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

c. Alternativamente, e independientemente del número de generadores conectados, será admisible que para la configuración principal de medida se reparta la energía medida en el punto de conexión con la red de distribución o transporte proporcionalmente a la medida de energía de cada generador de acuerdo con lo descrito en a) y que para la medida redundante se aplique a la medida de cada generador un coeficiente de pérdidas de acuerdo con lo indicado en b).

Si las instalaciones comparten más de una conexión, primero se efectuará el saldo neto horario de todas las conexiones con la red de distribución/transporte y a continuación se procederá igual que en los puntos anteriores.

Si se instala un nuevo generador evacuando en la misma conexión, se modificarán las fórmulas de los puntos frontera para adecuarlas a la nueva configuración.

ANEXO 4. Calculo de Coeficientes de Configuraciones Comprobantes a partir de Datos Históricos

La relación de medida de un punto de medida principal en sus magnitudes de energía activa entrante y saliente con sus correspondientes comprobantes cumple la relación:

donde:

es la medida para la magnitud δ en el periodo i en el punto de medida principal.

es la medida para la magnitud β del punto de medida comprobante n en el periodo de integración i.

α_n es el coeficiente que relaciona la medida del/los punto/s comprobante/s de medida n con el punto principal para la magnitud de cálculo.

La ecuación (1) también se puede expresar, en un espacio de n dimensiones, como la recta:

y – α₁ · x₁ – α₂ · x₂ ... – α_n–1 · x_n–1 – α_n = 0 (2)

Nota: la correspondencia entre las magnitudes δ y β entre los puntos de medida principal y comprobantes de la ecuación (1) deberán formularse de forma que se cumpla el principio de conservación de la energía (es decir, independientemente de la magnitud programada en los contadores).

donde:

α_i son los coeficientes (incógnitas a calcular) basados en históricos.

y, x₁, x₂,..., x_n son los datos históricos que definen la recta que relaciona la medida principal (y) con las medidas comprobantes (x_i).

Los coeficientes α_i calculados a partir de datos de medida históricos se obtendrán a partir de los j conjuntos de muestras disponibles (y, x₁, x₂,...,x_n) que generen el menor error posible.

Este error se puede expresar como:

donde y_j, x_j1, x_j2,...,x_jn son los j conjuntos de muestras; la recta de ajuste proporciona un valor diferente de y.

Dado que dicho error puede ser negativo o positivo, se define la función:

que asegura que los valores de error son siempre positivos; de todas las rectas posibles definidas por α_i, la que menor error proporciona será la que se obtenga de resolver las n ecuaciones con n incógnitas que minimizan la función (4); esto es, la derivada de dichas funciones igualada a cero:

La solución del conjunto de coeficientes a_i consecuencia del cálculo de n ecuaciones con n incógnitas de (5) se expresarán con seis decimales aunque en los cálculos intermedios se utilizarán al menos 10 decimales.

Los conjuntos de muestras a utilizar para la resolución de los anteriores sistemas de ecuaciones se obtendrán con los siguientes criterios:

a. El número de muestras para la obtención de cada a_i será como mínimo de (25 x 24 muestras por magnitud)

b. El número máximo de muestras a utilizar será el correspondiente a tres meses (3 x 30 x 24 muestras por magnitud)

c. Las muestras procederán del último trimestre previo al cálculo de los coeficientes.

d. Sólo se considerarán como muestras válidas para un periodo de integración y magnitud, aquéllas en las que se disponga simultáneamente de medidas firmes de registradores válidas del punto de medida principal y de todos los puntos de medida comprobantes que lo conforman.

e. No se utilizará ningún conjunto de valores que incluya un 0 en cualquiera de sus energías.

Ejemplos:

1. Caso de comprobante con un único punto de medida:

En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:

cuyo resultado sería:

donde:

n es el número de parejas de valores utilizados para la obtención del coeficiente α₁ que define el coeficiente en base a datos históricos.

y son las distintas parejas de valores de la muestra para distintos periodos de integración de la configuración principal y la comprobante con un único punto de medida, que cumple los criterios indicados en este procedimiento.

2. Caso de configuración comprobante con dos puntos de medida:

En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:

El sistema de ecuaciones (5), estará formado por dos ecuaciones con dos incógnitas cuyo resultado es:

donde:

n es el número de conjuntos de valores utilizados para la obtención de los coeficientes α₁ y α₂ que definen los coeficientes basados en datos históricos.

, y son los distintos valores de la muestra constituidas para distintos periodos de integración de la configuración principal del punto de medida 1 y del punto de medida 2 de la configuración comprobante que cumplen los criterios indicados en este procedimiento.

3. Caso de configuración comprobante con tres puntos de medida:

En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:

El sistema de ecuaciones (5) estará formado por tres ecuaciones con tres incógnitas:

donde:

n es el número de conjuntos de valores utilizados para la obtención de los coeficientes α₁, α₂ y α₃ que definen los coeficientes basados en datos históricos.

, , y son los distintos valores de la muestra constituidas para distintos periodos de integración de la configuración principal del punto de medida 1 y del punto de medida 2 y del punto de medida 3 de la configuración comprobante que cumplen los criterios indicados en este procedimiento.

4. Caso de configuración comprobante con cuatro puntos de medida:

En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:

El sistema de ecuaciones (5) estará formado cuatro ecuaciones con cuatro incógnitas:

Para cualquier número de puntos de medida de la configuración comprobante de un punto frontera el procedimiento sería similar.

