200 ok El Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, de medidas urgentes para adecuar las competencias de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia a las exigencias derivadas del derecho comunitario en relación a las Directivas 2009/72/CE y 2009/73/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 13 de julio de 2009, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad y del gas natural, modificó el artículo 65 «Normas de Gestión Técnica del Sistema» de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos, disponiendo un nuevo reparto de la competencia de estas normas entre la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (en adelante, CNMC) y el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. Conforme lo anterior, permanecen como competencia del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico las cuestiones relativas a: la garantía de suministro y el mantenimiento de las existencias mínimas de seguridad, los procedimientos de coordinación que garanticen la correcta explotación y mantenimiento de las instalaciones, el procedimiento sobre las medidas a adoptar en el caso de situaciones de emergencia y desabastecimiento, la calidad del gas y los requisitos de medida, y los procedimientos de control de las entradas y salidas de gas natural hacia o desde el sistema gasista nacional. Pasan a ser competencia de la CNMC el procedimiento de cálculo del balance diario de cada sujeto, el sistema de programaciones, nominaciones, renominaciones y repartos, el procedimiento de gestión y uso de las interconexiones internacionales, y las mermas y los autoconsumos. Por su parte, 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, en su artículo 13.1, el cual no ha sido modificado por el Real Decreto-ley 1/2019, de 11 de enero, y permanece en vigor, dispone que el Ministro de Economía (referencia que en la actualidad debe entenderse dirigida a la persona titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico) aprobará, previo informe de la Comisión Nacional de Energía (referencia que en la actualidad debe entenderse dirigida a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia), las Normas de Gestión Técnica del Sistema que tendrán por objeto garantizar el correcto funcionamiento técnico del sistema gasista y la continuidad, calidad y seguridad del suministro de gas natural. Dichas normas resultan ser un elemento esencial de las relaciones entre los agentes del sistema y constituyen la base de los derechos y obligaciones establecidos en el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural. Debido al mencionado reparto competencial, se hace imprescindible derogar la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista (en adelante, NGTS), y aprobar unas nuevas normas que regulen exclusivamente las materias del sistema gasista que son competencia del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. En la sesión del 8 de febrero de 2022, el Grupo de Trabajo del Comité de Seguimiento del Sistema Gasista para la actualización, revisión y modificaciones de las Normas y Protocolos de Gestión Técnica del sistema gasista acordó elevar al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico una propuesta de modificación de las NGTS que son competencia del ministerio. En base a dicha propuesta y a las posteriores actualizaciones remitidas por este grupo, se ha elaborado el contenido de esta orden. Por su parte, la CNMC, el 10 de noviembre de 2022, aprobó la Resolución por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos, cuyo objeto es el contenido de las NGTS que son competencia de la CNMC. Es de destacar que en la disposición transitoria cuarta de la Circular 2/2020, de 9 de enero, de la CNMC, por la que se establecen las normas de balance de gas natural, y en la disposición transitoria sexta de la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, de la CNMC, por la que se establece la metodología y condiciones de acceso y asignación de capacidad en el sistema de gas natural, se dispuso que hasta el desarrollo de la normativa de gestión técnica del sistema que corresponda por la CNMC, será de aplicación lo establecido en las NGTS en todo aquello que no se oponga a lo dispuesto en las circulares. Por tanto, se concluye que esta orden se dicta ante la necesidad de derogar la vigente Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, y aprobar el contenido de las referidas normas que son competencia de la persona titular del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. En relación con el principio de eficacia, esta orden ministerial es el instrumento necesario y adecuado al tener el mismo rango que la disposición que deroga. Asimismo, la orden cumple el principio de proporcionalidad al limitarse a modificar sólo las cuestiones imprescindibles para alcanzar los objetivos buscados. Igualmente, se ajusta al principio de seguridad jurídica, toda vez que la orden se aplicará a partir de su entrada en vigor. Por su parte, con respecto al principio de eficiencia, las medidas reguladas en la presente orden sólo implican las cargas administrativas a las empresas inevitables e imprescindibles, como son las relativas a la identificación de los clientes protegidos. Se cumple también el principio de transparencia, ya que la exposición de motivos define claramente los objetivos de la orden y su justificación. Por otra parte, la tramitación de la orden mediante el trámite de audiencia e información pública realizado a través del portal de internet del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, conforme al artículo 26 de la Ley 50/1997, de 27 de noviembre, del Gobierno, ha permitido a los sujetos afectados presentar alegaciones a la propuesta. En resumen, la concepción y tramitación de la orden cumple los principios de buena regulación enumerados en el artículo 129 de la Ley 39/2015, de 1 de octubre, del Procedimiento Administrativo Común de las Administraciones Públicas. La orden ha sido objeto de informe por parte de la CNMC, aprobado por su Consejo en Pleno el 23 de enero de 2024 para cuya elaboración se han tenido en cuenta las alegaciones formuladas en el trámite de audiencia efectuado a través del Consejo Consultivo de Hidrocarburos. El Consejo Consultivo de Hidrocarburos sigue ejerciendo sus funciones hasta la constitución del Consejo Consultivo de Energía de acuerdo con lo dispuesto en la disposición transitoria décima de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la CNMC. Por último, la orden se adecua al orden competencial, al dictarse al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución española, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica, y de bases del régimen minero y energético, respectivamente. En su virtud, dispongo: Artículo

1. Objeto. La presente orden tiene como objeto aprobar las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista (en adelante, NGTS), de competencia ministerial, que se insertan a continuación. Artículo
2. Ámbito de aplicación. Estas NGTS serán de aplicación al Gestor Técnico del Sistema (en adelante, GTS), a la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (en adelante, CORES), a todos los sujetos que accedan a las instalaciones gasistas, a los titulares de éstas y a los consumidores. Se aplicará en todas las instalaciones del sistema gasista español definidas en el artículo 59 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos. Disposición adicional única. Habilitación para la actualización técnica de las Normas de Gestión Técnica del Sistema. Se habilita a la Secretaría de Estado de Energía a completar aquellos aspectos de las NGTS aprobadas por esta orden, previo informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, que los cambios en el estado de la técnica o de la normativa comunitaria o internacional hagan imprescindible actualizar. Toda resolución por la que se proceda a la actualización de cuestiones técnicas para su adaptación al estado de la técnica o a las normas comunitarias o internaciones deberá ser publicada en el «Boletín Oficial del Estado». Disposición derogatoria única. Derogación normativa. Queda derogada la Orden ITC/3126/2005, de 5 de octubre, por la que se aprueban las Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista. Disposición final primera. Título competencial. Esta orden se dicta al amparo de lo establecido en el artículo 149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución española, que atribuye al Estado competencia exclusiva en materia de bases y coordinación de la planificación general de la actividad económica y de bases del régimen minero y energético, respectivamente. Disposición final segunda. Entrada en vigor. La presente orden entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado», a excepción del apartado 8.5 de las NGTS incluidas en el anexo, el cual entrará en vigor seis meses después. Madrid, 13 de febrero de 2025.–La Vicepresidenta Tercera del Gobierno y Ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Sara Aagesen Muñoz. ANEXO Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista (NGTS) de competencia ministerial
3. Capítulo
4. Conceptos Generales. 1.1 Objeto. 1.2 Definiciones. 1.3 Condiciones generales para el uso de las instalaciones. 1.3.1 Red de transporte. 1.3.2 Red de distribución: presiones mínimas relativas de garantía en las redes de distribución. 1.3.3 Plantas de regasificación. 1.3.4 Almacenamientos subterráneos.
5. Capítulo
6. Medición y calidad. 2.1 Objeto. 2.2 Glosario. 2.3 Condiciones generales. 2.3.1 Criterios generales relativos a los sistemas y procedimientos de medida y de análisis. 2.3.2 Condiciones generales de recepción, entrega y calidad de gas. 2.3.3 Condiciones generales para la medida y para la telemedida. 2.3.4 Derecho de acceso a las instalaciones de medida y su comprobación. 2.3.5 Derecho de acceso a la información de la telemedida. 2.3.6 Derecho a instalar telemedida en los equipos de medida de los puntos de conexión. 2.3.7 Disposiciones normativas y normas aplicables en medida, calidad y odorización de gas. 2.3.8 Manuales de operación y protocolos de medida. 2.4 Equipos de medida y de análisis de la calidad del gas. 2.4.1 Titularidad. 2.4.2 Puntos del sistema gasista que deben poseer equipos de medida. 2.4.3 Puntos del sistema gasista que deben poseer equipos de análisis de calidad. 2.4.4 Puntos del sistema gasista cuyos equipos de medida y de análisis deben contar con telemedida. 2.4.5 Características y especificaciones técnicas de los equipos de medida. 2.4.6 Características y especificaciones técnicas de los equipos de análisis de calidad. 2.5 Análisis de la calidad del gas. 2.5.1 Responsabilidad de los agentes. 2.5.2 Especificaciones de calidad del gas. 2.5.3 Criterios generales para el procedimiento de análisis de la composición del gas. 2.5.4 Cambio de la calidad del gas en los conversores PTZ/computadores de caudal. 2.6 Medida del gas. 2.6.1 Responsables de la medida del gas vehiculado. 2.6.2 Procedimientos de medida en puntos del sistema gasista. 2.6.3 Conversión de unidades de volumen y masa a energéticas. 2.6.4 PCS aplicable a consumidores conectados a redes de transporte. 2.6.5 PCS aplicable a consumidores conectados a redes de distribución. 2.6.6 Información para publicar sobre el factor de conversión. 2.6.7 Calendario de medidas. 2.6.8 Controles a las medidas diarias provisionales en los puntos PCTG, PCLD, PCTD, PCDD y PCDG. 2.7 Control metrológico de las instalaciones de medida. 2.7.1 Responsabilidad de los agentes. 2.7.2 Requisitos generales. 2.7.3 Verificaciones metrológicas periódicas de los equipos de medida. 2.7.4 Comprobaciones extraordinarias a petición de parte. 2.8 Regularización de lecturas y mediciones. 57 2.9 Odorización del gas. 2.9.1 Responsabilidad de los agentes. 2.9.2 Requisitos de los odorizantes. 2.9.3 Criterios generales para la odorización.
