Resolución de 11 de diciembre de 2019, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban determinados procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica

Independientemente de la obligación de contestar las objeciones a los comercializadores o consumidores directos a mercado o representantes anteriormente indicada, como consecuencia de la resolución de las mismas, el encargado de la lectura puede tener que generar y enviar al concentrador principal modificaciones de inventario y/o nuevos datos de medida.

Además, para los casos en que un comercializador o representante A presenta una objeción que afecta a otro comercializador o representante B, el cual no presenta objeción, si el encargado de lectura acepta la objeción deberá comunicar al concentrador principal y a los participantes implicados, en el periodo de resolución de objeciones y mediante el formato que se establezca, la identificación de los puntos o agregaciones del comercializador o representante B afectados por la objeción del comercializador o representante A.

• Actuación del operador del sistema: El operador del sistema actuará de receptor de los datos remitidos por los encargados de la lectura consecuencia de la resolución de una objeción que les sean de aplicación, y realizará los tratamientos de medidas antes de la publicación del cierre definitivo de acuerdo con lo indicado a continuación:

a. Modificación de medidas o datos estructurales de clientes tipos 1 y 2. El operador del sistema modificará sólo datos de medidas o datos estructurales de clientes tipos 1 y 2 si existe una auto-objeción del encargado de la lectura o una objeción de comercializador o consumidor directo a mercado o representantes aceptada por el propio encargado de la lectura. En función del tipo de objeción de que se trate, el operador del sistema deberá recibir información adicional para modificar los datos de medidas.

Si la información enviada en los plazos establecidos por el encargado de la lectura es incoherente o incompleta no se modificarán las medidas de clientes tipos 1 y 2 por parte del operador del sistema, comunicando el motivo de la no aceptación.

b. Modificación de medidas o datos estructurales de agregaciones de clientes. El operador del sistema modificará sólo datos de medidas o datos estructurales de agregaciones si existe una autobjeción del encargado de la lectura o una objeción del comercializador o de los consumidores directos a mercado aceptada por el propio encargado de la lectura. En función del tipo de objeción de que se trate, el operador del sistema deberá recibir información adicional para modificar los datos de medidas.

Si la información recibida por el operador del sistema es incoherente o incompleta, el operador del sistema no modificará las medidas en la publicación del cierre definitivo, comunicando el motivo de la no aceptación.

c. Modificación de medidas o datos estructurales de instalaciones de puntos frontera de generación de los que el distribuidor es encargado de lectura. El operador del sistema modificará sólo datos de medidas o datos estructurales de instalaciones de puntos frontera de generación de los que el distribuidor es encargado de lectura si existe una autobjeción del encargado de la lectura o una objeción del representante aceptada por el propio encargado de la lectura. En función del tipo de objeción de que se trate, el operador del sistema deberá recibir información adicional para modificar los datos de medidas.

Si la información recibida por el operador del sistema es incoherente o incompleta, el operador del sistema no modificará las medidas en la publicación del cierre definitivo, comunicando el motivo de la no aceptación

d. Aceptación de objeciones ante la ausencia de información del encargado de lectura: En el caso de objeciones presentadas correctamente y en plazo por participantes no encargados de lectura, ante la falta de respuesta por el encargado de lectura, pasado el plazo se considerará como aceptado los valores propuestos en su objeción por el participante no encargado de lectura.

En caso de que el encargado de lectura haya respondido afirmativamente pero no haya comunicado la modificación de datos estructurales o medida, el participante no encargado de la lectura deberá comunicar mediante una solicitud de revisión de resolución de objeciones de acuerdo a los formatos y plazos establecidos la revisión de la objeción. Si el encargado de lectura sigue sin comunicar la modificación de datos estructurales o medida, pasado el plazo se considerará como aceptado los valores propuestos en su objeción por el participante no encargado de lectura.

En cualquier caso, el operador del sistema no modificará datos estructurales o de medida en la publicación del cierre definitivo, si la información recibida es incoherente o incompleta.

6.7 Cierre de energía definitivo. Las medidas del cierre provisional que no hayan sido objetadas en los plazos anteriormente indicados pasarán a considerarse como firmes definitivas de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.

Las medidas objetadas podrán cambiar su valor de acuerdo con lo indicado en el apartado 6. A partir de la resolución de las objeciones de datos de medidas, el operador del sistema comenzará a realizar los tratamientos de medidas necesarios a fin de realizar el cierre definitivo y su publicación.

Las medidas en cierre definitivo sólo podrán ser modificadas en los casos contemplados por el artículo 15 del Reglamento unificado de puntos de medida.

El operador del sistema publicará a los distintos participantes por los medios y formatos establecidos en el P.O. 10.4 los datos de medida en cierre definitivo de los que son partícipes.

Excepcionalmente, el operador del sistema podrá realizar republicaciones del cierre definitivo efectuados como consecuencia de reclamaciones recibidas a través del sistema de liquidaciones o por alguna de las situaciones descritas en el apartado 8.14. Las republicaciones se harán públicas a los participantes afectados.

Como consecuencia de toda la información recibida tras el proceso de resolución de objeciones, se inicia un proceso previo al cierre definitivo por el cual, en las fases y los plazos indicados en el apartado 8 de este procedimiento, se publican nuevamente a los participantes las medidas, en los casos de no conformidad, y se solicita a los encargados de la lectura una revisión de la resolución de las objeciones. Una vez concluido este proceso, el operador del sistema publicará los datos definitivos de medidas al sistema de liquidaciones y a los participantes del sistema de medidas.

Una vez concluido este proceso, el operador del sistema publicará los datos definitivos de medidas al sistema de liquidaciones y a los participantes del sistema de medidas.

6.8 Corrección de registros de medida posterior al cierre definitivo. La corrección de registros de medidas posterior a la publicación de los cierres definitivos de medidas según lo dispuesto en el artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, modificado según la disposición final tercera del Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, se realizará conforme a lo indicado en los siguientes apartados.

6.8.1 Solicitud a un encargado de lectura de una corrección de registros de medida. La solicitud de corrección de registros de medida tiene por objeto solicitar al encargado de la lectura la revisión de los datos de medida como consecuencia de errores de medidas tras la publicación del cierre definitivo

La solicitud de corrección de registros de medida tiene por objeto reclamar al encargado de la lectura de un punto frontera o agregación de fronteras la revisión y corrección, si procede, de sus datos de medida tras la publicación del cierre definitivo, en los supuestos indicados en el apartado 2 del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.

Podrán solicitar corrección de registros de medida los participantes 1 y 2 y los representantes de fronteras de las que el operador del sistema es encargado de la lectura y los representantes / comercializadores / consumidores directos/ operador del sistema para el resto de fronteras y agregaciones.

