Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado
El Real Decreto 949/2001, de 3 de agosto, por el que se regula el acceso de terceros a las instalaciones gasistas y se establece un sistema económico integrado del sector de gas natural, desarrolla las líneas básicas que deben contener las Normas de Gestión Técnica del sistema de gas natural y en su artículo 13, apartado 1, estableció que el Gestor Técnico del Sistema, en colaboración con el resto de los sujetos implicados, elaborará una propuesta de normas de gestión técnica del sistema, que elevará al Ministro de Economía para su aprobación o modificación.
En cumplimiento de lo anterior, el Ministro de Industria, Turismo y Comercio dictó la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las normas de gestión técnica del sistema gasista. Dicha orden, en su disposición final primera, faculta a la Dirección General de Política Energética y Minas para adoptar las medidas necesarias para la aplicación y ejecución de la orden, en particular para aprobar y modificar los protocolos de detalle de las normas de gestión técnica y demás requisitos, reglas, documentos y procedimientos de operación establecidos para permitir el correcto funcionamiento del sistema.
La citada Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, en la norma de gestión técnica NGTS-12, apartado 12.2, establece la creación de un Grupo de Trabajo para la actualización, revisión y modificación de las normas responsable de la presentación para su aprobación por la Dirección General de Política Energética y Minas, de propuestas de actualización, revisión y modificación de las normas y protocolos de gestión del sistema gasista.
Con base en lo anterior, se recibió con fecha de 13 de junio de 2014, 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, una propuesta de redacción de un nuevo Protocolo de Detalle PD-17 sobre la provisión de información recogida en el Reglamento (UE) Nº 312/2014 de la Comisión, de 26 de marzo de 2014, por el que se establece un código de red sobre el balance del gas en las redes de transporte.
Posteriormente, con fecha 29 de septiembre de 2015, se recibió por parte del Presidente del citado grupo de trabajo, una nueva propuesta de redacción del protocolo de detalle PD-17, con el fin de adaptarla al apartado decimosexto, «Información a facilitar a los usuarios» de la Circular 2/2015 de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.
De acuerdo con lo dispuesto en el artículo 7.35 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), esta resolución ha sido objeto de informe de la CNMC y ésta, para la elaboración de su informe, ha tenido en consideración las alegaciones formuladas en el trámite de audiencia.
En su virtud, esta Dirección General resuelve:
Se aprueba el protocolo de detalle PD-17 «Provisión de información sobre el balance del gas en las redes de transporte», incluido en el anexo de la presente resolución.
La presente resolución surtirá efecto a los cinco meses de su fecha de publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
En el plazo de cinco meses desde la publicación de la presente resolución en el «Boletín Oficial del Estado», el Grupo de Trabajo del Comité de Seguimiento del sistema gasista para la actualización, modificación y revisión de las NGTS remitirá a la Dirección General de Política Energética y Minas, para su aprobación, una propuesta de indicadores de calidad de la información y del cumplimiento de los tiempos de comunicación de la misma. Los indicadores se aprobarán por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, y se incorporarán al protocolo de detalle PD-17 como anexo.
Madrid, 23 de diciembre de 2015.–La Directora General de Política Energética y Minas, María Teresa Baquedano Martín.
Provisión de información sobre el balance del gas en las redes de transporte
1. Objeto
El presente protocolo de detalle establece los flujos de información entre los diferentes sujetos del sistema gasista con el fin de dar cumplimiento al apartado decimosexto, «Información a facilitar a los usuarios» de la Circular 2/2015 de 22 de julio, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance en la red de transporte del sistema gasista.
2. Entidad encargada de las previsiones
El Gestor Técnico del Sistema será el encargado de proporcionar a los usuarios la mejor información disponible que exista en relación con su balance, antes del día de gas, durante el día de gas y después del día de gas.
Toda la información respecto al balance de los usuarios se proporcionará a través del Sistema Logístico de Acceso a Terceros a la Red (SL-ATR) del Gestor Técnico del Sistema.
Los distribuidores y transportistas serán los responsables de realizar la previsión diaria e intradiaria de las salidas del sistema gasista de transporte y distribución telemedidas y no telemedidas por comercializador y punto de conexión.