7. Capítulo
8. Buques. 3.1 Inspección de buques. 3.2 Estudios de compatibilidad. 3.3 Atraque seguro e instalaciones de descarga. 3.4 Autorizaciones y servicios portuarios. 3.5 Determinación de energía descargada/cargada transferida desde/a buques en plantas de regasificación. 3.5.1 Criterios generales. 3.5.2 Consideraciones sobre la posición del buque para el inicio de la operación de carga o descarga. 3.5.3 Operación de purga de gas inerte («gassing-up») y puesta en frío de buques («cooling down»). 3.5.4 Determinación del nivel de líquido en los tanques. 3.5.5 Determinación de la masa/volumen del GNL y vapor mediante medidores de flujo. 3.5.6 Determinación de la temperatura del líquido y del vapor de GNL en los tanques. 3.5.7 Determinación de la presión. 3.5.8 Determinación de la calidad del GNL. 3.5.9 Cálculos. Anexo
9. Anexo
10. Anexo
12. Capítulo
13. Operación normal del sistema. 4.1 Consideraciones generales sobre la utilización y funcionamiento del sistema. 4.2 Operación normal del sistema. 4.3 Publicación de información sobre la Operación Normal del sistema. 4.4 Desbalances individuales. 4.5 Medidas a adoptar por el usuario ante una previsión de desbalance. 4.6 Seguimiento del sistema.
14. Capítulo
15. Operación del sistema en situación excepcional. 5.1 Objeto. 5.2 Consideraciones generales. 5.3 Información para prevenir y resolver las Situaciones de Operación Excepcional. 5.4 Medidas a analizar en caso de SOE. 5.5 Coordinación de la operación del sistema en SOE. 5.5.1 Instrucciones operativas del GTS de carácter temporal. 5.6 Medidas a adoptar en SOE. 5.7 Retorno a la situación de operación normal.
16. Capítulo
17. Niveles de crisis del sistema y planes de emergencia. 6.1 Objeto. 6.2 Consideraciones generales. 6.3 Clientes protegidos. 6.4 Información para prevenir y resolver los niveles de crisis. 6.5 Gestor de Crisis y Grupo de Gestión de Crisis. 6.6 Nivel de Alerta Temprana. 6.6.1 Medidas a adoptar en nivel de Alerta Temprana. 6.7 Nivel de Alerta. 6.7.1 Medidas a adoptar en nivel de Alerta. 6.8 Nivel de Emergencia. 6.8.1 Medidas a adoptar en nivel de Emergencia. 6.8.2 Evaluación de la Emergencia. 6.9 Planes de emergencia. 6.9.1 Plan de emergencia de transportistas y distribuidores. 6.9.2 Plan de emergencia de comercializadores y consumidores directos en mercado. 6.10 Disponibilidad de la información en el SLATR. 6.11 Comunicación en situaciones de crisis. 6.12 Planes de restricción de consumos firmes. 6.12.1 Restricciones a los consumos superiores a 15 GWh/año de clientes no protegidos. 6.12.2 Restricciones a los consumos iguales o inferiores a 15 GWh/año de clientes no protegidos. 6.13 Procedimiento de comunicación de orden de interrupción a consumidores de suministros firmes. 6.13.1 Comunicación de la orden de interrupción a consumidores superiores a 15 GWh/año. 6.13.2 Comunicación de la orden de interrupción a consumidores iguales o inferiores a 15 GWh/año. 6.13.3 Comunicaciones durante el periodo de interrupción. 6.14 Ejercicios de simulacro de emergencia. Anexo: Niveles de Criticidad y Tiempo de Preaviso Mínimo.
18. Capítulo
19. Plan de mantenimiento. 7.1 Objeto. 7.2 Mantenimientos e intervenciones. 7.3 Planificación de mantenimiento. 7.4 Repercusiones del plan de mantenimiento. 7.5 Información proporcionada sobre el plan de mantenimiento al resto de los sujetos. 7.6 Modificaciones del plan de mantenimiento.
20. Capítulo
21. Mecanismos de comunicación. 8.1 Objetivo. 8.2 Requisitos generales de los procedimientos de comunicación. 8.3 Mecanismos de comunicación para el intercambio de señales operativas entre los titulares de las instalaciones del sistema gasista, y entre estos y el GTS. 8.3.1 Puntos del sistema en los que deben facilitarse señales básicas de operación (SBO). 8.3.2 Responsabilidad de los titulares de las instalaciones. 8.3.3 Sistemas de comunicación entre los centros de control de los titulares de instalaciones y entre éstos y el GTS. 8.3.4 Requisitos de los centros de control de los titulares de las instalaciones. 8.3.5 Procedimiento de interconexión entre centros de control. 8.3.6 Señales básicas de operación (SBO). 8.3.7 Indisponibilidad de señales. 8.4 Mecanismos de comunicación de soporte a la gestión del ciclo completo del gas. 8.5 Revisiones y reclamaciones. 8.5.1 Estado de las reclamaciones. 8.5.2 Plazo de reclamaciones. 8.5.3 Reasignación de reclamaciones. 8.5.4 Rechazo de reclamaciones. 8.5.5 Ampliación de reclamaciones. 8.5.6 Responsables de la tramitación y gestión de las revisiones/reclamaciones. 8.5.7 Revisiones y reclamaciones a las emisiones. 8.5.8 Revisiones y reclamaciones a la medida. 8.5.9 Reclamaciones a la calidad de gas. 8.6 Publicación de información.
22. Capítulo
23. Predicción de la demanda. 9.1 Clasificación de la demanda de gas en periodo invernal. 9.2 Objeto de la predicción de la demanda. 9.3 Sistemas de predicción de la demanda. 9.3.1 Predicción para horizonte estratégico a medio/largo plazo. 9.3.2 Predicción para la operación a corto plazo. 9.4 Datos históricos.
24. Capítulo
25. Criterios de definición del grado de utilización de las instalaciones. 10.1 Objeto. 10.2 Estaciones de regulación y/o medida (ERM/EM). 10.2.1 Variables a considerar. 10.2.2 Capacidad de ERM/EM. 10.2.3 Saturación de ERM/EM. 10.2.4 Infrautilización de ERM/EM. 10.2.5 Informe de propuestas de adecuación de ERM/EM. 10.2.6 Seguimiento trimestral de ERM/EM. 10.3 Cargaderos de cisternas. 10.3.1 Definición de los criterios de saturación de cargaderos de cisternas. 10.3.2 Determinación del grado de saturación. 10.3.3 Actuaciones en caso de cargaderos de cisternas saturadas. 10.3.4 Análisis de las infraestructuras. 10.3.5 Análisis del estado actual de funcionamiento de los cargaderos de cisternas. 10.3.6 Análisis del estado futuro de funcionamiento de los cargaderos de cisternas. 10.3.7 Informe de propuestas de adecuación de cargaderos de cisternas saturados. Anexo.
26. Capítulo
27. Nuevas instalaciones en el sistema gasista relativas a otros gases. 11.1 Objeto. 11.2 Requisitos generales para la integración de nuevas instalaciones en el sistema gasista. 11.3 Definición de acciones a realizar en caso de proyectos con fecha de puesta en marcha anterior al 31 de diciembre del año siguiente. 11.4 Definición de acciones a realizar en caso de proyectos con fecha de puesta en marcha posterior al 31 de diciembre del año siguiente. 11.5 Análisis de integración de la inyección de otros gases. 11.6 Adaptación de los Sistemas de la Información. Anexo.