La solicitud de corrección de datos de medidas se comunicará simultáneamente al encargado de la lectura y al operador del sistema en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento, a partir de los ficheros y formatos que se publicarán en la página web de Red Eléctrica de España.

6.8.2 Comunicación de una corrección de medida por un encargado de lectura. Adicionalmente, será de aplicación la corrección de registros a los casos en que el encargado de lectura detecte un error de medidas tras la publicación del cierre definitivo, en los supuestos indicados en el apartado 3 del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.

La corrección de registros de medida por un encargado de lectura se pondrá a disposición de los representantes / comercializadores / consumidores directos y del operador del sistema en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento.

La solicitud de corrección de datos de medidas se comunicará simultáneamente al encargado de la lectura y al operador del sistema en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento, a partir de los ficheros y formatos que se publicarán en la página web de Red Eléctrica de España.

6.8.3 Validación y resolución por parte del encargado de lectura. Los encargados de la lectura analizarán las solicitudes de corrección recibidas. Para que una solicitud de corrección sea aceptada, el encargado de la lectura comprobará que se ajusta a los supuestos recogidos en el artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.

Los encargados de la lectura analizarán las solicitudes de corrección recibidas y resolverán las mismas en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento. Los encargados de la lectura podrán requerir información adicional a los solicitantes a fin de resolver las solicitudes de revisión de medidas. Tras la revisión, el encargado de lectura concluirá como:

• Medida revisada y confirmada:

• Medida del punto frontera y/o agregación que tras el análisis del encargado de la lectura no modifica su valor.

• Medida revisada y modificada:

• Medida del punto frontera y/o agregación que tras el análisis del encargado de la lectura modifica su valor.

El encargado de la lectura pondrá en conocimiento de los participantes afectados y del operador del sistema la revisión de las solicitudes y la conclusión del análisis (medidas confirmadas o medidas modificadas), en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento, a partir de los ficheros y formatos que se publicarán en la página web de Red Eléctrica 2e España.

6.8.4 Publicación de datos de medidas corregidas. El encargado de la lectura publicará a los participantes afectados, al operador del sistema y al sujeto responsable de efectuar la liquidación (según se establece en el apartado 1 del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto), los nuevos datos de medidas horarias por punto frontera o por agregación, incluyendo los importes de liquidación resultado de la modificación, en los plazos indicados en el apartado 8 de este procedimiento, a partir de los ficheros y formatos que se publicarán en la versión vigente del documento ‘Ficheros para el Intercambio de Información de Medidas’ disponible en la página web de Red Eléctrica de España.

El operador del sistema informara al Ministerio para la Transición Ecológica y a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia del cumplimento de los requisitos de aplicación del artículo 15 en base a la información recibida de los participantes.

6.9 Publicación al sistema de medidas de «restos» de energía facturada de meses en cierre definitivo. Una vez publicado el nuevo cierre de medidas de un mes M tras las correcciones por aplicación del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, el encargado de lectura comunicará al concentrador principal las modificaciones de energía consecuencia de nuevas facturaciones del peaje de acceso (refacturaciones, complementarias o regularizadoras) correspondientes al mes M efectuadas con posterioridad al cierre definitivo de medidas y que no hayan sido tenidas en cuenta en la aplicación del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.

Para ello, se comunicará a través de un fichero específico la energía incremental (positiva o negativa) respecto a la publicada en el cierre definitivo tras la aplicación del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto («restos» de energía facturada de meses en cierre definitivo).

6.10 Cierres extraordinarios. Además de los cierres provisional y definitivo descritos en este apartado 6, podrá ser necesaria la realización de cierres extraordinarios de acuerdo con lo indicado en este apartado.

En situaciones de sujetos de mercado que queden suspendidos temporal o definitivamente del mercado de producción, y a solicitud del sistema de liquidaciones del operador del sistema, los plazos de envío de datos de medidas, cierre provisional y plazo de presentación de objeciones podrán reducirse a fin de acelerar el cierre definitivo de los puntos frontera de un sujeto del mercado de acuerdo con el procedimiento extraordinario que el operador del sistema establezca.

7. Comprobación de los procesos de lectura, alta o modificación de fronteras y tratamiento e intercambios de información. A petición del Ministerio para la Transición Ecológica o de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el operador del sistema efectuará una comprobación de los procesos de lectura o alta, baja o modificación de fronteras o el tratamiento e intercambios de la información de los datos de las fronteras y periodos solicitados.

Como resultado de la solicitud, el operador del sistema emitirá informe sobre el cumplimiento de los requisitos del Reglamento Unificado de Puntos de Medida de los procesos y fronteras solicitados.

En función del alcance del proceso de comprobación solicitado, el operador del sistema podrá utilizar una muestra de fronteras y periodos para la realización de la comprobación solicitada.

En función del alcance del proceso de comprobación solicitado, el operador del sistema solicitará a los distribuidores, para fronteras de las que el operador del sistema no es encargado de la lectura, la información requerida en función de la comprobación o tipos de puntos a comprobar. Los encargados de la lectura remitirán los datos solicitados por las vías y formatos que establezca el operador del sistema antes de 30 días desde su solicitud.

Para realizar comprobaciones de puntos frontera tipos 1, 2 y tipo 3 distintos de clientes, el operador del sistema utilizará los datos de medidas disponibles en el concentrador principal.

El operador del sistema podrá, si lo estima conveniente para la elaboración de este informe, inspeccionar in situ las instalaciones de medida afectadas (o una muestra de las mismas).

El informe de la comprobación efectuado se enviará al Ministerio para la Transición Ecológica o de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, según sea el peticionario, en el plazo de un mes desde que el operador del sistema disponga de la información completa sobre los datos anteriores.

