometidos al control metrol骻ico legal que sea de aplicaci髇, tanto en su puesta en servicio como en las verificaciones peri骴icas y despu閟 de su reparaci髇 o modificaci髇, a fin de garantizar su exactitud dentro de los rangos establecidos.

4.4.2. Puntos de entrada a las redes de transporte y puntos de salida de la Red B醩ica de transporte.

En los puntos de entrada a las redes de transporte y en los puntos de salida de la Red B醩ica de transporte, cada l韓ea de la instalaci髇 de medida constar� de los siguientes elementos:

• 1. Un contador de gas que haya superado la evaluaci髇 de conformidad metrol骻ica establecida en la Uni髇 Europea y cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicaci髇, y de din醡ica adecuada para cubrir el rango de caudales que circulen por el mismo. Dicho contador estar� equipado con un emisor de pulsos para su comunicaci髇 con el conversor de caudal.
• 2. Un conversor de caudal tipo PTZ que haya superado la evaluaci髇 de conformidad metrol骻ica establecida en la Uni髇 Europea y cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicaci髇, con transmisor de presi髇 absoluta y temperatura asociados, siendo el conjunto de clase 0,5 seg鷑 la norma UNE correspondiente.
• 3. Una l韓ea auxiliar de medida id閚tica a la principal.
• 4. Las instalaciones de medida deber醤 disponer de una unidad remota, de acuerdo con las especificaciones definidas por el operador que entregue el gas, que le permita disponer de los datos de medida y de calidad del gas (en caso de que existan) en sus centros de gesti髇 de las telemedidas, y de acuerdo con la legislaci髇 vigente.

4.4.3. Puntos de conexi髇 entre redes de distribuci髇.

Los sistemas de medici髇 en los puntos de conexi髇 entre distribuidores, independientemente de su presi髇 de contaje, deber醤 operar en el rango de caudales que el fabricante haya establecido para los mismos, disponiendo de doble l韓ea de medici髇 en el supuesto que el consumo de verano e invierno as� lo aconseje.

En el caso de que la instalaci髇 no tenga doble l韓ea de contaje, esta deber� disponer de un bypass que permita el cambio de contador. Asimismo, en los casos en los que se prevea, o exista, reversibilidad en el flujo entre las dos redes, el sistema de medida estar� preparado para medir en ambas direcciones.

La composici髇 de cada una de las l韓eas que compongan la instalaci髇 de medida depender� de su capacidad, expresada en caudal horario nominal, y de la presi髇 de contaje.

En sistemas de medici髇 con presiones de contaje superiores a 4 bar, las instalaciones constar醤 de los mismos elementos que se indican en el apartado 4.4.2.

En sistemas de medici髇 con presiones de contaje menores o iguales a 4 bar, las instalaciones constar醤 de:

• 1. Un contador de gas que haya superado la evaluaci髇 de conformidad metrol骻ica establecida en la Uni髇 Europea y cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicaci髇, y que sea de din醡ica adecuada para cubrir el rango de caudales que circulen por el mismo.
• 2. Un conversor de caudal tipo PT o PTZ que haya superado la evaluaci髇 de conformidad metrol骻ica establecida en la Uni髇 Europea y cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicaci髇. La opci髇 escogida se concretar� de acuerdo entre las partes, caso por caso, y quedar� reflejada en un protocolo firmado por ambas partes, donde se definir醤 adem醩 los derechos y obligaciones respectivos.

Aquellos sistemas de medici髇 que estuvieran operando con anterioridad a la entrada en vigor del presente protocolo, y cuyos esquemas no se ajusten a lo establecido en este apartado, podr醤 seguir siendo utilizados hasta el fin de su vida 鷗il, o hasta su modificaci髇, sin perjuicio de lo dispuesto en los p醨rafos anteriores.

En los casos previstos en el apartado 3.2, los sistemas de medida deber醤 disponer de un equipo de telemedida que permita acceder a los datos en el centro gestor de la telemedida del distribuidor.

4.4.4. Puntos de suministro.

En el caso concreto de los sistemas de medici髇 en los puntos de suministro la tipolog韆 de los sistemas de medici髇 en cuanto a configuraci髇 y elementos constitutivos se determinar醤 en funci髇 del caudal horario m醲imo medido en las condiciones de referencia del sistema gasista (considerando como tales presi髇 igual a 1,01325 bar y temperatura igual a 273,15 K) y del consumo anual, seg鷑 se indica en las siguientes tablas, y en los esquemas de sistemas de medici髇 definidos en el apartado 4.4.5.

Tabla 1: Sistemas de medici髇 en funci髇 del caudal m醲imo horario y el consumo final para presiones de medici髇 > 0,4 bar

Caudal m醲imo [m3/h]	Consumo anual (GWh)
	< 10	≥ 10 y < 100	≥ 100 y < 150	≥ 150
Q < 150	Fig III con conversor PT	–	–	–
150 ≤ Q < 350	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PT	–	–
350 ≤ Q < 600	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PT
600 ≤ Q < 3500	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PTZ	Fig IV con conversor PTZ
3500 ≤ Q < 6500	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PTZ	Fig IV con conversor PTZ	Fig IV con conversor PTZ
Q ≥ 6500	�	Fig IV con conversor PTZ	Fig IV con conversor PTZ	Fig IV con conversor PTZ

Tabla 2: Sistemas de medici髇 en funci髇 del caudal m醲imo horario y el consumo final para presiones de medici髇 ≤ 0,4 bar

Caudal m醲imo [m3/h]	Consumo anual (GWh)
	< 2	≥ 2 y < 5	≥ 5 y < 10	≥ 10 y < 100	≥ 100
Q < 150	Fig I	Fig I	Fig I	–	–
150 ≤ Q < 350	Fig I	Fig II	Fig II	Fig III con conversor PT	–
350 ≤ Q < 600	Fig I	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PT	–
Q ≥ 600	�	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PT	Fig III con conversor PT

Nota 1: En las instalaciones de medici髇 con esquemas I y II, la correcci髇 se efectuar� mediante el factor de conversi髇 fijo resultante de aplicar lo dispuesto en el ep韌rafe 6.2.

Nota 2: Las instalaciones que deban disponer del esquema I pero que por necesidades operativas no se pueda cambiar el contador en horario laboral (de 8 a 18 horas), deber醤 pasar a disponer del esquema II.

Nota 3: Para los conjuntos de regulaci髇 y medida de los tipos A-6, A-10-B y A-10-U recogidos en la norma UNE 60404-1, el sistema de medici髇 deber� cumplir los requisitos de dise駉 y funcionamiento establecidos en dicha norma, no siendo de aplicaci髇 los requisitos de este apartado. Nota 3 de la tabla 2 del apartado 4.4.4 del 玃rotocolo de detalle PD-01� del anejo introducida por el n鷐ero 2 del apartado primero de la Res. 21 diciembre 2012, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifica el protocolo de detalle PD-01 "Medici髇, Calidad y Odorizaci髇 de Gas" de las normas de gesti髇 t閏nica del sistema gasista (獴.O.E.� 7 enero 2013).Vigencia: 8 enero 2013

Los sistemas de medici髇 se dise馻r醤 en base al caudal horario m醲imo previsto, as� como a su modulaci髇, es decir, se deber� asegurar que el contador elegido cubra en todo momento el rango de caudales que circule por el mismo, incluido el caudal horario m韓imo, de acuerdo con lo que reglamentariamente est� establecido.

En los consumidores cuyas variaciones de consumo imposibiliten que un sistema de medici髇 con un solo contador cubra con su extensi髇 de medida las citadas variaciones, la medici髇 de gas se deber� realizar en base a un sistema de conmutaci髇 en paralelo que cubra estas variaciones de caudal o bien se deber醤 independizar los consumos.

En los casos en los cuales el consumidor contrate un suministro superior al que ten韆, que conlleve un cambio en la tipolog韆 de la instalaci髇 de contaje existente, el titular de la instalaci髇 deber� poner en marcha un plan de adecuaci髇 que ser� previamente aprobado por el operador de la red correspondiente, asistiendo al comercializador an醠ogo derecho.

En los casos en que se detecte que el consumidor ha bajado su consumo de forma que conlleve un cambio de equipos en la instalaci髇 de contaje existente, el titular de la instalaci髇 deber� poner en marcha un plan de adecuaci髇 que ser� previamente aprobado por el operador de la red correspondiente, asistiendo al comercializador an醠ogo derecho.

Los operadores de las redes, deber醤 comunicar a los consumidores conectados a sus redes y que est醤 obligados a disponer de telemedida en sus instalaciones de medici髇, sus protocolos de comunicaci髇 de forma que permitan recibir dicha informaci髇 en su centro gestor de telemedidas.

Aquellos sistemas de medici髇 que estuvieran operando con anterioridad a la entrada en vigor del presente protocolo, y cuyos esquemas no se ajustaran a lo establecido en este apartado, podr醤 seguir siendo utilizados hasta el fin de la vida 鷗il de los mismos, sin perjuicio de lo dispuesto en los p醨rafos anteriores.

4.4.5. Esquemas de los sistemas de medici髇 en funci髇 del caudal m醲imo horario y el consumo anual.

Figura III

1. V醠vula de cierre

2. V醠vula de 3 v韆s con toma de � para man髆etro patr髇

3. Man髆etro adecuado a la presi髇 de trabajo (*)

4. Contador

5. Term髆etro

6. Disco en ocho

7. Conversor electr髇ico de volumen

8. Sonda de temperatura

9. Transmisor de presi髇 (puede ir incorporado dentro del CR)

10. Toma de presi髇 de � con v醠vula precintable para contrastaciones

Figura IV

1. V醠vula de cierre

2. V醠vula de 3 v韆s con toma de � para man髆etro patr髇

3. Man髆etro adecuado a la presi髇 de trabajo (*)

4. Contador

5. Term髆etro

6. Disco en ocho

7. Conversor electr髇ico de volumen

8. Sonda de temperatura

9. Transmisor de presi髇 (puede ir incorporado dentro del CR)

10. Toma de presi髇 de � con v醠vula precintable para contrastaciones

(*) En funci髇 de la casu韘tica existente y de la presi髇 de trabajo del contador (Pr), se utilizar醤 los siguientes tipos de man髆etros:

Pr ≤0.08 bar	esfera de Ф 80-100 mm y clase 1.6 o bien esfera de Ф100 mm y clase 1
0.08 bar < Pr ≤ 0.4 bar	esfera de Ф100 mm y clase 1 o bien esfera de Ф150 mm y clase 0.6
Pr > 0.4 bar	esfera de Ф150 mm y clase 0.6

4.5. Caracter韘ticas y especificaciones t閏nicas de los equipos de an醠isis.

Los equipos de determinaci髇 de la calidad deber醤 disponer de la evaluaci髇 de conformidad metrol骻ica otorgada por la autoridad competente de la Uni髇 Europea, ser digitales, con registros horarios y diarios, con una capacidad de almacenamiento m韓imo de 31 d韆s y deber醤 poder facilitar como m韓imo la siguiente informaci髇 mediante an醠isis continuo del flujo de gas:

• – Porcentajes molares de cada uno de los siguientes componentes: Nitr骻eno, Di髕ido de Carbono, Metano, Etano, Propano, Iso-butano, n-butano, n-pentano, Iso-pentano, fracci髇 C6+.
• – Poder calor韋ico inferior (PCI) y poder calor韋ico superior (PCS) en kWh/m3 (en condiciones de referencia).
• – Densidad relativa (d).
• – 蚽dice de Wobbe (W) en kWh/m3 (en condiciones de referencia).