28. Capítulo
29. Propuestas de actualización, revisión y modificación de NGTS. 12.1 Objeto. 12.2 Funciones del Comité de Gestión Técnica. 12.3 Composición del Comité de Gestión Técnica. 12.3.1 Procedimiento de elección de los miembros de pleno derecho elegidos por votación. 12.3.2 Funcionamiento del Comité de Gestión Técnica. 12.3.3 Proceso de elaboración de propuestas de modificación de NGTS. 12.3.4 Funcionamiento de los subgrupos de redacción. 12.4 Código de Conducta del Comité de Gestión Técnica.
30. Capítulo 1 «Conceptos generales» 1.1 Objeto. Estas Normas de Gestión Técnica del Sistema Gasista (NGTS) de competencia ministerial tienen por objeto establecer los mecanismos para garantizar el suministro y el mantenimiento de las existencias mínimas de seguridad, los procedimientos de coordinación para la explotación y mantenimiento de las instalaciones, la previsión de planes de actuación para la reposición del servicio en caso de fallos de suministro, las medidas a adoptar en situaciones de emergencia y desabastecimiento, los requisitos de calidad y medida del gas y los procedimientos de control de las entradas y salidas de gas del sistema gasista. Lo dispuesto en estas normas para el gas natural será aplicable a los gases combustibles definidos en el artículo 54 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos. A estos efectos, «los requisitos de composición de estos gases al objeto de garantizar la seguridad de las personas, instalaciones y equipos de consumo, así como su correcta conservación» a los que se refiere el citado artículo, son los dispuestos en el capítulo
31. En lo que aplique exclusivamente a otros gases combustibles distintos del gas natural, estas NGTS se referirán a ellos como «otros gases». 1.2 Definiciones. A efectos de la presente normativa se consideran las siguientes definiciones, además de las ya recogidas en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, y las normas que la desarrollan; la Circular 2/2020, de 9 de enero, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establecen las normas de balance de gas natural; la Circular 8/2019, de 12 de diciembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, por la que se establece la metodología y condiciones de acceso y asignación de capacidad en el sistema de gas natural; y la Circular 3/2017, de 22 de noviembre, de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, relativa a los mecanismos de asignación de capacidad a aplicar en las conexiones internacionales por gasoducto con Europa: – Mecanismo de comunicación. Canal para realizar los procesos y enviar información necesaria (incluyendo cualquier notificación, envío de información, confirmación, petición, aprobación o aceptación relacionadas con los procesos) en el sistema gasista. – Operación del sistema gasista. Proceso de aplicación de las NGTS y demás requisitos, reglas y procedimientos de operación establecidos para permitir el correcto funcionamiento del sistema según criterios de eficacia, eficiencia, transparencia, seguridad y mejor servicio al cliente. – Bunkering. Operación de carga de gas natural licuado (GNL) en un buque para emplearlo como combustible en el transporte marítimo, o para su posterior venta como combustible de buque. – Early departure. Salida temprana del buque de la planta de regasificación por circunstancias logísticas del buque. – Punto de conexión de la red de transporte con gasoductos de transporte de otros países y puntos de interconexión virtual (PCI). Punto del sistema gasista por el que sale o entra gas de la red de transporte ubicada en el territorio español a otra red de gasoductos de transporte de otros países. – Punto de conexión de la red de transporte con almacenamiento virtual de balance (PCAS). Punto del sistema gasista por el que sale o entra gas de la red de transporte a un almacenamiento subterráneo. – Punto de conexión de la red de transporte con el tanque virtual de balance (PCPR). Punto del sistema gasista que conecta una planta de regasificación con la red de transporte. – Punto de conexión de la red de transporte con yacimientos (PCY). Punto del sistema gasista por el que entra gas desde un yacimiento a la red de transporte. – Punto de conexión de la red de transporte con inyección de otros gases (PCTG). Punto del sistema gasista por el que entra gas desde una planta de producción de otros gases a la red de transporte. – Punto de conexión de redes de transporte de distintos operadores (PCTT). Punto que conecta gasoductos de transporte de dos titulares diferentes. – Punto de conexión de la red de transporte con líneas directas o consumidores finales (PCLD). Punto que conecta una infraestructura de la red de transporte con una línea directa de un consumidor, tal y como se define en el artículo 78 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, o con un consumidor final. – Punto de conexión de la red de transporte con redes de distribución (PCTD). Punto que conecta una infraestructura de la red de transporte con una infraestructura de la red de distribución considerando ambos sentidos de flujo. – Punto de conexión de redes de distribución de distintos operadores (PCDD). Punto que conecta gasoductos de distribución de dos titulares diferentes. – Punto de conexión de la red de distribución con inyección de otros gases (PCDG). Punto del sistema gasista por el que entra gas desde una planta de producción de otros gases a la red de distribución. Se incluirá exclusivamente la inyección directa en red de distribución. – Punto de carga y descarga de GNL en el tanque virtual de balance (PCDB). Punto del sistema gasista por el que entra GNL a una planta de regasificación de GNL desde un buque, o por el que se carga GNL desde planta a buque, o el trasvase de GNL entre buques, o la puesta en frío de buques. – Punto de carga de GNL a cisternas en plantas de regasificación (PCCC). Punto del sistema gasista por el que sale GNL desde un tanque o desde un buque en una planta de regasificación hacia una cisterna/contenedor. – Punto de suministro. Cualquier punto por el que el gas procedente del sistema gasista entra en las instalaciones del consumidor de gas. Según puedan condicionar la operación normal de la red a la que está conectados, éstos se clasifican de la siguiente forma: ● Todos los puntos de suministro conectados a redes de presión superior a 16 bar con caudal horario contratado igual o superior a 25.000 m3 (n)/h. ● Aquellos puntos de suministro conectados a redes de presión superior a 16 bar que, por su consumo, tipo o ubicación en la red puedan condicionar la operación normal de las redes a las que estén conectados. Estos últimos puntos de suministro serán definidos anualmente por el Gestor Técnico del Sistema (en adelante, GTS) con la información de transportistas y distribuidores y comunicados a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (en adelante, CNMC) y a la Dirección General de Política Energética y Minas. – Plantas satélites monocliente. Aquellas que alimentan un único consumidor. – Plantas satélites de distribución. Aquellas que alimentan una o varias redes de distribución. – Calibración. Proceso por el que se establecen las condiciones especificadas, la relación entre los valores de una magnitud indicados por un instrumento de medida o un sistema de medida, o los valores representados por una medida materializada o por un material de referencia, y los valores correspondientes de esa magnitud realizados por patrones. – Comprobación. Proceso de revisión del correcto funcionamiento de las líneas donde se han contrastado únicamente las condiciones de operación de presión y temperatura, asegurando que los errores quedan dentro de los máximos permitidos. – Confirmación metrológica. Proceso por el que se asegura que el instrumento o sistema de medida es conforme a los requisitos correspondientes a su uso previsto, según establezcan la normativa de control metrológico del Estado y, en su caso, las normas técnicas aplicables. Incluye la calibración y verificación, cualquier ajuste o reparación necesario, y la subsiguiente recalibración, la comparación con requisitos metrológicos del uso previsto del equipo, así como cualquier sellado y etiquetado requerido. – Cuenta de Balance Operativa u Operational Balancing Account (OBA). Cuenta en la que se acumulan cantidades de gas/GNL determinadas por la diferencia entre la cantidad total medida en el punto de conexión que corresponda y la suma de los repartos de los usuarios en dicho punto de conexión. – Medida. Proceso de determinación de la cantidad del gas/GNL que ha transitado por los puntos del sistema gasista. – Análisis. Proceso de determinación de la composición del gas/GNL que ha transitado por los puntos del sistema gasista. – Verificación. Proceso por el que se comprueba que un instrumento o sistema de medida, sometido a control metrológico legal, mantiene las características metrológicas establecidas en la reglamentación específica aplicable, antes de finalizar el período de tiempo que en ésta se encuentre establecido. – Reparación/ajuste. Acción tomada sobre un equipo de medida cuya verificación ha resultado no conforme, con objeto de convertirlo en aceptable para su utilización prevista. – Sistema Logístico de Acceso de Terceros a las Redes (SLATR). Sistema de información y comunicación entre los distintos sujetos del sistema gasista, que sirve de soporte a la gestión del ciclo completo de gas: establecimiento de garantías, contratación, programaciones y nominaciones, mediciones, repartos, balances y liquidaciones. – Revisión. Proceso de comprobación de la información enviada por parte del responsable correspondiente, que puede resultar en una modificación o no de ésta. – Reclamación. Comunicación por parte de un sujeto afectado de la no conformidad con la información comunicada, previamente enviada por el responsable correspondiente, o con la información procesada/calculada por el SLATR. – Capacidad nominal. Es la capacidad máxima de una