8. Plazos del sistema de medidas.

8.1 Recepción de medidas. Los plazos de recepción de medidas y puesta a disposición del concentrador principal y del resto de participantes (en los casos en que aplique) se detallan en la siguiente tabla:

Tipo de punto frontera	Concentrador de medidas que efectúa la lectura del registrador	Plazo obligatorio para la lectura del registrador	Plazo obligatorio de publicación de medidas al concentrador principal	Plazo obligatorio de publicación de medidas al comercializador, representante o consumidor directo a mercado (nota 4)	Fin plazo de recepción de medidas por parte del concentrador principal
Tipos 1 y 2 distintos de clientes Tipo 3 distintos de clientes y distintos de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura.	Concentrador principal.	Día D debe leerse antes de las 8:00 h del día D + 1 (Nota 3).	No aplica.	No aplica.	(Nota 5).
Tipos 1 y 2 distintos de clientes.	Concentrador Secundario propiedad diferente que el encargado de lectura.	Día D debe leerse antes de las 8:00 h del día D + 1 (Nota 3).	Día D debe publicarse antes de las 8:00 h del día D + 1.	No aplica.	(Nota 5).
Tipo 3 distintos de clientes y distintos de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura.	Concentrador Secundario propiedad diferente que el encargado de lectura.	Mes M debe leerse antes de las 8:00 h del 3er día hábil del mes M + 1.	Mes M debe publicarse antes de las 8:00 h del 4º día hábil del mes M + 1.	No aplica.	(Nota 5).
Tipo 3, 4 y 5 de instalaciones de generación de las que el distribuidor es encargado de lectura.	Concentrador Secundario propiedad del encargado de lectura.	Mes M debe leerse antes de las 8:00 h del 3er día hábil del mes M + 1.	Mes M debe publicarse antes de las 8:00 h del 4º día hábil del mes M + 1.	Mes M debe publicarse antes de las 8:00 h del 4º día hábil del mes M + 1.	(Nota 5).
Tipo 1 y 2 de clientes.	Concentrador Secundario propiedad del encargado de lectura.	Día D debe leerse antes de las 8:00 h del día D + 1 (Nota 3).	Día D debe publicarse antes de las 8:00 h del día D + 1.	Día D debe publicarse antes de las 8:00 h del día D + 1.	(Nota 5).
Tipo 3, 4 y 5 de clientes.	Concentrador Secundario propiedad del encargado de lectura.	Mes M debe leerse, al menos, antes de las 8:00 h del 12º día natural del mes M+3 (Nota 6).	Mes M debe publicarse antes de las 8:00 h del 12º día natural del mes M+3 (Nota 1).	Mes M debe publicarse antes de las 8:00 h del 12º día natural del mes M + 3 (Nota 2).	(Nota 5).

Nota 1: Medidas agregadas.

Nota 2: Medidas agregadas y datos acumulados mensuales por punto de frontera. En el caso de instalaciones de puntos frontera de generación de los que el distribuidor es encargado de lectura, también medidas horarias.

Nota 3: Además de las comunicaciones remotas necesarias con los registradores de medidas para dar cumplimiento a lo indicado anteriormente, el encargado de la lectura realizará al menos los reintentos para recuperar medidas pendientes que se indican a continuación:

Puntos tipo 1 y 2: Se realizará al menos una comunicación remota semanal con los registradores de medidas hasta el primer día hábil del mes M+3 a fin de recuperar medidas pendientes correspondientes al mes M.

Puntos tipo 3: Se realizarán al menos tres comunicaciones remotas con los registradores de medidas en días distintos para recuperar medidas pendientes del mes M antes del primer día hábil del mes M+3.

Nota 4: La información de los datos acumulados mensuales de fronteras tipos 3, 4 y 5 deberá ser puesta a disposición de los participantes una vez se realice el cierre provisional, con un retraso inferior a veinticuatro horas.

Las comunicaciones de altas, bajas y cambios de comercializador y/o representante deberán realizarse antes de cumplirse cinco días hábiles desde su fecha efectiva.

El resto de datos estructurales y/o de medidas no incluidos en los párrafos anteriores, así como las medidas en punto de medida cuando se requiera, serán puestos a disposición de sus participantes con un retraso inferior a veinticuatro horas desde su cálculo u obtención por parte del encargado de la lectura.

Nota 5: El plazo de finalización de recepción de medidas para un cierre podrá tener distintas fechas en función del tipo de frontera.

El plazo de recepción de medidas como consecuencia del tratamiento de incidencias finaliza 30 días antes del cierre provisional de medidas.

Con objeto de disponer de datos de medidas adicionales para la validación y estimación de medidas, el concentrador del encargado de la lectura podrá comunicar y recibir datos de medidas de registrador correspondientes a saldos de energía de puntos de medida.

Con objeto de disponer de datos de medidas adicionales para la validación y estimación de medidas, los concentradores secundarios deberán enviar al concentrador principal saldos de energía diarios y/o mensuales de los puntos de medida de los que el operador del sistema es encargado de la lectura. El envío de dichos saldos de energía se realizará según los plazos de recepción de medidas del tipo de frontera.

Los envíos de medidas posteriores al cierre de recepción de medidas podrán ser tenidos en consideración por los encargados de la lectura dentro del procedimiento de resolución de objeciones.

Independientemente de los plazos de recepción de medidas establecidos y en situaciones de sujetos de mercado que queden suspendidos temporal o definitivamente del mercado de producción o por otra cualquier causa análoga, y previa solicitud del operador del sistema a los encargados de la lectura con notificación simultánea a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y Ministerio para la Transición Ecológica, los plazos de envío de datos de medidas podrán reducirse a fin de acelerar el cierre definitivo de un sujeto de acuerdo con el procedimiento excepcional que el operador del sistema establezca.

La remisión de una mejor medida al operador del sistema por parte del Encargado de la lectura se podrá realizar hasta las 8:00 del 11.º día hábil del mes M+7..

Nota 6: La periodicidad de las lecturas será la establecida en la normativa de aplicación.

8.2 Cálculo del mejor valor de punto frontera. El cálculo del mejor valor de energía de cada punto frontera se realizará, mientras no se haya realizado el cierre definitivo de medidas, de acuerdo con los plazos obligatorios de recepción de medidas que se indican en el apartado 8. Adicionalmente, se realizará como consecuencia del procedimiento de resolución de incidencias y objeciones.

8.3 Cálculo de agregaciones de clientes. El cálculo de agregaciones de clientes y su puesta a disposición del operador del sistema y del resto de participantes se realizará de acuerdo con los plazos obligatorios de recepción de medidas que se indican en el apartado 8.1 Adicionalmente, se realizará como consecuencia del procedimiento de resolución de incidencias y objeciones.

