Resolución de 2 de junio de 2015, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban determinados procedimientos de operación para el tratamiento de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 a efectos de facturación y de liquidación de la energía

4.2 Gestión de datos estructurales.

En cada concentrador secundario se mantendrán actualizados los datos estructurales de puntos de medida, puntos frontera y agregaciones del/los encargado/s de la lectura a los que da servicio dicho concentrador secundario, de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida.

Los responsables de los concentradores secundarios deberán intercambiar la información con los distintos comercializadores y/o representantes para la carga inicial del inventario y/o modificaciones de acuerdo al canal y protocolo de comunicación definido en el apartado 6 de este procedimiento antes de la puesta en servicio de los mismos. Sólo se considerarán las notificaciones que se comuniquen por las vías anteriormente indicadas.

El concentrador secundario del encargado de la lectura realizará, al menos, la carga y mantenimiento de los datos estructurales correspondientes a:

• Altas de puntos frontera de clientes y de generación de los que el distribuidor es encargado de lectura y sus datos asociados.

• Altas de agregaciones de puntos frontera de clientes y de generación de los que el distribuidor es encargado de lectura.

• Cambios de comercializador, cambios de datos o bajas de fronteras.

• Bajas de agregaciones de puntos frontera de clientes y de generación de los que el distribuidor es encargado de lectura.

• Corrección de errores en altas, bajas y modificaciones de los datos anteriores.

El operador del sistema gestionará datos estructurales hasta que afecten a meses de los que se haya realizado el cierre posterior a la corrección de medidas por aplicación del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.

4.3 Tratamiento de datos de medidas por los encargados de la lectura.

El concentrador secundario validará las medidas procedentes de los puntos de medida de los que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.

Independientemente de lo anterior cualquier participante en una medida podrá notificar incidencias en las mismas de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.

El concentrador secundario del encargado de lectura calculará el mejor valor horario de los puntos frontera de los que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.

El concentrador secundario del encargado de la lectura calculará las agregaciones de los puntos de los que es participe de acuerdo al P.O. 10.6. «Agregaciones de puntos de medida»

El concentrador secundario del encargado de la lectura deberá gestionar y recibir las objeciones de medidas de las que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.

4.4 Puesta a disposición de comercializadores, consumidores directos a mercado y/o representantes de las medidas y datos estructurales.

La información de datos estructurales y de medidas disponible en los concentradores secundarios de los encargados de la lectura deberá ser puesta a disposición de los comercializadores, consumidores directos a mercado y/o representantes de acuerdo a los plazos establecidos en el P.O. 10.5.

El intercambio de información de incidencias u objeciones se realizará de acuerdo a los plazos indicados en el P.O. 10.5.

El intercambio de información se realizará utilizando los canales y protocolos descritos en el apartado 6 de este documento.

En el Anexo de este documento se indica la información mínima a poner a disposición del resto de participantes.

5.1 Flujo de información de medidas entre concentrador principal y concentradores secundarios de encargados de la lectura.

5.1.1 Intercambio de información de medidas.

Los concentradores secundarios de encargados de la lectura son responsables de poner a disposición del concentrador principal los datos de medidas de los que son responsables de acuerdo a los plazos establecidos en el P.O. 10.5.

5.1.2 Intercambio de información de datos estructurales.

Los concentradores secundarios de los encargados de la lectura son responsables de poner a disposición del concentrador principal los datos estructurales de los que son responsables de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.4 «Concentradores de medidas eléctricas y sistemas de comunicaciones» y el P.O. 10.6.

5.1.3 Intercambio de información tras el cierre provisional.

El intercambio de información de datos como consecuencia de la apertura del periodo de objeción de medidas se realizará con los plazos indicados en el P.O. 10.5 utilizando el canal y protocolo de comunicación definido en el apartado 6 de este procedimiento.

5.1.4 Intercambio de información entre concentrador secundario de encargados de la lectura y resto de participantes.

El intercambio de información entre los concentradores secundarios de encargados de la lectura y los comercializadores/clientes/representantes que se indican en el Anexo se realizará de acuerdo a los plazos indicados en el P.O. 10.5 y de acuerdo a los canales y protocolos definidos en el apartado 6 de este procedimiento.

6.1 Comunicaciones entre registradores y concentrador secundario del encargado de la lectura.

Para puntos tipo 1, 2 y 3 se realizará de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.4.

Para puntos tipo 4 y 5, los encargados de lectura podrán utilizar los protocolos descritos en el Reglamento unificado de puntos de medida.

6.2 Comunicaciones entre concentrador principal y concentrador secundario del encargado de la lectura.

El canal o canales de comunicación entre el concentrador principal y cada concentrador secundario será el definido en el P.O. 10.4.

Los formatos de los mensajes intercambiados serán los definidos en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas». Los mensajes que se indiquen en este documento podrán ser publicados desde el concentrador principal a los participantes que no dispongan de un concentrador secundario asociado.

6.3 Comunicaciones entre otros concentradores secundarios y concentrador secundario del encargado de la lectura.

El canal o canales de comunicación entre el concentrador secundario del encargado de la lectura y otros concentradores secundarios de libre instalación será el definido en el P.O. 10.4.

Los formatos de los mensajes intercambiados serán los definidos en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas».

6.4 Comunicaciones entre participantes y concentrador secundario del encargado de la lectura.

Sin perjuicio de lo establecido en el procedimiento de operación P.O. 10.13 «procedimiento por el que los distribuidores intercambian información con los comercializadores de energía eléctrica, y ponen a disposición de los comercializadores y los consumidores los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión», los formatos de los mensajes a intercambiar serán los definidos en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas.»

Sin perjuicio de lo establecido en el procedimiento de operación P.O. 10.13, el canal o canales entre los concentradores secundarios de los encargados de la lectura y sus participantes serán aquellos que cada encargado de la lectura establezca que deberá cumplir con los requisitos que se indican a continuación.

6.4.1 Características generales.

Deberá cumplir los siguientes requisitos:

• Utilización de estándares existentes en el mercado.

• Facilidad de integración con las distintas soluciones informáticas disponibles por participantes y distribuidores.

• Flexibilidad de configuración, permitiendo accesos tanto automáticos como manuales a la información disponible. Dicho acceso deberá realizarse por agentes autorizados y se deberá garantizar la integridad y la seguridad de la información y el sistema en su conjunto, evitando accesos no autorizados, mediante la oportuna protección.

• Economía de explotación, evitando la utilización de productos con licencia, los desarrollos costosos de software y la utilización de equipos informáticos complejos.

• Seguridad de la información a intercambiar.

6.4.2 Descripción.

El sistema adoptado deberá estar basado en arquitecturas cliente – servidor sobre Internet. El encargado de la lectura actuará como servidor mientras que los participantes actuarán como clientes.

El intercambio de información se realizará mediante ficheros descritos en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas», para lo cual el encargado de la lectura deberá disponer de un servidor en el cual existirán carpetas diferenciadas para cada participante.

El participante podrá conectarse manualmente al servidor, para lo cual necesitará únicamente un ordenador personal dotado de un navegador estándar con certificado digital, o podrá intercambiar la información de forma automática, para lo cual necesitará adicionalmente un software desarrollado específicamente.