instalación autorizada por la autoridad competente correspondiente que determinará la capacidad utilizable en operación normal, sin incluir los equipos de emergencia o reserva y sin considerar los posibles márgenes operacionales y restricciones que puedan derivarse de las características de las instalaciones a las que está conectada. – Capacidad operativa. Es la capacidad nominal de una instalación considerando los posibles márgenes operacionales y restricciones, limitaciones o congestiones físicas que puedan derivarse de las características de las instalaciones a las que está conectada. – Capacidad mínima de operación. Es la capacidad por debajo de la cual no puede utilizarse la instalación de forma continuada en el tiempo, al no estar garantizada la fiabilidad y la seguridad operativa de los equipos y de la propia instalación, ni el cumplimiento de los requisitos medioambientales. – Capacidad útil de una instalación. Es la capacidad nominal menos la capacidad mínima de operación, en caso de existir esta última. En el caso de un almacenamiento subterráneo, será la capacidad nominal menos la capacidad ocupada por el gas colchón que no puede ser extraída mediante medios mecánicos. – Capacidad disponible. Es la diferencia entre la capacidad útil y la capacidad contratada. – Capacidades de inyección y extracción de un almacenamiento subterráneo. Caudales de gas natural que consigue vehicular la instalación cuando realiza las acciones de inyectar o extraer gas, respectivamente. – Existencias útiles de un almacenamiento subterráneo. Volumen de gas contenido en la capacidad útil del almacenamiento. El gas útil es la diferencia entre las existencias totales de gas contenidas en el almacenamiento y el gas colchón. – Gas colchón de un almacenamiento subterráneo. Volumen de gas contenido en el almacenamiento que es necesario para poder extraer el gas a la presión de diseño del gasoducto al que se conecta el almacenamiento. – Indisponibilidad de una instalación. Cualquier situación de limitación total o parcial del funcionamiento de alguna instalación del sistema gasista, ya sea motivada por mantenimientos, puesta en marcha de infraestructuras, o por una emergencia, fuerza mayor, caso fortuito o cualquier otra circunstancia. – Nivel de existencias en la red de transporte o line-pack. Es la cantidad de gas almacenado en la red de transporte. – Protocolo de medida. Conjunto de procedimientos y especificaciones técnicas según las cuales se realizan las medidas y el análisis de la calidad del gas, así como, entre otros, los controles y confirmación metrológica de las instalaciones de medida. – Nivel mínimo operativo de las plantas de regasificación. Talones de planta. Volumen de GNL contenido en la capacidad mínima de operación de los tanques. – Gas de operación o autoconsumo. Gas necesario para el correcto funcionamiento de los equipos e instalaciones del sistema gasista. – Puesta en frío (Cooling Down). La operación de puesta en frío de un buque consiste en la adecuación de la temperatura y/o los niveles de los tanques del buque que permita la posterior carga, utilizando para ello el GNL almacenado en los tanques de las plantas de regasificación. – Purga de gas inerte (Gassing-up). La operación de purga de gas inerte consiste en reemplazar por gas natural la atmósfera del gas contenida en los tanques de un buque debido a su inertizado. – Demanda convencional. Es la cantidad de gas consumida por los usuarios doméstico-comerciales e industriales del sistema gasista. – Demanda eléctrica. Es la cantidad de gas consumida por las centrales de generación eléctrica. No se incluyen en este apartado las cogeneraciones, que tendrán consideración de demanda convencional. – Demanda total sistema. Es la suma de las demandas convencional y eléctrica. 1.3 Condiciones generales para el uso de las instalaciones. 1.3.1 Red de transporte. Los titulares de las infraestructuras aportarán una cantidad de gas de su propiedad con el objeto de constituir el nivel de llenado de los gasoductos o valor de referencia de existencias en la red de transporte. La cantidad aportada al nivel de llenado de los gasoductos o valor de referencia de existencias no podrá ser utilizada por los titulares de las instalaciones. El alcance y la periodicidad de las programaciones de gas necesarias para el nivel de llenado se realizará conforme a lo establecido en la Resolución de 12 de julio de 2023, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se desarrolla el procedimiento de compra de gas de operación y gas destinado a nivel mínimo de llenado. 1.3.2 Red de distribución: presiones mínimas relativas de garantía en las redes de distribución. Las presiones mínimas en los puntos de suministro en las redes de distribución del gas natural, por debajo de las cuales se considerará interrupción de suministro, son las siguientes: – 18 mbar relativos para redes de presión no superior a 0,05 bar. – 50 mbar relativos para redes de presión superior a 0,05 bar y hasta 0,4 bar. – 0,4 bar relativos para redes de presión superior a 0,4 bar y hasta 4 bar. – 3 bar relativos para redes de presión superior a 4 bar y hasta 16 bar. – 16 bar relativos para redes de presión superior a 16 bar. El operador de la red de distribución informará, de forma transparente y no discriminatoria, a los clientes con consumos superiores a 100 GWh/año y al GTS de los niveles de presión que puede garantizar en las distintas zonas de red. 1.3.3 Plantas de regasificación. Los operadores de las plantas de regasificación aportarán una cantidad de GNL de su propiedad con el objeto de constituir el nivel mínimo operativo (gas talón) de los tanques de GNL de las plantas de regasificación. La cantidad aportada al nivel mínimo de llenado permanecerá inmovilizada en el seno de plantas, sin que los operadores puedan hacer uso de ella, salvo en el caso de que la planta se vea obligada a quemar, ventear o inyectar ese gas por razones operativas, al encontrarse con un nivel de GNL en sus tanques igual al valor de sus talones. Su valor dependerá de las características constructivas de cada tanque y será acreditado por los titulares de las instalaciones en base a sus características técnicas. El alcance y la periodicidad de las programaciones de gas para el llenado del nivel mínimo operativo de los tanques de GNL se realizará conforme a lo establecido en la Resolución de 12 de julio de 2023, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se desarrolla el procedimiento de compra de gas de operación y gas destinado a nivel mínimo de llenado. 1.3.4 Almacenamientos subterráneos. Los titulares de las infraestructuras de almacenamiento subterráneo aportarán una cantidad de gas de su propiedad con el objeto de constituir el nivel mínimo operativo de los almacenamientos (gas colchón). La cantidad aportada al nivel operativo de llenado permanecerá inmovilizada en el seno del almacenamiento, sin que los titulares puedan hacer uso de ella. El alcance y la periodicidad de las programaciones de gas para el llenado del nivel mínimo operativo se realizará conforme a lo establecido en la Resolución de 12 de julio de 2023, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se desarrolla el procedimiento de compra de gas de operación y gas destinado a nivel mínimo de llenado.
32. Capítulo 2 «Medición y Calidad» 2.1 Objeto. El presente capítulo tiene como objeto desarrollar conceptos y procedimientos relacionados con la medida, el análisis de la calidad y la odorización, del gas natural y de otros gases. En este capítulo se establecen los límites de calidad y otras características del gas. Adicionalmente, se establecen los requisitos mínimos para la medida y el análisis de la calidad del gas. Asimismo, establecerá los siguientes procedimientos y métodos estándares: – Procedimiento de cálculo para medida y análisis. – Procedimiento en caso de anomalías en los equipos de medida y de análisis. – Procedimiento de confirmación metrológica de los equipos de medida y de análisis. – Procedimiento de precintado de los equipos de medida y de análisis. – Procedimiento para realizar las regularizaciones. – Procedimiento de mantenimiento de los equipos y sistemas de medida y de análisis. Dichos procedimientos determinarán la cantidad y calidad de los flujos de gas en todos los puntos del sistema gasista en que sea legalmente preceptivo o se considere necesario, a fin de efectuar de forma precisa y correcta las siguientes funciones y actividades: – La supervisión y gestión eficiente y transparente de control integral de la operación del sistema gasista. – Los repartos y balances a los que se refiere la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos. – La facturación de las entregas de gas efectuadas entre los sujetos que operan en el sistema. – La facturación de los suministros efectuados a consumidores por parte de comercializadores. – La facturación de los servicios de ATR (acceso de terceros a las instalaciones gasistas) prestados por los titulares de las instalaciones a los usuarios. Con este fin, el alcance de este capítulo se hace extensivo a todos aquellos aspectos exigibles a los equipos y procedimientos de medida y de análisis, así como a aquellos relacionados con el control metrológico establecido en el Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, por el que se desarrolla la Ley 32/2014, de 22 de diciembre, de Metrología, y la Orden ICT/155/2020, de 7 de febrero, por la que se regula el control metrológico del Estado de determinados instrumentos de medida. En caso de no existir legislación específica al respecto se cumplirá con la norma UNE, ISO o internacionalmente aceptada correspondiente. Las referencias a normas que se realicen en el presente reglamento se entenderá sin perjuicio del reconocimiento de las normas correspondientes admitidas por los Estados miembros de la Unión Europea, o por los países miembros de la Asociación Europea de Libre Comercio, firmantes del Acuerdo sobre el Espacio Económico Europeo, siempre que las mismas supongan un nivel de seguridad de las personas, los bienes o el medio ambiente equivalente, al menos, al que proporcionan aquellas, de acuerdo con lo dispuesto en el Reglamento (UE) 2019/515 del Parlamento Europeo y del Consejo, de 19 de marzo de 2019, relativo al reconocimiento mutuo de mercancías comercializadas legalmente en otro Estado miembro y por el que se deroga el Reglamento (CE) núm. 764/