Estos c醠culos se realizar醤 conforme a la norma UNE correspondiente. El c醠culo del PCS del gas en base volum閠rica se expresar� como H_s [t₁,p₁,V(t₂,p₂)] en las condiciones de referencia [0 篊, V (0 篊, 1,01325 bar)].

En las conexiones internacionales por gasoducto con Europa, para el c醠culo del PCS del gas se utilizar� lo dispuesto en el protocolo de detalle que sea de aplicaci髇 en su caso.

En las conexiones con plantas de producci髇 de gases manufacturados y de gases procedentes de fuentes no convencionales, tales como el biog醩, el gas obtenido a partir de la biomasa u otros tipos de gas, se deber醤 instalar equipos de an醠isis y control que permitan realizar las comprobaciones en continuo del gas introducido al sistema. Dichos equipos deber醤 ser aceptados por las partes interconectadas y disponer de las certificaciones correspondientes.

Los titulares de instalaciones que dispongan de equipos que no cumplan las caracter韘ticas indicadas, deber醤 dise馻r un plan para sustituir o adaptar sus equipos que deber� ser validado por el GTS.

5. An醠isis de la calidad del gas.

5.1. Responsabilidad de los agentes.

5.1.1. Puntos de medici髇 y control peri骴ico de los equipos y sistemas de medida.

Corresponder� al GTS la definici髇 de los puntos singulares de medici髇 de la calidad del gas de la Red B醩ica donde sea necesaria la instalaci髇 de un equipo de an醠isis de los par醡etros de la calidad del gas.

El titular de la instalaci髇 d髇de se ubica un equipo de an醠isis de calidad del gas controlar� peri骴icamente el sistema de medici髇 con objeto de comprobar su correcto funcionamiento y enviar� al GTS, en el menor plazo posible, una descripci髇 detallada de las incidencias del equipo de an醠isis de calidad de gas detectadas, junto con los resultados obtenidos en el caso de aplicaci髇 de medidas correctoras.

El GTS supervisar� la realizaci髇 de estos controles, y emitir� un informe anual se馻lando, por cada titular y para cada instalaci髇, un resumen comprensivo de las incidencias detectadas en el a駉, agrup醤dolas por tipos homog閚eos, un detalle de cada incidencia detectada, una valoraci髇 del impacto en la medici髇, as� como las medidas correctoras aplicadas o que se deben aplicar. Los titulares de los equipos recibir醤 la parte del informe referida a los mismos, y la totalidad del informe podr� ser solicitado por la Comisi髇 Nacional de Energ韆 y por la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas.

Todos y cada uno de los titulares de las instalaciones de control de calidad del gas estar醤 obligados a almacenar los resultados de los controles y an醠isis realizados.

Cada seis meses el GTS debe emitir una relaci髇 de las redes donde se debe cambiar la calidad del gas y la nueva composici髇 a introducir en los conversores PTZ.

5.1.2. Calidad del gas.

Los usuarios del Sistema Gasista que introduzcan gas ser醤 los responsables de su calidad y del cumplimiento de las especificaciones recogidas en este protocolo de detalle.

Los usuarios que inyecten en el Sistema Gasista gases manufacturados o gases procedentes de fuentes no convencionales, tales como el biog醩, el gas obtenido a partir de la biomasa u otros tipos de gas, deber醤 justificar, mediante certificaci髇 emitida por los organismos competentes correspondientes, que el gas aportado cumple las especificaciones establecidas en el apartado 5.2, para su entrada en la red de transporte.

Adicionalmente, la introducci髇 de gases producidos mediante procesos de digesti髇 microbiana estar� condicionada a la evaluaci髇, por parte del usuario, del riesgo que los microorganismos y otros posibles componentes minoritarios de estos gases puedan representar para la salud de las personas o para la integridad de las instalaciones o aparatos de consumo.

El titular del punto de entrada de gas en el Sistema Gasista deber� supervisar la calidad del gas que se introduce al objeto de informar al GTS y a todos los sujetos afectados, tan pronto como sea posible, de cualquier deficiencia de la calidad del gas, estimando la duraci髇 posible del incumplimiento. En cualquier caso, el GTS podr� adoptar las medidas que considere necesarias para anular o minimizar el impacto que esta eventualidad pueda tener en el Sistema Gasista.

No obstante, cuando el transportista sea avisado o compruebe que va a recibir o est� recibiendo un gas en el punto de entrada fuera de las especificaciones de calidad establecidas, podr�:

• 1. Rechazar total o parcialmente el gas fuera de especificaciones.
• 2. Aceptar, excepcionalmente en el caso de las plantas de regasificaci髇, total o parcialmente el gas, respetando los criterios de fiabilidad y seguridad del Sistema Gasista, es decir, el gas que se introduzca en el sistema de transporte y distribuci髇 s� deber� cumplir las especificaciones de calidad. En este caso, el propietario del gas pagar� al transportista los costes, debidamente justificados, incurridos por 閟te con motivo de la aceptaci髇 del gas natural fuera de especificaciones.

El titular de la instalaci髇 con un punto de entrada de gas en el Sistema Gasista no tiene la obligaci髇 de entregar el gas natural en los puntos de salida con exactamente las mismas caracter韘ticas que el gas que fue introducido por los puntos de entrada, siempre que se entregue la cantidad acordada en t閞minos de energ韆.

El gas entregado al consumidor, sea cual fuera su origen, no deber� contener part韈ulas de polvo u otras impurezas en cantidades tales que pudieran perjudicar la salud de los consumidores o da馻r las instalaciones de los mismos.

5.2. Especificaciones de calidad del gas.

Todo el gas introducido en los puntos de entrada del Sistema Gasista, deber� cumplir con las especificaciones de calidad de la siguiente tabla:

Tabla 3. Especificaciones de calidad del gas introducido en el Sistema Gasista

Propiedad (1)	Unidad	M韓imo	M醲imo
蚽dice de Wobbe	kWh/m3	13,403	16,058
PCS	kWh/m3	10,26	13,26
Densidad relativa	�	0,555	0,700
S Total	mg/m3	–	50
H2S + COS (como S)	mg/m3	–	15
RSH (como S)	mg/m3	–	17
O2	mol %	–	0,01
CO2	mol %	–	2,5
H2O (Punto de roc韔)	篊 a 70 bar (a)	–	+ 2
HC (Punto de roc韔)	篊 a 1-70 bar (a)	–	+ 5
Polvo/Part韈ulas	–	T閏nicamente puro

Adem醩 de las caracter韘ticas anteriores, los gases procedentes de fuentes no convencionales, tales como el biog醩, el gas obtenido a partir de biomasa u otro tipo de gas producido mediante procesos de digesti髇 microbiana, deber醤 cumplir con las especificaciones de calidad de la siguiente tabla:

Tabla 4: Especificaciones de calidad del gas procedente de fuentes no convencionales introducido en el sistema gasista:

Propiedad (2)	Unidad	M韓imo	M醲imo
Metano (CH4).	mol %	90	�
CO	mol %	–	2
H2	mol %	–	5
Compuestos Halogenados: – Fl鷒r/Cloro.	mg/m3	–	10/1
Amon韆co.	mg/m3	–	3
Mercurio.	μg/m3	–	1
Siloxanos.	mg/m3	–	10
Benceno, Tolueno, Xileno (BTX).	mg/m3	–	500
Microorganismos.	�	T閏nicamente puro.
Polvo/Part韈ulas.	�	T閏nicamente puro.

En relaci髇 con el contenido de O₂ del biog醩 inyectado en las redes, la inyecci髇 de biog醩 deber� de cumplir lo siguiente:

• a) Inyecci髇 de biog醩 en redes de transporte.

  Con car醕ter general, se aceptar� la inyecci髇 de biog醩 en la red de transporte con un contenido de O₂ hasta el 0,3 mol % siempre que concurran simult醤eamente las siguientes circunstancias en el punto de inyecci髇:

  • 1. El contenido en CO₂ no deber� superar en ning鷑 momento el 2 mol %.
  • 2. El punto de roc韔 de agua no deber� superar en ning鷑 momento los menos ocho grados cent韌rados (-8 篊).
  • 3. El volumen de inyecci髇 de biog醩 en la red de transporte troncal nunca exceder� de 5.000 m³/h (en condiciones de referencia). Para vol鷐enes mayores y en todo caso para el resto de puntos de entrada al sistema gasista de transporte, el volumen m醲imo de inyecci髇 de biog醩 se determinar� para cada caso concreto en funci髇 de la calidad y el volumen del gas vehiculado de la red a la que se conecte, por el titular de la misma y se comunicar� a la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, al GTS y a la Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia.
• b) Inyecci髇 de biog醩 en redes de distribuci髇.

  Con car醕ter general se aceptar� la inyecci髇 de biog醩 en la red con un contenido de O₂ hasta el 1 mol % siempre que concurran simult醤eamente las siguientes circunstancias en el punto de inyecci髇:

  • 1. El contenido en CO₂, no deber� superar en ning鷑 momento el 2 mol %.
  • 2. El punto de roc韔 de agua no deber� superar en ning鷑 momento los menos ocho grados cent韌rados (-8 篊).

Cuando la inyecci髇 tenga lugar en la red de distribuci髇 y no se cuente con las instalaciones necesarias para evacuar el gas a la red de transporte, el distribuidor comunicar� al usuario el caudal m醲imo que podr� inyectar. A los efectos del c醠culo del caudal m醲imo admisible, el titular de la red de distribuci髇 podr� solicitar informaci髇 al Gestor T閏nico del Sistema o a los titulares de redes de distribuci髇 en cascada.

La Comisi髇 Nacional de los Mercados y la Competencia resolver� las discrepancias que puedan presentarse entre agentes en los puntos de inyecci髇 de biog醩 en la red de distribuci髇.

En aquellos casos en los que la inyecci髇 del biog醩 se realice a trav閟 de una estaci髇 de regulaci髇 y medida, a los efectos de cumplir las exigencias anteriormente expuestas en relaci髇 a la calidad del gas, se medir醤 las caracter韘ticas del gas en el punto de salida de la estaci髇 de regulaci髇 y medida en la que el biog醩 es inyectado.