3. Ámbito de aplicación
Este protocolo es de aplicación para todos aquellos sujetos que intervienen en el sistema gasista y que están obligados, según establece la citada circular, bien a facilitar información a otros sujetos, o bien a ser receptores de dicha información.
Por tanto, este protocolo es de aplicación a:
– Usuarios (comercializadores y consumidores directos en mercado).
– Distribuidores.
– Transportistas.
– GTS.
4. Flujos de comunicación en el día «d» para el día de gas «d+1»
Se definen los siguientes flujos de comunicación en el día «d» de información del día de gas «d+1»:
– Antes de las 10:00h, el GTS pondrá a disposición del sector, a través del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas correspondientes al día de gas «d+1», según el algoritmo de cálculo establecido en el protocolo de detalle PD-02, con la mejor previsión de temperaturas enviadas por la Agencia Estatal de Meteorología (AEMET).
– Antes de las 10:00h, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión de demanda global del Sistema para el día de gas «d+1».
– Antes de las 12:00h, los distribuidores enviarán, al SL-ATR, la previsión de demanda, en kWh/día, para el día de gas «d+1», con desglose de consumo telemedido y no telemedido, de los consumidores suministrados en sus redes, por usuario y punto de conexión transporte-distribución (PCTD) o punto de conexión distribución-distribución (PCDD). El algoritmo de cálculo de esta previsión será el definido en el protocolo de detalle PD-02. Igualmente, antes de las 12h, los transportistas enviarán al SL-ATR, la previsión de demanda de sus salidas por punto de conexión por línea directa (PCLD) para el día «d+1» por usuario.
– Antes de las 13:00h, el GTS pondrá a disposición del sector una actualización de la previsión de demanda global del sistema para el día de gas «d+1».
– Antes de las 13:00h, el GTS pondrá a disposición, a través del SL-ATR, la previsión de demanda, en kWh/día, previamente enviada por distribuidores y transportistas al SL-ATR, para el día de gas «d+1» con desglose de consumo telemedido y no telemedido, para cada usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD).
5. Flujos de comunicación en el día «d» para el día de gas «d» (intradiarios)
Se definen los siguientes flujos de comunicación en el día «d» para el propio día de gas «d»:
– Antes de las 10:00h, el GTS pondrá a disposición de los distribuidores, a través del SL-ATR, los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas, definidas en el PD-02, correspondientes al día de gas «d», según el algoritmo de cálculo establecido en el mencionado protocolo.
– Antes de las 10:00h, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión de demanda global del Sistema para el propio día de gas «d».
– Antes de las 13:30h, los distribuidores y transportistas enviarán al SL-ATR la siguiente información:
a) La estimación actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh/día, para el total del día de gas «d» por usuario y punto de conexión (PCTD y PCDD). El algoritmo de cálculo de la previsión en distribución será el vigente según lo definido en el protocolo de detalle PD-02.
b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh, acumulado desde el inicio del día de gas «d» hasta las 11:00h del propio día de gas (acumulado 5 horas), de aquellas salidas con telemedida desglosada por usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD). En los casos en que esta información se disponga por código universal del punto de suministro (CUPS), se facilitará así desglosada al SL-ATR. En el caso de no disponer de la telemedida, el distribuidor o transportista enviarán un valor de sustitución, empleando el algoritmo de cálculo vigente según lo definido en el PD-02 indicando que dicho valor es estimado. Dado que el citado protocolo PD-02 define la metodología para el cálculo de las estimaciones con carácter diario, el valor de sustitución se calculará mediante prorrateo lineal de las horas acumuladas.
c) La emisión acumulada desde el inicio del día de gas «d», en kWh, hasta las 11:00h del propio día de gas (acumulada 5 horas) en los puntos de conexión PCTD y PCDD.
