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

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 ATRj 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 xij) 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 E_i de energía a estimar.

Σe_ij 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_ij es la energía horaria no medida durante el periodo de M_CATRj.

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

Σxij es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al cierre M_CATRj 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.

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 Mj y desviación típica σj 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= Mj + 2 σj

Muestra mínima j= Mj – 2 σj

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 [ecj].

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 (ecj) 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.

ΣE_ci 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 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».

∑ CCHr _h,d,p Sumatorio de las Nr_p medidas horaria válidas del periodo de facturación «c» y periodo tarifario «p» en Wh.

Pk_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,

∑ P^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, se considerará y las medidas horarias válidas CCHr_h,d,p deberán ser ajustadas para que ∑ CCHr_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:

Siendo la función 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».

∑ CCHr_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 y SAL_c,p <> ∑ CCHr_h,d,p se ajustarán los valores de las medidas horarias CCHr_h,d,p de la siguiente forma:

Para el caso en que Ns_p > Nr_p,y y SAL_c,p <> ∑ CCHr_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 < ∑ CCHr_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.

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 = ∑CCHr.

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

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 > ∑CCHr.

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.

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.

Ejemplo de caso c con saldo de ATR > ∑CCHr: 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 > ∑CCHr.

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.

Ejemplo de caso c con saldo de ATR < ∑CCHr: 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 < ∑CCHr.

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

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 > ∑CCHr 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.

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 > ∑CCHr 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.

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.

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.

Anexo 10.

Particularidades para instalaciones de autoconsumo acogidas al Re al Decreto 244/2019, de 5 de abril

El objeto de este anexo es detallar las particularidades en la aplicación de este procedimiento a las instalaciones de autoconsumo acogidas al Real Decreto 244/2019, de 5 de abril.

Las modalidades de autoconsumo a las que hace referencia este anexo y los equipos de medida obligatorios y opcionales a instalar se definen en el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril.

1. Autoconsumo individual de red interior. A los efectos de este apartado 1 del anexo 10, se considerará una instalación de autoconsumo la formada por una instalación de producción y un consumidor asociado. Además, se entenderá por:

• PM_PF: Equipo de medida instalado en el punto frontera.

• PM_GEN: Equipo de medida que mide la energía generada neta.

• PM_CON: Equipo de medida instalado en el circuito de consumo.

• PM_{AS PF}: Energía saliente medida en el equipo de medida instalado en el punto frontera.

• PM_{AE PF}: Energía entrante del equipo de medida instalado en el punto frontera.

• PM_{AS GEN}: Energía saliente del equipo de medida que mide la energía generada neta.

• PM_{AE GEN}: Energía entrante del equipo de medida que mide la energía generada neta.

• PM_{AS CON}: Energía saliente por el equipo de medida instalado en el circuito de consumo. Debe ser siempre 0.

• PM_{AE CON}: Energía entrante por el equipo de medida instalado en el circuito de consumo.

• PM_{AS GEB}: Energía saliente del equipo de medida que mide la energía generada bruta.

• PM_{AE GEB}: Energía entrante del equipo de medida que mide la energía generada bruta. Debe ser siempre 0.

• PM_{AS SSAA}: Energía saliente por el equipo de medida instalado en el circuito de consumo de servicios auxiliares de producción. Debe ser siempre 0.

• PM_{AE SSAA}: Energía entrante por el equipo de medida instalado en el circuito de consumo de servicios auxiliares de producción.

El encargado de lectura deberá calcular el siguiente mejor valor horario (MVH):

• MVH _PF: Mejor valor horario del punto frontera calculado según la tabla 1 de este anexo.

Además, para los casos en que sea necesario, calculará también los siguientes mejores valores horario (MVH):

• MVH _GEN: Mejor valor horario de la energía generada neta o consumo de servicios auxiliares calculado según la tabla 2 de este anexo.

• MVH _CON: Mejor valor horario del consumo calculado según la tabla 3 de este anexo.

Una vez obtenidos los distintos MVH, calculará las siguientes energías de la forma que se indica a continuación:

• Energía horaria consumida por el consumidor asociado: Será igual a MVH _CON.