5.3. Criterios generales para el procedimiento de an醠isis de la composici髇 del gas.

Adicionalmente a los requisitos establecidos para los instrumentos de medida en el 醡bito del control metrol骻ico, derivados de la Ley 3/1985 y de sus normativas de desarrollo, diariamente, el cromat骻rafo llevar� a cabo una calibraci髇 autom醫ica utiliz醤dose para ello botellas de gas patr髇 elaboradas por suministradores acreditados para el an醠isis del gas natural seg鷑 la norma ISO 17025.

El cromat骻rafo se calibrar� con un gas patr髇 de composici髇 similar al gas analizado.

Los datos sobre la calidad del gas, necesarios para realizar las funciones encomendadas al GTS, se enviar醤 a trav閟 del Sistema Log韘tico de Acceso de Terceros a la Red (SL-ATR).

5.4. Cambio de la calidad del gas en los conversores PTZ.

Cada seis meses el GTS debe emitir una relaci髇 de las redes donde se debe cambiar la calidad del gas y la nueva composici髇 a introducir en los conversores PTZ.

Formar醤 parte de esta relaci髇, aquellas redes donde el PCS medio del semestre supere en �1% al PCS del gas que est� introducido en los correctores PTZ de los equipos de medida de una red.

En aquellas redes que est閚 dentro del rango de variaci髇 de �1% del PCS, el GTS analizar� la variaci髇 de Z que supone la composici髇 media del gas en el 鷏timo semestre respecto a la composici髇 del gas utilizado en esos momentos en los correctores PTZ. De observarse que es significativa en relaci髇 con los rangos de error permitidos en los equipos de medici髇, incluir� tambi閚 estas redes en la relaci髇 que tiene que emitir.

A los efectos de realizar modificaciones de par醡etros en los equipos de medida se aplicar� la normativa metrol骻ica en vigor, pudiendo asistir al cambio las partes implicadas, si as� lo manifiestan.

En el caso de los conversores de caudal conectados a cromat骻rafo en continuo, estos valores se introducir醤 como valores por defecto, aunque en caso de fallo de la se馻l del cromat骻rafo se tomar� el 鷏timo dato v醠ido.

6. Medici髇 del gas.

6.1. Procedimientos de medici髇 en puntos del Sistema Gasista.

Como criterio general, los procedimientos de medida y c醠culo se ajustar醤 a lo establecido en la norma UNE correspondiente.

6.1.1. Procedimiento de medida en la descarga de buques.

Ser� de aplicaci髇 lo dispuesto en el Protocolo de Detalle PD-05 玃rocedimiento de determinaci髇 de energ韆 descargada por buques metaneros�.

6.1.2. Procedimiento de medida en los puntos de entrada y salida de la red de transporte y en los puntos de conexi髇 transporte-transporte, transporte-distribuci髇 y distribuci髇- distribuci髇.

En los puntos de entrada y salida de la red de transporte, las conexiones con plantas de regasificaci髇 de GNL, las conexiones internacionales, las conexiones con yacimientos nacionales, las conexiones con almacenamientos subterr醤eos y las conexiones con plantas de producci髇 de gas manufacturado y de gas procedente de fuentes no convencionales, el titular de la instalaci髇 de medida realizar� la lectura de los equipos.

En los puntos de transferencia de gas entre dos distribuidores, la lectura de los equipos de medida la realizar� el distribuidor titular de la instalaci髇.

En ambos casos, 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 pondr� a su disposici髇 en un plazo no superior a los dos d韆s h醔iles.

La toma de lecturas se realizar� al final del per韔do de lectura mensual, seg鷑 calendario aprobado por ambas partes. En los puntos de entrega que est閚 telemedidos, este per韔do de lectura 玦n situ� podr� ampliarse, siempre que las dos partes lleguen a un consenso.

El operador correspondiente elaborar� un parte diario de emisi髇 de gas, que facilitar� al distribuidor aguas arriba o al transportista, en funci髇 de la red a la que est� conectada la instalaci髇 para que 閟te pueda realizar sus funciones. Esta informaci髇 se facilitar� a trav閟 del SCTD o del SL-ATR, seg鷑 sea el destinatario.

6.1.3. Procedimiento de medida en la carga de cisternas de GNL.

Las cisternas de transporte de GNL deber醤 cumplir con la normativa y reglamentaci髇 vigente en Espa馻 para este tipo de transportes.

A efectos de medici髇 y antes de la primera carga, el propietario de la cisterna deber� poner a disposici髇 del titular de la planta de regasificaci髇 la siguiente documentaci髇:

• – Placa de caracter韘ticas de la cisterna.
• – Certificado de capacidad emitido por una entidad debidamente autorizada.

La medici髇 del GNL entregado en cada cisterna se realizar� en kWh, en base a:

• – Al peso neto (en kg) determinado en b醩cula, por diferencia entre las pesadas de salida y de entrada del cami髇 cisterna.
• – La calidad del GNL (PCS expresado en kWh/kg y kWh/m3 en condiciones de referencia) obtenido a partir del an醠isis en continuo por cromatograf韆 de muestras representativas del GNL cargado en cisternas.

La cantidad de GNL cargado en cada cisterna se obtendr� partiendo de los conceptos anteriores, la cual constar� en la documentaci髇 que se entregue.

Asimismo, el titular de la planta de regasificaci髇 informar� diariamente al GTS, a trav閟 del SL-ATR, de las salidas de GNL para cada distribuidor, comercializador o consumidor que aporte gas al sistema.

6.1.4. Procedimiento de medida en los puntos de suministro.

Para el caso de consumidores que dispongan de equipos de telemedida en sus instalaciones de medici髇, los datos de consumo diario ser醤 transmitidos al operador de la red a la que se hallen conectados, mediante un equipo de telemedida que utilice el protocolo de comunicaci髇 definido por dicho operador.

Los consumidores obligados a disponer de telemedida y que no la tengan operativa deber醤 facilitar al distribuidor/transportista al que est閚 conectados, cada d韆 antes de las 6 horas, las lecturas de los equipos de medici髇 correspondientes al consumo del d韆 anterior. Para ello utilizar醤 los formatos que les habr� facilitado el distribuidor/transportista y los env韔s se realizar醤, preferentemente, por correo electr髇ico.

El operador de la red realizar� una lectura mensual de toma de datos de todos los consumidores con volumen anual superior a 100.000 kWh, que no dispongan de telemedida, o 閟ta no est� operativa.

En aquellos consumidores que reglamentariamente est閚 obligados a disponer de telemedida, y no dispongan de ella o teni閚dola no est� operativa, siendo ello responsabilidad del consumidor, el reparto diario de consumos se efectuar� aplicando un procedimiento establecido a tal fin que, de forma previa a su aplicaci髇, deber� ser conocido por el consumidor y por el comercializador afectados.

El operador de la red ser� el responsable de transformar estos datos en unidades de energ韆 e incorporarlos al SL-ATR para que se puedan realizar los correspondientes Balances y Repartos.

Para consumidores con volumen anual igual o inferior a 100.000 kWh, se realizar醤 lecturas de toma de datos con la periodicidad indicada en la legislaci髇 vigente. En estos casos, el reparto diario de consumos se basar� en lo dispuesto en las normas de gesti髇 t閏nica del sistema NGTS-06 玆epartos� y NGTS-07 獴alance�.

En cualquier caso, se estar� a lo dispuesto en la legislaci髇 vigente.

6.2 Conversi髇 de unidades de volumen a energ閠icas.

Para efectuar la conversi髇 de la unidad de medida de los contadores, m ³ , a la unidad de medida de energ韆 establecida, kWh, se utilizar� el valor energ閠ico del gas natural referido al poder calor韋ico superior (PCS), medido en las condiciones de referencia del sistema gasista de 1,01325 bar (1 bar = 10 ⁵ Pa) y 273,15 K. La f髍mula de c醠culo a aplicar ser� la siguiente:

Siendo:

E = Energ韆 entregada en el punto de suministro.

V = Volumen medido en las condiciones de suministro.

Fc’ = Factor de conversi髇 de volumen.

El factor de conversi髇 por las condiciones de medida se calcular� como:

Siendo:

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

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

La conversi髇 de los m ³ medidos por el contador a m ³ en las condiciones de referencia se realizar� mediante el empleo de equipos electr髇icos de conversi髇 (conversores) que realizan el c醠culo de forma continua, integrando las se馻les de presi髇, temperatura y compresibilidad medidas en los correspondientes transmisores, y utilizando un factor de conversi髇 (Fc) que viene dado por la f髍mula:

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

El c醠culo del factor de compresibilidad tanto en las condiciones de referencia como en las condiciones de suministro se realizar� seg鷑 el procedimiento SGERG-88 incluido en la norma UNE-EN ISO 12213.

En el apartado 4.4 del presente protocolo se establecen los requisitos de instalaci髇 de conversores de presi髇, temperatura y factor de compresibilidad (conversores PTZ y conversores PT) en funci髇 de la presi髇 a la que se realiza la medida y el caudal m醲imo horario.

Para consumidores suministrados a presiones inferiores o iguales a 0,4 bar se despreciar� la influencia del factor Z, es decir, se asumir� que su valor es pr髕imo a la unidad, y en consecuencia el factor de conversi髇 por el que se multiplicar� el volumen medido en m ³ para expresarlo en las condiciones de referencia de presi髇 y temperatura ser�:

Siendo:

K _t = Factor de conversi髇 por temperatura.

K _p = Factor de conversi髇 por presi髇.

El factor de conversi髇 por temperatura se calcular� mediante la siguiente f髍mula:

Donde T _gas es la temperatura de 10篊.

El factor de conversi髇 por presi髇 se calcular� mediante la siguiente f髍mula:

Donde:

P _c = Presi髇 relativa de suministro (bar).

P _atm = Presi髇 atmosf閞ica (bar).

El valor de la presi髇 atmosf閞ica es funci髇 de la altitud (A) del municipio donde se encuentre el punto de suministro y se calcular� de acuerdo a la siguiente f髍mula:

Donde 獳� es la altitud en metros del municipio donde se encuentre situado el punto de suministro, publicada por el organismo oficial de estad韘tica competente.

Por su parte, el factor 玨� se calcular� por aplicaci髇 de la siguiente f髍mula:

Siendo 玠� la densidad del aire (ISO 6976) interpolada a Tgas (10篊) y 玤� la aceleraci髇 est醤dar de la gravedad, con valores:

d = 1,2471

g = 9,8065 (m/s ² )

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

En el caso de las instalaciones de suministro a consumidores conectadas a redes de presi髇 m醲ima de servicio de 22 mbar y que no dispongan de un regulador previo a la medici髇 del gas. el factor de conversi髇 por presi髇 (Kp) se calcular� considerando como presi髇 de suministro la presi髇 de 22 mbar, salvo en los casos en los que los reguladores de las estaciones de regulaci髇 y medida que alimenten a dicha red est閚 tarados a una presi髇 inferior, en cuyo caso se tomar� dicha presi髇 como referencia.

