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Timestamp: 2020-02-21 20:53:31+00:00

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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
Vigencia desde 05 de Abril de 2006. Revisión vigente desde 02 de Noviembre de 2011 hasta 07 de Enero de 2013
PROTOCOLO DE DETALLE PD-02. Procedimiento de reparto en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD)
Apartado 6.2 del PD-01 redactado por el apartado tercero de la Res. de 15 de febrero de 2019, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican diversas normas de gestión técnica del sistema y protocolos de detalle («B.O.E.» 14 marzo).
Apartado 6.5 del PD-01 redactado por el apartado tercero de la Res. de 15 de febrero de 2019, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican diversas normas de gestión técnica del sistema y protocolos de detalle («B.O.E.» 14 marzo).
Apartado 1.5 del PD-02 redactado por el apartado cuarto de la Res. de 15 de febrero de 2019, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican diversas normas de gestión técnica del sistema y protocolos de detalle («B.O.E.» 14 marzo).
Véase el apartado segundo de la Res. de 15 de febrero de 2019, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican diversas normas de gestión técnica del sistema y protocolos de detalle («B.O.E.» 14 marzo).
R Política Energética y Minas 8 de Oct. 2018 (modifica las normas de gestión técnica del sistema NGTS-06, NGTS-07 y los protocolos de detalle PD-01 y PD-02)
Protocolo de Detalle PD-02 redactado por el apartado tercero de la Res. de 8 de octubre de 2018, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican las normas de gestión técnica del sistema NGTS-06, NGTS-07 y los protocolos de detalle PD-01 y PD-02 («B.O.E.» 23 octubre).
Apartado 5.2 del Protocolo de detalle PD-01 redactado por el apartado cuarto de la Res. de 8 de octubre de 2018, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican las normas de gestión técnica del sistema NGTS-06, NGTS-07 y los protocolos de detalle PD-01 y PD-02 («B.O.E.» 23 octubre).
Apartado 5 del Protocolo de Detalle PD-06 redactado por el apartado primero de la Res. de 4 de mayo de 2016, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican los protocolos de detalle PD-06 "Regla operativa de las actividades de descarga de buques metaneros" y PD-02 "Procedimiento de reparto en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD) y en puntos de conexión distribución-distribución (PCDD)" («B.O.E.» 10 mayo). Apartado 6.7 del Protocolo de Detalle PD-06 redactado por el apartado primero de la Res. de 4 de mayo de 2016, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican los protocolos de detalle PD-06 "Regla operativa de las actividades de descarga de buques metaneros" y PD-02 "Procedimiento de reparto en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD) y en puntos de conexión distribución-distribución (PCDD)" («B.O.E.» 10 mayo).
En el presente protocolo de detalle se utilizan las definiciones recogidas en la Norma de Gestión Técnica del Sistema Gasista NGTS-01 «Conceptos generales» y, en lo referente al control metrológico, las contenidas en el artículo 2 y los Anexos III, IV y VI del Real Decreto 889/2006, de 21 de julio , por el que se regula el control metrológico del Estado sobre instrumentos de medida.
Adicionalmente a las obligaciones de control metrológico que puedan derivarse de la Ley 3/1985, de 18 de marzo , de Metrología, del Real Decreto 889/2006 , y de sus normativas de desarrollo, los sujetos del Sistema Gasista (transportistas, distribuidores, comercializadores y consumidores) podrán solicitar comprobaciones extraordinarias de los sistemas de medición. Dichas comprobaciones extraordinarias deberán tener un alcance idéntico a la verificación periódica prevista en el control metrológico del equipo.
Apartado 3.3 del Protocolo de Detalle PD-01 del anejo redactado por el número 1 del apartado primero de la Res. 21 diciembre 2012, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifica el protocolo de detalle PD-01 "Medición, Calidad y Odorización de Gas" de las normas de gestión técnica del sistema gasista («B.O.E.» 7 enero 2013).