6.4.3 Procesos.

El sistema deberá soportar, de acuerdo a los formatos y procedimientos que se establezcan, los siguientes procesos:

• Publicación de ficheros por parte del encargado de la lectura.

• Envío de ficheros por parte de los participantes.

• Lectura automática por parte del participante de los ficheros publicados por el encargado de la lectura.

• Lectura automática por parte del encargado de la lectura de los ficheros enviados por los participantes.

• Lectura manual por parte del participante de los ficheros publicados por el encargado de la lectura.

6.4.4 Mecanismos de seguridad.

El sistema deberá estar dotado de los siguientes mecanismos de seguridad:

• Autentificación mediante certificados digitales de todas las entidades, tanto distribuidores como el resto de participantes.

• Posibilidad de conexión cifrada en los intercambios de información.

• Seguridad incorporada en los servidores de ficheros para protegerlos de accesos no autorizados.

• Integridad en la transferencia de información, asegurando su transmisión sin errores.

• Trazabilidad de la información intercambiada, guardando registro de las transmisiones y dando la posibilidad de eliminar la información descargada por los usuarios, siempre que no sea metrológicamente relevante.

• Aseguramiento de que cada agente tiene acceso únicamente a los datos de los que es partícipe.

6.4.5 Modificaciones y ampliación de las informaciones a intercambiar entre participantes.

El operador del sistema podrá proponer nuevas informaciones a intercambiar entre los participantes del sistema de medidas e incorporarlas en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas».

En los casos en los que los participantes afectados acepten el envío de nueva información, éstos deberán implementar los nuevos mensajes definidos en un plazo inferior a tres meses desde su definición por parte de operador del sistema.

6.5 Comunicaciones entre participantes y concentrador principal.

Los formatos de los mensajes a intercambiar serán los definidos en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas».

El canal o canales entre el concentrador principal y los participantes serán aquellos que el operador del sistema establezca y deberá cumplir los siguientes requisitos:

• Utilización de estándares existentes en el mercado.

• Facilidad de integración con las distintas soluciones informáticas disponibles por participantes.

• Evitar los desarrollos costosos de software y la utilización de equipos informáticos complejos.

• Seguridad y confidencialidad de la información a intercambiar.

ANEXO. Información mínima a poner a disposición del resto de participantes

De encargados de la lectura a comercializadores/representantes:

• Curva de carga horaria de punto de medida (Puntos tipo 1, 2, 3 y 5).

• Curva de carga horaria de punto frontera (Puntos tipo 1, 2, 3 y 5).

• Cierres de contrato 1 (Puntos tipo 1 a 5 si aplica).

• Lecturas (saldos) de facturación (Puntos tipo 1 a 5).

• Medidas agregadas.

• Datos estructurales (altas/bajas/modificaciones y correcciones) de puntos frontera y agregaciones.

• Incidencias y objeciones.

• Respuesta a objeciones.

• Desglose de puntos frontera individualizados que componen cada agregación (Puntos tipo 3 a 5).

De encargados de la lectura y demás participantes al operador del sistema:

• Curva de carga horaria de puntos frontera de clientes (Puntos tipo 1, 2 y 5).

• Adicionalmente, a efectos de liquidación, medidas de agregaciones de puntos frontera.

• Cambios de comercializador o representante (Puntos tipo 1, 2 y 5).

• Datos estructurales o (altas/bajas/modificaciones y correcciones) de puntos frontera y agregaciones.

• Incidencias y objeciones.

• Respuesta a objeciones.

• Desglose de puntos frontera individualizados que componen cada agregación (Puntos frontera tipo 3 a 5).

P.O. 10.12. Procedimiento para la comprobación, validación y cálculo del mejor valor de energía de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión

Este procedimiento regula la captación, validación, tratamiento y estimación de los datos de medida procedentes de los equipos de medida instalados en puntos frontera de clientes tipo 5, efectivamente integrados en el sistema de telegestión y utilizados, en su caso, en su facturación.

En coherencia con lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, a continuación se incluyen las definiciones de aplicación al presente procedimiento:

• Punto de medida de clientes tipo 5: puntos situados en las fronteras de consumidores cuya potencia contratada en cualquier periodo sea igual o inferior a 15 kW.

• Encargado de la lectura (Encargado de la lectura): entidad responsable de realizar la lectura (ya sea en modo remoto, local o visual), poner la información a disposición del operador del sistema y del resto de participantes en la medida, así como otras funciones asociadas. La empresa distribuidora es el encargado de la lectura en los puntos frontera de clientes.

• Lectura remota: captación de datos de medida de un registrador mediante la intervención de algún sistema o canal de comunicación.

• Lectura local: captación de datos de medida sin intervención del sistema de comunicaciones de los datos de medida de un registrador realizada mediante el acoplamiento al mismo de un terminal portátil de lectura (TPL). A los efectos del presente procedimiento, se entenderá que la lectura local absoluta se ha realizado a las 00:00:00 h del día d+1, siendo d el día de la lectura.

• Lectura visual por parte del Encargado de la lectura: captación manual por parte del Encargado de la lectura de datos de medida de un registrador anotando las medidas que refleja el visor del equipo de medida. A los efectos del presente procedimiento, se entenderá que la lectura visual absoluta se ha realizado a las 00:00:00 h del día d+1, siendo d el día de la lectura.

• Lectura comunicada o autolectura: Registros de las lecturas absolutas puestas a disposición del Encargado de la lectura por el consumidor, según lo establecido en el apartado 1 del artículo 2 del Real Decreto 1718/2012, de 28 de diciembre. A los efectos del presente procedimiento, se entenderá que la autolectura se ha realizado a las 00:00:00 h del día d+1, siendo d el día de la lectura. La medida proporcionada por el consumidor se referirá, en cualquier caso, a las energías absolutas correspondientes a cada periodo tarifario del periodo de facturación, y no a la curva de carga horaria.

• Validación: proceso mediante el cual se determina la adecuación de las medidas eléctricas registradas a los criterios de calidad establecidos.

• Estimación: proceso de tratamiento de las medidas mediante el cual se infiere la energía correspondiente a un determinado periodo y punto de medida, mediante un procedimiento de cálculo basado en otra información de medidas diferente de la real registrada según lo establecido en el presente procedimiento.

• Sistema de telegestión: sistema de medida y comunicación bidireccional entre los contadores y las distribuidoras eléctricas que, con las máximas garantías de integridad y seguridad, permite el acceso remoto a los contadores de energía eléctrica, con disponibilidad de lectura horaria, gestión de la energía, control de la potencia demandada y contratada, gestión de la conexión/desconexión de suministros y otras funcionalidades, posibilitando el intercambio de información y actuaciones entre los sistemas de las empresas y los contadores eléctricos.

Por otro lado, se definen determinados conceptos relacionados con la obtención y tratamiento de la Curva de Carga Horaria (en adelante, CCH):

• Lectura o medida real: las lecturas remotas, locales y visuales validadas por el encargado de la lectura. En los equipos situados en puntos frontera de clientes tipo 5 y efectivamente integrados en el sistema de telegestión la lectura visual o local se realizará excepcionalmente y por causas justificadas.