(…)

6.3. PCS aplicable a consumidores conectados a redes de transporte.

En el caso de consumidores conectados a redes de transporte se aplicar醤 los valores diarios de PCS que correspondan al punto de medici髇 m醩 pr髕imo situado aguas arriba.

6.4. PCS aplicable a consumidores conectados a redes de distribuci髇.

Para los puntos de suministro, que no dispongan de equipos de medici髇 del poder calor韋ico superior (PCS), se les asignar�, a efectos de facturaci髇, el poder calor韋ico superior medio diario (PCSDiario) correspondiente a la red de distribuci髇 donde se ubiquen, calculado de acuerdo con la siguiente f髍mula.

Donde:

• i = Conexi髇 de la red de distribuci髇 donde se ubica el punto de suministro, con la red de transporte.
• m = N鷐ero de conexiones de la red de distribuci髇 donde se ubica el punto de suministro, con la red de transporte.
• V_i = Volumen de gas vehiculado el d韆 玠� a trav閟 de la conexi髇 玦� de la red de distribuci髇 donde se ubica el punto de suministro.
• PCS_i = PCS medio del gas medido por el cromat骻rafo asociado a la conexi髇 玦� de la red de distribuci髇, ya sea el que se ubique en el PCTD o el m醩 pr髕imo situado aguas arriba.

6.4.1. Consumidores sin equipo de telemedida.

En el caso de consumidores de lectura mensual o superior, para determinar el poder calor韋ico superior medio (PCSMedio) a utilizar en el c醠culo de los kWh consumidos en el per韔do de facturaci髇, se aplicar� la media de los valores diarios del PCSDiario de la red de distribuci髇 donde se ubique el consumidor, ponderada por el volumen diario de gas vehiculado a trav閟 de la misma, durante los 30 � 60 d韆s inmediatamente anteriores al d韆 玭-2� de la 鷏tima lectura, en funci髇 de si la lectura es mensual o bimensual, y de acuerdo con las siguiente f髍mulas.

Donde:

• PCS_Medio = Poder calor韋ico superior medio aplicable a los periodos de facturaci髇 cuya 鷏tima lectura se realice el d韆 玭�
• d = D韆 del periodo de facturaci髇.
• n = D韆 de la 鷏tima lectura.
• V_d = Suma del volumen de gas vehiculado el d韆 玠� a trav閟 de todas las conexiones de la red de distribuci髇 donde se ubica el consumidor, con la red de transporte.
• PCS_Diario,d = PCS_Diario,d del gas vehiculado a la red de distribuci髇 d髇de se ubica el punto de suministro durante el d韆 玠�.

6.4.2. Consumidores con equipo de telemedida.

En el caso de puntos de suministro con telemedida, se aplicar� al menos el poder calor韋ico superior diario (PCS_Diario), calculado seg鷑 se ha descrito, al consumo diario, pudiendo utilizarse los datos horarios (PCS_Horario) en caso de disponer de dicha informaci髇.

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

• – Si el punto de suministro est� situado en una red de distribuci髇 con un 鷑ico punto de conexi髇 con la red de transporte se le asignar� el PCS_Horario que determine el equipo de an醠isis asociado a la conexi髇.
• – Si el punto de suministro est� situado en una red de distribuci髇 con varios puntos de conexi髇 con la red de transporte, el valor del PCS_Horario se corresponder� con el valor medio de los datos de PCS_Horario que determinen los equipos de an醠isis asociados a cada una de las diferentes conexiones, ponderados por el volumen horario de gas vehiculado por cada una de ellas.

6.5 Informaci髇 a publicar sobre el factor de conversi髇.

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

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

Asimismo, en el SL-ATR se identificar� para cada red municipal, el n鷐ero de conexiones con la red de transporte, as� como los cromat骻rafos asociados a cada conexi髇, recogiendo para cada una de ellas el poder calor韋ico superior medio diario (PCS _i ) y el volumen diario de gas vehiculado a trav閟 de ellas (Vi), as� como el poder calor韋ico superior medio diario de la red donde se ubiquen los puntos de suministro (PCS _Diario ), calculado seg鷑 lo establecido en el apartado 6.4.

Diariamente, el GTS publicar� en el SL-ATR el poder calor韋ico superior medio de cada red de distribuci髇 (PCS _Medio ) correspondiente al d韆 anterior (d韆 玭�) y calculado seg鷑 lo establecido en el apartado 6.4.1.

El SL-ATR deber� mantener un hist髍ico de al menos 24 meses con esta informaci髇, al objeto de poder permitir la verificaci髇, por parte de los 髍ganos competentes, del c醠culo del PCS _Medio utilizado a efectos de determinar los kWh consumidos en el per韔do de facturaci髇.

La informaci髇 anterior, comprensible para el usuario final, que incluya el factor de conversi髇 Fc aplicable a las presiones de suministro, incluyendo cada una de las seis presiones relativas estandarizadas (20 mbar, 22 mbar, 50 mbar, 55 mbar, 100 mbar y 150 mbar) de cada red de distribuci髇, junto con su poder calor韋ico superior medio diario (PCS _Diario ), ser� publicado en la p醙ina web del GTS. Asimismo, dicha p醙ina incluir� la posibilidad de que los consumidores de lectura mensual o superior, introduciendo la red de distribuci髇 del punto de suministro y la fecha de inicio y de final del periodo de facturaci髇, puedan obtener el PCSMedio aplicable en la factura.

7. Control metrol骻ico de las instalaciones de medida.

Las instalaciones de medici髇 y an醠isis de gas deber醤 cumplir aquellos aspectos regulados por la normativa metrol骻ica legal espa駉la de aplicaci髇 y, en particular, por lo dispuesto en la Ley 3/1985, de 18 de marzo, de Metrolog韆, y sus normativas de desarrollo.

Los contadores y conversores incluidos en el alcance de la Orden Ministerial de 26 de diciembre de 1988, y/o de la Directiva 2004/22/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 31 de marzo de 2004, deber醤 haber sido puestos en servicio de acuerdo con la correspondiente normativa que les sea de aplicaci髇.

Desde el 30 de octubre de 2006, la fase de comercializaci髇 y puesta en servicio de los contadores y conversores deber� cumplir con lo previsto en el Anexo VI del Real Decreto 889/2006, de 21 de julio, por el que se regula el control metrol骻ico del Estado sobre instrumentos de medida, y en su normativa de desarrollo que les sea de aplicaci髇.

En aquellos aspectos en los que no exista desarrollo normativo, ser� de aplicaci髇 lo dispuesto en este ep韌rafe.

7.1. Responsabilidad de los agentes.

El control metrol骻ico de los equipos, incluyendo las verificaciones metrol骻icas, se realizar� seg鷑 lo establecido en materia de competencias, ejecuci髇 y obligaciones de los diferentes agentes, en la Ley 3/1985 y en el Real Decreto 889/2006, corriendo 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 este protocolo de detalle.

7.2. Requisitos generales

Como criterio general, el marco competencial para la ejecuci髇 del control metrol骻ico de los sistemas de medida, los agentes intervinientes en el mismo y su designaci髇, as� como los requisitos que deben cumplir, ser醤 los definidos en la normativa metrol骻ica legal vigente.

Se deber醤 establecer programas de verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica de los sistemas de medici髇 para averiguar si 閟tos conservan la precisi髇 de medida requerida, o si resulta necesario ajustar o reparar alguno de los elementos que constituyen el sistema.

La verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica de los contadores, excepto los ultras髇icos, se deber� realizar por medio de laboratorios acreditados conforme a los criterios de la Norma ISO 17025 para la realizaci髇 de calibraciones de contadores de gas. En el caso de que la presi髇 de operaci髇 del contador sea superior a 35 bar, la verificaci髇 metrol骻ica deber� realizarse por medio de laboratorios acreditados conforme a los criterios de la Norma ISO 17025 para la realizaci髇 de calibraciones de contadores de gas, utilizando como fluido gas natural y a una presi髇 superior a 35 bar.

La verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica de los contadores ultras髇icos se deber� efectuar 玦n-situ�, aplicando un procedimiento particular que deber� haber sido aprobado previamente por las partes afectadas e incluido en el protocolo de medici髇.

Los resultados que se obtengan de la misma, si est醤 fuera de los m醨genes de error aceptados por la reglamentaci髇 aplicable, dar醤 lugar a regularizaciones.

Cuando las condiciones de operaci髇 obliguen a la verificaci髇 metrol骻ica a alta presi髇 (mayor de 35 bar) o el contador se instale por primera vez, la curva de errores resultante del ensayo a diferentes caudales se introducir� en el conversor de caudal, con el objeto de corregir los errores en los caudales de operaci髇 habituales del contador.

La verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica de los conversores de caudal con sus elementos asociados, transmisor de presi髇 y sonda de temperatura, se deber� realizar 玦n-situ�, con los elementos patrones necesarios.

En los puntos del Sistema Gasista, los comercializadores afectados por la medici髇 as� como los operadores de las redes correspondientes, vendr醤 autorizados para exigir su verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica con la frecuencia que reglamentariamente corresponda o se establezca mediante este protocolo de detalle.

Como norma general, los operadores de las redes ser醤 los encargados de comprobar que se realiza la verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica de los sistemas de medici髇, 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 verificaci髇 metrol骻ica dentro del per韔do establecido en este protocolo de detalle. En el supuesto de que el titular del sistema de medici髇 no cumpliera con su obligaci髇, pasado un plazo m醲imo de tres meses tras recibir la notificaci髇 por escrito, el operador de la red podr� solicitar la realizaci髇 de la verificaci髇 a los agentes competentes para ello, yendo a cargo de dicho titular los costes que se generen.

De igual modo, los distribuidores podr醤 comprobar si se han realizado las verificaciones metrol骻icas peri骴icas de los sistemas de medici髇 de los puntos de suministro conectados a sus redes. En el supuesto de que el titular del sistema de medici髇 no cumpliera con su obligaci髇, pasado un plazo m醲imo de tres meses tras recibir la notificaci髇 por escrito, el distribuidor podr� solicitar la realizaci髇 de la verificaci髇 a los agentes competentes para ello, yendo a cargo de dicho titular los costes que se generen.

Como resultado de estos procesos de verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica, se generar� un certificado de verificaci髇 de cada equipo en el que se reflejar� la precisi髇 de la medida en cada intervalo de caudal frente a los valores l韒ite aceptables definidos en la legislaci髇 metrol骻ica vigente, o en su ausencia en la directiva europea vigente, o en su ausencia en la norma UNE correspondiente. En los per韔dos en que dichos equipos estuviesen fuera de servicio por estar sometidos a verificaci髇 metrol骻ica, se deber� previamente acordar entre los sujetos involucrados el consumo a contabilizar a efectos de reparto, asignaci髇 o facturaci髇 del gas entregado o de los servicios de acceso prestados.

