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Timestamp: 2018-01-18 01:42:58+00:00

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ANEXO I . PROTOCOLO DE DETALLE PD-06
ANEXO II . PROTOCOLO DE DETALLE PD-02
1.2 Reparto del consumo.
1.3 Reparto del saldo de mermas diario provisional.
1.4 Cálculo del reparto diario provisional.
1.6 Zonas climáticas.
ANEJO . Controles adicionales del Reparto Diario Provisional
1.2 Motivos de intervención especial en el proceso de repartos diarios provisionales.
3. Cálculo y Asignación de la Revisión GTS en el proceso de reparto diario provisional de PCTD/PCDD.
En cumplimiento de lo anterior, el Ministro de Industria, Turismo y Comercio dictó la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las normas de gestión técnica del sistema gasista (NGTS). Dicha Orden, en su disposición final primera, faculta a la Dirección General de Política Energética y Minas para adoptar las medidas necesarias para la aplicación y ejecución de la Orden, en particular para aprobar y modificar los protocolos de detalle de las normas de gestión técnica y demás requisitos, reglas, documentos y procedimientos de operación establecidos para permitir el correcto funcionamiento del sistema.
Con base en lo anterior, se ha recibido por parte del Presidente del Grupo de Trabajo del Comité de Seguimiento del Sistema Gasista para la actualización, revisión y modificación de las normas y protocolos de gestión técnica del sistema gasista, con fecha 5 de octubre de 2015, una propuesta de modificación del protocolo de detalle PD-06 «Regla operativa de las actividades de descarga de buques metaneros».
Asimismo, mediante la presente resolución se corrigen una serie de erratas identificadas en el protocolo de detalle PD-02 «Procedimiento de reparto en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD) y en puntos de conexión distribución-distribución (PCDD)», publicado por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, de 23 de diciembre de 2015.
Primero. Se modifican los apartados 5 y 6.7 del protocolo de detalle PD-06 «Regla operativa de las actividades de descarga de buques metaneros», aprobado por Resolución de 13 de marzo de 2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen los protocolos de detalle de las normas de gestión técnica del sistema gasista, en los términos que se indican en el anexo I de la presente resolución.
Segundo. Se modifican los apartados 1.2, 1.3, 1.4 y 1.6 del protocolo de detalle PD-02 «Procedimiento de reparto en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD) y en puntos de conexión distribución-distribución (PCDD)», y apartados 1.2 y 3 del anejo, que fue aprobado por Resolución de 13 de marzo de 2006, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establecen los protocolos de detalle de las normas de gestión técnica del sistema gasista, y posteriormente modificado por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, de 23 de diciembre de 2015, en los términos que se indican en el anexo II de la presente resolución, al objeto de corregir diversas erratas detectadas.
Tercero. La presente resolución surtirá efecto el día siguiente a su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Apartados 5 y 6.7 del protocolo de detalle PD-06 «Regla operativa de las actividades de descarga de buques metaneros»
6.7.1 Tiempo de plancha permitido. Es el tiempo máximo asignado al titular de la instalación para la conclusión de la descarga de cada cargamento sin incurrir en demoras. Este tiempo de plancha se detalla a continuación:
PD-02 modificación de los apartados 1.2, 1.3, 1.4 y 1.6 del protocolo de detalle PD-02 y de los apartados 1.2 Y 3 de su anejo
b. Reparto del consumo diario en puntos de suministro sin telemedida.
El consumo diario en los puntos de suministro que carecen de telemedida se estima mediante la desagregación diaria de su consumo mensual estimado.
b.1 Cálculo del consumo mensual Cm.
Si existe consumo mensual del año anterior correspondiente al mismo mes (Cm–12), se tomará como Cm el valor incluido en la factura del año anterior que tenga más días facturados en el mes que se esté evaluando, incluyendo un coeficiente de corrección (CC) sobre el consumo del año anterior que represente la evolución o variación del consumo de un año respecto de otro, de acuerdo a la información de evolución de demanda convencional publicada por el GTS. Este coeficiente de corrección se publicará en el SL-ATR.
donde CC es la variación del consumo de los últimos doce meses disponibles en relación al mismo dato del año anterior.
En el caso de los consumidores acogidos al peaje 3.4, se aplicará un coeficiente de corrección por temperatura (Ctemp1) sobre el consumo del año anterior que tenga en cuenta la variación del consumo por efecto de la temperatura.
El término Ctemp1 se calculará para cada zona climática como el cociente entre la previsión de grados día (base 15) del día de gas «n» y el promedio diario de los grados día del mismo mes del año anterior utilizando temperaturas reales o, en su defecto, la mejor previsión posible que se hubiera dispuesto, utilizando en ambos casos información de la Agencia Estatal de Meteorología.