ANEXO 5. Estimación de medidas de puntos frontera y agregaciones a partir de datos históricos

1. Objeto.

Este Anexo tiene por objeto definir los algoritmos de cálculo para la estimación de medidas a partir de datos históricos de puntos frontera.

Adicionalmente, este procedimiento lo utilizará el operador del sistema para la estimación de agregaciones cuando se cumplan los supuestos indicados en el procedimiento 10.4. En este caso el operador del sistema estimará una agregación (conjunto de puntos frontera) como si se tratase de un único punto formado por todos los puntos que constituyen la agregación.

2. Consideraciones generales.

En todos los cálculos descritos en este Anexo se utilizarán tres (3) decimales. Los resultados finales de energías se expresarán en kWh redondeando los decimales a la unidad inmediata superior si es igual o superior a 0.5 o a la unidad inmediata inferior si es inferior a 0.5.

Los días de 23 horas se estimarán de forma análoga a si los de 24 horas, sin estimar valor para el periodo de cambio horario.

Los días de 25 horas se estimarán de forma análoga a los de 24 horas, si bien la estimación para el periodo de cambio horario será idéntica a la del periodo inmediatamente anterior.

No se utilizarán nunca medidas estimadas por este procedimiento como datos de partida para realizar nuevas estimaciones.

3. Procedimiento de estimación de valores horarios.

3.1 Procedimiento de estimación de huecos.

La estimación de cada magnitud de energía y periodo horario se calculará como la media aritmética para cada una de las magnitudes y periodo de integración de las medidas correspondientes a los periodos de integración anterior y posterior para los que se dispone de medida de energía.

3.2 Procedimiento de estimación de ventanas de periodos.

El procedimiento de estimación se realiza en tres pasos:

a. Obtención muestra histórica. Cálculo de media y desviación típica:

El tamaño de la muestra será de 6 medidas por cada periodo de integración a estimar, obtenidas de acuerdo con los siguientes criterios:

1. La muestra estará formada por las 6 medidas del mismo periodo de integración y de los días más próximos al del día que se quiere estimar, que sean del mismo tipo de día y del mismo mes (Nota 2).

2. Si con el criterio definido en 1 no se alcanzase el número de 6 muestras se considerarán también los días más próximos al del día que se quiere estimar, que sean del mismo tipo de día y de la misma temporada (Nota 2) hasta alcanzar las 6 medidas.

3. Si de la utilización de los criterios 1 y 2 anteriores no se alcanzase el número de 6 muestras se considerarán también los días más próximos al del día que se quiere estimar, que sean del mismo tipo de día y de distinta temporada.

Se calculará la media aritmética (x) y desviación típica (s) de la muestra de medidas válidas de energías de la misma magnitud y del mismo periodo de integración despreciando de dicha muestra los valores máximo y mínimo (Nota 1).

Nota 1: En caso de que se repita el valor máximo en las muestras sólo se eliminará para el cálculo de la media y desviación típica una de ellas. Análogamente, en caso de que se repita el valor mínimo en las muestras sólo se eliminará para el cálculo de la media y desviación típica una de ellas.

Nota 2: Se definen los días tipo (si aplica) y temporadas de acuerdo con la clasificación establecida en el Real Decreto vigente en el que se establecen las tarifas de acceso a redes.

Ejemplo:

Supongamos que se ha de estimar el día 1 de marzo (jueves) de 2001 de un cliente que opera en la península, la muestra para obtener la estimación se obtendría:

1. Al ser día tipo B (lunes a viernes no festivos temporada media), la muestra podrá formarse con los días 2, 5, 6, 7, 8 y 9 de marzo de 2001. Si alguno de los días anteriores no estuviese disponible se podrían utilizar los días (y por este orden de prelación) 12, 13,14, 15, 16, 19, 20, 21, 22, 23, 26, 27, 28, 29 y 30 de marzo de 2001.

2. Si no se alcanzase el número de seis muestras habría que utilizar (y por este orden de prelación) las medidas de lunes a viernes de abril de 2001, o las de julio de 2001, o las de octubre de 2000, o las de octubre de 2001 y por este orden de prelación.

3. Si no se dispusiese, aun así de las 6 muestras habría, que utilizar las medidas de lunes a viernes más próximos de febrero de 2001.

a. Cálculo de los extremos de distribución:

Para cada magnitud y periodo de integración de la muestra calculada en a) se calculan los extremos de la misma suponiendo una distribución normal:

Muestra máxima = x + 2 * s

Muestra mínima = x – 2 * s

b. Cálculo del valor de energía estimado:

El valor de medida estimado para cada una de las magnitudes y períodos de integración será la media aritmética de la muestra total descrita en a), sin despreciar valores máximos y mínimos utilizando sólo los valores que entren dentro de la distribución normal descrita en b)

Ejemplo (ver Anexo 6):

Supongamos que se han de estimar las medidas de energía activa entrante para un punto frontera de cliente que opera en la península de la magnitud activa entrante desde el periodo de integración n.º 1 del 5/3/2001 hasta el periodo 24 del día 9/3/2001.

Para este punto frontera se dispone de medidas válidas de registrador desde 1/9/2000 hasta el 5/3/2001.

a. Se selecciona la muestra de medidas que se utilizará. Por tanto, al ser el tipo de día B en todos los días a estimar (lunes a viernes temporada media), los días de las muestras serán:

Del criterio 1: Los días 1/3/2001(jueves) y 2/3/2001 (viernes).