8.4 Publicaciones al sistema de liquidaciones. El concentrador principal publicará los datos de medidas al sistema de liquidaciones para su liquidación, al menos con la siguiente periodicidad:

Periodo de publicación	Tipo de publicación	Plazo de recepción de medidas en el concentrador principal para tenerse en cuenta en la publicación
Diariamente.	Medidas del mes M de puntos frontera de generación e internacionales que sean firmes o provisionales por causas no imputables al responsable del punto.	Recibidas hasta las 8:00 h.
Diariamente, entre el 2.º día natural y el 5.º día hábil de cada mes.	Medidas del mes M – 1 de puntos frontera de generación e internacionales que sean firmes o provisionales por causas no imputables al responsable del punto Medidas de puntos frontera de clientes con medidas del mes M – 1.	Recibidas hasta las 8:00 h del 4º día hábil.
Semanalmente.	Medidas de puntos frontera de clientes con medidas del mes M y M – 2.	Recibidas hasta las 8:00 h del último día hábil de la semana anterior.
Mensualmente, el primer día hábil posterior al día 15 natural de cada mes.	Medidas del mes M – 3 de puntos frontera de generación e internacionales que sean firmes o provisionales por causas no imputables al responsable del punto o estimaciones consecuencia de la resolución de incidencias en las que se disponga de medida válida del saldo total de energía del mes M – 3 Medidas de puntos frontera de clientes con medidas y del mes M – 3.	Recibidas hasta las 8:00 h del 12º día natural del mes.
Mensualmente, antes del penúltimo día hábil de cada mes.	Medidas del cierre provisional del mes M – 7.	Recibidas hasta las 8:00 h del 11º día hábil del mes M-7.
Mensualmente.	Medidas del cierre definitivo cierre de energía por artículo 15 del Real Decreto 1110/2007.	Recibidas hasta fin del plazo de solicitud de revisión de la resolución de las objeciones (ver apartado 8.11).

8.5 Publicaciones a los participantes. El operador del sistema realizará, al menos, las siguientes publicaciones de datos estructurales y medidas previas a cada liquidación:

Periodo de publicación	Encargado de lectura del tipo de punto frontera que se publica	Tipo de publicación
Diariamente.	Operador del sistema.	Datos completos del mes M. Datos completos del mes M-1 (entre el 1.er día natural y el 5.º día hábil del mes M+1).
Diariamente.	Distribuidor.	Datos completos del mes M-1 (entre el 1.er día natural y el 5.º día hábil del mes M+1).
Semanalmente, a partir del 5.º día hábil del mes.	Distribuidor.	Datos completos del mes M y M-2.
Semanalmente, a partir del 5.º día hábil del mes.	Operador del sistema.	Datos completos del mes M-2.
Semanalmente, a partir del 5.º día hábil del mes.	Distribuidor.	Datos estructurales y acumulados mensuales de los meses M-4, M-5 M-6 y M-7.
Mensualmente, el 1.er día hábil posterior al día 15 de cada mes.	Operador del sistema /Distribuidor.	Datos completos del mes M-3.
Mensualmente, antes del penúltimo día hábil de cada mes.	Operador del sistema / distribuidor.	Datos completos del cierre provisional del mes M-7.
Mensualmente antes del tercer día hábil de cada mes.	Operador del sistema / distribuidor.	Datos completos del cierre definitivo.

8.6 Incidencias y preobjeciones.

8.6.1. Recepción de incidencias. El plazo de recepción de incidencias de un punto de medida finalizará 30 días antes del cierre provisional de medidas.

8.6.2. Resolución de incidencias. Los plazos para la revisión y resolución de incidencias por parte del encargado de lectura dependerán de la fecha de recepción de la incidencia y de su tipología, de acuerdo con lo indicado a continuación:

a. Incidencias en instalaciones de las que el operador del sistema es el encargado de la lectura:

i. Incidencias recibidas hasta el primer día hábil del mes siguiente (mes M+1) al que corresponde la incidencia.

Serán revisadas antes del quinto día hábil del mes M+1 siempre que correspondan a:

○ Comunicación de modificaciones en datos estructurales.

○ Incidencia o avería solucionada que impedía la comunicación de datos de medidas.

○ Grupo de generación parado con producción cero o instalación desconectada con intercambio cero.

○ Incidencia o avería solucionada en equipos que no requiera estimaciones de medidas.

ii. Incidencias recibidas hasta el primer día hábil del segundo mes siguiente (mes M+2) al que corresponde la incidencia.

Serán revisadas antes del primer día hábil del tercer mes siguiente (M+3) siempre que correspondan a:

○ Comunicación de modificaciones en datos estructurales.

○ Incidencia o avería solucionada que impedía la comunicación de datos de medidas.

○ Grupo de generación parado con producción cero o instalación desconectada con intercambio cero.

○ Incidencia o avería solucionada en equipos que no requiera estimaciones de medidas.

○ Incidencia en la que se disponga de medida válida del saldo total de energía del intervalo de períodos afectados por la incidencia, según se indica en el punto a) del apartado 4.4.1.

b. Incidencias recibidas hasta el límite de recepción de incidencias indicado en el apartado anterior.

c. El resto de incidencias que por el plazo de comunicación o tipología no hayan sido resueltas en los plazos anteriormente indicados, serán resueltas antes del cierre provisional de medidas.

d. Incidencias de instalaciones de generación de las que el distribuidor es el encargado de lectura:

El plazo de emisión de incidencias se inicia el día siguiente a la publicación del cierre de energía M+1 y finaliza el primer día hábil del sexto mes al que corresponden las medidas (mes M+6).

Su resolución por parte del encargado de lectura se realizará siempre antes del plazo límite de comunicación de medida para el cierre provisional. En aquellos casos donde exista posibilidad, se realizará la corrección antes del plazo límite de comunicación de medida para el cierre M+3.

Se podrán comunicar incidencias sobre información estructural, medida de energía activa o reactiva.

8.6.3 Recepción de preobjeciones. El plazo de recepción de comunicación de preobjeciones al concentrador principal de medidas comenzará a partir del día siguiente a la publicación del cierre de medidas del mes M+1 para instalaciones de generación y a partir del día siguiente a la publicación del cierre de medidas del mes M+3 para agregaciones de clientes. En ambos casos finalizará 30 días antes del cierre provisional de medidas.

8.7 Cierre del mes M+1. El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas del cuarto día hábil del mes siguiente (mes M+1) los datos estructurales y las medidas de los puntos frontera de clientes tipo 1 y 2.

El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas del cuarto día hábil del mes siguiente (mes M+1) los datos estructurales y las medidas de las instalaciones de generación tipo 3, 4 y 5 de las que el distribuidor es el encargado de lectura.

El operador del sistema realizará las comprobaciones que estime oportunas con objeto de evitar errores en la liquidación del mes M+1, de estas comprobaciones, se podrá requerir a los encargados de lectura un nuevo envío de información.

El operador del sistema realizará las publicaciones de los datos de medidas del cierre M+1 a los participantes, así como al Sistema de Liquidaciones para su liquidación, el quinto día hábil del mes M+1.

El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal y los participantes en la medida antes de las diez horas del cuarto día hábil del mes siguiente (mes M+1) los datos estructurales de los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5.

8.8 Cierre M+3. El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas del día 12 natural del mes M+3 los datos estructurales de las agregaciones de puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5 y de sus medidas horarias asociadas, así como el acumulado mensual de cada uno de los clientes de la agregación.