Lo dispuesto para la verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica, ser� tambi閚 de aplicaci髇 para la verificaci髇 metrol骻ica despu閟 de reparaci髇 o modificaci髇.

La reparaci髇/ajuste/modificaci髇 se efectuar� cuando exista aver韆, o cuando el resultado de la verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica as� lo aconseje o por el acuerdo entre los sujetos implicados.

Si, como consecuencia de una verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica, o por una aver韆, se debe proceder a reparar/ajustar/modificar el contador, el titular del equipo deber� instalar, lo antes posible o en un plazo m醲imo de 5 d韆s laborables, salvo causa justificada, un contador alternativo durante el tiempo en que el contador original se encuentre fuera de su ubicaci髇, excepto si el dise駉 de la instalaci髇 permite utilizar otra l韓ea de medici髇 durante dicho per韔do.

Para la estimaci髇 de los consumos diarios, en aquellos casos en los que el consumidor sea el propietario del equipo, y cuando el per韔do exceda el m醲imo de 5 d韆s laborables establecido, el valor estimado de su consumo diario se calcular� como el menor valor entre el caudal diario contratado y el caudal m醲imo horario del contador durante 24 horas.

En los consumidores con obligaci髇 de estar telemedidos, si como consecuencia de una verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica, o por una aver韆, se debe proceder a reparar/ajustar/modificar el conversor con sus elementos asociados, transmisor de presi髇 y sonda de temperatura, el titular del equipo deber� instalar un conversor alternativo durante el tiempo en que el conversor original se encuentre fuera de su ubicaci髇, excepto si el dise駉 de la instalaci髇 permite una medici髇 alternativa durante dicho per韔do.

7.3. Verificaciones metrol骻icas peri骴icas de los equipos de medida.

Las periodicidades recogidas en este protocolo de detalle se deber醤 adaptar a cualquier reglamentaci髇 vigente de rango superior.

7.3.1. Puntos de entrada de la red de transporte.

En los puntos de conexi髇 del sistema de transporte con plantas de regasificaci髇, conexiones internacionales, yacimientos, almacenamientos subterr醤eos y plantas de producci髇 de gases manufacturados y de gases procedentes de fuentes no convencionales, las verificaciones metrol骻icas peri骴icas correspondientes al factor de conversi髇, lazos de presi髇 y de temperatura, medida y volumen (prueba en serie) se realizar醤 con frecuencia mensual.

No obstante, si despu閟 de realizar estas operaciones mensuales durante un per韔do de tiempo, los errores se encuentran dentro de la tolerancia admitida se podr韆, previo acuerdo de los operadores implicados y el GTS, disminuir la frecuencia indicada anteriormente, sin que el per韔do de verificaci髇 metrol骻ica exceda de dos meses.

7.3.2. Puntos de salida de la red de transporte.

Las verificaciones metrol骻icas peri骴icas se realizar醤 con la periodicidad indicada en la tabla siguiente:

Tabla 5: Verificaciones metrol骻icas peri骴icas de equipos de medida en los puntos de salida de la red de transporte

�	Periodicidad	Tipo de prueba
Factor de conversi髇	6 meses (3)	Campo
Lazo de presi髇	6 meses (3)	Campo
Lazo de temperatura	6 meses (3)	Campo
Medida y volumen (prueba en serie)	6 meses (3)	Campo
Cromat骻rafo, cambio de gas patr髇	El cambio del gas patr髇 se realizar� antes de la fecha de fin de la validez de la muestra y siempre dentro de las condiciones de utilizaci髇 que se indiquen en el certificado.	Campo
Verificaci髇 metrol骻ica de contadores	6 a駉s (4)	Laboratorio

7.3.3. Puntos de suministro a consumidores finales y puntos de entrega entre redes de distribuci髇.

Las verificaciones metrol骻icas peri骴icas de los elementos de medida se realizar醤 seg鷑 lo indicado a continuaci髇:

Contadores:

La periodicidad de la verificaci髇 metrol骻ica de los contadores ser� la indicada en el cuadro siguiente:

Tabla 6: Verificaciones metrol骻icas peri骴icas de los contadores

�	Consumo anual por l韓ea (C) (GWh/a駉)
Tipo contador	C ≤ 3 ( (5) )	3 < C ≤ 30	C > 30 ( (6) )
Turbina	4 a駉s	4 a駉s	2 a駉s
Pist髇	6 a駉s	6 a駉s	NA
Membrana	15 a駉s	15 a駉s	NA

Lazos de medida:

La periodicidad de la verificaci髇 metrol骻ica de los lazos de medida (transmisor de presi髇 y sonda de temperatura) ser� la indicada en el cuadro siguiente:

Tabla 7: Verificaciones metrol骻icas peri骴icas de los lazos de medida de presi髇 y temperatura

Consumos (C) (GWh/a駉)	C ≤ 5	5 < C ≤ 100	100 < C ≤ 1.000	C > 1.000
Periodicidad	4 a駉s	2 a駉s	1 a駉	6 meses

Los conversores a instalar deber醤 disponer de un certificado de verificaci髇 de al menos la mitad del per韔do de verificaci髇 que le corresponda.

Cromat骻rafos:

• Las botellas de gas patr髇 estar醤 certificadas por un laboratorio acreditado para el an醠isis del gas natural seg鷑 la Norma ISO 17025.
• El cambio del gas patr髇 se realizar� antes de la fecha de fin de la validez de la muestra y siempre dentro de las condiciones de utilizaci髇 que se indiquen en el certificado.
• Se proceder� a la verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica del cromat骻rafo como m韓imo cada 12 meses y siempre que se realice el cambio de gas patr髇.

7.4. Comprobaciones extraordinarias a petici髇 de parte.

Adicionalmente a las obligaciones de control metrol骻ico que puedan derivarse de la Ley 3/1985, de Metrolog韆, del Real Decreto 889/2006, por el que se regula el control metrol骻ico del Estado sobre instrumentos de medida, y de sus normativas de desarrollo, para todos los puntos de medida del Sistema Gasista, cualquier sujeto afectado por la medida de 閟tos podr� exigir la comprobaci髇 extraordinaria de la instalaci髇 de medici髇, en aquellas situaciones en las que existiese presunci髇 justificada de un incorrecto funcionamiento de los equipos de medida instalados.

En tales casos, el alcance de la comprobaci髇 extraordinaria ser� id閚tico al de la verificaci髇 peri骴ica prevista en el control metrol骻ico, debiendo realizarse estas operaciones en el equipo de medida por agentes competentes para efectuar verificaciones metrol骻icas, con la mayor brevedad posible, y respetando en todo caso la continuidad del suministro. Los gastos generados por la comprobaci髇 extraordinaria de los equipos de medida ser醤 a cargo del solicitante salvo que el control metrol骻ico de los mismos confirmase la existencia de una desviaci髇 superior a la admisible, en cuyo caso correr醤 a cargo del titular del equipo.

8. Regularizaci髇 de lecturas y mediciones.

En los casos de verificaci髇 metrol骻ica peri骴ica, de verificaci髇 despu閟 de reparaci髇 o modificaci髇, y/o de comprobaci髇 extraordinaria realizada a petici髇 de parte de los equipos de medida o an醠isis de calidad, si se observa que se exceden las tolerancias admitidas para el equipo en cuesti髇, se proceder� a la regularizaci髇 de los suministros efectuados conforme a lo establecido en este apartado.

En el supuesto de detectarse errores que excedan las tolerancias admisibles, se corregir醤 y regularizar醤 las cantidades previamente determinadas a partir de las lecturas originales. La regularizaci髇 de las cantidades se extender� a un cierto per韔do de tiempo previo a la fecha de realizaci髇 de la comprobaci髇 que detect� el error y se establecer醤 en base a los siguientes criterios.

El per韔do de tiempo sujeto a correcci髇 y la refacturaci髇 complementaria a que diera lugar, se calcular� de acuerdo con lo establecido en la legislaci髇 vigente.

El GTS publicar� en su p醙ina web el procedimiento est醤dar de c醠culo de regularizaciones derivadas de excesos sobre las tolerancias m醲imas establecidas.

Una vez conocido el error, mientras la causa origen del mismo no sea subsanada, las limitaciones del per韔do de tiempo afectado no ser醤 de aplicaci髇 y, en consecuencia, dicho per韔do se extender� al total de la duraci髇 de la causa, sin perjuicio de la responsabilidad que podr韆 derivarse de la no rectificaci髇 del error detectado. La correcci髇 por cantidad que se aplicar� durante el per韔do afectado ser� la correspondiente al exceso que supere el error m醲imo admisible.

9. Odorizaci髇 del gas natural.

El gas deber� ser odorizado de forma que cualquier fuga pueda ser detectada con facilidad por el olfato humano normal cuando exista una mezcla cuya concentraci髇 volum閠rica sea un quinto de la correspondiente al l韒ite inferior de inflamabilidad.

9.1. Responsabilidad de los agentes.

Los transportistas de la red primaria entregar醤 el gas natural odorizado en las entradas al sistema de transporte, en las entradas a las redes de distribuci髇 y a los consumidores directamente conectados a sus redes.

Para optimizar los costes de instalaci髇, en el caso de nuevas instalaciones de transporte secundario en las que el destino del gas sea b醩icamente el consumo dom閟tico, el responsable de la odorizaci髇 hasta los niveles indicados en el apartado 9.3 ser� el titular del punto de entrega transporte-transporte secundario.

Los distribuidores deber醤 asegurarse de que el gas natural que entreguen a los consumidores posea el olor caracter韘tico, a馻diendo compuestos odorizantes en la proporci髇 necesaria cuando fuera preciso, de forma que se detecte su presencia.

Los niveles de odorizaci髇, en su caso, de aquellos gasoductos de transporte para tr醤sito a terceros pa韘es, se acordar醤 por los transportistas implicados.

9.2. Requisitos de los odorizantes.

El odorizante empleado deber� reunir las siguientes condiciones:

• – Proporcionar un olor caracter韘tico y persistente.
• – Proporcionar un olor espec韋ico para no ser confundido con otros olores encontrados corrientemente: olor de derivados del petr髄eo, gases de combusti髇, cocinas, perfumes, etc.
• – F醕il de manipular y adicionar al gas.
• – No t髕ico 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 combusti髇 sin producci髇 de productos perjudiciales.
• – Estabilidad qu韒ica frente a los componentes del gas.

9.3. Criterios generales para la odorizaci髇.

Los transportistas de la red primaria entregar醤 el gas natural odorizado, siguiendo los siguientes criterios:

• a) A馻dir醤 15 mg de THT/m3 de gas en las entradas al sistema de transporte-distribuci髇.
• b) A馻dir醤 7 mg de THT/m3 de gas en las entregas a transporte secundario que actualmente est� odorizando el transportista primario.
• c) A馻dir醤 7 mg de THT/m3 de gas en las entradas a las redes de distribuci髇 con consumo dom閟tico.
• d) Para la odorizaci髇 del anillo de 35 bar de Barcelona, se a馻dir醤 a la salida de la planta de regasificaci髇 22 mg de THT/m3 de gas.