33. Para el necesario seguimiento, se realizarán medidas y análisis para determinar la cantidad y calidad del gas transportado, regasificado, descargado, distribuido o almacenado en las instalaciones, debiéndose mantener un registro de las medidas y los análisis durante cuatro años. 2.2 Glosario. Se consideran las definiciones recogidas en el capítulo 1 y, en lo referente al control metrológico, las contenidas en el Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, y en la Orden ICT/155/2020, de 7 de febrero. Las unidades de medida empleadas son: – La unidad volumétrica para GNL será el m³ de GNL. – La unidad volumétrica para fase gaseosa será el m³(N), en condiciones normales de presión y temperatura. – La unidad energética será el kWh. – La unidad másica será el kg. – Las capacidades de entrada y salida se expresarán en kWh/h, kWh/día, m³ de GNL/h, m³(N)/h, m³(N)/día, millardos de m³(N)/año (bcm/año) y kg/h. – La capacidad de almacenamiento se expresará en kWh o m³(N) y la cantidad almacenada en kWh o m³(N). – La unidad de presión es el bar. – La unidad de temperatura es el °C. – Las condiciones de referencia se establecen en 0 °C y 1,01325 bar. – Para las características de índice de Wobbe, PCS, densidad relativa al aire y densidad, se utilizará la nomenclatura y símbolos marcados en la norma UNE-EN ISO 6976:2017: Gas natural. Cálculo del poder calorífico, densidad, densidad relativa e índice de Wobbe a partir de la composición. Estas unidades serán de uso obligatorio para todos los procesos asociados a la medida y al análisis de la calidad. La pureza del hidrógeno se establecerá en % mol, en base seca y/o en condiciones actuales de entrada en la red o en las condiciones de referencia. 2.3 Condiciones generales. Todas las obligaciones y responsabilidades asociadas al correcto funcionamiento y control metrológico de los equipos e instalaciones de medida, análisis y odorización, así como aquellas relacionadas con su mantenimiento, reparación y/o sustitución, en su caso, junto con la seguridad exigible para los equipos e instalaciones involucradas, según lo establecido en la normativa vigente, corresponderán y serán asumidas por los titulares de estos, salvo disposición normativa contraria. 2.3.1 Criterios generales relativos a los sistemas y procedimientos de medida y de análisis. Los criterios generales que reglarán cualquier sistema y procedimiento de medida y de análisis que se desarrolle serán los siguientes: – La instalación de medida contará con los equipos necesarios para la correcta medida y, en su caso, el correcto análisis de la calidad del gas entregado. – Por lo general, las instalaciones de medida no dispondrán de equipos para la determinación de la calidad del gas. En este caso, los parámetros necesarios para establecer la calidad se obtendrán de otro punto del sistema, aceptado por los sujetos involucrados, que sí disponga de este tipo de equipos, que esté recibiendo gas de calidad igual o similar y que cuente con los equipos pertinentes. – Sólo serán válidos los equipos y procedimientos de medida y de análisis que estén expresamente referenciados en este capítulo o, en su defecto, que estén acordados entre las partes. – Para efectuar la conversión de la unidad de medida de los contadores volumétricos que carezcan de equipo de conversión, m³, a la unidad de medida aplicada en tarifas y peajes, kWh, se utilizará un coeficiente que deberá tener en cuenta las condiciones de medida del punto de suministro y el poder calorífico superior (PCS) en fase gas en condiciones de referencia. A estos efectos, el GTS deberá comunicar diariamente a los distribuidores y comercializadoras los coeficientes a aplicar a los consumidores en las distintas zonas geográficas, así como su justificación. El GTS publicará en su portal de internet la información del PCS y factores de conversión y corrección aplicables a cada municipio. – En relación con la instalación de los equipos de medida, su mantenimiento y cualquier operación relacionada con ellos, se respetará en todo momento la normativa de seguridad aplicable, así como la correspondiente y exigible a las instalaciones en que tales equipos estuviesen situados. – Los sistemas y equipos de medida y de análisis de calidad estarán sujetos a las verificaciones establecidas por la legislación de control metrológico para comprobar que sus características metrológicas se mantienen dentro de los niveles de exactitud y fiabilidad establecidos. En caso de que no exista legislación al respecto y que no se contemple en el presente capítulo, siempre se deberá acordar entre los sujetos interconectados el alcance y frecuencia de las verificaciones. – Las instalaciones de medida dotadas de un sistema de telemedida permitirán la visualización de los parámetros de entrega de gas en campo y desde el centro gestor de telemedida del distribuidor y/o transportista que entrega gas a esas instalaciones. – Para la determinación de las cantidades y calidades finales entregadas, confirmación metrológica de los sistemas de medida o cualquier otra comprobación que pudiera acordarse, los sujetos del sistema podrán designar representantes, que actuarán en nombre de sus correspondientes empresas, de acuerdo con lo establecido en la normativa técnica correspondiente. – Los sujetos afectados notificarán, de forma escrita, a los restantes sujetos implicados la designación de sus representantes o aquello que se establezca en caso de que los representantes no puedan cumplir con los deberes de la normativa técnica correspondiente. Cualquier cambio de representante deberá ser notificado al resto de los sujetos implicados de forma escrita. – Cualquier modificación de los procedimientos de cálculo y control de la cantidad y calidad del gas o de la composición de las botellas patrón, así como la sustitución de algún equipo de medida y calidad, será acordada entre las partes afectadas por la medida. – Sólo serán válidos los procedimientos y equipos de medida y de análisis de calidad que estuvieran expresamente referenciados en este capítulo. En el caso de que aparezcan nuevos procedimientos, normas o equipos de medida o de análisis de calidad de gas, que proporcionen mayor fiabilidad, precisión o rapidez y sean económicamente rentables, el titular de la instalación de medida y el resto de las partes (incluyendo el GTS) podrán acordar la posibilidad de utilizar estos procedimientos, normas o equipos de medida, o de sustituir a los ya utilizados. 2.3.2 Condiciones generales de recepción, entrega y calidad de gas. Las reglas, procedimientos o acuerdos recogidos en los manuales para la recepción, entrega y calidad de gas en los puntos del sistema gasista, cuando proceda, en los aspectos que no sean regulados por la normativa vigente, se regirán por las condiciones siguientes: – El gas introducido por los puntos de entrada del sistema gasista deberá cumplir con las especificaciones de calidad determinadas en este capítulo. – El operador de instalaciones no tendrá la obligación de entregar al usuario en los puntos de salida exactamente las mismas características de gas natural que dicho usuario haya introducido por los puntos de entrada, siempre que el gas cumpla con las especificaciones de calidad establecidas en este capítulo y se entregue la cantidad acordada en términos de energía. – El gas introducido por los usuarios en el sistema gasista se mantendrá indiferenciado con el resto de gas que en cada momento se encuentre en las instalaciones del sistema gasista. – Los operadores deberán informar al GTS y a todos los operadores y usuarios afectados, tan pronto como sea posible, de cualquier deficiencia en la calidad del gas, estimando la duración posible del incumplimiento y realizando las correcciones necesarias para que el gas cumpla con las especificaciones. 2.3.3 Condiciones generales para la medida y para la telemedida. El titular de la instalación de medida deberá disponer de los equipos de telemedida correspondientes cuando su nivel de consumo o características de la red a la que se encuentre conectado lo haga necesario según el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de gas natural. Los equipos de telemedida deberán ser compatibles con los sistemas de gestión de telemedida del distribuidor y/o transportista, permitiendo la transmisión de datos al mismo. En los casos en que el Real Decreto 1434/2002, de 27 de diciembre, lo determine, para efectuar la puesta en servicio de las instalaciones en los nuevos puntos de suministro será imprescindible disponer de un sistema de telemedida y las instalaciones auxiliares necesarias. 2.3.4 Derecho de acceso a las instalaciones de medida y su comprobación. En los PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo), PCDG y en los puntos de suministro, el titular de la instalación deberá permitir el acceso in situ a los equipos de medida y de análisis a la otra parte implicada, tras la previa concertación de la visita. La parte implicada que no sea titular de los equipos de medida y de análisis de calidad tendrá el derecho de realizar comprobaciones periódicas, tales como, por ejemplo: la toma de lecturas, visitas de comprobación de elementos de medida y el estado de los elementos precintables de los sistemas de medida. De igual forma podrá solicitar de forma puntual los valores horarios necesarios para realizar comprobaciones de los totalizadores del volumen medido a las condiciones de trabajo, volumen a condiciones de referencia y energía, así como los valores de las variables de presión y temperatura, la composición del gas y características asociadas (PCS, densidad, índice de Wobbe) siempre que estén disponibles en los equipos de medida asociados. Se considerarán partes implicadas: – En los puntos de conexión: ● los titulares de las instalaciones aguas arriba y aguas abajo, ● el GTS, ● los productores de otros gases, ● los comercializadores titulares del gas vehiculado. – En los puntos de suministro: ● el consumidor, ● el titular de la red a la que está conectado, ● el transportista o distribuidor aguas arriba, cuando sus balances puedan verse afectados por la medida del consumidor, y ● los comercializadores que suministren, ● el GTS se considerará parte implicada de un punto de suministro cuando se trate de un consumidor que pueda condicionar con su comportamiento la operación normal de la red a la que está conectado. 