• Lectura absoluta: medida de energía acumulada total por periodo tarifario registrada por el equipo de medida desde 0 kWh.

• Resumen diario: registro almacenado en el equipo de medida del valor a las 00:00 h de cada día de los totalizadores absolutos (valores totales y por periodos tarifarios) de las 6 magnitudes de energía (activa de entrada o consumida, activa de salida o generada y reactivas de los cuatro cuadrantes).

• Saldo ATR: la energía consumida, en cada período tarifario, utilizada para facturar el término de energía de los peajes de acceso. Se obtendrá como la diferencia en kWh, en cada periodo tarifario, entre las lecturas absolutas del día inicial y final del periodo de facturación. Dichas lecturas serán tomadas a las 00:00 horas, excluyendo el día inicial e incluyendo el día final del periodo de facturación.

• CCH_BRUTA: CCH bruta. Es la CCH tal y como queda registrada en el equipo de medida y obtenida por el encargado de la lectura, bien de forma remota, local o visualmente, sin haber sido sometida a ningún proceso de validación ni estimación.

• CCH_VAL: CCH validada. Es la CCH resultante después de someter a la CCH_BRUTA al proceso de validación definido en el presente procedimiento.

• CCH_FACT: CCH a efectos de facturación al consumidor, en los casos que corresponda. Es la CCH después de ser validada, tratadas sus anomalías y, en su caso, estimados los huecos horarios de la misma de acuerdo al presente procedimiento.

3.1 Prelación de la medida.

Las magnitudes necesarias para la facturación tanto de los peajes de acceso como de las CCH, podrán ser obtenidas de los diferentes modos y con el siguiente orden de prelación:

Además de lo anterior, el saldo ATR tendrá prelación sobre la CCH a efectos de determinar las magnitudes que sirven de base para la facturación de los peajes de acceso y la obtención de la CCH.

3.2 Unidades de la medida.

Las unidades de medida empleadas en los diferentes registros de energía son, de acuerdo con lo establecido en la Orden ITC/3022/2007, de 10 de octubre, por la que se regula el control metrológico del Estado sobre los contadores de energía eléctrica, estáticos combinados, activa, clases a, b y c y reactiva, clases 2 y 3, a instalar en suministros de energía eléctrica hasta una potencia de 15 kW de activa que incorporan dispositivos de discriminación horaria y telegestión, en las fases de evaluación de la conformidad, verificación después de reparación o modificación y de verificación periódica, las siguientes:

• Curvas de carga en Wh.

• Medidas de los resúmenes diarios, cierres y medidas absolutas en kWh.

El tratamiento de los decimales que puedan surgir en el proceso del cálculo del saldo ATR y de la CCH_FACT será el establecido en el procedimiento de Operación 10.5.

Las medidas obtenidas por el Encargado de la lectura tanto de la CCH_BRUTA como las absolutas necesarias para el cálculo de los saldos de ATR, así como dichos saldos deberán ser previamente validadas por los encargados de la lectura para poder ser utilizadas en los procesos de facturación.

El encargado de la lectura establecerá uno de los siguientes estados de validación para cada medida o saldo ATR:

• Medida o saldo ATR válido:

Medida o saldo ATR que cumple todas las validaciones establecidas. Una medida o saldo ATR válido puede dejar de serlo como consecuencia del tratamiento de incidencias, por disponer de nueva información sobre dicha medida o por comprobaciones o validaciones posteriores realizadas por el encargado de la lectura.

• Medida o saldo ATR inválido:

Medida o saldo ATR que no cumple alguna de las validaciones establecidas. Una medida o saldo ATR inválido puede dejar de serlo como consecuencia de análisis posteriores de su encargado de la lectura.

4.1 Validación de la curva de carga horaria.

Los encargados de la lectura deberán realizar las siguientes validaciones de las medidas horarias de las curvas de carga horarias CCH obtenidas de forma remota por los sistemas de telegestión (CCH_BRUTA) y excepcionalmente a través de TPL:

Se considerarán medidas válidas las que tengan el bit de calidad correcto. Este bit de calidad será el detallado en el protocolo correspondiente a cada modelo de contador. En cualquier caso, deberá existir un bit de calidad relacionado con la falta de sincronización de los equipos.

Se considerarán medidas inválidas las que considere el encargado de lectura como consecuencia del análisis de los eventos aportados por el contador (opcional).

Se considerarán medidas inválidas las que no cumplan con las comprobaciones de integridad que aseguren que el origen inequívoco de las medidas.

Se considerarán medidas inválidas aquellas con hora distinta de XX:00:00, fuera de rango del periodo a facturar, fechas futuras, fechas inexistentes o incoherentes para los periodos de cambio horario, fechas anteriores al inicio de contrato y similar.

Se considerarán medidas inválidas aquellas cuyo valor de energía activa sea superior a 55 kWh.

Se considerarán medidas inválidas las que no cumplan con comprobaciones que identifiquen incoherencias en la medida con otros orígenes de la medida (opcional).

Se considerarán medidas inválidas las que no cumplan con otras comprobaciones realizadas por el encargado de la lectura que identifiquen incoherencias en los datos de la curva de carga horaria (opcional).

4.2 Validación de los resúmenes diarios o lecturas absolutas.

Los encargados de la lectura deberán realizar las siguientes validaciones de los resúmenes diarios o lecturas absolutas obtenidas de forma remota por los sistemas de telegestión que vayan a ser utilizados para calcular el saldo ATR:

Se considerarán válidas para el cálculo de un saldo ATR las lecturas absolutas que tengan el bit de calidad correcto. Este bit de calidad será el detallado en el protocolo correspondiente a cada modelo de contador.

Se considerarán lecturas absolutas inválidas para el cálculo de un saldo ATR las que considere el encargado de lectura como consecuencia del análisis de los eventos aportados por el contador (opcional).

Se considerarán lecturas absolutas inválidas para el cálculo de un saldo ATR las que no cumpla con las comprobaciones de integridad que aseguren el origen inequívoco de las medidas.

Se considerarán inválidas para el cálculo de un saldo ATR las lecturas absolutas con hora distinta de 00:00, fechas futuras, fechas inexistentes o incoherentes para los periodos de cambio horario, fechas anteriores al inicio de contrato y similar.

Se considerará inválida la lectura absoluta inicial distinta a la última fecha validada o a la fecha de inicio del contrato.

Se considerará inválida la lectura absoluta final posterior a la fecha de fin de contrato.

4.3 Validaciones de las lecturas locales y visuales por el Encargado de la lectura.

Los encargados de la lectura deberán validar las lecturas locales o visuales que vayan a ser utilizados, en su caso, para calcular el saldo ATR, usando los criterios de validación de los resúmenes diarios o lecturas absolutas establecidos en el apartado anterior, que apliquen.

4.4 Validaciones a las lecturas comunicadas por clientes (autolecturas).

Los encargados de la lectura deberán validar las autolecturas que vayan a ser utilizadas, en su caso, para calcular el saldo ATR, comprobando que:

• No faltan ni sobran periodos con lectura aportada respecto a los periodos de la tarifa contratada.

• El número de dígitos de la lectura no supera al registrado en el sistema.