Siendo N el número de días del mes y calculándose los grados día gas (n) según la siguiente expresión:
donde Tmax es la temperatura máxima diaria, Tmin, la temperatura mínima diaria y Tmed la temperatura media diaria calculada como (Tmax + Tmin)/2.
El valor inicial del coeficiente KT1 es 4. Este valor podrá ser revisado anualmente por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
En el caso de consumidores de reciente incorporación al sistema gasista, sin la serie completa de datos del año anterior, se considerará el consumo del último mes disponible.
En el caso de nuevos consumidores sin ningún dato de consumo, se usará el caudal anual contratado (Qa) o el caudal diario contratado (Qd) en función del tipo de peaje:
– Para los consumidores acogidos al peaje 3.4 el consumo mensual será el resultado de dividir el caudal anual contratado expresado en kWh/año (Qa) por 12 meses.
– Para los consumidores acogidos al resto de peajes, para los cuales se dispone de la información de caudal diario contratado (Qd), el consumo mensual será el caudal diario contratado multiplicado por el factor corrector de utilización (fc) y el número de días del mes (N).
El factor fc se calculará conforme a lo indicado en el apartado 1.1.
b.2 Desagregación diaria del consumo mensual por tipo de consumidor.
b.2.3 Consumidores pertenecientes a los grupos de peaje 3.1, 3.2 y 3.3.
• j: Usuarios en el PCTD/PCDD.
• k: Grupo de peaje.
• No Consumidoresjk: Número de consumidores suministrados por el usuario «j» dentro del grupo de peaje «k».
• Puk: perfil unitario en el mes que se considere correspondiente al grupo de peaje «k» en la zona climática del PCTD/PCDD.
• Ctemp2: coeficiente corrector del perfil por efecto de la temperatura.
El término Ctemp2 se calculará para cada zona climática como el cociente entre la previsión de grados día (base 15) del día de gas «n» y el promedio diario de los grados día del mismo mes del año anterior utilizando temperaturas reales o, en su defecto, la mejor previsión posible que se hubiera dispuesto, utilizando en ambos casos información de la Agencia Estatal de Meteorología.»
Los grados díagas(n) se calcularán según la siguiente expresión:
donde Tmax es la temperatura máxima diaria, Tmin, la temperatura mínima diaria, Tmed la temperatura media diaria calculada como (Tmax + Tmin)/2.
El valor inicial del coeficiente KT2 será igual a 4. Este valor podrá ser revisado por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas.
Siendo N el número de días del mes y K el número de periodos invernales utilizados para el cálculo del perfil.
La zona climática se determinará en base a la información histórica de temperaturas facilitadas por la Agencia Estatal de Meteorología. Inicialmente se definen 4 zonas climáticas, establecidas en el apartado 1.4, de forma que cada provincia y cada PCTD/PCDD pertenecerán a una única zona. Antes del 1 de octubre de cada año, el GTS determinará y publicará en el SL-ATR, para el año siguiente, las estaciones meteorológicas que se utilizarán para el cálculo de las temperaturas significativas de cada zona climática y de los coeficientes correctores de temperatura (Ctemp1 y Ctemp2), así como la relación de PCTD/PCDD incluidos en cada zona climática. El GTS podrá solicitar información a transportistas y distribuidores respecto a los PCTDs/PCDDs incluidos en cada zona.
• F (k, z, mes): consumo mensual para el grupo de peaje «k» en la zona climática «z» en el mes del año i.
• NC (k, z, mes): número de consumidores para el grupo de peaje «k» en la zona climática «z» en el mes del año i.
• N: número de días del mes del año i.
Los distribuidores calcularán los perfiles unitarios de consumo según la fórmula anterior utilizando los datos históricos de los dos años anteriores facilitados por los distribuidores que operen en cada zona. Dichos perfiles, para el año siguiente, serán presentados en el Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista y publicados en el SL-ATR por el GTS antes del 1 de noviembre de cada año. La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y la Dirección General de Política Energética y Minas podrán solicitar el acceso a los perfiles y a los datos empleados para su cálculo, para la supervisión de los mismos.
La diferencia entre la emisión del PCTD/PCDD y los consumos asignados (incrementados en sus mermas reconocidas correspondientes) más las entregas de gas a operadores conectados aguas abajo se corresponde con el saldo de mermas de distribución, que de igual forma que el reparto diario podrá ser diario provisional, diario final provisional o diario final definitivo, en función de cuándo se realice su cálculo.
Saldo de Mermas = Emisión - Σ Consumo TM C - Σ ConsumoNoTM C - Emisión Aguas Abajo
• Emisión: Emisión en el PCTD/PCDD en kWh.
• ConsumoTMc: lectura de los puntos de suministro con dato de telemedida disponible del usuario «c», más las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.
• ConsumoNoTMc: Estimación del consumo en los puntos de suministro no telemedidos o con telemedida no disponible del usuario «c», más las mermas reconocidas, en el PCTD/PCDD en kWh.