Asimismo, deberá poner a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas del día 12 natural del mes M+3 las medidas horarias individualizadas de los puntos frontera de clientes tipo 5 con curva de carga horaria.

El operador del sistema realizará las comprobaciones que estime oportunas con objeto de evitar errores en la liquidación del mes M+3, de estas comprobaciones, se podrá requerir a los encargados de lectura un nuevo envío de información.

El operador del sistema realizará las publicaciones de los datos de medidas del cierre M+3 a los participantes, así como al Sistema de Liquidaciones para su liquidación, el primer día hábil posterior al día 15 natural del mes M+3

8.9 Cierre provisional. El cierre provisional de medidas correspondiente al mes M se publicará a los participantes y al sistema de liquidaciones no más tarde del penúltimo día hábil del séptimo mes posterior a las medidas (mes M+7).

Coincidiendo con la publicación del cierre provisional, y en un plazo no superior a 24 horas, los distintos encargados de la lectura pondrán a disposición de los distintos comercializadores/consumidores directos a mercado el desglose de puntos frontera individualizados que componen cada agregación enviada al operador del sistema por los medios y formatos establecidos en los PP.OO. 10.4 y 10.11.

8.10 Objeciones.

8.10.1 Presentación de objeciones. Los plazos de objeción de medidas tras el cierre provisional son los siguientes:

Veinticinco días hábiles para cualquier participante de puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de la lectura.

Diez días hábiles para autobjeciones de los encargados de la lectura. Dentro de este plazo los encargados de lectura deberán enviar al operador del sistema los datos estructurales y de medidas necesarios para su resolución. Al día siguiente de la finalización de este plazo, el operador del sistema realizará una publicación de medidas de las que el distribuidor es encargado de lectura previa al inicio del plazo de presentación de objeciones que se establece en el siguiente apartado para comercializadores, clientes directos a mercado o representantes de medida.

Quince días hábiles para los comercializadores, consumidores directos a mercado o representantes de medidas que correspondan a puntos frontera de los que el distribuidor es encargado de lectura. Este plazo se iniciará el día siguiente de la publicación indicada en el apartado anterior, es decir, a partir del duodécimo día hábil posterior a la publicación del cierre provisional.

Para aquellos puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, el operador del sistema recibirá los datos de las objeciones y los publicará diariamente a todos los participantes de los puntos hasta el fin del plazo de recepción indicado anteriormente. En todo caso, es responsabilidad del emisor, y en ningún caso del operador del sistema, verificar que la objeción ha sido recibida y publicada a los participantes implicados en el concentrador principal.

8.10.2 Resolución de objeciones. Los encargados de la lectura resolverán las objeciones recibidas en un plazo de quince días hábiles desde el cierre del plazo de emisión de objeciones. Para el caso de puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, los distribuidores deberán enviar al operador del sistema dentro de este plazo los datos estructurales y de medidas necesarios para la resolución de las objeciones que resulten aceptadas por éstos.

Para aquellos puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, el operador del sistema recibirá las respuestas a las objeciones y las publicará diariamente a todos los participantes de los puntos hasta el fin del plazo de resolución indicado anteriormente. En todo caso, es responsabilidad del emisor, y en ningún caso del operador del sistema, verificar que la objeción ha sido recibida y publicada a los participantes implicados en el concentrador principal.

8.11 Cierre definitivo. El proceso previo al cierre definitivo consta de cuatro o seis fases, dependiendo de que el encargado de la lectura sea el operador del sistema o el distribuidor respectivamente. Dichas fases se desarrollan en los plazos que se detallan a continuación.

8.11.1 Fronteras de las que el operador del sistema es encargado de la lectura.

Fase 1: El operador del sistema publicará las medidas a los participantes el segundo día hábil posterior al cierre del plazo de resolución de objeciones indicado en el apartado 8.11.

Fase 2: Los participantes tendrán seis días hábiles para solicitar al operador del sistema la revisión de la resolución de las objeciones, acompañado, si aplica, de los datos estructurales o de medidas necesarios.

La solicitud de revisión debe referirse exclusivamente a objeciones recibidas en el plazo establecido en el apartado 8.11. Por tanto, no serán admitidas nuevas objeciones en esta fase.

Fase 3: El operador del sistema revisará las solicitudes de revisión de la fase anterior y publicará el sexto día hábil posterior al cierre del plazo de solicitud de revisión los datos de medidas en los que se incluirán las modificaciones que procedan en esta fase. Tras la citada publicación no se admitirán modificaciones de medidas salvo que, de forma excepcional, el operador del sistema considere que dichas modificaciones no comprometen el cumplimento de la fecha de publicación del cierre definitivo y, además, sean solicitadas por un participante con el acuerdo expreso del otro participante y con el visto bueno del operador del sistema como encargado de la lectura. En cualquier caso, las posibles modificaciones no darán lugar a nuevas publicaciones a los participantes antes del cierre definitivo de medidas, si bien estarán disponibles para su consulta según las condiciones de acceso establecidas por el operador del sistema. Estas modificaciones excepcionales serán comunicadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Fase 4: Una vez cumplidos los plazos anteriores, el operador del sistema publicará los datos del cierre definitivo a los participantes y, simultáneamente, al sistema de liquidaciones, antes del tercer día hábil del mes M+11. Todas las medidas del mes en cierre definitivo serán consideradas medidas firmes.

8.11.2 Fronteras de las que los distribuidores son encargados de la lectura.

Fase 1: El operador del sistema, publicará las medidas a los encargados de la lectura el segundo día hábil posterior al cierre del plazo de resolución de objeciones indicado en el apartado 8.11.

Fase 2: Los encargados de la lectura dispondrán de los cinco días hábiles siguientes a la publicación de la fase 1 para identificar y comunicar al concentrador principal los datos estructurales y de medida necesarios para resolver los posibles errores detectados tras dicha publicación.

Únicamente se admitirán modificaciones sobre datos por errores del encargado de la lectura o del operador del sistema en la resolución de las objeciones recibidas en el plazo establecido en el apartado 8.11. Por tanto, no serán admitidas nuevas objeciones en esta fase.

Fase 3: El operador del sistema publicará las medidas a los comercializadores o consumidores directos a mercado y representantes con las posibles modificaciones como consecuencia de la fase 2, el sexto día hábil posterior a la publicación a encargados de la lectura.

Fase 4: Los comercializadores o consumidores directos a mercado y representantes dispondrán de seis días hábiles para solicitar al encargado de la lectura la revisión de la resolución de las objeciones.

En ningún caso serán admitidas nuevas objeciones en esta fase.