• La lectura es mayor o igual que la última lectura real empleada para facturar el suministro.

• La fecha de la lectura es mayor que la fecha de la última lectura facturada para el suministro.

4.5 Validación de saldo ATR.

Los encargados de la lectura deberán realizar las siguientes validaciones del saldo ATR:

Se considerará inválido el saldo ATR en el que la lectura absoluta final sea inferior a la lectura absoluta inicial. Esta validación tendrá en cuenta los posibles pasos por cero del contador. En el caso de no cumplirse la comprobación anterior se invalidará el saldo total y, para suministros con varios periodos tarifarios o discriminación horaria, se invalidará cada uno de los saldos.

Asimismo para suministros con varios periodos tarifarios o discriminación horaria, el consumo totalizado debe ser igual a la suma de consumos por periodo tarifario. El número de periodos tarifarios programados debe coincidir con el número de periodos tarifarios para los que existe medida. Caso de no coincidir, se considerarán no validos todos los saldos por periodo del equipo.

4.6 Validación de coherencia de la CCH_VAL con el saldo ATR.

En los casos en los que se disponga de saldo ATR válido y de CCH válida completa, los encargados de la lectura deberán comprobar que la diferencia por periodo tarifario entre el saldo ATR y la suma de todas las medidas válidas de la CCH correspondientes a cada periodo tarifario, para el periodo de facturación, sea menor que 1 kWh en términos absolutos. En caso contrario, se invalidarán las medidas de la curva de carga horaria y se procederá según el apartado 6.4. En estos casos, el encargado de lectura dará de alta una incidencia.

En el caso de saldos de ATR obtenidos con una lectura absoluta en una hora distinta de las 00:00, la comparación con la CCH se realizará teniendo en cuenta la hora real de la lectura absoluta. En caso de que el minutaje de dicha lectura absoluta sea distinto de cero, se considerará que está tomado en la hora anterior o posterior más cercana.

4.7 Invalidación sistemática de medidas de un punto de medida.

Cuando un encargado de la lectura identifique que las medidas procedentes de un punto de medida son invalidadas sistemáticamente se procederá de acuerdo a lo establecido en el PO10.5.

4.8 Plazos.

Los plazos para las validaciones de las medidas de las curvas de carga horarias de clientes tipo 5 serán los siguientes:

Medidas de la CCH: Las validaciones de bit de calidad y consumo excesivo se realizarán al día siguiente de la recepción de la CCH. Las validaciones de la CCH_BRUTA establecidas en el apartado 4.1 se realizarán semanalmente.

Lecturas absolutas para el cálculo de facturación de ATR: Mensualmente hasta el 5.º día hábil posterior a la fecha final del periodo de facturación según el procedimiento recogido en la normativa vigente en cada momento.

Validaciones de coherencia entre la medida de la CCH y saldos de ATR: Mensualmente hasta el 5.º día hábil posterior a la fecha final del periodo de facturación.

Las validaciones de las lecturas visuales o locales del encargado de la lectura y de las autolecturas se llevarán a cabo exclusivamente cuando se requieran de acuerdo a lo establecido en el apartado 6.

La medida de un suministro puede tener asociada una incidencia cuando se detecte algún tipo de situación que afecte al registro de energía por avería, verificación con inyección externa, desbordamiento, sustitución del equipo de medida, anomalías en la medida, gestión de inventario o contrato u otras causas debidamente justificadas.

Las incidencias en la medida serán tratadas de acuerdo a lo establecido en el apartado 3.4 Incidencias en puntos de medida del PO 10.5.

El plazo de emisión de incidencias y su resolución por parte del encargado de lectura será el establecido en el apartado 8 del PO 10.5.

Captación de medidas.

Para la facturación del peaje de acceso, los plazos de registro del consumo no serán superiores a los tres días anteriores o posteriores a la finalización del mes a contar desde el último registro del consumo realizado, tal y como se establece en el apartado 2 del artículo 5 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.

La captación de la CCH deberá realizarse, como mínimo, con una periodicidad semanal.

La captación de la CCH se prolongará, salvo que se obtenga una CCH completa y sin huecos, hasta el tercer día posterior a la finalización del mes a contar desde el último registro del consumo realizado, tratando de recuperar al menos diariamente los huecos existentes en la CCH correspondiente a los registros horarios de consumo del periodo de facturación. No obstante lo anterior, la recuperación de los huecos podrá extenderse durante un periodo superior siempre que la puesta a disposición de la CCH_FACT a las comercializadoras no se demore más que el plazo establecido en el apartado 3.3.3 del P.O. 10.13 «procedimiento por el que los distribuidores intercambian información con los comercializadores de energía eléctrica, y ponen a disposición de los comercializadores y los consumidores los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión».

Los encargados de la lectura realizarán las validaciones de la curva de carga horaria, de los resúmenes diarios o lecturas absolutas, del saldo ATR y de la coherencia de la CCH_VAL con el saldo ATR en los términos y los plazos establecidos en el apartado 4.

Una vez superados los plazos señalados para la recuperación de los huecos y validación de las medidas, podrán presentarse las situaciones contempladas en la siguiente tabla, debiéndose aplicar el proceso de tratamiento y/o estimación indicado:

Saldo ATR	CCH	Apartado del procedimiento	Tipo de saldo ATR	Tipo de medidas horarias de la CCH	Tipo de lectura en factura del consumidor
Situación tras fase de validación	Situación tras fase de validación	Situación tras fase de tratamiento y estimación	Situación tras fase de tratamiento y estimación	Situación tras fase de tratamiento y estimación	Situación tras fase de tratamiento y estimación
Válido	Válida y completa	6.1	Real	Real	Real
Inválido o no disponible	Válida y completa	6.2	Calculado	Real	Real
Inválido	Válida e incompleta o inválida o no disponible	6.3.1	Real por lectura local o visual del EdL válida	Real/Perfil	Real
Inválido	Válida e incompleta o inválida o no disponible	6.3.2.a)	Estimado por autolectura válida	Real/Perfil	Estimada
Inválido o no disponible	Válida e incompleta o inválida o no disponible	6.3.2.b)	Estimado	Real/Perfil	Estimada
Válido	Válida e incompleta	6.4.a)	Real	Real/Perfil	Real
Válido	Inválida o no disponible	6.4.b)	Real	Perfil	Real
Válido	Válida y completa diferencia con saldo ATR > 1kWh	6.4.c)	Real	Ajustada	Real
Válido	Válida diferencia saldo ATR y CCH <-1 kWh	6.4.d)	Real	Ajustada	Real

6.1 Curvas válidas, sin huecos y coincidentes con los saldos de ATR.

En caso de que, tras haber superado los procesos de validación, se disponga de una CCH_VAL completa, sin huecos y coincidente con el saldo de ATR válido (con el margen de 1 kWh en términos absolutos establecido en este procedimiento), tanto el saldo ATR como la curva de carga horaria serán considerados reales a efectos de facturación y la curva CCH_VAL se convertirá en CCH_FACT y será puesta a disposición del comercializador.