• Energía horaria excedentaria: Será igual a MVH _PF si MVH _PF > 0 o será igual a 0 si MVH _PF <= 0.

• Energía horaria consumida de la red: Será igual a -MVH _PF si MVH _PF < 0 o será igual a 0 si MVH _PF >= 0.

• Energía horaria neta generada: Será igual a MVH _GEN si MVH _GEN > 0 o será igual a 0 si MVH _GEN <= 0.

• Energía horaria consumida por los servicios auxiliares de producción: Será igual a -MVH _GEN si MVH _GEN < 0 o será igual a 0 si MVH _GEN >= 0.

• Energía horaria autoconsumida: Se calculará según la tabla 4 de este anexo.

2. Autoconsumo colectivo o a través de red. A los efectos de este apartado 2 del anexo 10, se considerará una instalación de autoconsumo formada «n» instalaciones de producción y «m» consumidores. Cada una de las instalaciones de generación se identifica con la letra «k» y los consumidores con la letra «i». Además se entenderá por:

• PM_{GEN K}: Equipo de medida que mide la energía generada neta en la instalación de producción k.

• PM_{GEB K}: Equipo de medida que mide la energía generada bruta en la instalación de producción k.

• PM_{SSAA K}: Equipo de medida que mide la energía consumida por servicios auxiliares en la instalación de producción k.

• PM_{CON i}: Equipo de medida que mide el consumo del instalado del consumidor i.

• PM_{AS GEN K}: Energía saliente medida en el equipo de medida que mide la energía generada neta en la instalación de producción k.

• PM_{AE GEN K}: Energía entrante medida en el equipo de medida que mide la energía generada neta en la instalación de producción k.

• PM_{AS GEB K}: Energía saliente medida en el equipo de medida que mide la energía generada bruta en la instalación de producción k.

• PM_{AE GEN K}: Energía entrante medida en el equipo de medida de medida que mide la energía generada neta en la instalación de producción k. Debe ser siempre 0.

• PM_{AS SSAA K}: Energía saliente medida en el Equipo de medida que mide la energía consumida por servicios auxiliares en la instalación de producción k. Debe ser siempre 0.

• PM_{AS SSAA K}: Energía entrante medida en el equipo de medida de medida que mide la energía consumida por servicios auxiliares en la instalación de producción k.

• PM_{AS CON i}: Energía saliente medida en el Equipo de medida que mide la energía consumida por el equipo de medida que mide el consumo del instalado del consumidor i. Debe ser siempre 0.

• PM_{AS CON i}: Energía entrante medida en el equipo de medida de medida que mide la energía consumida por el equipo de medida que mide el consumo del instalado del consumidor i.

El encargado de lectura deberá calcular los siguientes mejores valores horarios (MVH):

• MVH_{PF GEN K}: Mejor valor horario del punto frontera de la instalación de producción k obtenido según la tabla 5 de este anexo.

• MVH_{PF CON I}: Mejor valor horario del punto frontera del consumidor i obtenido según la tabla 6 de este anexo.

Una vez obtenidos los distintos MVH, calculará las siguientes energías de la forma que se indica a continuación:

• Energía horaria consumida por el consumidor asociado i: Corresponderá a MVH_{PF CON I}.

• Energía horaria excedentaria de generación de la instalación de producción k: Se calculará según la tabla 7 de este anexo.

• Energía horaria neta generada individualizada del consumidor i: Se calculará según la tabla 7 de este anexo.

• Energía horaria autoconsumida individualizada del consumidor i: Se calculará según la tabla 7 de este anexo.

• Energía horaria excedentaria individualizada del consumidor i; Se calculará según la tabla 7 de este anexo.

• Energía horaria consumida de la red individualizada del consumidor i: Se calculará según la tabla 7 de este anexo.

• El encargado de lectura aplicará, en su caso, los correspondientes coeficientes de pérdidas establecidos en la normativa.