Del criterio 2: Utilizamos los días tipo más próximos disponibles, esto es, los días 26/10/2000, 27/10/2000, 30/10/2000 y 31/10/2000. (no es necesario utilizar el criterio 3 pues ya se dispone de seis muestras).

b. Se calcula la media y la desviación típica sin utilizar las muestras máxima y mínima para cada periodo de integración.

c. Se calculan los extremos máximo y mínimo de la distribución para cada periodo de integración.

Se calcula la estimación de energía como la media aritmética de las muestras utilizando para su cálculo las muestras que entran dentro de la distribución definida en c).

d. La misma estimación calculada se utilizará para los días de cálculo, esto es para los días 5, 6, 7, 8 y 9 de marzo de 2001.

3.3 Estimación de energía con datos de cierres ATR y perfil plano.

Los valores de energía de los distintos huecos existentes se estimarán distribuyendo la energía horaria no medida con los distintos cierres validados de ATR, esto es:

donde:

E_i es cada uno de los periodos de energía a estimar (huecos) perteneciente al periodo de cierre de ATR _j.

M_CATRj es el valor de energía de cierre de ATR_j al que pertenece el periodo horario E_i de energía a estimar.

Σe_i es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo de cierre M_CATRj de los que se dispone de valor horario. Es decir M_CATRj – Σe_i es la energía horaria no medida durante el periodo de M_CATRj.

n_j es el número de periodos a estimar correspondientes al periodo de cierre ATRj.

3.4 Estimación de energía con datos de cierres ATR y perfil en base a datos históricos.

Los valores de energía a estimar se obtendrán modulando con los valores de cierre de ATR validados disponibles la curva de consumo obtenida por el procedimiento de estimación de histórico descrita en el 3.2 de este Anexo, esto es:

a. Obtener la curva en función de datos históricos de acuerdo con el procedimiento descrito en 3.2. (Valores x_ij) de este Anexo.

b. Modular los valores de la curva calculada en a) a partir de los cierres de ATRj disponibles:

donde:

E_ij es cada uno de los periodos i de energía a estimar (huecos) perteneciente al periodo de cierre de ATR j.

M_CATRj es el valor de energía de cierre de ATRj al que pertenece el periodo horario Ei de energía a estimar.

Σe_ij es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo de cierre MCATRj de los que se dispone de valor horario. Es decir MCATRj – Σe_ij es la energía horaria no medida durante el periodo de MCATRj.

x_ij es el valor de energía del periodo de integración i y perteneciente a su vez al periodo de cierre de MCATRj calculado de acuerdo con históricos por el método descrito en 3.2 de este Anexo.

Σx_ij es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al cierre MCATRj calculados de acuerdo con histórico por el método descrito en 3.2 de este Anexo.

3.5 Estimación de energía con dato de saldo y perfil plano.

Los valores de energía de los distintos huecos existentes se estimarán distribuyendo la energía horaria no medida con el saldo disponible y validado del contador, esto es:

donde:

E_i es cada uno de los periodos de energía a estimar (huecos) pertenecientes al periodo de saldo S.

Σe_i es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo de saldo S de los que se dispone de valor horario.

S es el valor del saldo de energía al que pertenece los periodos horarios E_i a estimar. Es decir S-Σe_i es la energía horaria no medida durante el periodo de S.

n_j es el número total de periodos sin medida a estimar correspondientes al intervalo del saldo S.

3.6 Estimación de energía con dato de saldo y perfil en base a datos históricos.

Los valores de energía a estimar se obtendrán modulando con el valor de saldo disponible y validado la curva de consumo obtenida por el procedimiento de estimación de histórico descrita en el apartado 3.2 de este Anexo, esto es:

a. Obtener la curva en función de datos históricos de acuerdo con el procedimiento descrito en 3.2 de este Anexo.

b. Modular los valores de la curva calculada en a) a partir del saldo S disponible:

donde:

E_i es cada uno de los periodos i de energía a estimar pertenecientes al periodo de saldo S.

Σe_i es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo que corresponde el saldo S de los que se dispone de valor horario.

S es el valor del saldo de energía al que pertenecen los periodos horarios E_i a estimar. Es decir S-Σe_i es la energía no medida horariamente.

X_i es el valor de energía del periodo de integración i calculado de acuerdo con el método descrito en 3.2 de este Anexo.

Σx_i es la suma de todos los valores de energía horaria i sin medida calculados de acuerdo con el método descrito en 3.2 de este Anexo.

4. Procedimiento de estimación de cierres.

4.1 Estimación de cierres a partir de históricos.

El procedimiento de estimación de un cierre se realiza en cinco pasos:

a. Obtención de la muestra histórica:

El tamaño de la muestra de cada uno de los periodos a estimar será de cuatro. Se seleccionarán los existentes más próximos.