6.2 Curvas válidas y sin huecos pero saldo ATR inválido o no disponible.

Para los casos en que el saldo ATR sea inválido o no se disponga del mismo, y se disponga de una curva horaria válida y sin huecos, el encargado de lectura deberá calcular el saldo ATR para cada periodo tarifario como la suma de las medidas válidas correspondientes a dicho periodo tarifario de la curva de carga horaria del periodo de facturación.

6.3 Proceso de estimación en caso de inexistencia de saldo de ATR y CCH no disponible o incompleta.

6.3.1 En caso de que no se disponga de saldo ATR obtenido a través del sistema de telegestión, ni de CCH_VAL completa se procederá a obtener el saldo ATR a partir otras medidas válidas de acuerdo con la prelación establecida en el apartado 3.1, esto es, a partir de la lectura absoluta local del Encargado de la lectura, de la lectura absoluta visual del Encargado de la lectura. Las medidas utilizadas para el cálculo del saldo ATR habrán sido previamente validadas de acuerdo a lo establecido en el apartado 4.

Si la falta de lectura real se debe a incidencia en el equipo de medida se procederá a la estimación del saldo ATR de acuerdo a lo indicado en el apartado b. El encargado de la lectura dispondrá de tres meses como máximo para resolver dicha incidencia.

6.3.2 En los casos en que, una vez superados los plazos de recuperación de huecos y validación, el encargado de la lectura no disponga de una lectura real válida de los equipos de medida necesaria para realizar la facturación del peaje de acceso se procederá a la estimación del saldo ATR, según el siguiente orden de prelación:

• Estimación en función de históricos del año anterior:

• Estimación según un factor de utilización de la potencia contratada:

Una vez obtenida la estimación de saldo ATR con el procedimiento correspondiente, se procederá a obtener la CCH de acuerdo con el procedimiento establecido en el apartado 6.4.

6.4 Proceso de estimación de la CCH.

En caso de que, tras haber superado los procesos de validación no se disponga de una CCH completa o ésta no sea coherente con el saldo ATR (con un margen de error de 1 kWh en términos absolutos), el encargado de la lectura procederá de la siguiente manera, para calcular la CCH_FACT:

El cálculo de la estimación de medidas de la CCH a partir del perfil de facturación correspondiente a la categoría del consumidor, se efectuará para cada ciclo de facturación que lo requiera a partir del saldo de ATR, de la suma de medidas horarias válidas disponibles y de los coeficientes del perfil ajustado a efectos de facturación calculados y publicados a estos efectos por el operador del sistema.

Para calcular las medidas horarias de la CCH no disponibles, la diferencia positiva entre el saldo de ATR y la suma de medidas horarias válidas disponibles se repartirá, para cada periodo tarifario, de forma proporcional a los coeficientes del perfil ajustado a efectos de facturación que calculará y publicará el operador del sistema para cada semana eléctrica el jueves anterior a la misma, a partir de los perfiles iniciales aprobados por resolución del Director General de Política Energética y Minas en desarrollo de lo previsto en el artículo 32 del Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico aprobado por el Real 1110/2007, de 24 de agosto, actualizando éstos últimos con la mejor estimación de demanda disponible..

La CCH_FACT podrá ser objeto de modificación, de acuerdo a lo establecido en el apartado 3.3.4. del P.O. 10.13, en los siguientes supuestos:

En estos casos se obtendrá una nueva CCH_FACT, aplicando el proceso incluido en el apartado 6, en los plazos y condiciones establecidos en la normativa vigente.

En cualquier caso, una vez que se disponga de medida real de saldo ATR, se deberá volver a obtener CCH_FACT para todo el periodo comprendido entre las dos últimas lecturas reales.

P.O. 10.13. Procedimiento por el que los distribuidores intercambian información con los comercializadores de energía eléctrica, y ponen a disposición de los comercializadores y los consumidores los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión

El objeto del presente procedimiento es:

En el procedimiento se establecen las obligaciones relativas a la información, tanto de las medidas horarias que puedan servir, en su caso, para la facturación de la energía de los consumidores, como de las mejores medidas horarias validadas disponibles en cada momento, los formatos y plazos en que dicha información debe ser remitida, así como determinados aspectos sobre la seguridad y confidencialidad con los que se realizarán los intercambios de dicha información entre los agentes.

El presente procedimiento tiene en cuenta lo dispuesto en el P.O. 10.12 «Procedimiento para la comprobación, validación y cálculo del mejor valor de energía de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión».

– distribuidores de energía eléctrica con respecto a los suministros conectados a sus redes que dispongan de equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión;

– comercializadores de referencia respecto a los consumidores que tengan contratado el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor y dispongan de equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión;

– comercializadores de energía eléctrica que utilicen los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión para la facturación a los consumidores.

La información referente a los datos procedentes de los equipos de medida de los consumidores a los que el procedimiento resulte de aplicación deberá ser intercambiada de acuerdo a lo en él descrito.

3.1 Ficheros de intercambio de información.

• Fichero A3: Alta de un punto de suministro. Fichero de intercambio de información entre el distribuidor y el comercializador para dar de alta un nuevo punto de suministro.

• Fichero B1: Baja o Suspensión de suministro. Fichero de intercambio de información entre el comercializador y el distribuidor para solicitar la baja o suspensión de un punto de suministro.

• Fichero C1: Cambio de comercializador sin modificaciones en el contrato de peaje de acceso. Fichero de intercambio de información entre el comercializador entrante, el distribuidor y el comercializador saliente a efectos de efectuar un cambio de comercializador para un punto de suministro sin cambios que afecten al contrato de acceso.

• Fichero C2: Cambio de comercializador con modificaciones en el contrato de peaje de acceso. Fichero de intercambio de información entre el comercializador entrante, el distribuidor y el comercializador saliente a efectos de efectuar un cambio de comercializador para un punto de suministro con cambios que afecten al contrato de acceso.

• Fichero D1: Notificación de cambios. Fichero de intercambio de información entre el distribuidor y el comercializador para la notificación de cambios que afecten al punto de suministro.

• Fichero M: Modificación en el contrato de peaje de acceso. Fichero de intercambio de información entre el comercializador con contrato vigente y el distribuidor para solicitar modificaciones que afecten a los parámetros de contratación de peaje de acceso.

• Fichero F1: Facturación de peajes de acceso y otros conceptos regulados. Fichero de intercambio de información entre el distribuidor y el comercializador para la facturación de peajes de acceso y en su caso, otros conceptos regulados, de los consumidores. Este fichero se emite para un determinado CUPS el día en que se factura el peaje de acceso.

• Fichero Q1: Saldos y lecturas de consumidores con peaje directo. Fichero de intercambio de información entre el distribuidor y el comercializador para que el distribuidor de energía eléctrica aporte al comercializador el saldo de las lecturas de energía de aquellos consumidores que han contratado el peaje de acceso directamente con el distribuidor. Este fichero será opcional en el caso de que el peaje de acceso sea contratado a través del comercializador.

• Fichero R1: Reclamaciones. Fichero de intercambio de información entre el distribuidor y el comercializador a efectos de reclamaciones de los consumidores.

• Fichero W1: Autolecturas. Fichero de intercambio de información entre el distribuidor y el comercializador a efectos de comunicaciones de autolecturas aportadas por los consumidores.