En los puntos de conexión transporte-transporte (incluidas las conexiones de salida de plantas de regasificación de GNL y almacenamientos subterráneos), transporte-distribución, distribución-distribución y en los puntos de suministro a los consumidores, las instalaciones y equipos de medida deberán ser sometidos a las obligaciones de control metrológico que puedan derivarse de la Ley 3/1985, del Real Decreto 889/2006 , y de sus normativas de desarrollo.
Estos cálculos se realizarán conforme a la norma UNE correspondiente. El cálculo del PCS del gas en base volumétrica se expresará como H s [t 1 ,p 1 ,V(t 2 ,p 2 )] en las condiciones de referencia [0 ºC, V (0 ºC, 1,01325 bar)].
K t = Factor de conversión por temperatura.
K p = Factor de conversión por presión.
P c = Presión relativa de suministro (bar).
P atm = Presión atmosférica (bar).
V i = Volumen de gas vehiculado el día «d» a través de la conexión «i» de la red de distribución donde se ubica el punto de suministro.
PCS i = PCS medio del gas medido por el cromatógrafo asociado a la conexión «i» de la red de distribución, ya sea el que se ubique en el PCTD o el más próximo situado aguas arriba.
PCS Medio = Poder calorífico superior medio aplicable a los periodos de facturación cuya última lectura se realice el día «n»
V d = Suma del volumen de gas vehiculado el día «d» a través de todas las conexiones de la red de distribución donde se ubica el consumidor, con la red de transporte.
PCS Diario,d = PCS Diario,d del gas vehiculado a la red de distribución dónde se ubica el punto de suministro durante el día «d».
En el caso de puntos de suministro con telemedida, se aplicará al menos el poder calorífico superior diario (PCS Diario ), calculado según se ha descrito, al consumo diario, pudiendo utilizarse los datos horarios (PCS Horario ) en caso de disponer de dicha información.
– Si el punto de suministro está situado en una red de distribución con un único punto de conexión con la red de transporte se le asignará el PCS Horario que determine el equipo de análisis asociado a la conexión.
– Si el punto de suministro está situado en una red de distribución con varios puntos de conexión con la red de transporte, el valor del PCS Horario se corresponderá con el valor medio de los datos de PCS Horario que determinen los equipos de análisis asociados a cada una de las diferentes conexiones, ponderados por el volumen horario de gas vehiculado por cada una de ellas.
Asimismo, en el SL-ATR se identificará para cada red municipal, el número de conexiones con la red de transporte, así como los cromatógrafos asociados a cada conexión, recogiendo para cada una de ellas el poder calorífico superior medio diario (PCS i ) y el volumen diario de gas vehiculado a través de ellas (V i ), así como el poder calorífico superior medio diario de la red donde se ubiquen los puntos de suministro (PCS Diario ), calculado según lo establecido en el apartado 6.4.
Diariamente, el GTS publicará en el SL-ATR el poder calorífico superior medio de cada red de distribución (PCS Medio ) correspondiente al día anterior (día «n») y calculado según lo establecido en el apartado 6.4.1.
El SL-ATR deberá mantener un histórico de al menos 24 meses con esta información, al objeto de poder permitir la verificación, por parte de los órganos competentes, del cálculo del PCS Medio utilizado a efectos de determinar los kWh consumidos en el período de facturación.
La información anterior, comprensible para el usuario final, que incluya el factor de conversión Fc aplicable a las presiones de suministro, incluyendo cada una de las cinco presiones relativas estandarizadas (0.02, 0.10, 0.15, 0.30 y 0.50 bar) de cada red de distribución, junto con su poder calorífico superior medio diario (PCS Diario ), será publicado en la página web del GTS. Asimismo dicha página incluirá la posibilidad de que los consumidores de lectura mensual o superior, introduciendo la red de distribución del punto de suministro y la fecha de la última lectura del consumo a facturar, puedan obtener el PCS Medio aplicable en la factura.