A fin de uniformizar los cierres que componen la muestra, se calcula la energía media horaria de cada periodo de cierre de la muestra como cociente entre la energía de cierre y el número de horas que abarca. Estos serán los valores que integran la muestra (4 valores por cada cierre a estimar).

b. Obtención de la media y desviación típica:

Se calcula la media M_j y desviación típica s_j de cada uno de los cierres j a estimar.

c. Cálculo de los extremos de la distribución:

Se calculan los extremos de la muestra de cada cierre i a estimar suponiendo una distribución normal:

Muestra máxima j= M_j + 2 σ_j

Muestra mínima j= M_j – 2 σ_j

d. Obtención de la media normalizada de cierre:

Se calcula el valor de la media normalizada para cada cierre j a estimar utilizando los valores de la muestra descrita en a) que estén comprendidos en los límites definidos en c).

e. Obtención de la media de cierre:

Se calcula la media de cada cierre a estimar j como el valor obtenido en d) multiplicado por el número de horas que tiene el periodo de cierre j a estimar [e_cj]

4.2 Estimación de cierres a partir de datos históricos modulados con saldo de contador.

El valor de cada uno de los cierres j obtenidos (e_cj) por el procedimiento descrito en 4.1 se modula con el saldo disponible de acuerdo con:

donde:

S es el saldo total que engloba a todos los cierres del periodo.

ΣEc_i es la suma de los cierres de los que se dispone de media. Por tanto S-ΣE_ci es la energía de los cierres no medida.

e_cj es el valor de energía del cierre j calculado de acuerdo con el apartado 4.1 de este Anexo.

Σe_cj es la suma de todos los cierres j que es necesario estimar y calculados de acuerdo 4.1 de este Anexo.

4.3 Estimación de cierres sin histórico a partir de saldo total de contador.

La estimación de los cierres no medidos se obtiene repartiendo cada periodo de cierre a estimar proporcionalmente a la potencia contratada en cada periodo:

donde:

S es el saldo total.

ΣE_ci es la energía medida de cierres comprendidos en el saldo S.

E_cj es la energía a estimar del periodo j.

P_cj es la potencia contratada del periodo j a estimar.

ΣP_cj es la suma de las potencias contratadas de los periodos a estimar.

ANEXO 6. Ejemplo de cálculo de estimaciones de medidas a partir de datos históricos

	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24
01/03/2001 (jueves)	370	414	389	423	429	439	436	290	258	252	304	310	303	312	548	544	557	346	309	279	274	269	276	341
02/03/2001 (viernes)	410	428	405	439	452	469	471	330	290	284	310	324	338	470	566	555	558	348	321	297	286	274	289	389
26/10/2000 (jueves)	484	454	465	460	456	470	481	342	294	297	317	326	338	546	575	578	567	437	324	300	298	299	297	404
27/10/2000 (viernes)	489	479	481	484	462	477	487	343	297	298	323	333	340	569	638	649	606	461	326	314	320	322	309	432
30/10/2000 (lunes)	498	485	491	484	484	483	504	347	320	329	326	336	376	575	652	649	624	478	329	315	322	323	314	439
31/10/2000 (martes)	528	530	509	503	484	484	565	421	340	553	392	441	420	577	665	650	625	505	378	330	326	327	317	534
Media=	470	462	461	467	464	475	486	341	300	302	319	330	348	540	608	608	589	431	325	307	307	305	302	416
Desviación=	40.6	26.1	38.5	21.7	14.3	6.55	13.8	7.33	13.5	19.1	7.07	5.68	18.7	48.3	43.5	48.5	31.4	57.8	3.37	9.33	17.5	23.2	11.4	23.5
X-2*s=	389	409	383	423	435	462	458	326	273	264	305	318	311	443	521	511	526	315	318	288	272	258	280	369
X+2*s=	551	514	538	510	492	488	513	355	327	340	333	341	385	637	695	705	652	547	332	325	341	351	325	463
Estimación=	482	452	457	474	468	477	486	341	300	302	319	330	348	547	607	604	590	429	325	307	304	302	305	416
Medidas utilizadas=	5	5	6	5	5	5	4	4	4	4	4	4	4	5	6	6	6	6	4	4	6	6	5	4

ANEXO 7. Método de estimación completo o parcial de medidas por ausencia en la CCH a partir de perfiles de facturación

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.

Sean:

C Ciclo de facturación de un saldo de ATR entre la hora 0 el día «d_i» del mes «m_i» y la hora 0 el día «d_f» del mes «m_f».

SAL _c,p Saldo de ATR del periodo de facturación «c» correspondiente al periodo tarifario «p» en kWh.

Ns_p Número de horas del periodo de facturación «c» correspondiente al periodo tarifario «p».

CCHr _h,d,p Medida horaria válida correspondiente a la hora «h» y día «d» del periodo tarifario «p» en Wh.

Nr _p Número de horas con medida horaria válida del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p».

ΣCCHr _h,d,p Sumatorio de las Nr _p medidas horaria válidas del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p» en Wh.

P^k_h,d Perfil final «k» a efectos de facturación para el día «d» y hora «h».

Para el caso de que Ns_p >Nr _p, se define:

Ne _p Número de horas para las que es necesario estimar la medida horaria del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p». Será igual a la diferencia de Ns_p – Nr_p,

ΣP^k_h,d Sumatorio de los Ne_p perfiles finales «k» a efectos de facturación correspondientes a las horas con medida horaria a estimar del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p»».

CCHe _h,d,p Medida horaria a estimar en Wh correspondiente a la hora «h» y día «d» del periodo tarifario «p» que se calculará de la siguiente forma:

Para el caso en que el cálculo de CCHe _h,d,p sea menor de 0,_, se considerará CCHe _h,d,p = 0 ylas medidas horarias válidas CCHr _h,d,p deberán ser ajustadas para que ΣCCHr _h,d,p = SAL_c,p según el método del Anexo 8 de este procedimiento.