• Fichero F5D: Fichero que incluye las curvas de carga horaria CCH_FACT, de todos los suministros de un comercializador cuyo peaje de acceso ha sido facturado ese mismo día. Se emite para todos los CUPS cuyo fichero F1 correspondiente se ha emitido ese día.

• Fichero P5D: Fichero que incluye las curvas de carga horaria CCH_VAL de los suministros de un comercializador que el distribuidor ha validado ese mismo día.

• Fichero CCH-CONS: Fichero con la curva de carga horaria que coincidirá con la CCH_FACT entre una fecha inicial y una fecha final, que se pone a disposición de un consumidor.

• Fichero RF5D: Fichero que incluye la nueva curva de carga horaria emitida tras una reclamación interpuesta por el comercialización que no haya dado lugar a una modificación del saldo ATR.

3.2 Comunicación del distribuidor al comercializador sobre el estado de los equipos de medida de los consumidores conectados a sus redes.

El distribuidor utilizará el campo de «MotivoCambioATRDesdeDistribuidora» del fichero D1, para indicar al comercializador que un punto de suministro se ha integrado efectivamente en el sistema de telegestión o que estando telemedido no opera todavía con curva de carga horaria.

Adicionalmente, se indicará en el campo «TipodeTelegestion» de los formatos de fichero C1, C2, A3 y M1 si el punto de suministro está integrado efectivamente en el sistema de telegestión o si estando telemedido no opera todavía con curva de carga horaria.

En caso de haber indicado erróneamente que un equipo de medida se encuentra efectivamente integrado en el sistema de telegestión, el distribuidor deberá comunicarlo al comercializador a través del fichero D1.

3.3 Puesta a disposición del distribuidor al comercializador de la CCH_FACT.

3.3.1 Puesta a disposición de la CCH_FACT.

Del mismo modo, en el fichero F5D se recogerán los registros de la curva de carga horaria CCH_FACT, según el formato recogido en el anexo.

3.3.2 Canales y protocolos de comunicación.

Cada distribuidor o agrupación de distribuidores en el caso de asociaciones, habilitará un servidor FTP para la puesta a disposición de otros sujetos de los ficheros establecidos. Dicho servidor será el mismo que se utilice para la puesta a disposición de la información que se utilice, en su caso, a efectos de facturación de energía eléctrica, para consumidores con punto de medida de tipo 1, 2 y 3.

El acceso al servidor del distribuidor se realizará mediante el protocolo SFTP sobre SSH (Secure Shell).

El servidor incluirá un proceso de borrado de ficheros con antigüedad nunca inferior a veinticuatro meses.

En el servidor habilitado por cada distribuidor se habilitará una carpeta para cada comercializador identificada por su código de agente en el SIMEL.

Dentro de esta carpeta de agente, se habilitará una subcarpeta denominada 01_Salida_FACT donde el distribuidor pondrá a disposición la información relativa a la curva CCH_FACT. Esta carpeta será la misma que se utilice para la puesta a disposición del comercializador de la información que se utilice, en su caso, a efectos de facturación de energía, para los consumidores que dispongan de equipos de medida tipo 1,2 y 3.

3.3.3 Plazos para la puesta a disposición de la CCH_FACT.

El distribuidor pondrá a disposición antes del 5.º día hábil incluido posterior a la fecha final del periodo de facturación, la CCH_FACT correspondiente a dicho periodo de facturación, de forma simultánea al envío del fichero de facturación de peajes.

El cambio de comercializador en los consumidores cuyo equipo esté efectivamente integrado en el sistema de telegestión, se realizará con el resumen diario o lectura absoluta del día de cambio, a efectos tanto de facturación del peaje de acceso como de curva de carga horaria publicada a cada comercializador, garantizando la coherencia de ambos. En el caso de no disponer del resumen diario, se aplicará el procedimiento establecido en la Resolución de 30 de diciembre de 2002, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el procedimiento de estimación de medida aplicable a los cambios de suministrador o norma que le sustituya.

Se mantendrá un histórico de la CCH_FACT de al menos 2 años.

3.3.4 Actualizaciones de la CCH_FACT.

La CCH_FACT puesta a disposición del comercializador en el plazo contemplado en el apartado 3.3.3 únicamente podrá ser objeto de modificación si se cumple alguno de los supuestos siguientes:

En el caso de que la reclamación cliente conlleve la modificación del saldo ATR, se emitirá un nuevo fichero F5D conforme a lo dispuesto en el párrafo 3.3.4.b).

El fichero RF5D definido en el apartado 3.1.b) se utilizará únicamente en el caso de que la reclamación cliente relativa a la curva de carga horaria, no haya dado lugar a una modificación del saldo ATR.

Los ficheros RF5D que recojan las nuevas curvas de medida horarias CCH_FACT consecuencia de la reclamación del consumidor incluirán en el campo de código de la factura de peaje de acceso la identificación de la factura de peaje de acceso original.

La modificación de la factura del peaje de acceso por modificación del saldo ATR conllevará la publicación de una nueva curva de carga horaria CCH_FACT y, por tanto, la emisión de una nueva factura al consumidor atendiendo a lo dispuesto en el presente apartado.

Las facturas que modifiquen el peaje de acceso previamente facturado podrán ser de tres tipos:

b.1) Factura complementaria: factura que complementa a otra ya emitida, que no se anula, tras detectarse una anomalía en el equipo de medida que impidió el correcto registro de energía.

El nuevo fichero F5D que se pondrá a disposición del comercializador contendrá las variaciones de la nueva curva de carga horaria con respecto a la curva inicial, indicando en el campo «métodos de obtención» el que se hubiera aplicado, de acuerdo al formato recogido en el anexo.

La suma de las energías horarias por periodo incluidas en el nuevo fichero F5D coincidirá con la energía de la nueva factura de peaje complementaria en cada periodo. La diferencia en valor absoluto de más de 1 kWh en alguno de los periodos tarifarios entre la energía facturada del correspondiente peaje de acceso y la energía resultante de sumar las medidas horarias correspondientes a dicho periodo tarifario, será motivo por el que el comercializador podrá reclamar la factura asociada a dicha energía del distribuidor.

b.2) Factura rectificadora: factura que anula a otra factura ya emitida que incluía valores estimados, motivada por la disposición de un mejor valor de la energía a facturar, para el mismo periodo de facturación.

Requiere la nueva publicación de la curva de carga horaria CCH_FACT que corresponda al nuevo consumo total facturado por periodo tarifario en el mismo periodo de facturación.

El nuevo fichero F5D a poner a disposición del comercializador incluirá la nueva curva de carga horaria CCH_FACT completa que afecta al periodo refacturado, indicando en el campo «método de obtención» el que se hubiera aplicado, de acuerdo al formato recogido en el anexo.

b.3) Factura regularizadora: factura que modifica una o varias facturas ya emitidas con anterioridad, que no se anulan, motivada por la disposición de un mejor valor de la energía a facturar o por un cambio de precios recogidos en la normativa.

La factura regularizadora incluirá los consumos de los periodos de facturación afectados. El nuevo fichero F5D a poner a disposición del comercializador incluirá la nueva curva de carga horaria completa CCH_FACT correspondiente a dichos periodos de facturación, indicando en el campo «método de obtención» el que se hubiera aplicado, de acuerdo al formato recogido en el anexo.