Fase 5: Los encargados de la lectura, en los tres días hábiles siguientes a la finalización del plazo indicado en la fase 4, deberán enviar los datos estructurales y de medidas necesarios para modificar las solicitudes de revisión que resulten aceptadas por éstos.

El siguiente día hábil, el operador del sistema publicará las medidas actualizadas a todos los participantes. Tras esta publicación no se admitirán modificaciones de medidas salvo que, de forma excepcional, el operador del sistema considere que dichas modificaciones no comprometen el cumplimiento de la fecha de publicación del cierre definitivo y, además, sean solicitadas por el encargado de la lectura con el acuerdo expreso del otro participante o viceversa. En cualquier caso, las posibles modificaciones no darán lugar a nuevas publicaciones a los participantes antes del cierre definitivo de medidas, si bien estarán disponibles para su consulta según las condiciones de acceso establecidas por el operador del sistema. Estas modificaciones excepcionales serán comunicadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Fase 6: Una vez cumplidos los plazos anteriores, el operador del sistema publicará los datos del cierre definitivo a los participantes y, simultáneamente, al sistema de liquidaciones, antes del tercer día hábil del mes M+11. Todas las medidas del mes en cierre definitivo serán consideradas medidas firmes.

8.11.3 Resumen de plazos tras el cierre provisional de medidas. En las siguientes tablas se presentan, a modo de resumen, los plazos de los distintos hitos entre el cierre provisional y el cierre definitivo de medidas:

Hito	Puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de lectura
1. Presentación de objeciones.	Durante 25 días hábiles.
2. Resolución de objeciones.	Durante 15 días hábiles.
3. Publicación de la resolución de objeciones.	2.º día hábil posterior.
4. Solicitud de revisión de resolución de objeciones.	Durante 6 días hábiles.
5. Publicación de la revisión de resolución de objeciones.	6.º día hábil posterior.
6. Publicación cierre definitivo.	Antes del 3.er día hábil del mes M+11.
Hito	Puntos frontera de los que el distribuidor es encargado de lectura
---	---
1. Presentación de autobjeciones.	Durante 10 días hábiles.
2. Presentación de objeciones.	Durante 15 días hábiles.
3. Resolución de objeciones por parte de los encargados de lectura.	Durante 15 días hábiles.
4. Publicación de la resolución de objeciones a encargados de lectura.	2.º día hábil posterior.
5. Revisión de los encargados de lectura de la publicación tras resolución de objeciones.	Durante 5 días hábiles.
6. Publicación de la resolución de objeciones a comercializadores o clientes directos a mercado y representantes.	1.er día hábil posterior.
7. Solicitud de revisión de resolución de objeciones.	Durante 6 días hábiles.
8. Revisión de resolución de objeciones por parte de los encargados de lectura.	Durante 3 días hábiles.
9. Publicación de la revisión de resolución de objeciones.	1.er día hábil posterior.
10. Publicación cierre definitivo.	Antes del 3.er día hábil del mes M+11.

8.12 Plazos para la aplicación del proceso de corrección de medidas con posterioridad al cierre definitivo. Los plazos para la aplicación del proceso de corrección de registros tras la publicación de un cierre definitivo de medidas se indican en la siguiente tabla:

Hito	Plazo
1. Solicitud a un encargado de lectura de una corrección de registros de medida.	Durante 120 días desde la publicación del cierre definitivo de medidas.
2. Comunicación de una corrección de registros de medida por un encargado de lectura.	Durante 120 días desde la publicación del cierre definitivo de medidas.
3. Validación y resolución por parte del encargado de lectura.	Durante 20 días hábiles desde el cierre del plazo indicado en los hitos 1 y 2.
4. Publicación por parte del encargado de lectura de la revisión de solicitudes.	1.er día hábil posterior.
5. Publicación por parte del encargado de lectura de los datos de medida corregidos.	10.º día hábil posterior.

8.13 Publicación al sistema de medidas de «restos» de energía facturada de periodos en cierre definitivo, Los encargados de lectura remitirán al operador del sistema las modificaciones de energías facturadas en cada mes que correspondan a periodos en cierre definitivo antes del décimo día hábil de cada mes.

8.14 Publicaciones excepcionales de cierres de energía. Si tras la publicación de un cierre de energía, el operador de sistema detecta un error material en el proceso de cierre o publicación de dicho mes como consecuencia un error en la comunicación de energía de un encargado de lectura, fallo de los sistemas informáticos de gestión, por fuerza mayor u otra causa justificada, el operador del sistema podrá republicar un cierre de energía, debidamente justificado, para minimizar el error manifiesto en la liquidación correspondiente, de forma que el impacto en la liquidación a los participantes del sistema de medidas sea el menor posible.

El operador del sistema valorará el impacto del error detectado sobre el número de participantes afectados teniendo en cuenta, en su caso, las consideraciones del correspondiente encargado de la lectura, y procederá a la publicación del cierre de energía tan pronto como se solucionen las causas que justificaron esta excepcionalidad y si a su juicio es viable la publicación para la liquidación correspondiente.

Esta publicación excepcional del cierre de energía será comunicada a los participantes del sistema de medidas y el operador del sistema justificará sus actuaciones a posteriori ante la Comisión Nacional de Mercados y Competencia.

9. Días hábiles y calendario de cierre. El operador del sistema pondrá a disposición de los participantes del sistema de medidas, antes del inicio de cada año natural, el calendario de cierres provisionales y definitivos con indicación de los días límite para presentación y resolución de objeciones así como los días inhábiles que no sean sábados ni domingos.

A efectos de los procedimientos de medidas serán días inhábiles: los sábados, los domingos, los festivos en la plaza de Madrid, el 24 de diciembre, el 31 de diciembre, y los que, hasta un máximo de dos días anuales, determine el operador del sistema.

ANEXOS

Anexo 1. Coeficientes por imprecisión

Toda medida obtenida mediante la utilización de equipos compuestos por elementos cuya precisión sea peor a la exigida para los equipos de nueva instalación, será corregida para considerar el posible mayor error. Así mismo, la medida obtenida a través de equipos que alimentan a un sistema de tres hilos se verá afectada por un factor de corrección frente al sistema de cuatro hilos.

La corrección, aplicable a medidas tanto de energía activa como de reactiva, vendrá dada por la fórmula siguiente:

Donde:

E_c Corrección en energía, a sumar o restar de la medida Em para obtener la medida corregida.

E_m Saldo neto de energía que atraviesa el contador.

F_cl Factor comprendido entre 0.5 y 1, a definir por la Dirección General de Política Energética y Minas.

F_3h Factor comprendido entre 0 y 0.002, a definir por la Dirección General de la Política Energética y Minas, para cada instalación.