En los casos b) y c) que alimenten a redes con consumo dom閟tico se recomienda que en este caso el contenido m韓imo de odorizante sea de 18 mg de THT/m3 de gas.

En caso de utilizar un producto odorizante diferente al THT, la concentraci髇 de odorizante a adicionar se adecuar� para obtener un nivel de detecci髇 equivalente.

Cuando el gas recibido tenga alg鷑 contenido en odorizante se deber� analizar de qu� tipo de odorizante se trata y qu� compatibilidad tendr� con el que se a馻da, ya que podr韆 darse el caso de que el a馻dido contrarrestase el efecto del olor del propio gas recibido.

Las concentraciones de productos odorizantes a adicionar se considerar醤 expresadas en las condiciones de referencia del sistema gasista. P醨rafo final del apartado 9.3 del 玃rotocolo de Detalle PD-01� del anejo introducido por el n鷐ero 5 del apartado primero de la Res. 21 diciembre 2012, de la Direcci髇 General de Pol韙ica Energ閠ica y Minas, por la que se modifica el protocolo de detalle PD-01 "Medici髇, Calidad y Odorizaci髇 de Gas" de las normas de gesti髇 t閏nica del sistema gasista (獴.O.E.� 7 enero 2013).Vigencia: 8 enero 2013

Protocolo de detalle PD-02

Procedimiento de reparto en puntos de conexi髇 transporte-distribuci髇 (PCTD) y en puntos de conexi髇 distribuci髇-distribuci髇 (PCDD)

Protocolo de detalle PD-03

Predicci髇 de la demanda

1. Objeto de la Predicci髇 de la Demanda.-

La predicci髇 de la demanda es una estimaci髇 del consumo de gas en el Sistema Gasista, referido a un per韔do de tiempo que puede ser anual, mensual, semanal, diario e incluso horario.

Los usuarios se basar醤 en su predicci髇 de la demanda para la elaboraci髇 de programaciones, para la solicitud de una reserva de capacidad, as� como en la confecci髇 de sus nominaciones.

Los operadores utilizar醤 sus propias predicciones de demanda como instrumento para la realizaci髇 del plan de operaci髇 y en general para la gesti髇 de sus sistemas.

Para poder analizar en todo momento el comportamiento del Sistema, el Gestor T閏nico del Sistema realizar�, en coordinaci髇 con todos los sujetos involucrados, el seguimiento de la demanda del Sistema en su conjunto, con los alcances mencionados.

Cada sujeto del Sistema Gasista ser� responsable de realizar su propia predicci髇 de la demanda.

2. Sistemas de predicci髇 de la demanda.

2.1 Predicci髇 para horizonte estrat間ico a medio/ largo plazo:

Se utilizar醤 instrumentos de predicci髇 obtenidos por extrapolaci髇 de modelos a corto plazo, y teniendo en cuenta, cuando proceda, los factores siguientes:

• 蚽dices de crecimiento demogr醘ico por zonas de consumo.
• Previsiones de precios para el gas y otras formas alternativas de energ韆.
• Desarrollo de infraestructuras aprobadas.
• Par醡etros pol韙icos.
• Par醡etros macroecon髆icos.

2.2 Predicci髇 para la operaci髇 a corto plazo:

2.2.1. Horizonte anual.

Se utilizar醤 herramientas de predicci髇 basadas en modelos matem醫icos de reconocido prestigio teniendo en cuenta hist髍icos de a駉s anteriores que sean significativos y considerando el a駉 programado como climatol骻icamente normal. Esta predicci髇 estar� desagregada a nivel mensual y con desglose diario.

En el caso de que se detecten desviaciones sobre las predicciones realizadas a lo largo del a駉, esta se volver� a actualizar con la informaci髇 m醩 reciente.

2.2.2. Horizonte mensual, semanal y diario.

Los operadores deber醤 disponer de un sistema de predicci髇 soportado en un modelo matem醫ico de reconocido prestigio, que tenga en cuenta los datos hist髍icos de consumo de los 鷏timos a駉s, las temperaturas, el n鷐ero de clientes y el nivel de equipamiento de 閟tos. Los consumos inmediatos se deben determinar, a partir de estos datos y de la predicci髇 meteorol骻ica facilitada por organismos competentes.

Se obtendr� como resultado:

• Demanda base total.
• Demanda base zonal para las distintas 醨eas geogr醘icas.

Cuando sea necesario se efectuar� un proceso autom醫ico cada d韆 que actualizar� la 鷏tima predicci髇 diaria y horaria basada en modelos matem醫icos de reconocida solvencia.

3. Datos hist髍icos.-

Los consumidores tendr醤 derecho a obtener de su suministrador sus datos hist髍icos de consumo.

Los datos de consumo hist髍icos son aquellos valores registrados, reales, obtenidos por medida diaria en puntos de suministro del Sistema Gasista. Se utilizar醤 asimismo datos provenientes de estimaci髇 en puntos que no dispongan de telemedida.

Protocolo de detalle PD-04

Mecanismos de comunicaci髇

1. Objeto.

Con el objetivo de disponer de una herramienta de comunicaci髇 fluida y en tiempo real entre los distintos sujetos del sistema gasista, que sirva de soporte a la gesti髇 del ciclo completo de gas: Solicitud de capacidad, contrataci髇, programaciones y nominaciones, mediciones, repartos, balances y facturaci髇, el Gestor T閏nico del Sistema (GTS) pondr� a disposici髇 de los usuarios el sistema de informaci髇 SL-ATR (Sistema Log韘tico de Acceso de Terceros a las Redes).

El GTS mantendr� actualizado y operativo dicho sistema, que ser� f醕ilmente accesible, garantizando la veracidad y actualidad de la informaci髇 suministrada, su seguridad y confidencialidad, as� como el respeto a los principios de transparencia, objetividad y no discriminaci髇.

Los distribuidores dispondr醤 de un sistema informatizado, denominado Sistema de Comunicaci髇 Transporte-Distribuci髇 (SCTD), que soporte la gesti髇 de sus interrelaciones con comercializadores y con el GTS, respetando los principios recogidos en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema y en el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribuci髇, comercializaci髇, suministros y procedimientos de autorizaci髇 de instalaciones de gas natural.

El SCTD respetar� los principios de transparencia, objetividad, no discriminaci髇 y confidencialidad. Ser� accesible para los comercializadores y para el GTS en base a procedimientos y formatos establecidos que permitan un tratamiento automatizado de la informaci髇. El sistema soportar� los procesos de contrataci髇, medici髇, repartos, acceso al registro, programaciones y nominaciones, y utilizar� interfases con los sistemas propios de cada distribuidor, con el GTS, con otros distribuidores, y con los comercializadores.

Todos los sujetos del sistema gasista deber醤 disponer de los medios t閏nicos necesarios y homologados utilizando en cada momento las tecnolog韆s m醩 adecuadas para realizar las comunicaciones electr髇icas y el acceso a los sistemas inform醫icos anteriores as� como para cumplir cualquier otra obligaci髇 que requiera su participaci髇 en el sistema gasista. Cualquier modificaci髇 en los sistemas de comunicaci髇 de informaci髇 se comunicar� a los afectados con la suficiente antelaci髇 para que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informaci髇.

Para el acceso a los sistemas anteriores ser� necesaria la implementaci髇 de sistemas para la autenticaci髇 de los usuarios.

El GTS, tras consultar con transportistas y distribuidores, definir� en cada momento el mecanismo id髇eo para esta autenticaci髇, comunic醤dolo con un plazo de tiempo suficiente que permita a los afectados la adaptaci髇 de sus sistemas.

1.1 Especificaciones.

1.1.1 Especificaciones b醩icas del SL-ATR: El SL-ATR contendr�, entre otros, los datos identificativos de:

• Usuarios y perfiles de usuarios.
• Infraestructuras de transporte, y puntos de conexi髇 entre redes de transporte y transporte con distribuci髇.
• Solicitudes de reserva de capacidad y contrataci髇.
• Programaciones, nominaciones y renominaciones.
• Mediciones realizadas en los puntos del sistema gasista en los que es necesario instalar unidades de medida.
• Informaci髇 de calidad de gas.
• Repartos.
• Balances por instalaci髇/comercializador, conforme a lo dispuesto en la NGTS-07 獴alance�.
• Desbalances.
• Interfaces con otros sistemas externos, como por ejemplo facturaci髇.

Se modelizar醤 en el sistema SL-ATR todas las infraestructuras que se vayan poniendo en operaci髇 por los diferentes transportistas.

El SL-ATR tambi閚 dispondr� de una capacidad potente y vers醫il de acceso a la informaci髇 que permita dise馻r y emitir informes, manteniendo siempre el grado adecuado de seguridad y confidencialidad.

1.1.2 Especificaciones b醩icas del SCTD: El SCTD contendr�, entre otros, los datos identificativos de:

• Usuarios y perfiles de usuarios.
• Solicitudes de reserva de capacidad y contrataci髇.
• Programaciones y nominaciones relativas al consumo de gas, de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.
• Mediciones.
• Repartos del gas vehiculado en las redes de distribuci髇, conforme a lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.
• Interfases con sistemas externos (GTS y comercializadores) e internos de cada distribuidor.

El SCTD emplear� un sistema normalizado de codificaci髇 de infraestructuras, que ser� coincidente con el del SL-ATR.

1.2 Intercambio de informaci髇.

El usuario:

• a) Se dirigir� al SL-ATR para gestionar la siguiente informaci髇:
  • Solicitudes de contrataci髇 en clientes conectados a redes de transporte.
  • Reservas de capacidad en puntos de entrada a la red de transporte, plantas de regasificaci髇 y almacenamiento.
  • Programaciones trimestrales, programaciones semanales, nominaciones y renominaciones a planta de regasificaci髇 y en las entradas a la red de transporte, conexiones internacionales, yacimientos nacionales o almacenamientos subterr醤eos.
  • Consultas de informaci髇 y reclamaciones relativas a solicitudes de acceso, contrataci髇, programaciones, nominaciones, repartos y balances.
  • Consulta de los contratos vigentes del usuario en plantas de regasificaci髇, entradas a las redes de transporte, conexiones internacionales, yacimientos nacionales o almacenamientos subterr醤eos.
• b) Se dirigir� al SCTD para gestionar la siguiente informaci髇:
  • Solicitudes de contrataci髇 en clientes conectados a redes de distribuci髇.
  • Solicitudes de acceso al registro de puntos de suministro.
  • Programaciones y nominaciones relativas al consumo de gas, de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.
  • Consulta de informaci髇 relativa a programaciones, nominaciones y solicitudes de contrataci髇 presentadas.
  • Consulta accesible de clientes telemedidos.