En este caso el sumatorio de las energías horarias debe coincidir con la suma de las energías de los saldos ATR para el conjunto de los periodos de facturación afectados, no siendo necesario que coincidan en cada periodo de facturación.

3.4 Puesta a disposición del distribuidor al comercializador de la CCH_VAL.

3.4.1 Canales y protocolos de comunicación.

En el servidor habilitado por cada distribuidor o asociación de distribuidores al que hace referencia el apartado 3.3.2, dentro de cada carpeta para un comercializador se habilitará una subcarpeta denominada 02_Salida_VAL en donde el distribuidor pondrá a disposición la información relativa a la curva CCH_VAL.

3.4.2 Plazos y actualizaciones.

La CCH_VAL de cada suministro efectivamente integrado en el sistema de telegestión deberá ser puesta a disposición del comercializador al menos con una periodicidad semanal por el distribuidor.

La información se actualizará de forma incremental. Mediante la publicación de la CCH_VAL el distribuidor pondrá a disposición del comercializador la información de los datos de medida de todas las horas y para todos los CUPS para los que tiene medida real más actualizada que la remitida, en su caso, en la anterior CCH_VAL.

El distribuidor pondrá a disposición del comercializador las actualizaciones de la CCH_VAL, hasta publicar la curva CCH_VAL que haya dado lugar a la CCH_FACT, no enviándose actualizaciones posteriores a la CCH_FACT, sin perjuicio de las actualizaciones a las que se hace referencia en el apartado 3.3.4.

3.5 Mecanismos de seguridad y confidencialidad en el acceso a la información.

Los ficheros F5D, P5D y RF5D tendrán carácter confidencial y serán accesibles únicamente por el comercializador con contrato vigente para el consumidor en el período temporal al que corresponde la información que contiene, salvo autorización expresa por parte del consumidor, sin coste alguno, para que puedan acceder a sus datos otros comercializadores. Para ello, el comercializador deberá acreditar su capacidad de representación ante el distribuidor.

En el caso en que el consumidor haya dado su autorización expresa para que accedan a sus datos de medida horaria otros comercializadores con los que no tenga contrato en vigor, dichos comercializadores podrán acceder gratuitamente a los datos del fichero CCH_CONS disponible en el portal web del distribuidor al que hace referencia el apartado 4 del presente procedimiento.

El encargado de recabar el consentimiento expreso del consumidor para que accedan a la información sobre los datos de curva de carga horaria otros comercializadores sin contrato en vigor con el consumidor, será el distribuidor.

El comercializador será plenamente responsable de garantizar la confidencialidad de la información sobre la curva de carga horaria de sus clientes y no podrá utilizarla para fines ajenos a su actividad como comercializador de energía eléctrica, sin perjuicio de las obligaciones de información impuestas por la normativa vigente en cada momento.

Dicha responsabilidad no podrá delegarse ni transferirse a terceros, sin perjuicio de que la gestión de la facturación de la energía pueda corresponder a otra entidad que no coincida jurídicamente con la titular. En estos supuestos, el comercializador habrá de establecer con dicha entidad los pactos que en cada caso se puedan requerir.

Cada sujeto dispondrá de un usuario y clave que garantice la seguridad de acceso a los datos y recursos autorizados y la confidencialidad de los mismos.

3.6 Estructura y Formatos.

La información relativa a la CCH_FACT y CCH_VAL será puesta a disposición del comercializador de acuerdo con los formatos de los ficheros F5D y P5D, respectivamente, establecidos en el anexo.

4.1 Canales y protocolos de comunicación.

El distribuidor habilitará un portal web que permita la consulta por parte de los consumidores titulares de los puntos de suministro conectados a su red de distribución de su curva de carga horaria facturada (CCH-FACT).

4.2 Estructura y Formatos.

El distribuidor habilitará la posibilidad de que la misma curva CCH_FACT puesta a disposición del comercializador se pueda descargar por parte del consumidor en formato de fichero plano CSV y Excel, de acuerdo con el formato establecido en el anexo para el fichero CCH-CONS, acompañado de una gráfico que represente los datos de medida horaria del consumidor para el periodo de facturación al que corresponde la CCH_FACT y permita la integración entre fechas incluidas en dicho periodo. En todo caso, el gráfico permitirá la visualización de la energía consumida en cada una de las horas incluidas entre dos fechas comprendidas dentro del periodo de facturación seleccionadas por el consumidor.

El comercializador informará al consumidor en la factura de la posibilidad de acceder gratuitamente a los datos de la medida horaria que hayan servido para la facturación a través de su distribuidor.

Asimismo, los consumidores podrán tener acceso al fichero CCH_CONS solicitándolo a través de los canales de atención del distribuidor.

4.3 Plazos y actualizaciones.

El distribuidor pondrá a disposición del consumidor la curva CCH_FACT en el mismo plazo establecido para la puesta a disposición de dicha curva al comercializador definido en el apartado 3.3.3 del presente procedimiento.

El distribuidor no mostrará actualizaciones posteriores para un punto de suministro una vez que se disponga de la CCH_FACT correspondiente, sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 3.3.4 relativo a las actualizaciones de la misma. Una vez que la CCH_FACT esté disponible, ésta será la única curva de carga horaria accesible por el consumidor.

El distribuidor deberá mantener a disposición del consumidor un histórico mínimo de 24 meses de la CCH_FACT.

4.4 Confidencialidad de la información.

La información relativa a las medidas horarias tendrá carácter confidencial y será accesible mediante un sistema de claves únicamente por el consumidor titular del contrato de suministro durante el período temporal al que corresponda dicha información, sin perjuicio de lo establecido en el apartado 3.5 del presente procedimiento para dar acceso a la curva de carga horaria de un consumidor a comercializadores con los que el consumidor no tenga un contrato en vigor, y sin perjuicio de las obligaciones de información impuestas por la normativa vigente en cada momento.

El consumidor deberá darse de alta en el sistema para tener acceso a esta información.

Los distribuidores no podrán ceder dicha información a terceros ni utilizarla para fines distintos a los de su propia actividad de distribución de energía eléctrica.

ANEXO. Formatos relativos a los ficheros de curvas de carga horaria

Los ficheros F5D y P5D serán ficheros planos de texto con las siguientes características generales:

De publicarse la información fraccionada en varios ficheros por día, se emplearán versiones consecutivas con el mismo nombre empezando por la versión 0.

Para rectificar información horaria en un mismo día ya publicada, se incluirá la información de medida horaria rectificada en un fichero del mismo nombre pero de versión posterior.

La carga secuencial de los ficheros publicados por el distribuidor al comercializador garantizará la correcta actualización de la misma.

El día de cambio horario de verano a invierno tiene 25 horas y en él se repetirá la hora 2 en: hora 2 con bandera de estación a 1 (verano), y hora 2 con bandera de estación a 0 (invierno).