• Emisión Aguas Abajo: Emisión que se entrega a otras distribuidoras en el PCDD en kWh.
El saldo de mermas diario provisional, también denominado «residuo», podrá ser positivo o negativo, y será repartido por el distribuidor entre todos los usuarios presentes en el PCTD/PCDD, proporcionalmente a su consumo estimado (incluyendo el de los consumidores con telemedida no disponible). Adicionalmente se identificará para cada usuario el saldo de mermas asignado a cada tipo de consumo estimado (telemedido estimado, tipo 1 no telemedido con peaje 3.4, tipo 1 no telemedido con peaje distinto de 3.4 y tipo 2).
En el caso de que el porcentaje de consumo telemedido de un PCTD/PCDD sea del 100 %, el saldo de mermas diario provisional o residuo se repercutirá sobre toda la demanda de forma proporcional al consumo asignado a cada usuario. Este porcentaje podrá ser revisado anualmente por parte del Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista. En caso de modificarse el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes antes de su aplicación.
Se asignará a cada usuario presente en el PCTD/PCDD como reparto diario provisional el consumo diario, incluyendo las mermas correspondientes, y el saldo de mermas diario provisional o residuo que le corresponda, calculados según los apartados anteriores.
Almería 0,56
Zona climática 2
Jaén 2,00
Controles adicionales del Reparto Diario Provisional
1. Intervención especial del GTS en el proceso de reparto diario provisional en PCTD/PCDD y PCLD ante situaciones excepcionales de alto impacto.
1. El saldo de mermas diario provisional o residuo a repartir en cada PCTD/PCDD o PCLD supera, en valor absoluto, dos veces la emisión máxima previsible definida en el apartado 1.2 del Protocolo.
2. La suma de las emisiones totales a repartir en el proceso difiere, en valor absoluto, en más de 100 GWh/día de la estimación global del GTS en función de su información operativa.
3. Fallos del proceso de repartos o del sistema SL-ATR que no permiten disponer de la información a los comercializadores del reparto diario en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS-06 «Repartos».
4. Fallo total de los sistemas de un distribuidor que no permitan disponer de ninguna información de la primera o de la segunda versión del reparto diario provisional en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS-06 «Repartos», en el caso de que la Revisión del reparto realizada por el GTS suponga más del 5% en valor absoluto de la emisión global del sistema.
5. Cuando la Revisión del reparto realizada por el GTS supone más del 5 %, en valor absoluto, de la emisión global del Sistema.
6. Fallos del proceso de repartos diarios o de los sistemas del GTS que no permiten disponer de la información que los distribuidores necesitan para la elaboración del reparto diario provisional en los plazos estipulados en el punto 6.4 de la NGTS-06 «Repartos». Este punto se aplicaría a ficheros de PCS, coeficientes de temperatura, información de emisiones diarias enviadas desde el SL-ATR a los distribuidores o fallos de comunicaciones con el GTS.
Dentro de los motivos de intervención no se considerarán errores las variaciones diarias del reparto diario provisional resultado de la aplicación correcta de las fórmulas establecidas en este Protocolo de Detalle, por grandes que fueran.
Para cada día y punto de conexión PCTD/PCDD, el SL-ATR calcula la diferencia entre la medida real de la emisión diaria enviada por el transportista o distribuidor responsable y el reparto provisional diario d+1 de dicha medida asignado a los usuarios. Esta comprobación es lo que se denomina «Revisión del GTS». En el caso de que el valor absoluto de dicha diferencia en un PCTD/PCDD sea superior a un margen de tolerancia establecido (TrevGTS), el SL-ATR asignará de forma automática dicha diferencia entre los usuarios.
Inicialmente el margen de tolerancia TrevGTS queda fijado en 100 kWh/día, dicho valor podrá ser revisado anualmente por parte del Grupo de Trabajo para la Actualización, Revisión y Modificación de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del Sistema Gasista, y en caso de modificación el nuevo valor será publicado en el SL-ATR con una antelación mínima de un mes a su aplicación.
Revisión del GTS d, p = Emisión Diaria a repartir d, p - Repartos Diarios d, p
• Emisión Diaria a repartir d, p: valor de la medida real de la emisión diaria a repartir en el día «d» y punto «p».
• Repartos Diarios d, p: suma de los repartos provisionales diarios d+1 de la demanda en distribución asignados a los usuarios para un día «d» y punto «p», enviados por los distribuidores y/o procesados por el SL-ATR. Esta cantidad incluirá los datos de consumo telemedido y estimado, residuo y saldos de mermas.
Cuando el valor absoluto de la Revisión del GTS en un punto de conexión supere el margen de tolerancia, el SL-ATR asignará esta diferencia entre los usuarios según los criterios definidos en el apartado 3.1.

References: resolución 
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