Artículo 4. Parámetros a medir y unidades de medida.

Texto consolidado

1. Los dispositivos de medición deberán facilitar información precisa del volumen, de la densidad, de la presión y temperatura de línea, de la composición y del poder calorífico de los hidrocarburos producidos así como de cualquier otro parámetro para realizar el cálculo de dicho volumen o que sea significativo para determinar su valor normal de mercado.

En el caso de que la producción de gas natural en el ámbito de la concesión sea inferior a 5.000.000 m3 en las condiciones a que hace referencia el apartado 3, no será necesario que los dispositivos de medición faciliten la composición y el poder calorífico del gas natural producido, si bien dicho gas será objeto de la toma de muestras y análisis a que hace referencia el artículo 9 de esta orden.

2. Los resultados de las mediciones deberán estar expresadas en unidades pertenecientes al Sistema Internacional de Unidades (SI), de conformidad con lo establecido en el Real Decreto 2032/2009, de 30 de diciembre, por el que se establecen las unidades legales de medida o norma que sustituya.

No obstante lo anterior, el volumen de petróleo crudo y condensados se expresará en barriles de 0,15899 m3.

3. Las mediciones estarán referidas a cero grados Celsius de temperatura y 100 kilopascales de presión. Cuando en aplicación del párrafo anterior resulte necesaria la aplicación de factores de conversión, se dará cuenta del procedimiento de cálculo aplicado y será objeto de validación por el auditor técnico independiente a que hace referencia el artículo 7.3.

4. Los equipos de medición deberán situarse tan cerca como sea posible del lugar efectivo de la producción y medirán, al menos, los parámetros de la producción neta una vez realizado el primer tratamiento por parte del propio operador para retirar el agua, el CO2 y otras sustancias ajenas a los hidrocarburos antes de dicha medición.

Los volúmenes consumidos por el operador en el proceso extractivo con anterioridad a la medición no integrarán la base imponible del Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados.

5. Los dispositivos de medición utilizados deberán ser acordes con las características del proceso y permitir obtener un nivel de incertidumbre tan reducido como sea técnica y económicamente posible, entendiéndose como tal el nivel a partir del cual el tiempo, el coste o el esfuerzo necesarios para proseguir con su reducción sean claramente desproporcionados en comparación con los beneficios de tal reducción.

El operador de la concesión deberá justificar la solución finalmente adoptada y los motivos técnicos y económicos por los que ha descartado la utilización de otros métodos comercialmente disponibles.

Mediante resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas se podrán establecer requisitos adicionales sobre los errores de medida máximos tolerables de cada método.

6. En ningún caso se permitirá la utilización de métodos indirectos basados exclusivamente en medidas de presión y temperatura en fondo o cabeza del sondeo.

7. En el caso de concesiones de explotación cuya producción de gas natural durante el año natural anterior, referida a las condiciones indicadas en este artículo, sea inferior a 5.000.000 m3 yse inyecte en la red de gasoductos de transporte de gas natural, se permitirá la utilización de los equipos de medición del transportista de gas así como los procedimientos de medida acordados con el Gestor Técnico del Sistema, siempre que los resultados de las mediciones sean equivalentes a los que se obtendrían si se hubiesen aplicado los requerimientos de esta orden y así lo acredite un auditor independiente.

Por su parte, en el caso de concesiones de explotación no conectadas con la red básica de gas y cuya producción se destine exclusivamente a la producción de energía eléctrica con una generación inferior a 10 MW de potencia instalada, no será necesaria la instalación de equipos de medición específicos, pudiendo estimarse la producción sujeta al impuesto mediante métodos indirectos basados en la producción vertida a la red eléctrica o consumida, a los que se les aplicará el factor de rendimiento indirecto en el sistema de generación. Dichos métodos indirectos serán aprobados por resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas, previa certificación de auditor técnico independiente que garantice su veracidad.

Redacción vigente del texto consolidado publicado por el BOE, en vigor desde el 2017-02-07.

Más artículos de Orden ETU/78/2017

• ← Artículo 3. Requerimientos generales de los dispositivos de medida.
• → Artículo 5. Instalación de producción común a varias concesiones de explotación.
• Ver la norma completa: Orden ETU/78/2017, de 31 de enero, por la que se regulan determinados aspectos relacionados con el Impuesto sobre el Valor de la Extracción de Gas, Petróleo y Condensados y con los perímetros de referencia para la determinación de los pagos a propietarios de terrenos suprayacentes a concesiones de explotación de yacimientos de hidrocarburos.