2.3.5 Derecho de acceso a la información de la telemedida. El GTS dispondrá de acceso continuo a la telemedida de todos los puntos de salida de la red básica, así como de todos los puntos de inyección de otros gases, tanto en redes de transporte como de distribución. Este acceso no supondrá ningún coste para los usuarios. El GTS recibirá diariamente las señales de telemedida de los consumidores que puedan condicionar con su comportamiento la operación normal de la red a la que están conectados, bien de forma directa o bien a través del distribuidor o transportista. Asimismo, los distribuidores recibirán en su centro gestor de telemedida los datos de telemedida de los puntos de suministro de aquellos consumidores que dispongan de ella. Estos datos serán puestos a disposición de los agentes participantes (comercializadores, transportistas y GTS) de acuerdo con lo establecido en la Resolución de la CNMC, de 10 de noviembre de 2022, por la que se establece la Normativa de Gestión Técnica del Sistema sobre programaciones, nominaciones, repartos, balances, la gestión y uso de las conexiones internacionales y los autoconsumos. 2.3.6 Derecho a instalar telemedida en los equipos de medida de los puntos de conexión. En los PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo), PCDG y en los puntos de suministro, que puedan tener incidencia en la operación de la red, o cuando pueda ser necesario para la realización de los balances, el titular de la instalación deberá permitir a la otra parte la instalación de telemedida en el equipo de medida. El coste de la instalación la asumirá la parte que instale el equipo. 2.3.7 Disposiciones normativas y normas aplicables en medida, calidad y odorización de gas. El GTS publicará y mantendrá actualizado en su portal de internet un listado de disposiciones normativas y normas en vigor, aplicables a la medida, calidad y odorización de gas y sus equipos, habilitando la descarga de aquellos documentos que sean de acceso libre y gratuito. El listado incluirá, al menos: – El extracto de las disposiciones de la normativa sectorial relativas a la lectura y medida, así como al proceso de regularización de las medidas. – La normativa metrológica legal española y normas UNE-EN aplicables a los diferentes equipos: contadores, conversores, computadores de caudal, cromatógrafos, analizadores de composición, etc. – La normativa española y normas UNE-EN que permitan determinar el tamaño del contador para los puntos de suministro, de acuerdo con el punto 2.4.5.4 de este capítulo. – Las normas UNE, ISO o internacionalmente aceptadas para determinar la calidad del gas al objeto de comprobar si cumple con las especificaciones recogidas en el apartado 2.5 de este capítulo. – Las normas UNE, ISO o internacionalmente aceptadas que establezcan los procedimientos de medida y cálculo aplicables de acuerdo con el apartado 2.6 de este capítulo. – La altitud en metros de los municipios utilizada para el cálculo del factor de conversión por presión (Kp), así como el organismo oficial de estadística competente que lo publique. Al objeto de difundir y facilitar la información anterior a los consumidores, tanto los distribuidores como los comercializadores deberán publicar en sus portales de internet una reproducción del contenido de la página del GTS o un vínculo a esta. 2.3.8 Manuales de operación y protocolos de medida. Los manuales de operación y/o protocolos de medida que los titulares de las instalaciones del sistema gasista establezcan con otros titulares de instalaciones adyacentes o con consumidores, serán consistentes con lo indicado en este capítulo, sin perjuicio de que se puedan acordar otros aspectos no regulados entre las partes. Los transportistas y distribuidores publicarán en sus portales de internet los manuales de operación y de protocolos de medida que utilicen. 2.4 Equipos de medida y de análisis de la calidad del gas. En los PCAS, PCPR, PCY, PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo), PCTG, PCDG y en los puntos de suministro, los equipos de medida y de análisis deberán ser sometidos a las obligaciones de control metrológico derivadas del Real Decreto 244/2016, de 3 de junio, y de sus normas de desarrollo, así como de toda aquella normativa que aplique a otros gases. En todos los casos, será imprescindible disponer del certificado de conformidad previo a la instalación del equipo de medida o de análisis, según lo establecido en la normativa metrológica nacional vigente. Las partes implicadas, de acuerdo con la definición incluida en el apartado 2.3.4, tendrán derecho a constatar documentalmente que la instalación y el equipo medida o de análisis disponen de la oportuna certificación de conformidad metrológica, tras la previa concertación de una visita con el titular de estos. Aquellos sistemas de medida que estuvieran operando con anterioridad a la entrada en vigor de esta orden, y cuyos esquemas no se ajusten a lo establecido en este capítulo, deberán cumplir la normativa vigente en el momento de su puesta en marcha y podrán seguir siendo utilizados hasta el fin de su vida útil, o hasta su modificación, sin perjuicio de lo dispuesto en los párrafos anteriores. 2.4.1 Titularidad. En los PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo) y en los puntos de suministro, la titularidad del equipo de medida y del equipo de análisis de calidad, en su caso, vendrá determinada por la normativa vigente o, en su defecto, por los acuerdos alcanzados por las partes afectadas. En los PCTG y PCDG, el equipo de medida y el equipo de análisis de calidad serán propiedad del titular de la red, transportista o distribuidor, a la que se conecte el productor, salvo acuerdo entre las partes. El gas deberá ser entregado por el productor a la presión de diseño de la red, o, en su defecto, a la indicada por el transportista/distribuidor, y con una calidad dentro de las especificaciones establecidas en el presente capítulo. 2.4.2 Puntos del sistema gasista que deben poseer equipos de medida. En los PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCDB, PCCC, PCTT (en ambos sentidos de flujo), PCTD (en ambos sentidos de flujo), PCDD (en ambos sentidos de flujo), PCTG, PCDG y en los puntos de suministro, se deberá disponer de equipos de medida. 2.4.3 Puntos del sistema gasista que deben poseer equipos de análisis de calidad. Las instalaciones de medida de los siguientes puntos deben contar con analizadores de composición, que determinen, entre otros, PCS y densidad: – PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCDB y PCCC. – PCTG y PCDG. En estos puntos, el PCS y la densidad, entre otros, podrán ser determinados por el transportista o distribuidor titular de la red a partir de la información de la calidad de gas dada por los equipos analizadores de composición de la planta de producción de otros gases. En los casos en los que se produzca una mezcla previa a la inyección a la red, el transportista o distribuidor titular de la red deberá disponer de los equipos de análisis de calidad de gas necesarios para determinar el PCS y la densidad del gas que se inyecta en la red. – Puntos donde se pueda alterar la composición del gas o que por su representatividad sean precisos para la determinación de la composición. Estos puntos se denominarán puntos singulares de análisis de la calidad del gas del sistema y serán determinados por el GTS. – Puntos de suministro que puedan condicionar la operación normal de la red a la que estén conectados de acuerdo con la definición incluida en el capítulo
34. 2.4.4 Puntos del sistema gasista cuyos equipos de medida y de análisis deben contar con telemedida. Los equipos de medida y, en su caso, de calidad de los siguientes puntos de conexión deberán contar con telemedida digital: – PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTD (en ambos sentidos de flujo) y PCDG. – Puntos de suministro a consumidores que puedan condicionar la operación normal de la red a la que estén conectados, de acuerdo con la definición incluida en el capítulo 1, o de cualquier otro consumidor que esté obligado a disponer de telemedida de acuerdo con la legislación en vigor. 2.4.5 Características y especificaciones técnicas de los equipos de medida. El diseño de las estaciones de medida contemplará que los contadores estén dimensionados para trabajar en márgenes de caudal situados entre el 60 % y el 85 % del caudal máximo del contador. El dimensionamiento maximizará el tiempo de operación por encima del caudal de transición (Qt), entendiéndose por tal aquel valor del caudal situado entre el caudal mínimo y máximo y en el que el intervalo de caudal se divide en dos zonas, la «zona superior» y la «zona inferior». A cada zona corresponderá un error máximo permitido característico. Los titulares de equipos de medida ya instalados que no cumplan las características indicadas en este apartado deberán presentar a la Secretaría de Estado de Energía, en un plazo de 6 meses desde la entrega vigor de esta orden, un plan para sustituir o adaptar sus equipos, incluyendo plazos justificados de implantación. Estos planes deberán ser comunicados al GTS y publicarse en el SLATR. 