El proceso de estimación completa o parcial de medidas a partir de perfiles de facturación ocasiona la existencia de decimales asociados al valor de la medida horaria estimada CCHe _h,d,p. Se propone redondear el resultado a 0 decimales:

CCHe _{h,d,p, red} = Redondear [CCHe _h,d,p ]

Siendo la función Redondear la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5.

ANEXO 8. Método de ajuste de las medidas de la CCH a un saldo de ATR

El método de ajuste de las medidas de la CCH a un saldo de ATR tiene como objetivo modificar los valores de una CCH correspondiente a un periodo completo o parcial del intervalo del saldo de ATR.

Sean:

C Ciclo de facturación de un saldo de ATR entre la hora 0 el día «d_i» del mes «m_i» y la hora 0 el día «d_f» del mes «m_f».

SAL _c,p Saldo de ATR del periodo de facturación «c» correspondiente al periodo tarifario «p» en kWh.

Ns_p Número de horas del periodo de facturación «c» correspondiente al periodo tarifario «p».

CCHr _h,d,p Medida horaria válida correspondiente a la hora «h» y día «d» del periodo tarifario «p» en Wh.

Nr _p Número de horas con medida horaria válida del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p».

ΣCCHr _h,d,p Sumatorio de las Nr _p medidas horaria válidas del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p» en Wh.

Para el caso en que Ns_p = Nr _p,y ySAL _c,p <>ΣCCHr _h,d,p seajustarán los valores de las medidas horarias CCHr _h,d,p de la siguiente forma:

Para el caso en que Ns_p > Nr _p,y ySAL _c,p <>ΣCCHr _h,d,p se estimarán las medidas no disponibles de la CCHr _h,d,p según el método del Anexo 7 de este procedimiento. Para el caso en que SAL _c,p <ΣCCHr _h,d,p las medidas no disponibles de CCHr _h,d,p serán igual a 0, y las medidas de CCHr _h,d,p deberán ajustarse según la fórmula anterior.

El proceso de ajuste completo o parcial de medidas ocasiona la existencia de decimales asociados al valor de la medida horaria ajustada CCHr _{h,d,p, ajustada}. Se propone redondear el resultado a 0 decimales:

CCHr _{h,d,p ajustada red} = Redondear [CCHr _{h,d,p ajustada}]

Siendo la función Redondear la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5.

ANEXO 9. Ejemplos de saldo de ATR y CCH asociada

Se incluyen a continuación ejemplos de cada uno de los casos de relación entre el saldo de ATR y su CCH asociada, que se incluyen en la siguiente tabla:

Relación ATR - CCH	Tipo de Saldo de ATR	Método de obtención de la CCH	Código de método de obtención	Tipo de medida de la CCH
Caso a1	Real.	Real	1	Firme.
Caso a2	Real.	Ajustada	3	Firme.
Caso b	Calculado.	Real	1	Firme.
Caso c	Real.	Real/Ajustada/Real/Perfil	1/3/1/2	Firme/Estimación.
Caso d y e	Lectura absoluta local o visual del encargado de lectura.	Real/Ajustada/Real/Perfil	1/3/1/2	Firme/Estimación.
Caso d y e	Auto-lectura absoluta visual del cliente.	Real/Ajustada/Real/Perfil	1/3/1/4	Firme/Estimación.
Caso d y e	Estimado en función de históricos del año anterior.	Perfil	5	Estimación.
Caso d y e	Estimado según un factor de utilización de la potencia contratada.	Perfil	6	Estimación.

Con objeto de simplificar los ejemplos, se considerarán ciclos de facturación ficticios de 5 días.

1. Ejemplo de caso a1:

Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de un saldo de ATR válido (43 kWh) y una curva de carga horaria válida y completa (120 horas cuyo sumatorio es de 42.764 Wh). Se cumple que SALDO = ΣCCHr.

Por tanto, no será necesario realizar ninguna estimación ni ajuste. El método de obtención de todas las medidas horarias de la curva será 1.

2. Ejemplo de caso a2:

Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de un saldo de ATR válido (50 kWh) y una curva de carga horaria válida y completa (120 horas cuyo sumatorio es de 42.764 Wh). Se cumple que SALDO > ΣCCHr.

Por tanto, será necesario realizar un ajuste según el método del Anexo 8 de este documento. El método de obtención de todas las medidas horarias de la curva será 3.

3. Ejemplo de caso b:

Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria válida y completa (120 horas cuyo sumatorio es de 42.764 Wh) y no se dispone de saldo de ATR.

Por tanto, será posible calcular el saldo de ATR a partir del sumatorio de las medidas horarias. El método de obtención de las medidas horarias de toda la curva será 1.

4. Ejemplo de caso c con saldo de ATR > ΣCCHr:

Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria válida incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y de un saldo de ATR válido > ΣCCHr.

Por tanto, será necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone de las mismas, según el método del Anexo 7 de este documento. El método de obtención de las medidas horarias con medida real será 1 y el de las medidas estimadas será 2.

5. Ejemplo de caso c con saldo de ATR < ΣCCHr:

Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria válida incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y de un saldo de ATR válido < ΣCCHr.

Por tanto, será necesario realizar un ajuste según el método del Anexo 8 de este documento, de las medidas reales para que ATR válido = ΣCChr, mientras que las horas sin medida quedarán ajustadas a 0. El método de obtención de todas las medidas horarias de la curva será 3.