El distribuidor:

• a) Recibir� a trav閟 del SCTD todas las solicitudes, consultas de informaci髇, programaciones y nominaciones de los comercializadores y clientes cualificados d醤doles el tr醡ite oportuno.
• b) Enviar� desde el SCTD al SL-ATR la siguiente informaci髇:
  • Programaciones y nominaciones relativas al consumo de gas, de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.
  • Repartos mensuales y regularizaciones de reparto por usuario de sus redes, de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.
  • Repartos diarios por usuario de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.
  • Revisi髇 de repartos de usuario de sus redes de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 del Sistema.
  • Peticiones de validaci髇 a solicitudes de contrataci髇 de usuarios en redes de distribuci髇, si as� lo establece la legislaci髇 vigente.
  • Consumo anual y n鷐ero de clientes agregados por punto de entrega transporte-distribuci髇.
  • Mediciones en puntos de entrega entre distribuidores.
• c) Recibir� a trav閟 del SCTD todas las comunicaciones de solicitudes del SL-ATR y les dar� el tr醡ite oportuno.

El transportista:

• a) Recibir� a trav閟 del SL-ATR toda la informaci髇 enviada desde el SCTD por los distribuidores.
• b) Recibir� a trav閟 del SL-ATR todas las solicitudes, reservas de capacidad, consultas de informaci髇 y reclamaciones, programaciones y nominaciones de los usuarios que correspondan, d醤doles el tr醡ite oportuno.
• c) Enviar� desde el SL-ATR a los distribuidores y a trav閟 del SCTD:
  • Confirmaci髇/Denegaci髇 de solicitudes de contrataci髇 de usuarios en redes de distribuci髇 si as� lo establece la legislaci髇 vigente.
  • Informaci髇 de medici髇 de puntos de entrega a distribuidores.
  • Confirmaci髇/Denegaci髇 a las programaciones y nominaciones, de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.
• d) Enviar� al SL-ATR:
  • Repartos mensuales y regularizaciones del reparto por usuario de buques, cisternas y l韓eas directas.
  • Repartos diarios por usuario de buques, cisternas y l韓eas directas.
  • Revisi髇 de repartos de usuario de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 del Sistema.
  • Mediciones de autoconsumos.
• e) El GTS publicar� en el SL-ATR el balance diario, informaci髇 detallada de repartos definitivos en sus redes para consulta de todos los agentes implicados y desbalances de acuerdo con lo dispuesto en las Normas de Gesti髇 T閏nica del Sistema.

El SL-ATR y el SCTD presentar醤 la informaci髇 con el nivel de agregaci髇 establecido para cada perfil de acceso.

2. Publicaci髇 de informaci髇.

2.1 Objeto:

Para facilitar y simplificar el cumplimiento de los requisitos de transparencia, el presente Protocolo establece todas las obligaciones de publicaci髇 de informaci髇 por parte de los agentes del sistema gasista que actualmente se encuentran dispersas en diversas y variadas disposiciones.

2.2 Legislaci髇 aplicable:

Los requisitos de transparencia aplicables a los agentes del sistema est醤 establecidos en la regulaci髇, tanto nacional como europea, donde se recogen una serie de requerimientos de divulgaci髇 de informaci髇.

2.3 Contenido:

Todos los agentes del sistema pondr醤 a disposici髇 del sector (en el SL-ATR y en el SCTD) y de agentes externos (mediante publicaci髇 en sus p醙inas web) toda aquella informaci髇 requerida en la normativa vigente.

El Gestor T閏nico del Sistema publicar� en su p醙ina web, previa aprobaci髇 por la CNE, todas las obligaciones de publicaci髇 de informaci髇 incluidas en la regulaci髇 en vigor, incluyendo:

• El contenido de la informaci髇 a publicar.
• Nivel de agregaci髇.
• El responsable de la publicaci髇.
• Periodicidad (diaria, semanal, mensual…).
• El medio (SL-ATR, SCTD, p醙ina web p鷅lica).
• La legislaci髇 que establece la obligaci髇.

2.4 Mecanismo de actualizaci髇:

En el plazo m醲imo de diez d韆s desde la publicaci髇 en el correspondiente bolet韓 oficial de la norma que implique las modificaciones antes indicadas, el Gestor T閏nico del Sistema remitir� a la CNE para su aprobaci髇, la propuesta de actualizaci髇 que proceda. Una vez aprobada la propuesta por el organismo regulador, la actualizaci髇 se llevar� a cabo por el Gestor T閏nico del Sistema en plazo de cinco d韆s, en los t閞minos que haya establecido el organismo regulador.

Protocolo de detalle PD-05

Procedimiento de determinaci髇 de energ韆 descargada por buques metaneros

Anejo 1

Anejo 2

Protocolo de detalle PD-06

Regla operativa de las actividades de descarga de buques metaneros

1. Objeto.-

El presente documento pretende definir un procedimiento de coordinaci髇 de las actividades log韘ticas que permita gestionar las descargas de GNL.

2. Inspecci髇 de buques metaneros y estudios de compatibilidad.

2.1. Inspecci髇 de buques metaneros:

Los buques a utilizar para las descargas de GNL en las instalaciones de regasificaci髇 deber醤 haber superado satisfactoriamente los procedimientos de inspecci髇 ("vetting") exigidos por una compa耥a de reconocido prestigio a nivel internacional, especializada en la evaluaci髇 de buques de transporte de GNL.

Las inspecciones ser醤 efectuadas por inspectores que posean la acreditaci髇 OCIMF ("Oil Companies International Marine Forum") para buques de transporte de GNL, siguiendo las pautas y estando disponibles a trav閟 del programa SIRE ("Ship Inspection Report Programme").

La validez de las inspecciones ser�: para buques menores de 5 a駉s, 18 meses, para buques con antig黣dad comprendida entre 5 y 15 a駉s, 12 meses y para buques de m醩 de 15 a駉s, 6 meses.

Si el buque ha cumplido 15 a駉s, deber� haber pasado una inspecci髇 de Clase en dique seco durante los 鷏timos 36 meses.

Asimismo, los titulares de las plantas de regasificaci髇 podr醤 exigir a los contratantes de los buques con 20 a駉s o m醩 desde su entrada en servicio la presentaci髇 de certificados adicionales de una sociedad de clasificaci髇 acerca del estado estructural de los mismos, tales como el CAP ("Condition Assessment Programme") nivel 1 � 2, o similares que acrediten inspecciones espec韋icas para buques de esta antig黣dad, debiendo cada Terminal publicar el detalle de sus requerimientos. La modificaci髇 de los requerimientos deber� ser anunciada con suficiente antelaci髇.

En el caso de que se pretendan descargar buques metaneros que no hayan superado hasta la fecha ning鷑 procedimiento internacionalmente reconocido de inspecci髇, o bien, que hubieran sufrido alguna modificaci髇 importante posterior a la superaci髇 del mencionado procedimiento, la compa耥a comercializadora, transportista, o el consumidor cualificado contratante del buque, deber� facilitar la totalidad de la informaci髇 solicitada tanto por el titular de la instalaci髇 de descarga como por la compa耥a de inspecci髇 que vaya a realizar la evaluaci髇 del buque antes de que se proceda a su descarga.

En cualquier caso, la autorizaci髇 definitiva para que un buque metanero que haya pasado la inspecci髇, amarre y descargue gas natural licuado en una planta de recepci髇, almacenamiento y regasificaci髇 de GNL ser� otorgada por el titular de la citada planta. La compa耥a comercializadora, o consumidor cualificado deber� iniciar los tr醡ites con la antelaci髇 suficiente, de forma que est閚 finalizados como paso previo a la realizaci髇 de la programaci髇 vinculante de la descarga del buque.

2.2 Estudios de compatibilidad:

En el caso de utilizaci髇 de buques metaneros que no hayan previamente descargado GNL en la correspondiente instalaci髇, con el fin de poder analizar la compatibilidad entre los buques que transporten el GNL para las diversas comercializadoras y las instalaciones de las terminales, dichas comercializadoras deber醤 suministrar todos los datos referentes a los buques que le sean solicitados por parte del titular de la instalaci髇.

En funci髇 de estos datos se analizar� la compatibilidad en lo referente, entre otros, a brazos de descarga, puntos de contacto con las defensas, n鷐ero de puntos de amarre, posici髇 del 玬anifold� y pasarela de acceso de tierra al buque, comprometi閚dose el titular de la instalaci髇 a emitir el correspondiente informe dentro del plazo de 7 d韆s h醔iles desde la presentaci髇 por parte de la comercializadora de la informaci髇 pertinente.

3. Atraque seguro e instalaciones de descarga.-

El titular de la instalaci髇 de descarga deber� cumplir con las regulaciones internacionales est醤dar aceptadas en la industria del GNL; entre otros los siguientes:

Iluminaci髇 suficiente, hasta los l韒ites permitidos por las autoridades portuarias, que permita realizar las maniobras de acceso o abandono del muelle, de acuerdo con la reglamentaci髇 espec韋ica de cada Puerto;

Brazos de descarga, tuber韆s y otros equipos necesarios para permitir la descarga de GNL;

Instalaciones para el retorno de vapor adecuados para mantener una presi髇 operativa en los tanques de carga del buque metanero, siempre dentro de los rangos operativos especificados para el buque;

Acceso/s seguro/s para el personal del buque y el que acceda al mismo;

Un sistema de comunicaciones que cumpla con las regulaciones aplicables y permita estar en comunicaci髇 con el Buque Metanero en todo momento;

Instalaciones que faciliten el suministro de nitr骻eno a los buques metaneros.

4. Autorizaciones y Servicios Portuarios.-

Ser� responsabilidad del Buque Metanero o del agente que designe, obtener de la Autoridad Portuaria los correspondientes permisos de descarga, siendo adem醩 de su responsabilidad la contrataci髇 de los servicios pertinentes para el atraque, entre otros: pr醕ticos, remolcadores y amarradores.

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. Actividades log韘ticas de GNL.

6.1 Nominaci髇 de buques:

Al menos 15 d韆s antes de la descarga, y siempre antes de la carga, las diversas comercializadoras o consumidores que se autoabastezcan, conviniendo que se cumplan los criterios establecidos en el punto 6.2, nominar� por fax, telex o correo electr髇ico buques compatibles con el Puerto y con los requerimientos t閏nicos y legales de las instalaciones de descarga, que deber醤 cumplir con las regulaciones internacionales est醤dar aceptadas en la industria del Gas Natural Licuado (en adelante GNL).

Dicha nominaci髇 deber� incluir al menos la siguiente informaci髇:

Nombre del buque.

ETA, de acuerdo con la Fecha de Descarga Programada establecida.

Cantidad prevista a descargar, igualmente de acuerdo con la programaci髇.

Origen del gas.