2.4.5.1 PCCC. En cada punto de carga de cisternas/contenedores de GNL, el titular de la planta de regasificación deberá disponer de una báscula de las siguientes características: – Rango: 60 toneladas. – Escala de lectura: 20 kg. – Precisión: no inferior al 0,2 % del valor leído. La báscula y el resto de los equipos utilizados para la medida, como los analizadores de composición o los medidores de flujo (másicos o volumétricos), en caso de estar disponibles, estarán sometidos al control metrológico legal que sea de aplicación, tanto en su puesta en servicio como en las verificaciones periódicas y después de su reparación o modificación, a fin de garantizar su exactitud dentro de los rangos establecidos. 2.4.5.2 PCI, PCAS, PCPR, PCY, PCTG, PCTT, PCLD, PCTD, PCDG y PCDB: En estos puntos cada línea principal de la instalación de medida constará de los siguientes elementos: – Un contador de gas que haya superado la evaluación de conformidad metrológica establecida en la Unión Europea, que cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación y sea de dinámica adecuada para cubrir el rango de caudales que circulen por él. El contador estará equipado con un emisor de pulsos y/o un puerto de comunicaciones, para su comunicación con el conversor de volumen/computador de caudal. – Un conversor de volumen tipo PTZ/computador de caudal que haya superado la evaluación de conformidad metrológica establecida en la Unión Europea y que cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación, con transmisor de presión absoluta y temperatura asociados para medida volumétrica, siendo el conjunto de clase 0,5 según la norma UNE correspondiente. – Una línea auxiliar de medida equivalente a la principal. Desde el punto de vista de las condiciones de operación también debe mantener la equivalencia en cuanto a presión regulada cuando esté en emisión. A lo largo del año de gas, tanto la línea principal como la línea auxiliar deberán ser empleadas en períodos de tiempo de duración suficiente para asegurar que ambas líneas estén disponibles en cualquier momento en caso de fallo de la otra y, además, para posibilitar la detección de errores de calibrado de los equipos que permitan reducir las mermas de las instalaciones. Se podrá disponer de líneas adicionales de diferente tamaño en el supuesto que la variación de consumos así lo aconseje. En el caso de que se superen los umbrales de consumo previstos en el apartado 2.4.5.5 para la figura IV, estas líneas adicionales que puedan instalarse para adecuarse a las variaciones de la demanda deberán disponer de su correspondiente línea auxiliar. Las instalaciones de medida deberán disponer de una unidad remota, de acuerdo con las especificaciones definidas por el titular que le permita disponer de los datos de medida y de calidad del gas (en caso de que existan) en sus centros de gestión de las telemedidas, y de acuerdo con la legislación vigente. 2.4.5.3 PCDD. Los sistemas de medida en los puntos de conexión entre distribuidores, independientemente de su presión de contaje, deberán operar en el rango de caudales establecido por el fabricante, disponiendo de doble línea de medida cuando el consumo de verano e invierno así lo aconseje. En el caso de que la instalación no tenga doble línea de contaje, ésta deberá 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 estará preparado para medir en ambas direcciones. La composición de cada una de las líneas que compongan la instalación de medida dependerá de su capacidad, expresada en caudal horario nominal, y de la presión de contaje. – En sistemas de medida con presiones de contaje superiores a 4 bar, las instalaciones constarán de los mismos elementos que se indican en el apartado 2.4.4.
35. – En sistemas de medida con presiones de contaje menores o iguales a 4 bar, las instalaciones constarán de: ● Un contador de gas que haya superado la evaluación de conformidad metrológica establecida en la Unión Europea, que cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación y de dinámica adecuada para cubrir el rango de caudales que circulen. ● Un conversor de volumen tipo PT o PTZ, que haya superado la evaluación de conformidad metrológica establecida en la Unión Europea y cumpla con las normas UNE-EN que le sean de aplicación. El tipo de conversor acordará entre las partes, caso por caso, y quedará reflejado en un protocolo firmado, donde se definirán los derechos y obligaciones respectivos. 2.4.5.4 Puntos de suministro. La configuración y elementos constitutivos de los sistemas de medida en estos puntos se determinará en función del consumo horario máximo, medido en kWh en las condiciones de referencia del sistema gasista, y en función del consumo anual, según se indica en las siguientes tablas y en los esquemas de sistemas de medida definidos en el apartado 2.4.5.5 El diseño del sistema de medida deberá asegurar que el contador elegido cubra en todo momento el rango de caudales que circule por él, incluido el caudal horario mínimo, de acuerdo con lo que establecido en la norma UNE 60620:2021: Instalaciones receptoras de gas natural suministradas a una presión máxima de operación (MOP) superior a 5 bar. Tabla
36. Sistemas de medida para presiones de medida > 0,4 bar Consumo horario máximo – (C) [kWh] Consumo anual – (GWh) < 10 ≥ 10 y <100 ≥ 100 y < 150 ≥ 150 C < 150*Fc Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. 150*Fc ≤ C < 350*Fc Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. 350*Fc ≤ C < 600*Fc Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. 600*Fc ≤ C < 3500*Fc Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PTZ. Fig IV con conversor PTZ. 3500*Fc ≤ C < 6500*Fc Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PTZ. Fig IV con conversor PTZ. Fig IV con conversor PTZ. C ≥ 6500*Fc Fig IV con conversor PTZ. Fig IV con conversor PTZ. Fig IV con conversor PTZ. Fig IV con conversor PTZ. Fc será un valor fijo de 11,63 kWh/Nm
37. Tabla
38. Sistemas de medida para presiones de medida ≤ 0,4 bar Consumo horario máximo – (C) [kWh] Consumo anual (GWh) < 2 ≥ 2 y <5 ≥ 5 y <10 ≥ 10 y <100 ≥ 100 C < 150*Fc. Fig I. Fig I. Fig I. Fig I. Fig I. 150*Fc ≤ C < 350*Fc. Fig I. Fig II. Fig II. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. 350*Fc ≤ C < 600*Fc. Fig I. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. C ≥ 600*Fc. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fig III con conversor PT. Fc será un valor fijo de 11,63 kWh/Nm
39. En las instalaciones de medida con esquemas I y II, la corrección se efectuará mediante el factor de conversión fijo resultante de aplicar lo dispuesto en el epígrafe 2.6.
40. 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), deberán pasar a disponer del esquema II. Para los conjuntos de regulación y medida de los tipos A-6, A-10-B y A-10-U recogidos en la norma UNE 60404-1:2015: Combustibles gaseosos. Conjuntos de regulación de presión y/o medida, con presión máxima de operación (MOP) inferior o igual a 5 bar. Parte 1: Conjuntos para empotrar, adosar o situar en recintos con caudal nominal equivalente inferior o igual a 100 m³(n)/h de gas natural, el sistema de medida deberá cumplir los requisitos de diseño y funcionamiento establecidos en dicha norma, no siendo de aplicación los requisitos de este apartado. En los siguientes casos el titular de la instalación de medida deberá poner en marcha un plan de adecuación donde la medida del gas se realizará mediante un sistema de conmutación en paralelo que cubra las variaciones de caudal o bien se deberán independizar los consumos. El plan de adecuación deberá ser previamente aprobado por el operador de la red y el comercializador correspondiente: a) cuando el consumidor presente variaciones de consumo que imposibiliten que un sistema de medida con un solo contador cubra con su extensión de medida las citadas variaciones, b) cuando el consumidor contrate un suministro superior al que tenía, que conlleve un cambio en la tipología de la instalación de contaje existente, c) cuando se detecte que el consumidor ha bajado su consumo de forma que conlleve un cambio de equipos en la instalación de contaje existente (por no cumplir lo establecido al inicio del apartado 2.4.5). Los operadores de redes deberán comunicar a los consumidores conectados, que estén obligados a disponer de telemedida en sus instalaciones de medida, los protocolos de comunicación que permitan recibir dicha información en su centro gestor de telemedidas. 2.4.5.5 Esquemas de los sistemas de medida para puntos de suministro. Figura I
41. Válvula de cierre.
42. Válvula de 3 vías con toma de ¼” para manómetro patrón de contrastación.
43. Manómetro adecuado a la presión de trabajo (*).
44. Contador.
45. Toma de presión débil calibre (PC<150 mbar). Figura II
46. Válvula de cierre.
47. Válvula de 3 vías con toma de ¼» para manómetro patrón.
48. Manómetro adecuado a la presión de trabajo (*).
49. Contador.
50. Termómetro.
51. Disco en ocho. Figura III
52. Válvula de cierre.
53. Válvula de 3 vías con toma de ¼” para manómetro pat.
54. Manómetro adecuado a la presión de trabajo (*).
55. Contador.
56. Termómetro.
57. Disco en ocho.
58. Conversor electrónico de volumen.
59. Sonda de temperatura.
60. Transmisor de presión (puede ir incorporado dentro del CR).
61. Toma de presión de ¼» con válvula precintable para contrastaciones. Figura IV
62. Válvula de cierre.
63. Válvula de 3 vías con toma de ¼” para manómetro patrón.
64. Manómetro adecuado a la presión de trabajo (*).
65. Contador.
66. Termómetro.
67. Disco en ocho.
68. Conversor electrónico de volumen.
69. Sonda de temperatura.
70. Transmisor de presión.
71. Toma de presión de ¼” con válvula precintable para contrastaciones. (*) En función de la casuística existente y de la presión de trabajo del contador (Pr), se utilizarán los siguientes tipos de manómetros: Pr ≤ 0.08 bar esfera de ф 80-100 mm y clase 1.6 o bien esfera de ф 100 mm y clase
72. 0.08 bar < Pr ≤ 0.4 bar esfera de ф 100 mm y clase 1 o bien esfera de ф 150-160 mm y clase 0.