3. Proceso de validación de medidas. Será de aplicación lo indicado en los apartados 3.3.1.ó 3.3.2 en función de si se trata de medidas de generación o de consumo de este procedimiento de operación para las medidas de los equipos de los puntos de medida PM_PF, PM_GEN, PM_CON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) o PM_{GEN K}, PM_{GEB K}, PM_{SSAA K}, PM_{CON i} (para las instalaciones del apartado 2 de este anexo).

4. Incidencias en puntos de medida. Será de aplicación lo indicado en el apartados 3.4.2 o 3.4.3 en función de quien sea el encargado de la lectura de este procedimiento de operación para las medidas de los equipos de los puntos de medida PM_PF, PM_GEN, PM_CON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) o PM_GEN K, PM_{GEB K}, PM_{SSAA K}, PM_{CON i} (para las instalaciones del apartado 2 de este anexo).

5. Tipos de configuración de cálculo de energía en puntos frontera. Para la aplicación del apartado 4.2 de este procedimiento de operación, se entenderá como configuración principal (o redundante si aplica) de cada uno de los cálculos de mejor valor horario MVH_PF, MVH_GEN y MVH_CON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) y MVH_{PF GEN K}, MVH_{PF CON I} (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) las configuraciones principales indicadas en las tablas 1,2,3,5 y 6.

Para la aplicación del apartado 4.2 de este procedimiento de operación, se entenderá como configuración comprobante, si aplica, el conjunto de puntos de medida y sus coeficientes de pérdidas que permitan obtener una medida equivalente a la de las configuraciones principales indicadas en las tablas 1, 2, 3, 5 y 6 y que permitan obtener los cálculos de mejor valor horario MVH_PF, MVH_GEN y MVH_CON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) y MVH_{PF GEN K}, MVH_{PF CON I} (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo).

6. Cálculo del mejor valor horario de energía de un punto frontera. Para la aplicación del apartado 4.3 de este procedimiento de operación, a efectos de obtención de la prelación en el cálculo del mejor valor horario MVH_PF, MVH_GEN y MVH_CON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) y MVH_{PF GEN K}, MVH_{PF CON I} (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo), la configuración principal (o redundante o comprobante, si aplica) indicada en las tablas 1, 2, 3, 5 y 6 tendrá la misma consideración que la configuración principal (o redundante o comprobante, si aplica) detallada en ese mismo apartado 4.3.

7. Cálculo del mejor valor horario de energía estimado de un punto frontera. Para el cálculo del mejor valor horario de energía estimado de un punto frontera será de aplicación lo indicado en las tablas 1, 2, 3, 5 y 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.

3. Responsabilidades. Los distribuidores son los responsables del cálculo de las agregaciones de los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5, 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 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) y, en su caso, configuración de autoconsumo y signo (energía consumida o excedentaria) para cada una de las fechas en las que se comunica información.

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 P.O.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 PP.OO. 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 y al operador del sistema las agregaciones que tiene responsabilidad de calcular utilizando el protocolo, plazos y formatos descritos en los PP.OO. 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 directo a mercado 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 PP.OO 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 con equipos no integrados en los sistemas de telegestión y telemedida 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 con equipos no integrados en los sistemas de telegestión y telemedida y 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).

• Energía calculada (agregada) utilizando únicamente medidas estimadas de los suministros con registrador horario con las características indicadas en el Reglamento unificado de puntos de medida.

• Número de puntos frontera que han servido como base para el cálculo anterior (las medidas estimadas de suministros con registrador horario que cumpla 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 y los de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegestión y telemedida, deberán haber sido calculadas previamente de acuerdo a lo establecido en el P.O. 10.5.

Cada medida agregada de clientes tipo 5 y los de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegestión y telemedida, 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 y los de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegestión. 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).

• Fecha a la que aplica la información.

• 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.

4.4.3 Publicaciones del operador del sistema. El operador del sistema publicará las medidas agregadas de las energías acumuladas mensuales de instalaciones de generación necesarias a efectos de aplicación del artículo 15 del Reglamento unificado de puntos de medidas.

ANEXO 1. Método de obtención de las medidas agregadas de clientes tipo 3 y 4 no integrados en los sistemas de telegestión y telemedida

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 no integrados en los sistemas de telegestión y telemedida 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.