El titular de la instalaci髇 responder� aceptando o rechazando la nominaci髇 dentro de las 72 horas laborables siguientes a la recepci髇 de la misma; en caso de rechazo 閟te deber� ser razonado.

En cualquier caso, la falta de respuesta por parte del titular dentro del periodo que corresponda, se entender� como aceptaci髇 impl韈ita de la nominaci髇.

6.2 Notificaciones relativas a la carga:

Las comercializadoras y consumidores que se autoabastezcan, o quien ellos designen, notificar醤 al titular de la instalaci髇 una vez finalizada la carga del GNL, el origen, la cantidad y calidad del cargamento, por medio de los correspondientes certificados emitidos por un inspector independiente.

6.3 Notificaciones del Tiempo Estimado de Llegada:

El capit醤 del buque metanero o su agente, notificar� al titular de la planta el D韆 y Hora estimada de llegada del buque a la boya de recalada, o 獷stimated Time Arrival� (ETA), teniendo en cuenta la duraci髇 del viaje en las siguientes ocasiones:

El primer aviso deber� enviarse a la salida del puerto de carga.

El segundo aviso deber� enviarse no m醩 tarde de siete (7) d韆s antes del ETA. Si este ETA es modificado en m醩 de doce (12) horas, el capit醤 del buque metanero o su agente deber� notificar inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta.

El tercer aviso deber� ser enviado no despu閟 de setenta y dos (72) horas antes del ETA. Si este ETA se modifica en m醩 de seis (6) horas, el capit醤 del buque metanero o su agente deber� notificar inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta.

El cuarto aviso deber� enviarse no despu閟 de cuarenta y ocho (48) horas antes del ETA. Si este ETA se modifica en m醩 de seis (6) horas, el capit醤 del buque metanero o su agente deber� notificar inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta.

El quinto aviso deber� ser enviado no m醩 tarde de veinticuatro (24) horas antes del ETA. Si este ETA se modifica en m醩 de una (1) hora, el capit醤 del buque metanero o su agente deber� notificar inmediatamente el ETA corregido al titular de la planta.

El Aviso de Alistamiento (玁otice of Readiness� - NOR) deber� ser notificada por el capit醤 del buque metanero al titular de la planta a la llegada a la boya de recalada o a la zona de anclaje a las afueras del puerto de descarga donde el pr醕tico del puerto de descarga sube a bordo del buque metanero. Una vez se hayan finalizado las formalidades necesarias con las autoridades competentes y est� del todo preparado para proceder con el atraque y comenzar la descarga, el buque metanero y el titular proceder醤 con toda diligencia al atraque seguro en el muelle o pantal醤 de la instalaci髇 de descarga.

6.4. Prioridad de atraque de buques.

En caso de que el buque metanero llegue dentro de su ventana de descarga, dicho buque tendr� prioridad de atraque en las instalaciones frente a otros que estuviesen llegando en ese momento fuera de su ventana de descarga, y frente a aquellos que habiendo igualmente llegado fuera de su Fecha de Descarga Programada estuviesen esperando para el atraque, excepto en el caso de que otro buque, habiendo llegado en su ventana de descarga anterior, est� esperando debido a mal tiempo o por Fuerza Mayor.

En caso de que el buque metanero no llegue en su Ventana de Descarga, el titular de la instalaci髇 deber� disponer su atraque para la descarga tan pronto como sea posible teniendo en cuenta el r間imen habitual de las instalaciones y los programas de descarga de otros buques, bajo el principio de 玣irst come first served� con respecto a otros buques que hubiesen llegado tambi閚 fuera de sus respectivas Ventanas de Descarga. Esta situaci髇 podr韆 verse modificada si el Gestor del Sistema estimase necesario, en aras de garantizar la seguridad del suministro, modificar el orden de las descargas para hacer frente a desbalances.

En el caso de que un buque metanero no llegue en su ventana de descarga y transporte gas de un comercializador o consumidor que se autoabastezcan que se encuentre en situaci髇 de desbalance individual, 閟te tendr� preferencia de descarga frente al resto de los buques que hubieran llegado fuera de su ventana de descarga.

6.5 Operaciones de atraque:

Despu閟 de que el NOR haya sido notificado de acuerdo con lo establecido en el Apartado 6.3, el capit醤 del buque deber� proceder a un atraque seguro y r醦ido del Buque Metanero en el muelle y el titular de la instalaci髇 deber� cooperar con que el Buque sea as� atracado.

6.6 Operaciones de descarga:

El capit醤 del Buque Metanero y el titular de la instalaci髇 procurar醤 que comience la descarga tan pronto como sea posible despu閟 de las operaciones de atraque y deber醤 cooperar entre ellos para completar o procurar que se complete la descarga de forma segura, efectiva y r醦ida.

Para realizar una descarga segura del GNL a los ritmos, presiones y temperaturas que sean requeridos por el Buque Metanero y por las Instalaciones de descarga, el GNL deber� ser bombeado desde el Buque Metanero, siguiendo las indicaciones del Terminal, a las instalaciones receptoras, de acuerdo con los tiempos de plancha concertados, y el titular de la instalaci髇 retornar� gas natural al Buque en las cantidades que sean necesarias.

El capit醤 del Buque Metanero desatracar� de forma segura y r醦ida despu閟 de completada la operaci髇 de descarga y el titular de la planta deber� cooperar en que el Buque abandone el muelle segura y r醦idamente.

Si ocurre alg鷑 problema o si se prev� que pueda ocurrir, de forma que ocasione un retraso del Buque Metanero en el atraque, descarga o desatraque, tal que modifique los tiempos programados para estas operaciones, la Instalaci髇 Receptora y el Buque Metanero deber醤 discutir el problema de buena fe y esforzarse para minimizar o evitar dicho retraso, y al mismo tiempo cooperar entre ellos para tomar alguna medida que minimice o evite cualquier retraso similar en el futuro.

6.7 Tiempos de Plancha.

6.7.1. Tiempo de plancha permitido. Es el tiempo 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.

4. Comienzo del Tiempo de Plancha en Bilbao: Si el buque metanero llega a la boya de recalada del puerto de descarga y notifica el NOR 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 la Fecha de Descarga Programada, el tiempo de plancha empezar� en el momento en que el buque metanero est� atracado y listo para la descarga; o a las 00:00 horas de la Fecha de Descarga Programada, lo que ocurra antes.

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.

5. Otras Plantas: Deber� determinarse el momento de comienzo del tiempo de plancha para el resto de plantas que operen el Sistema Gasista.

6. Conclusi髇 del Tiempo de Plancha: En el caso en que el cargamento no sea descargado en el Tiempo de Plancha Permitido, el titular de la instalaci髇 permitir� al buque metanero continuar la ocupaci髇 del muelle o atraque hasta completar su descarga y el tiempo de plancha continuar� contando a efectos de Demoras.

Se permite extender el Tiempo de Plancha Permitido por cualquier retraso imputable o periodo de tiempo requerido para lo siguiente:

• a) Acci髇 u omisi髇, del buque metanero o su Capit醤;
• b) Cumplimiento del buque metanero de las regulaciones del puerto de descarga;
• c) Descarga lenta por alta temperatura del GNL;
• d) Por retraso debido a condiciones meteorol骻icas adversas; y
• e) Cualquier otra raz髇 por Fuerza Mayor.

El tiempo de plancha dejar� de contar cuando se desconecten los brazos de descarga.

6.8 Medici髇 de descargas de GNL:

La cantidad y calidad del GNL descargado se medir� por el titular de la instalaci髇 de descarga, con los equipos de medici髇 de acuerdo con los procedimientos que en cada momento sean de aplicaci髇 y por lo que se establezca en los Protocolos de Detalle, de acuerdo con la regla operativa de medici髇 de descargas en energ韆.

El conjunto de comercializadores y consumidores que se autoabastezcan, que eventualmente compartiesen un cargamento, podr醤 designar un Inspector Independiente de acuerdo con su suministrador para supervisar y verificar las mediciones, muestreo y an醠isis del GNL descargado. El coste de esta inspecci髇 ser� asumido por las compa耥as que compartiesen dicho cargamento.

6.9 Demoras:

Si la descarga del cargamento no ha sido completada por causas ajenas al buque metanero o a su capit醤, dentro del Tiempo Permitido de Plancha, el titular de la planta deber� pagar demoras seg鷑 la siguiente tabla de precios por d韆:

• a) Para buques de hasta 60.000 m� de capacidad bruta: A1 US$/d韆.
• b) Para buques con capacidad bruta entre 60.000 y 110.000 m�: A2 US$/d韆.
• c) Para buques con capacidad superior a 110.000 m�: A3 US$/d韆.

Si, como resultado de cualquier retraso atribuible a la acci髇 u omisi髇 del buque metanero o su capit醤, la descarga del cargamento en el puerto de descarga utiliza un tiempo de plancha superior al Tiempo Permitido de Plancha, y a consecuencia de ello, otro buque no puede acceder a las Instalaciones a su llegada al puerto de descarga dentro de su Fecha Descarga Programada, se pagar� al titular de las instalaciones, una vez convenientemente justificada la anterior circunstancia, demoras seg鷑 la siguiente tabla de precios por d韆:

• a) Para buques de hasta 60.000 m� de capacidad bruta: A1 US$/d韆.
• b) Para buques con capacidad bruta entre 60.000 y 110.000 m�: A2 US$/d韆.
• c) Para buques con capacidad superior a 110.000 m�: A3 US$/d韆.

En cualquiera de los casos anteriores se realizar� una prorrata para periodos inferiores a un d韆.

Los precios anteriores ser醤 actualizados en cada a駉 de aplicaci髇, en funci髇 del incremento medio anual de precios recogidos en la OECD 獷urope Consumer Prices Index�, publicado por la Organizaci髇 para la Cooperaci髇 Econ髆ica y el Desarrollo, en su bolet韓 mensual.

Tanto en caso como en otro, las demoras ser醤 pagadas a los veinte (20) d韆s de recibir la factura; en caso de falta de pago dentro del plazo establecido, la parte deudora vendr� obligada a pagar a la parte acreedora un inter閟 de demora equivalente al 玌SD LIBOR� a tres meses incrementado en tres puntos, calculado desde el d韆 siguiente al vencimiento del pago.

Toda reclamaci髇 por demoras se considerar� sin efecto si se presenta con documentaci髇 fehaciente pasados 90 d韆s naturales despu閟 de finalizada la descarga.

Demoras:

A continuaci髇 se adjuntan los valores monetarios a los que se hace referencia como A1, A2, A3 en el apartado III.6.9 Demoras, del Procedimiento Operativo de Actividades Log韘ticas de Descargas de GNL.

• A1) Para buques de hasta 60.000 m� de capacidad bruta: 26.000 US$/d韆.
• A2) Para buques con capacidad bruta entre 60.000 y 110.000 m�: 45.000 US$/d韆.
• A3) Para buques con capacidad superior a 110.000 m�: 65.000 US$/d韆.