73. Pr > 0.4 bar esfera de ф 150-160 mm y clase 0.
74. 2.4.6 Características y especificaciones técnicas de los equipos de análisis de calidad. Los equipos de determinación de la calidad del gas, bien físicos o por cálculo dinámico de acuerdo con la norma UNE-EN ISO 15112:2020: Gas natural. Determinación de la energía, deberán disponer de la evaluación de la conformidad metrológica otorgada por la autoridad competente de la Unión Europea, ser digitales, estar dotados de registros horarios y diarios, poseer una capacidad de almacenamiento mínimo de 31 días y poder facilitar, al menos, la siguiente información mediante análisis continuo del flujo de gas: – Porcentajes molares de cada uno de los siguientes componentes: nitrógeno, dióxido de carbono, metano, etano, propano, iso-butano, n-butano, n-pentano, iso-pentano, fracción C6+. – Poder calorífico inferior (PCI) y poder calorífico superior (PCS) en kWh/Nm3 (en condiciones de referencia). – Densidad del gas relativa al aire (G). – Índice de Wobbe superior (WG) en kWh/Nm3 (en condiciones de referencia). Además de lo anterior, en los PCTG, PCDG y en aquellos puntos en los que el GTS estime que sean representativos, se facilitarán también los porcentajes molares de oxígeno e hidrógeno y punto de rocío de agua del gas inyectado. En los PCTG y PCDG donde, debido al proceso de producción del gas, resulte imposible la presencia de ciertas fracciones superiores de hidrocarburos se podrá prescindir de estos parámetros en los equipos de análisis de calidad. Estos cálculos se realizarán conforme a la norma UNE correspondiente. El cálculo del PCS del gas en base volumétrica se expresará como Hs [t1, p1, V(t2, p2)] en las condiciones de referencia [0 °C, V (0 °C, 1,01325 bar)]. En las conexiones internacionales por gasoducto con Europa, para el cálculo del PCS del gas se utilizará lo dispuesto en la normativa de aplicación en vigor. Los titulares de equipos de análisis de calidad ya instalados que no cumplan las características indicadas, deberán presentar a la Secretaría de Estado de Energía y al GTS, en un plazo de 6 meses desde la entrada vigor de esta orden, un plan para sustituir o adaptar sus equipos, incluyendo plazos justificados de implantación. Este plan se publicará en el SLATR. 2.5 Análisis de la calidad del gas. 2.5.1 Responsabilidad de los agentes. 2.5.1.1 Control periódico de los equipos y sistemas de análisis. En los puntos donde, conforme con el subapartado 2.4.3, sea necesario la instalación de un equipo de análisis de calidad de gas, el titular del equipo realizará controles periódicos para comprobar su correcto funcionamiento y enviará al GTS una descripción detallada de las incidencias detectadas, junto con los resultados obtenidos en el caso de aplicación de medidas correctoras. El GTS supervisará la realización de estos controles y emitirá un informe anual señalando, para cada titular e instalación, un resumen de las incidencias detectadas en el año, agrupándolas por tipos homogéneos, con detalle de cada incidencia detectada acompañada de una valoración de su impacto en la medida, así como de las medidas correctoras aplicadas o que se deben aplicar. Cada uno de los titulares de los equipos recibirán la parte del informe referida a ellos, y la totalidad del informe podrá ser solicitado por la CNMC y por la Dirección General de Política Energética y Minas. Los titulares de las instalaciones de análisis de calidad del gas están obligados a almacenar los resultados de los controles y análisis realizados. 2.5.1.2 Calidad del gas. Los usuarios que introduzcan gas en el sistema gasista serán los responsables de su calidad y del cumplimiento de las especificaciones recogidas en este capítulo. Los titulares de las plantas de producción de otros gases deberán justificar que el gas inyectado en la red cumple las especificaciones establecidas en este capítulo para su inyección en la red de transporte o distribución mediante medida en continuo o tomas de muestras periódicas, según corresponda. En los PCTG y PCDG, en los que el gas requiera de una mezcla previa a la inyección en el sistema gasista y ésta sea realizada por el transportista o distribuidor titular de la instalación en la que se inyecta, el GTS será el responsable de supervisar que el flujo de gas que discurre por la red existente cumpla con las especificaciones de calidad dispuestas en este capítulo. Para ello el GTS recibirá las señales necesarias por parte de los titulares de las instalaciones y les informará en caso de incumplimiento. El GTS, en colaboración con los operadores de las instalaciones, elaborará un procedimiento de supervisión disponible en su portal de internet. Adicionalmente, la inyección de gases producidos mediante procesos de digestión microbiana estará supeditada a la evaluación por parte de los titulares de las plantas de producción y acreditada por un tercero independiente, de la inexistencia de riesgo para la salud de las personas o para la integridad de las instalaciones o aparatos de consumo, por parte de microorganismos u otros componentes minoritarios. El titular de la planta de producción de otros gases justificará al operador de la red y al usuario que el gas cumple con las especificaciones de calidad recogidas en la normativa vigente, relativas a los componentes diferentes al hidrógeno que no dispongan de una medida en continuo de acuerdo con lo establecido en el apartado 2.5.2, con la periodicidad y analíticas establecidas en la siguiente tabla: Periodicidad Observaciones Antes de la puesta en marcha. Quincenal/mensual. Se requieren 3 analíticas válidas consecutivas en un plazo de 48 horas, para empezar la inyección. Primer año. Mensual. En caso de que se detecte algún incumplimiento se recuperará la periodicidad mensual hasta obtener 3 analíticas válidas consecutivas en un plazo de 48 horas. Resto años. Cuatrimestral. El titular del punto de entrada deberá hacer el seguimiento de las especificaciones de calidad del gas 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. En cualquier caso, será responsabilidad de los usuarios que introduzcan gas en el sistema gasista informar al titular del punto de entrada y al GTS de cualquier deficiencia de la calidad de gas, estimando la duración posible del incumplimiento. En los PCTG y PCDG esta comunicación al GTS y a todos los sujetos afectados se efectuará si la deficiencia tiene una afección relevante para el sistema a criterio del operador correspondiente. En caso de duda se deberá informar al GTS. En cualquier caso, el GTS podrá 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 titular de la instalación sea avisado o compruebe que va a recibir o está recibiendo gas fuera de las especificaciones de calidad establecidas, actuará de la siguiente forma:
75. Las plantas de regasificación podrán aceptar total o parcialmente el GNL o el gas de retorno del buque, siempre que se respeten los criterios de fiabilidad y seguridad del sistema gasista y de la propia seguridad e integridad de la planta de regasificación, es decir, el gas que se introduzca en el sistema de transporte y distribución sí deberá cumplir las especificaciones de calidad. En este caso, el solicitante de la operación contratada pagará al transportista los costes, debidamente justificados, incurridos por éste con motivo de la aceptación del gas natural fuera de especificaciones o de su gestión adecuada en la planta de regasificación.
76. En el caso de redes de transporte, podrá rechazar total o parcialmente el gas fuera de especificaciones.
77. En el caso de redes de distribución, rechazará el gas fuera de especificaciones. El gas entregado al consumidor sea cual fuera su origen, no contendrá partículas de polvo u otras impurezas en cantidades tales que pudieran perjudicar la salud de los consumidores o dañar sus instalaciones. 2.5.2 Especificaciones de calidad del gas. 2.5.2.1 Especificaciones del gas natural. El gas natural que se introduzca en el sistema gasista, así como el gas de retorno a los buques, cumplirá las siguientes especificaciones: Tabla 3 Propiedad (*) Unidad Mínimo Máximo Índice 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 O
78. % mol – 0,01 CO
79. % mol – 2,5 H2O (Punto de rocío). °C a 70 bar – + 2 HC (Punto de rocío) (**). °C a 1-70 bar – + 5 Polvo/Partículas. – Técnicamente puro (*) Tabla expresada en las siguientes condiciones de referencia: [0 °C, V (0 °C, 1,01325 bar)]. (**) El GNL tiene un punto de rocío de HC muy inferior a los valores límite, por lo que no se realiza su medida. El gas natural vehiculado en una conexión internacional respetará el porcentaje máximo de hidrógeno aprobado en la normativa europea de aplicación, salvo acuerdo previo entre los sujetos afectados. 2.5.2.2 Especificaciones del biometano. En los PCTG y PCDG, el biometano que se inyecte cumplirá las siguientes especificaciones: Tabla 4 Propiedad (*) Unidad Mínimo Máximo Índice 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 O
80. mol % – 0,01