ANEXO 2. Método de obtención de las medidas agregadas de clientes tipo 5 y de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegestión y telemedida

El objeto de este anexo es establecer la metodología de obtención de los datos agregados de medidas de clientes tipo 5 y de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegestión y telemedida, 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.

AGRpc_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:

∑ CCHr h,d,a, ∑ 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.

∑ 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:

∑ CCH^c_h,d,a = ∑ CCHr^c_h,d,a + ∑ CCHe^c_h,d,a + ∑ 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, CCHec _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 ∑ CCHr^c _h,d,a, ∑ CCHec _h,d,a, ∑ 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 = Σ AGRr_h,d,p – AGRr_h,d,a

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

P.O. 10.7

«Alta, baja y modificación de fronteras de las que es encargado de la lectura el operador del sistema»

1. Objeto. Este documento tiene por objeto definir el procedimiento de alta, baja y modificación de puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de la lectura.

2. Ámbito de aplicación. Este procedimiento es de aplicación a los participantes de puntos frontera del sistema de información de medidas de los que el operador del sistema es encargado de la lectura

3. Alta de puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de la lectura.

3.1 Solicitud de alta de puntos frontera. La instalación de medida debe ser acorde a los requisitos establecidos en el P.O. 10.1.

El responsable del equipo de medida o su empresa delegada solicitará por las vías que establezca el operador del sistema el alta de un punto frontera en el sistema de información de medidas eléctricas, con al menos quince días de antelación a la fecha prevista para la puesta en servicio.

El responsable o empresa delegada deberá enviar al operador del sistema la siguiente información para el alta de un punto frontera:

(1) Para los casos de alta de fronteras en instalaciones ya existentes en el concentrador principal, basta con aportar el código de instalación que el operador del sistema habrá asignado.

• Nombre y apellidos.

• Teléfono de contacto.

• Correo electrónico.

• Identificación del número de plano y su última fecha de modificación.

• Mostrar el límite de propiedades entre los dos participantes con instalaciones eléctricas de la frontera.

• Mostrar la conexión de los equipos de medida principal (transformadores de tensión, de intensidad y contador / registrador) y del/los equipo/s de medida comprobante/s o redundante si fuesen de aplicación.

• Contadores: Protocolo de verificación del fabricante.

• Registradores: Hoja de parametrización del registrador.

• Transformadores de medida: Protocolo de verificación de fabricante.

3.2 Acuse de recibo. El operador del sistema comprobará la información de solicitud de alta indicada en el apartado 3.1 y notificará al solicitante si la ubicación de los puntos de medida y el equipamiento son válidos o, por el contrario, identificará las deficiencias de los mismos. Si la información no es válida, la solicitud de alta se considerará como no enviada hasta que se resuelvan todas las incidencias identificadas por el operador del sistema.

A efectos de seguimiento y control de cumplimiento de los plazos de alta de puntos frontera por parte del operador del sistema, la fecha de recepción de la información que completa toda la documentación identificada en el apartado 3.1 será considerada como la fecha de solicitud de alta de la frontera.

El operador del sistema realizará esta comunicación antes de que pasen 15 días hábiles desde la recepción de la solicitud.

El operador del sistema comunicará al participante el código único asignado a la instalación, punto frontera, punto medida y equipos de medida, así como la/s configuración/es de cálculo aceptadas para el punto frontera.

Simultáneamente a lo anterior, y para aquellos puntos de medida que se hayan solicitado conexión directa con el concentrador principal, el operador del sistema notificará el/los código/s de comunicación del/los registrador/es con los que deben ser configurados y se solicitará los datos de comunicación necesarios para la comunicación remota

Adicionalmente, el operador del sistema, enviará al responsable del/los punto/s de medida el presupuesto y propuesta de fecha provisional de inspección y verificación de las instalaciones de medida.

El operador del sistema deberá informar al otro participante de la frontera del estado de la solicitud de alta de la frontera para que pueda, en su caso, indicar su aprobación o disconformidad al alta.

Si la información de solicitud de alta de un punto frontera se mantiene incompleta por causas imputables al solicitante durante más de 6 meses, el operador del sistema entenderá que la solicitud de alta ha sido cancelada.