6. Ejemplo caso d con saldo de ATR obtenido a partir de la lectura absoluta visual del encargado de lectura.

Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y un saldo de ATR > ΣCCHr obtenido a partir de la lectura absoluta visual del encargado de lectura.

Por tanto, será necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone de las mismas, según el método del Anexo 7 de este documento y de forma idéntica al ejemplo 4 de este Anexo. El método de obtención de las medidas horarias con medida real será 1 y el de las medidas estimadas será 2.

7. Ejemplo caso d con saldo de ATR de auto-lectura absoluta visual del cliente.

Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y un saldo de ATR > ΣCCHr obtenido a partir de la auto-lectura absoluta visual del cliente.

Por tanto, será necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone de las mismas, según el método del Anexo 7 de este documento y de forma idéntica al ejemplo 4 de este anexo. El método de obtención de las medidas horarias con medida real será 1 y el de las medidas estimadas será 4.

8. Ejemplo de caso d con saldo de ATR estimado en función de históricos del año anterior:

Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y se dispone de un saldo de ATR (43 kWh) estimado en función de históricos del año anterior.

En este caso, no se tendrán en cuenta las medidas de la CCHr y se estimarán todas las medidas del intervalo del saldo según el método del Anexo 7 de este documento. El método de obtención de todas las medidas horarias estimadas será 5.

9. Ejemplo de caso d con saldo de ATR estimado según un factor de utilización de la potencia contratada:

Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y se dispone de un saldo de ATR (44 kWh) estimado según un factor de utilización de la potencia contratada.

En este caso, no se tendrán en cuenta las medidas de la CCHr y se estimarán todas las medidas del intervalo del saldo según el método del Anexo 7 de este documento. El método de obtención de todas las medidas horarias estimadas será 6.

P.O. 10.6. Agregaciones de puntos de medida

1. Objeto.

El objeto de este documento es definir el procedimiento de cálculo de las agregaciones de puntos de medida y la información a intercambiar de las mismas.

2. Ámbito de aplicación.

Este documento aplica a los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5 y a los puntos frontera de generación de los que el distribuidor es encargado de lectura.

3. Responsabilidades.

Los distribuidores son los responsables del cálculo de las agregaciones de los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5 y de los puntos frontera de generación de los que son encargados de lectura, de acuerdo a lo indicado en este documento.

4. Calculo de agregaciones.

4.1 Definición de medidas agregadas.

4.1.1 Medidas agregadas de fronteras de clientes.

Una medida agregada de medidas horarias de puntos frontera de clientes es el resultado de calcular el sumatorio de la energía activa consumida para cada periodo de integración horario de los distintos puntos frontera de clientes agrupados por distribuidor, comercializador, nivel de tensión, peaje de acceso, discriminación horaria, tipo de punto de medida, sistema eléctrico aislado (para los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares) o provincia (para el sistema peninsular).

Hasta que no se disponga de medida horaria en todos los puntos frontera de clientes tipo 5, las medidas agregadas de dichas fronteras se obtendrán a partir de:

• Medidas de curvas de carga horaria CCH reales o estimadas de suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas.

• Medidas horarias de suministros que no dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas y deban ser previamente perfilados a partir de las medidas utilizadas para la facturación del peaje de acceso de terceros a la red (saldos de ATR) de acuerdo con lo establecido en el procedimiento de Operación 10.5.

4.1.2 Medidas agregadas de fronteras de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura.

Una medida agregada de fronteras de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura es el resultado de calcular el sumatorio de energía activa generada horariamente de los distintos puntos frontera de dichas instalaciones agrupados por distribuidor, unidad de programación o entidad de liquidación del representante o titular sin representante, tipo de punto de medida, sistema eléctrico aislado para los sistemas eléctricos no peninsulares o provincia para el sistema peninsular.

4.2 Requisitos de los concentradores secundarios que calculan e intercambian datos de agregaciones.

Los concentradores secundarios dentro del alcance de este documento deberán cumplir los requisitos indicados en los procedimientos de operación. 10.4 y 10.11.

4.3 Procedimiento de cálculo de medidas agregadas.

Los encargados de la lectura deberán calcular las distintas agregaciones de las que son participes de acuerdo a lo indicado en este procedimiento.

4.3.1 Identificación y alta de las agregaciones.

Cada encargado de la lectura deberá identificar y notificar al comercializador/consumidor directo a mercado/representante/generador sin representante y al operador del sistema las agregaciones que tiene responsabilidad de calcular utilizando el protocolo, plazos y formatos descritos en los procedimientos de operación 10.4, 10.5 y 10.11.

4.3.2 Baja de agregaciones.

Cada encargado de la lectura deberá identificar y notificar al comercializador/consumidor/representante/generador sin representante y al operador del sistema las agregaciones de las que deja de tener responsabilidad de cálculo por dejar de ser partícipe de las mismas utilizando el protocolo, plazos y formatos descritos en los procedimientos de operación 10.4, 10.5 y 10.11.

4.3.3 Cálculo de medidas agregadas.

Cada encargado de la lectura deberá calcular las distintas agregaciones de las que es responsable atendiendo a la definición descrita en el apartado 4.1 de este documento.

a. Las medidas individuales (desagregadas) de cada punto frontera de cliente tipo 3 y 4 o de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura deberán haber sido calculadas y perfiladas, en su caso, previamente de acuerdo a lo establecido en el P.O. 10.5. «Cálculo del Mejor Valor de Energía en los Puntos Frontera y Cierres de Energía del Sistema de Información de Medidas Eléctricas».