C_NV Valor numérico del requisito mínimo de clase de precisión para transformadores de medida de tensión de nueva instalación, expresado en tanto por uno.

C_NI Valor numérico del requisito mínimo de clase de precisión para transformadores de medida de intensidad de nueva instalación, expresado en tanto por uno.

C_NC Valor numérico del requisito mínimo de clase de precisión para contadores de energía de nueva instalación, expresado en tanto por uno.

ERR_V Valor numérico del error de precisión para transformadores de medida de tensión, expresado en tanto por uno.

ERR_I Valor numérico del error de precisión para transformadores de medida de intensidad, expresado en tanto por uno.

ERR_C Valor numérico del error de precisión para contadores de energía, expresado en tanto por uno.

Δε_V Valor de la diferencia ERR_V - C_NV.

Δε_I Valor de la diferencia ERR_I - C_NI.

Δε_C Valor de la diferencia ERR_C - C_NC.

Desde la fecha en que se haya realizado la última calibración, o el último ensayo de fabricante, y durante los siguientes cinco años, se considerará vigente el error de precisión detectado entonces (ERR_V o ERR_I o ERR_C). A estos efectos, siempre que se cumpla el plazo de vigencia del error detectado, las calibraciones y los ensayos de fabricante que hayan sido realizados con anterioridad a la entrada en vigor del Reglamento unificado de puntos de medida podrán considerarse como válidos. En cualquier caso, tanto las calibraciones como los ensayos de fabricante deberán contar con la correspondiente aprobación de la administración pública competente.

En caso de que el error de precisión (ERR) sea menor o igual que el requisito mínimo exigido (CN) correspondiente, se le asignará un valor nulo al Δε_..

Si el error de precisión (ERR) detectado en la última calibración, o en el último ensayo de fabricante, está fuera de la clase de precisión del elemento de medida (transformador o contador) calibrado, éste deberá ser sustituido por uno nuevo que cumpla los requisitos exigidos.

En caso de no disponer del valor de error de precisión (ERR) requerido, se empleará como tal el correspondiente a la clase de precisión del elemento de medida (transformador o contador) utilizado.

La corrección se aplicará siempre en sentido favorable al participante en la medida que no sea responsable del equipo de medida cuya lectura se está corrigiendo.

Anexo 2.

Coeficientes para configuraciones principales y comprobantes

10. Coeficientes de Pérdidas en Líneas.

Las pérdidas de energía activa (P_p) y reactiva (Q_p) en una línea se calcularán utilizando las expresiones:

Donde P_PM es la medida en el punto de medida en kWh y α y β se calculan como:

Siendo:

S_B la potencia activa de la instalación en MW para centrales de generación. En líneas, se utilizará 1000 MVA para líneas de 400 kV, 250 MVA para líneas de 220 kV, 50 MVA para líneas de 132 kV y 20 MVA para líneas de 66 kV o menor tensión.

U_m la tensión nominal de la línea en kV.

R_l la resistencia de la línea calculada como:

Siendo:

R_c,l la resistencia por unidad de longitud del conductor en Ω/km, l la longitud de la línea en km y n_c el número de conductores por fase.

X_l es la reactancia en Ω de la línea.

Q₀ es la potencia reactiva generada por la línea en vacío a tensión nominal expresada en kVAr.

La reactancia y potencia reactiva generada por la línea en vacío son parámetros calculados en el proyecto oficial de una línea. Si no estuvieran disponibles se calcularán a partir de la inductancia L (mH/km) y capacidad C (µF/km) típicas como:

Los valores típicos de inductancia y capacidad se obtienen a partir de valores típicos de la impedancia característica y la velocidad de propagación tanto de líneas aéreas como de líneas de cable aislado.

*Tabla 1.

Parámetros típicos de líneas aéreas y de cables aislados*

	Línea aérea	Cable subterráneo
L (mH/km)	1	0.2
C (μF/km)	0.011	0.22

Para fronteras dadas de alta con anterioridad a la aprobación de este procedimiento de operación, se podrá mantener la formulación vigente en el momento del alta de la frontera en el sistema de medidas hasta que uno de los participantes o el propio encargado de la lectura solicite la actualización de la configuración de cálculo de energía de activa y/o reactiva. Si el encargado de la lectura no recibe los parámetros necesarios para la modelización de las pérdidas antes de un mes desde su solicitud, aplicará los parámetros definidos por defecto en este procedimiento.

11. Coeficientes de Pérdidas en Transformadores.

a. Coeficientes para fronteras de clientes. Se aplicarán los coeficientes establecidos en el apartado 5.5 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica.

b. Coeficientes para fronteras distintas de clientes. Las pérdidas de energía activa (Pp) y reactiva (Qp) de un transformador se calcularán utilizando las expresiones:

Donde PPM es la medida en el punto de medida en kWh y α y β se calculan como:

Siendo:

S_n es la potencia nominal del transformador en MVA.

P₀ es la potencia de pérdidas en el ensayo de vacío en condiciones nominales del transformador en kW tal y como aparece en el protocolo de ensayos de la máquina o en la placa de características (Nota 1).

P_CC es la potencia de pérdidas en el ensayo de cortocircuito en condiciones nominales del transformador en kW tal y como aparece en el protocolo de ensayos de la máquina o en la placa de características (Nota 1).

U_CC es la tensión de cortocircuito del transformador en % de acuerdo con lo indicado en los ensayos de la máquina o en la placa de características (Nota 2).

Nota 1: Si el transformador dispone de variador de tomas se utilizará el valor en su toma central. Si no estuviera disponible, se tomará el coeficiente α de la Tabla 2 y se considerará que las pérdidas en el ensayo de vacío son la tercera parte de las pérdidas en el ensayo de cortocircuito. En el caso de autotransformadores, los valores de la Tabla 2 serán multiplicados por un factor de corrección igual a 0.8.

Nota 2: Si el transformador dispone de variador de tomas se utilizará el valor en su toma central. Si no está disponible la tensión de cortocircuito, se utilizarán 7% para transformadores de menos de 2 MVA, 15 % para transformadores con devanado de alta menor o igual a 220 kV y más de 2 MVA y 19% para transformadores con devanado de alta mayor de 220 kV y más de 2 MVA.

*Tabla 2.

Valores típicos de α de transformadores*

Tensión en el lado de baja del transformador (kV)	>250	250 – 150	150 – 72	72 – 36.5
	Tensión en el lado de alta del transformador (kV)	Tensión en el lado de alta del transformador (kV)	Tensión en el lado de alta del transformador (kV)	Tensión en el lado de alta del transformador (kV)
250 – 150	0.004	0.004	–	–
150 – 72	0.005	0.005	0.005	–
72 – 36.5	0.006	0.006	0.006	0.007
36,5 – 1	0.007	0.007	0.007	0.008

Para transformadores con el lado de baja tensión a 380 V o inferior, se aplicará un coeficiente α de 0.025.