– Antes de las 14:00h, el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la siguiente información previamente enviada por distribuidores y transportistas al SL-ATR:
a) La estimación actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados, en kWh/día, para el total del día de gas «d» para cada usuario desglosada por punto de conexión (PCTD y PCDD).
b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados, en kWh, acumulado desde el inicio del día de gas «d» hasta las 11:00h del propio día de gas (acumulado 5 horas) de las salidas con telemedida por usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado. En los casos en los que esta información se disponga por CUPS, se facilitará así desglosada, indicando si el consumo es real o estimado.
c) La emisión acumulada desde el inicio del día de gas «d», en kWh, hasta las 11:00h del propio día de gas (acumulada 5 horas) en los puntos de conexión PCTD y PCDD. Esta información se pondrá también a disposición de transportistas y distribuidores para aquellos puntos de conexión que les afecten.
– Antes de las 14:00h, adicionalmente, el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, el gas introducido hasta el momento en cada punto de entrada al conjunto de la red de transporte y distribución que corresponde a cada usuario, en kWh.
– Antes de las 17:00h, el GTS pondrá a disposición del sector la previsión actualizada de demanda global del Sistema para el propio día de gas «d».
– Antes de las 17:00h, el GTS pondrá a disposición del sector, a través del SL-ATR, una actualización de los coeficientes de temperatura de las zonas climáticas, definidas en el PD-02, correspondientes al día de gas «d», según el algoritmo de cálculo establecido en el mencionado protocolo de detalle.
– Antes de las 20:30h, los distribuidores y transportistas enviarán al SL-ATR la siguiente información:
a) La estimación actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh/día, para el total del día de gas «d» por usuario y punto de conexión (PCTD y PCDD). El algoritmo de cálculo de la previsión en distribución será el vigente según lo definido en el protocolo de detalle PD-02.
b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados en sus redes, en kWh, acumulado desde el inicio del día de gas «d» hasta las 18:00h del propio día de gas (acumulado 12 horas) de aquellas salidas con telemedida desglosada por usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD). En los casos en que esta información se disponga por CUPS, se facilitará así desglosada al SL-ATR. En el caso de no disponer de la telemedida, el distribuidor o transportista enviarán un valor de sustitución empleando el algoritmo de cálculo vigente según lo definido en el PD-02 e indicando que dicho valor es estimado. Dado que el citado protocolo PD-02 define la metodología para el cálculo de las estimaciones con carácter diario, el valor de sustitución se calculará mediante prorrateo lineal de las horas acumuladas.
c) La emisión acumulada desde el inicio del día de gas «d», en kWh, hasta las 18:00h del propio día de gas (acumulada 12 horas) en los puntos de conexión PCTD y PCDD.
– Antes de las 21:00h el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, la siguiente información previamente enviada por los distribuidores y transportistas al SL-ATR:
a) La estimación actualizada de la demanda no telemedida de los consumidores suministrados, en kWh/día, para el total del día de gas «d» para cada usuario desglosada por punto de conexión (PCTD y PCDD).
b) El consumo telemedido de los consumidores suministrados, en kWh, acumulado desde el inicio del día de gas «d» hasta las 18:00h del propio día de gas (acumulado 12 horas) de las salidas con telemedida por usuario y punto de conexión (PCTD, PCDD y PCLD), distinguiendo entre el consumo real y el estimado. En los casos en los que esta información se disponga por CUPS, se facilitará así desglosada, indicando si el consumo es real o estimado.
c) La emisión acumulada desde el inicio del día de gas «d», en kWh, hasta las 18:00h del propio día de gas (acumulada 12 horas) en los puntos de conexión PCTD y PCDD. Esta información se pondrá también a disposición de transportistas y distribuidores para aquellos puntos de conexión que les afecten.
– Antes de las 21:00h, adicionalmente, el GTS pondrá a disposición de los usuarios, a través del SL-ATR, el gas introducido hasta el momento en cada punto de entrada al conjunto de la red de transporte y distribución correspondiente a cada usuario, en kWh.
6. Indicadores
Los indicadores de calidad que permiten verificar la correcta aplicación de los algoritmos de cálculo requeridos en este Protocolo, así como el cumplimiento de los tiempos de envío de la información por parte de distribuidores, transportistas y GTS, se encuentran definidos en el Anexo.
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