Las instalaciones de medición y análisis de gas deberán cumplir aquellos aspectos regulados por la normativa metrológica legal española de aplicación y, en particular, por lo dispuesto en la Ley 3/1985, de 18 de marzo , de Metrología, y sus normativas de desarrollo.
Desde el 30 de octubre de 2006, la fase de comercialización y puesta en servicio de los contadores y conversores deberá cumplir con lo previsto en el Anexo VI del Real Decreto 889/2006, de 21 de julio , por el que se regula el control metrológico del Estado sobre instrumentos de medida, y en su normativa de desarrollo que les sea de aplicación.
El control metrológico de los equipos, incluyendo las verificaciones metrológicas, se realizará según lo establecido en materia de competencias, ejecución y obligaciones de los diferentes agentes, en la Ley 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.
Adicionalmente a las obligaciones de control metrológico que puedan derivarse de la Ley 3/1985, de Metrología, del Real Decreto 889/2006 , por el que se regula el control metrológico 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 éstos podrá exigir la comprobación extraordinaria de la instalación de medición, en aquellas situaciones en las que existiese presunción justificada de un incorrecto funcionamiento de los equipos de medida instalados.
Procedimiento de reparto en puntos de conexión transporte-distribución (PCTD)
Título del «Protocolo de Detalle PD-02» modificado conforme establece el apartado cuarto de la Res. 7 febrero 2013, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se modifican las Normas de Gestión Técnica del Sistema NGTS-06 "repartos" y NGTS-07 "balance", y el protocolo de detalle PD-02 "procedimiento de reparto en puntos de conexión transporte - distribución (PCTD)" («B.O.E.» 12 febrero).
1. Reparto diario «n+2» en puntos de conexión de redes de transporte y distribución
1.1 Cálculo de demanda a repartir
Una vez haya pasado el día de gas, el operador o grupo propietario de las redes de transporte y distribución evaluarán, con los sistemas de telemedida disponibles propios o del operador que entrega el gas, las entradas de gas a su sistema y las salidas del mismo que no tengan como destino final un consumidor, de las 0 horas a las 24 horas del día.
Las entradas menos las salidas expresadas en kWh con un PCS medio, determinarán la cantidad de gas a distribuir entre los agentes.
En caso de no disponer de telemedida o que esté fuera de servicio, las entradas y salidas se evaluarán con lecturas diarias o estimaciones realizadas sobre la base de históricos de consumos.
La demanda diaria total a repartir será publicada por el Gestor Técnico del Sistema en el SLATR, indicando si es real o estimada.
1.2 Proceso de reparto de la demanda
1.2.1 Puntos de suministro con telemedida
Para los puntos de suministro con telemedida se utilizará el valor de la telemedida del distribuidor.
Si la telemedida del distribuidor no ha estado operativa se utilizará la telemedida del transportista o del Gestor Técnico del Sistema, si ésta existe. Para el caso particular de centrales de generación eléctrica, en caso de indisponibilidad de todas las telemedidas, se asignará la nominación viable del comercializador. Si ésta tampoco está disponible se asignará un consumo nulo.
Para el resto de clientes con telemedida indisponible, el responsable del reparto estimará el consumo en base a datos históricos, que además podrán ser contrastados con el comercializador.
En la determinación del consumo se tendrán en cuenta las mermas.
1.2.2 Puntos de suministro en redes de presión superior a 4 bar o consumo superior a 1 GWh/año
Para los puntos de suministro situados en redes de presión superior a 4 bar, y en redes de distribución de presión inferior a 4 bar con consumo superior a 1 GWh/año sin obligación de disponer de telemedida, se estimará su consumo diario en base al histórico de consumos mensuales y/o nominaciones, teniendo en cuenta el calendario de utilización que le consta al distribuidor o facilitado por el comercializador, pudiendo utilizarse para ello sistemas de predicción de la demanda.
En el caso de que su consumo pueda variar por efecto de temperatura se considerará en la estimación este efecto. El distribuidor y el comercializador correspondiente podrán en común el calendario de utilización de gas para los puntos de suministro de sus clientes.