Cada medida agregada de clientes tipo 3 y 4 y de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura que no dispongan de equipo de medida horario en un periodo de integración y magnitud tiene asociada adicionalmente la siguiente información:

• Número total de puntos frontera que participan en el cálculo de dicha agregación en el periodo de integración indicado.

• Energía calculada (agregada) utilizando únicamente medidas procedentes de registrador con las características indicadas en el Reglamento unificado de puntos de medida (esto es, excluyendo las estimadas).

• Número de puntos frontera que han servido como base para el cálculo anterior (las procedentes de registrador que cumplan el Reglamento unificado de puntos de medida).

En el Anexo 1 de este documento se detalla el procedimiento de tratamiento de decimales de las medidas agregadas.

b. Las medidas individuales (desagregadas) de cada punto frontera de cliente tipo 5 deberán haber sido calculadas previamente de acuerdo a lo establecido en el procedimiento de operación 10.5.

Cada medida agregada de clientes tipo 5 en un periodo de integración horario deberá tener asociada la siguiente información:

• Sumatorio de la medida horaria de energía de todos los suministros que forman parte de la agregación para el periodo horario (en kWh).

• Número total de suministros que forman parte de la agregación para el periodo horario.

• Sumatorio de las medidas horarias de energía procedentes de curva real de suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad de telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas que forman parte de la agregación para el periodo horario (en kWh).

• Número de suministros con medida procedente de curva real.

• Sumatorio de las medidas horarias de energía procedentes de medida estimada de suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad de telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas que forman parte de la agregación para el periodo horario (en kWh).

• Número de suministros con medida estimada.

El detalle de la obtención de cada uno de los datos agregados de clientes tipo 5, se describe en el Anexo 2 de este documento.

4.4 Intercambio de información.

4.4.1 Publicaciones de los concentradores secundarios al concentrador principal.

El intercambio de información de medidas agregadas atenderá a lo indicado en el P.O. 10.4 «Concentradores de medidas eléctricas y sistemas de comunicaciones» para agregaciones de puntos frontera generación de los que el distribuidor es encargado de lectura y el P.O. 10.11 «Tratamiento e intercambio de Información entre Operador del Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de agentes» para agregaciones de puntos frontera clientes junto con las consideraciones de este procedimiento.

Las medidas agregadas que deberá calcular y enviar cada concentrador secundario quedan identificadas por la siguiente información:

• Concentrador que envía la medida.

• Magnitud (será activa consumida para agregaciones de clientes y activa generada para agregaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura).

• Periodo de integración.

• Medida (kWh, valores incrementales).

• Número total de puntos frontera y sumatorio de las medidas horarias de energía de la agregación según se describe en el apartado 4.3.3 de este procedimiento.

• Agregación calculada: identificada por los distintos parámetros que la definen descritas en los apartados 4.1.1 y 4.1.2 de este procedimiento. Esto es, cada concentrador secundario, enviará para cada periodo y magnitud las distintas agregaciones vigentes de las que disponga de medidas.

4.4.2 Publicaciones del concentrador principal a los concentradores secundarios.

La publicación por parte del operador del sistema de las medidas agregadas se realizará utilizando el protocolo de comunicaciones entre concentradores y formatos descritos en el P.O. 10.4.

ANEXO 1. Método de obtención de las medidas agregadas de clientes tipo 3 y 4 y de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura

El objeto de este anexo es establecer la metodología para el tratamiento de decimales de los datos agregados en kWh de las medidas de clientes tipo 3 y 4 o de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura en kWh a partir de sus medidas horarias.

Sean:

VR_i Valor de la medida de la agregación en kWh de un conjunto de fronteras calculadas de acuerdo a lo indicado en el apartado 4.3.3 para el periodo de integración i con 12 decimales.

EA_i Error acumulado de energía del periodo de integración i calculado como:

Con EA₀= 0 kWh y con i variando desde 1 hasta el número de periodos de integración de un mes completo (por ejemplo 24 x n.º de días mes).

VF_i Valor agregado en kWh sin decimales con el que se generarán los ficheros para el periodo de integración i que se calculará a partir de la expresión:

VF_i = Redondear [VR_i + EA_i–1]

Siendo la función Redondear la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5

Ejemplo:

Periodo (1 a n.º horas mes)	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25	26	27	28	29
VRi	6,3	7,1	6,4	6,5	6,2	6,1	6,9	7	5,5	2,1	8,7	5,4	2,7	5,8	9,4	4,5	5,7	5,4	8,8	7,2	6,8	5,1	7,8	2,6	1,8	2,9	4,8	8,1	5,1
EAi	0,3	0,4	-0,2	0,3	-0,5	-0,4	-0,5	-0,5	0	0,1	-0,2	0,2	-0,1	-0,3	0,1	-0,4	0,3	-0,3	-0,5	-0,3	-0,5	-0,4	0,4	0	-0,2	-0,3	-0,5	-0,4	-0,3
VFi	6	7	7	6	7	6	7	7	5	2	9	5	3	6	9	5	5	6	9	7	7	5	7	3	2	3	5	8	5

ANEXO 2. Método de obtención de las medidas agregadas de clientes tipo 5

El objeto de este anexo es establecer la metodología de obtención de los datos agregados de medidas de clientes tipo 5 a partir de las medidas horarias en Wh que combinan suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas, así como de suministros que no estén integrados y deban ser perfilados.