Los ficheros F5D, P5D y CCH_CONS tendrán los siguientes formatos:

Fichero F5D (CCH_FACT)

Datos horarios de energía incremental de puntos frontera de cliente tipo 5	Datos horarios de energía incremental de puntos frontera de cliente tipo 5	F5D_DIS_COM_ aaaammdd.v	F5D_DIS_COM_ aaaammdd.v
Objeto	Objeto	Comunicación de datos horarios de energía incremental en punto frontera de cliente	Comunicación de datos horarios de energía incremental en punto frontera de cliente
Parámetros	Parámetros	aaaammdd: Fecha de generación del fichero v: versión del fichero	aaaammdd: Fecha de generación del fichero v: versión del fichero
Tipo de fichero	Tipo de fichero	COM	COM
Emisor	Emisor	DIST	DIST
Receptor	Receptor	COM	COM
Categoría	Categoría	Curva de carga horaria	Curva de carga horaria
Periodicidad	Periodicidad	Diaria	Diaria
Observaciones	Observaciones
Cód.	Descripción del campo	Descripción del campo	Formato
A	Código universal de punto de suministro	Código universal de punto de suministro	22*c
B	Fecha y hora de la medida (1) Horas de 0 a 23	Fecha y hora de la medida (1) Horas de 0 a 23	aaaa/mm/dd hh:mi
C	Bandera verano/invierno (2)	Bandera verano/invierno (2)	1*c
D	Medida de la magnitud activa entrante (3)	Medida de la magnitud activa entrante (3)	10*n
E	Medida de la magnitud activa saliente (4)	Medida de la magnitud activa saliente (4)	10*n
F	Medida de la magnitud reactiva Cuadrante 1 (4)	Medida de la magnitud reactiva Cuadrante 1 (4)	10*n
G	Medida de la magnitud reactiva Cuadrante 2 (4)	Medida de la magnitud reactiva Cuadrante 2 (4)	10*n
H	Medida de la magnitud reactiva Cuadrante 3 (4)	Medida de la magnitud reactiva Cuadrante 3 (4)	10*n
I	Medida de la magnitud reactiva Cuadrante 4 (4)	Medida de la magnitud reactiva Cuadrante 4 (4)	10*n
J	Método de obtención (5)	Método de obtención (5)	2*n
K	Indicador de firmeza (6)	Indicador de firmeza (6)	1*n
L	Código de factura de acceso (7)	Código de factura de acceso (7)	26*c

Notas:

(1) Las etiquetas de tiempo de cada periodo corresponden al final del periodo de integración de energía.

(2) Podrá tomar los siguientes valores: 0 Invierno 1 Verano.

(3) Campo obligatorio, en Wh.

(4) Campo no obligatorio, en Wh/VArh según corresponda.

(5) De 1 a 6 de acuerdo al cálculo de mejor de energía en punto frontera:

1. Medida real válida.

1. Medida perfilada a partir de saldo ATR real de acuerdo con lo establecido en el apartado 6.4.a) y 6.4.b) del Procedimiento para la comprobación, validación y cálculo del mejor valor de energía de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión.

1. Medida ajustada a un saldo ATR real de acuerdo con lo establecido en el apartado 6.4.c) y 6.4.d) del Procedimiento para la comprobación, validación y cálculo del mejor valor de energía de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión.

1. Medida perfilada a partir de autolectura de acuerdo a lo establecido en el apartado 6.4.a) o 6.4.b) del Procedimiento para la comprobación, validación y cálculo del mejor valor de energía de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión.

1. Medida perfilada a partir de estimación por consumo histórico del año anterior de acuerdo a lo establecido en el apartado 6.4.a) o 6.4.b) del Procedimiento para la comprobación, validación y cálculo del mejor valor de energía de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión.

1. Medida perfilada a partir de estimación por factor de utilización de acuerdo a lo establecido en el apartado 6.4.a) o 6.4.b) del Procedimiento para la comprobación, validación y cálculo del mejor valor de energía de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegestión.

(6) 0 Provisional, 1 Firme de acuerdo a lo establecido en el PO 10.5.

(7) Toma el valor del campo numerofactura del formato F1 de facturación.

Fichero P5D (CCH_VAL)

Datos horarios de energía incremental validada de puntos frontera de cliente tipo 5	Datos horarios de energía incremental validada de puntos frontera de cliente tipo 5	P5D_DIS_COM_ aaaammdd.v	P5D_DIS_COM_ aaaammdd.v
Objeto	Objeto	Comunicación de datos horarios de energía incremental validada en punto frontera de cliente	Comunicación de datos horarios de energía incremental validada en punto frontera de cliente
Parámetros	Parámetros	aaaammdd: Fecha de generación del fichero v: versión del fichero	aaaammdd: Fecha de generación del fichero v: versión del fichero
Tipo de fichero	Tipo de fichero	COM	COM
Emisor	Emisor	DIST	DIST
Receptor	Receptor	COM	COM
Categoría	Categoría	Curva de carga horaria	Curva de carga horaria
Periodicidad	Periodicidad	Diaria	Diaria
Observaciones	Observaciones
Cód.	Descripción del campo	Descripción del campo	Formato
A	Código universal de punto de suministro	Código universal de punto de suministro	22*c
B	Fecha y hora de la medida (1) Horas de 0 a 23	Fecha y hora de la medida (1) Horas de 0 a 23	aaaa/mm/dd hh:mi
C	Bandera verano/invierno (2)	Bandera verano/invierno (2)	1*c
D	Medida de la magnitud activa entrante (3)	Medida de la magnitud activa entrante (3)	10*n
E	Medida de la magnitud activa saliente (4)	Medida de la magnitud activa saliente (4)	10*n

Notas:

(1) Las etiquetas de tiempo de cada periodo corresponden al final del periodo de integración de energía.

(2) Podrá tomar los siguientes valores: 0 Invierno 1 Verano.

(3) Campo obligatorio, en Wh.

(4) Campo no obligatorio, en Wh.

Fichero CCH-CONS

Datos horarios de energía incremental de puntos frontera de cliente tipo 5	Datos horarios de energía incremental de puntos frontera de cliente tipo 5
Objeto	Objeto	Comunicación de datos horarios de energía al consumidor en kWh	Comunicación de datos horarios de energía al consumidor en kWh
Cód.	Descripción del campo	Descripción del campo	Formato
A	Código universal de punto de suministro	Código universal de punto de suministro	22*c
B	Fecha de la medida (1)	Fecha de la medida (1)	dd/mm/aaa
C	Hora de la medida Horas de 1 a 24 (2)	Hora de la medida Horas de 1 a 24 (2)	2*n
D	Medida de la magnitud activa entrante (3)	Medida de la magnitud activa entrante (3)	n(7,3)
E	Método de obtención (4)	Método de obtención (4)	1*c

Notas:

(1) Las etiquetas de fechas de cada periodo corresponden a día donde se realizar el consumo.

(2) El día del cambio de hora de invierno a verano tendrá el formato de 1-23 y el día del cambio de verano a invierno tendrá el formato de 1-25.

(3) En kWh con 3 decimales. Se utilizará la coma «,» como separador de los decimales.

(4) R (real, para el valor 01 del campo «Método de obtención» del formato de fichero F5D) o E (estimado, para los valores 02, 03, 04, 05 y 06 del mencionado campo).