1.2.3 Resto de puntos de suministro
Para los puntos de suministro, situados en redes de presión inferior a 4 bar y de consumo inferior a 1 GWh/año, se establecerá un perfil de distribución del consumo anual por meses y/o días por tipo de punto de suministro, como mínimo uno por grupo de peaje, grupo 3.1, grupo 3.2, grupo 3.3 y grupo 3.4 (hasta 1 GWh/año). El distribuidor pondrá en conocimiento del comercializador correspondiente los perfiles que utiliza para efectuar el reparto.
La cantidad resultante de restar a la emisión total a repartir, el consumo de los puntos de suministro con telemedida, el consumo estimado de los puntos de suministro conectados a las redes de más de 4 bar y el consumo estimado de los puntos de suministro conectados a las redes de menos de cuatro bar con consumo superior a 1 GWh/ año, será la cantidad a repartir con los perfiles.
El reparto de esta cantidad de gas se realizará en base al número de puntos de suministro que tenga cada comercializador y/o distribuidor por tipo de perfil, teniendo en cuenta el peso relativo que tenga cada perfil en las diferentes épocas del año y la influencia de la temperatura, pudiéndose utilizar para ello sistemas de previsión de la demanda.
El reparto se podrá calcular a nivel global de sistema para distribuidores pequeños locales o provinciales, o a nivel de redes y poblaciones para operadores de ámbito regional y/o nacional, en función del tamaño de la red que administre el operador o Grupo y la importancia de la cantidad de gas vehiculado y su impacto sobre el reparto global nacional por agente.
1.3 Envío de la información del reparto diario «n+2»
Aunque los cálculos de reparto se realicen a nivel desagregado, la cifra del reparto se comunicará para toda la red que administre el titular de la red de distribución o Grupo en cuestión, con el desglose que se indica a continuación.
Excepcionalmente, en el caso de que el Gestor Técnico del Sistema compruebe que en los plazos establecidos algún distribuidor no ha repartido el total de la cantidad a repartir entre los usuarios, el Gestor Técnico del Sistema repartirá la diferencia de forma proporcional a los repartos enviados por el distribuidor, previa comunicación a éste.
El reparto diario «n+2» se enviará por el Distribuidor al Gestor Técnico del Sistema con el detalle que se indica a continuación, por usuario y día.
• Dato agregado de clientes de tipo «1».
• Dato agregado de clientes de tipo «2».
Además, se incluirán los siguientes datos desagregados:
• Detalle de cada consumidor para generación eléctrica (centrales térmicas convencionales y de ciclo combinado).
La información anterior se enviará desagregada por punto de conexión transporte-distribución en cinco zonas geográficas que definirá el Gestor Técnico del Sistema.
Inicialmente estas zonas serán:
a) Zona I (Levante): Murcia, Albacete, Comunidad Valenciana y Baleares.
b) Zona II (Este): Cataluña.
c) Zona III (Norte): Aragón, Navarra, País Vasco y Rioja.
d) Zona IV (Oeste): Galicia, Asturias, Cantabria, Zamora y León.
e) Zona V (Centro-Sur): Andalucía, Extremadura, Madrid, Castilla La Mancha (excepto Albacete) y Castilla-León (excepto Zamora y León).
Por causas justificadas (puesta en servicio de nuevas instalaciones, etc.) y con un preaviso de tres meses, el Gestor Técnico del Sistema podrá establecer otra configuración diferente de estas cinco zonas geográficas.
1.4 Publicación de la información del reparto diario «n+2»
Cada usuario podrá consultar el detalle de su reparto diario «n+2» a través del SCTD.
El nivel de detalle a proporcionar será el siguiente:
• Dato agregado de suministros de tipo «1» telemedidos.
• Dato agregado de suministros de tipo «1» con fecha de lectura a final de mes.
• Dato agregado suministros de «tipo 2».

References: artículo 2
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