Sean:

CCH^c _h,d,a Medida horaria del cliente «c» de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d» en Wh.

AGR _h,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregación «a» en la hora «h» y día «d» en Wh.

N _h,d,a Número de clientes con medida horaria de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d».

CCHr^c _h,d,a Medida horaria real del cliente «c» de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d» en Wh.

AGRr _h,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregación «a» con medida real (que disponga de equipo de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas) en la hora «h» y día «d» en Wh.

Nr _h,d,a Número de clientes con medida horaria real de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d».

CCHe^c _h,d,a Medida horaria estimada del cliente «c» de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d» en Wh.

AGRe _h,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregación «a» con medida estimada en la hora «h» y día «d» en Wh.

Ne _h,d,a Número de clientes con medida horaria estimada de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d».

CCHp^c _h,d,a Medida horaria perfilada del cliente «c» perfilada de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d» en Wh.

AGRp^c _h,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregación «a» con medida perfilada en la hora «h» y día «d» en Wh.

Np _h,d,a Número de clientes con medida horaria perfilada de la agregación «a» correspondiente a la hora «h» y día «d».

Donde:

Σ CCHr _h,d,a, Σ CCHe _h,d,a aplicarán a suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas.

Σ CCHp _h,d,a a suministros que NO dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados en los correspondientes sistemas.

Por tanto se cumplirá que:

Σ CCH^c_{h,d,a =} Σ CCHr^c _h,d,a +Σ CCHe^c _h,d,a + Σ CCHp^c _h,d,a

N _{h,d,a =} Nr _{h,d,a +} Ne _{h,d,a +} Np _h,d,a

El proceso de cálculo de agregaciones en kWh ocasiona la existencia de decimales asociados al valor de las medidas horarias CCHr^c _h,d,a, CCHe^c _h,d,a, CCHp^c _h,d,a en Wh.

Los valores decimales resultantes se tratarán de la siguiente manera:

• Se emplearán al menos doce (12) decimales en el proceso.

• Se asignará a cada sumatorio Σ CCHr^c _h,d,a, Σ CCHe^c _h,d,a, Σ CCHp^c _h,d,a de la hora «h» y día «d» el valor entero tras redondear.

• Se arrastrará el residuo decimal existente en el cálculo de la hora «h» y día «d» a la siguiente hora «h+1» cuya medida horaria se debe estimar.

Esto es:

• Para la primera hora a agregar:

AGRr_h,d,a = Redondear [Σ CCHr^c _h,d,a]

• Para las restantes horas a agregar:

AGRr_h+1,d,a = Redondear [Σ CCHr^c _h,d,a + residuo AGRr_h,d,a]

residuo AGRr_h,d,p = AGRr_h,d,p Σ CCHr^c _h,d,a

Siendo la función Redondear la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5.

PO. 10.11. Tratamiento e intercambio de Información entre Operador del Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de agentes

1. Objeto.

El objeto de este documento es definir el tratamiento de la información relativa a los datos de medida de los puntos de los que los distribuidores son los encargados de la lectura.

Este documento define los flujos de información de medidas entre los concentradores secundarios de los distribuidores y el concentrador principal y resto de participantes del sistema.

2. Ámbito de aplicación.

Este procedimiento es de aplicación a los participantes del sistema de información de medidas de puntos frontera de los que los distribuidores son encargados de lectura.

Este documento aplica a los concentradores secundarios definidos en el Reglamento unificado de puntos de medida que gestionen datos de medidas de clientes y/o puntos frontera de generación de los que el distribuidor es encargado de la lectura.

3. Responsabilidades.

Los encargados de la lectura son responsables del desarrollo, instalación, administración, mantenimiento y operación de los concentradores secundarios de acuerdo al Reglamento unificado de puntos de medida junto con lo indicado en este documento.

Los propietarios de concentradores secundarios que, sin ser encargados de la lectura, suministren las medidas a sus encargados son responsables del desarrollo, instalación, administración, mantenimiento y operación del concentrador secundario de acuerdo a lo indicado en este documento.

4. Procesos de los concentradores secundarios.

4.1 Recepción de las medidas de los puntos de medida.

4.1.1 Puntos de medida con conexión directa al concentrador secundario del encargado de la lectura.

El concentrador secundario del encargado de la lectura deberá recibir las lecturas de los registradores y / o contadores que son directamente leídos por el propio encargado de la lectura, de acuerdo con los plazos establecidos en el procedimiento de operación P.O.10.5. «Cálculo del Mejor Valor de Energía en los Puntos Frontera y Cierres de Energía del Sistema de Información de Medidas Eléctricas».

4.1.2 Puntos de medida cuyas lecturas son enviadas desde un concentrador secundario cuyo titular no es el encargado de la lectura.

El concentrador secundario del encargado de la lectura podrá obtener medidas a través de otros concentradores siempre que las mismas procedan de registradores que tengan operativa la firma electrónica y envíen al concentrador secundario del encargado de la lectura toda la información requerida dentro de los plazos recogidos en el P.O. 10.5.

El canal y protocolo de comunicación entre los concentradores será el definido en el apartado 6 de este procedimiento.

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. Intercambio de información entre 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. Canales y protocolos de comunicación.

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

1. Ámbito de aplicación.

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.

2. Definiciones.

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.