Para fronteras dadas de alta con anterioridad a la aprobación de este procedimiento de operación, se podrá mantener la formulación vigente en el momento del alta de la frontera en el sistema de medidas hasta que uno de los participantes o el propio encargado de la lectura solicite la actualización de la configuración de cálculo de energía de activa y/o reactiva. Si el encargado de la lectura no recibe los parámetros necesarios para la modelización de las pérdidas antes de un mes desde su solicitud, aplicará los parámetros definidos por defecto en este procedimiento.

Anexo 3.

Procedimiento para el reparto de energías o pérdidas de instalaciones que utilicen como combustible energías renovables, cogeneración y residuos que comparten conexión con las redes de transporte o distribución

Objeto. El objeto de este Anexo es establecer los criterios que deberán cumplir las configuraciones de cálculo de medidas de instalaciones que utilicen como combustible energías renovables, cogeneración y residuos que comparten instalaciones de evacuación para su conexión a las redes de transporte o distribución, así como el método de cálculo para el reparto de energías y pérdidas que aplicará el encargado de la lectura en los casos de instalaciones de generación que comparten instalaciones de evacuación para su conexión a las redes de transporte o distribución cuando no hay acuerdo entre los distintos participantes.

Reparto de energías y pérdidas. La configuración que se detalla como referencia aplicará a las distintas configuraciones requeridas de una instalación (principal y comprobante o redundante) de acuerdo con el Reglamento unificado de puntos de medida.

Se indica AS, AE, R1, R2, R3 y R4 como las medidas activa saliente, activa entrante, reactiva cuadrante 1, reactiva cuadrante 2, reactiva cuadrante 3 y reactiva cuadrante 4 de los puntos de medida.

Cuando se haga referencia a coeficientes de pérdidas (K) se entenderá por tales los coeficientes acordados entre el generador y el distribuidor para tener en cuenta las pérdidas en líneas o transformadores intermedios. En caso de no existir acuerdo en los mismos se calcularán por el encargado de la lectura correspondiente conforme a lo indicado en el anexo 2 de este procedimiento.

Configuraciones de cálculo de Instalaciones conectadas a distribución o transporte que comparten instalaciones de evacuación.

En instalaciones que utilicen como combustible energías renovables, cogeneración y residuos conectadas a distribución o transporte y que compartan instalaciones de evacuación para su conexión a las redes de distribución o transporte, se establecerán tantos puntos frontera como instalaciones de generación haya. En los casos en que alguno de los distintos puntos frontera de instalaciones que utilicen como combustible energías renovables, cogeneración y residuos sea de tipo 3 o 5, por acuerdo entre el distribuidor y el operador del sistema, el operador del sistema podrá ejercer como encargado de la lectura de dicha frontera tipo 3 o 5. En estos casos, el tratamiento de los datos de medida de dicha frontera será como si se tratase de un punto de tipo 2. El distribuidor debe comunicar esta circunstancia al organismo encargado de la liquidación del régimen retributivo específico a los efectos oportunos.

La medida se establecerá en cada punto frontera con uno de los tres métodos indicados a continuación.

a. Si el número de generadores conectados al nudo de distribución o transporte es menor o igual que cuatro (4), se podrá repartir la energía medida en distribución/transporte proporcionalmente a la medida de energía de cada generador:

Gi(AE)=PM1 (AE)*PMi(AE)/(PM2 (AE)+PM3(AE)+PM4(AE)+PM5 (AE)).

Gi(AS)=PM1 (AS)*PMi(AS)/(PM2 (AS)+PM3(AS)+PM4(AS)+PM5 (AS)).

Gi(R1)=PM1 (R1)*PMi(R1)/(PM2 (R1)+PM3(R1)+PM4(R1)+PM5 (R1)).

Gi(R2)=PM1 (R2)*PMi(R2)/(PM2 (R2)+PM3(R2)+PM4(R2)+PM5 (R2)).

Gi(R3)=PM1 (R3)*PMi(R3)/(PM2 (R3)+PM3(R3)+PM4(R3)+PM5 (R3)).

Gi(R4)=PM1 (R4)*PMi(R4)/(PM2 (R4)+PM3(R4)+PM4(R4)+PM5 (R4)).

Siendo:

Gi: medida en cada una de las fronteras que comparten el nudo de conexión,

PMi: medida en el punto de medida ubicado en la instalación del punto frontera Gi,

PM1: medida en el punto de conexión,

PM2, PM3, PM4 y PM5: cada una de las medidas de energía neta de los distintos grupos de generación.

1. La configuración principal del punto frontera se calculará con todos los equipos principales y la configuración redundante o comprobante con todos los equipos redundantes o comprobantes.

2. No se admiten configuraciones en las que un mismo punto de medida se utilice simultáneamente para la configuración principal y para la redundante o comprobante.

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

4. 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.

b. Si el número de generadores conectados al nudo de distribución/transporte es mayor que cuatro, la medida se calculará siempre de esta forma:

Gi(AS)=PMi(AS)*Ki

Gi(AE)=PMi(AE)*(2-Ki)

Gi(R1)=PMi(R1)*(2-K’i)

Gi(R2)=PMi(R2)*(2-K’i)

Gi(R3)=PMi(R3)*(K’i)

Gi(R4)=PMi(R4)*(K’i)

Siendo Ki y K’i los coeficientes de pérdidas acordados entre los participantes para la energía activa y reactiva. En el anexo 2 de este procedimiento se indica un posible método para el cálculo de dichos coeficientes. Si sólo se definen coeficientes para activa Ki, se utilizarán también como coeficientes para la energía reactiva.

Se deberá instalar equipo de medida siempre en el punto de conexión de las distintas instalaciones con la red de distribución/transporte.

Si fuese de aplicación, todos los puntos de medida tienen que estar equipados con equipo de medida principal y redundante o comprobante.

La configuración principal punto frontera se calculará con todos los equipos principales y la configuración redundante o comprobante con todos los equipos redundantes o comprobantes.

No se admiten configuraciones en las que un mismo punto de medida se utilice para la configuración principal y para la redundante o comprobante.

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:

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

M^β_Pmni 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:

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,…, xn 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,…,xn ) 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 α_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 α_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.

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.

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.

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 d e d atos 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.

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.

Procedimiento de estimación de valores horarios.

1.1 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.

1.2 Procedimiento de estimación de ventanas de periodos. El procedimiento de estimación se realiza en tres pasos: 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:

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).

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.

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.