3.3 Configuración del registrador (sólo para puntos con conexión directa al concentrador principal). Para aquellos puntos de medida que tengan previsto comunicar directamente con el concentrador principal, el responsable de la medida deberá configurar los registradores con la información remitida por el operador del sistema descrita en el apartado 3.2.

Una vez realizada dicha parametrización (ver nota), el responsable del punto/s de medida notificará al operador del sistema que el/ los registrador/es de los que es responsable están preparados para realizar la prueba de comunicación.

Nota: Para instalaciones con un punto frontera tipo 1 será necesario, como mínimo, parametrizar los registradores de dos configuraciones de medida: registrador de configuración principal y registrador/es de configuración redundante o comprobante.

Para instalaciones con más de un punto frontera, el número de registradores que es necesario configurar dependerá del tipo de fronteras y el diseño del sistema de medida

3.4 Punto frontera en pruebas. Una vez validada la información indicada en el apartado 3.1 aportada por el solicitante, y obtenida la conformidad del otro participante del punto frontera si así lo ha considerado el operador del sistema y, en caso de ser necesario, se ha configurado el registrador con el código de comunicación facilitado (comunicación directa) en el apartado 3.3, el operador del sistema iniciará las pruebas de acuerdo a lo indicado en este apartado.

Independientemente de que las medidas se vayan recibir en el concentrador principal por comunicación directa o a través de concentrador secundario, el operador del sistema realizará una prueba de comunicación con todos los equipos de medida de acuerdo a lo indicado a continuación:

En tanto no se compruebe el correcto funcionamiento de la comunicación con todos los puntos de medida de un punto frontera, la prueba de comunicación no se considerará válida.

Tras recibir las medidas en el concentrador principal, en ambos casos se comprobará que las medidas obtenidas en el punto frontera calculadas con las medidas de los puntos de medida son correctas, con el objeto de validar las configuraciones de cálculo de la frontera.

El operador del sistema notificará al responsable del/los punto/s de medida si la prueba de comunicación y/o de comprobación de configuraciones de cálculo no se realiza de forma satisfactoria de acuerdo a la parametrización establecida antes de 5 días hábiles desde la confirmación de parametrización por parte del responsable del punto de medida indicada en el apartado 3.3.

3.5 Alta provisional en el sistema de información de medidas. Una vez se haya realizado de forma satisfactoria la prueba de comunicación y comprobaciones indicadas en el apartado 3.4 y que el participante de la frontera haya aceptado el presupuesto de inspección y verificación de la instalación y exista acuerdo en la fecha de dicha inspección y verificación según lo indicado en el apartado 3.2, el operador del sistema enviará al responsable del punto de medida el alta provisional en el sistema de información de medidas eléctricas.

Se enviará copia del alta provisional en el sistema de información de medidas al otro participante de la medida, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica.

Los participantes del punto frontera dispondrán de un plazo de treinta días para comunicar al operador del sistema posibles objeciones al alta provisional anteriormente indicada. Las objeciones a las altas serán tratadas de acuerdo a lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida. Cumplido este plazo, cualquier cambio en la frontera deberá ser considerado como una modificación de acuerdo a lo indicado en el apartado 4 de este procedimiento.

Para poder considerar las medidas de un punto frontera en el sistema de información de medidas es necesario que el operador del sistema emita el certificado de alta provisional de la frontera. Caso contrario, el punto frontera no será válido a ningún efecto del Reglamento unificado de puntos de medida.

Los certificados de alta provisionales tienen una vigencia de seis meses desde su emisión.

3.6 Inspección y verificación del punto de medida. Antes de cumplirse tres meses desde que los puntos de medida estén registrados en el concentrador principal, se realizará la inspección de la instalación y verificación de los equipos de medida.

La instalación será inspeccionada por el operador del sistema de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.1.

Los contadores de energía serán verificados de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.2.

3.7 Aceptación definitiva en el sistema de información de medidas. Una vez se compruebe que se reciben medidas en el concentrador principal de todos los puntos de medida de una misma frontera cumpliendo los requisitos de integridad (firma electrónica) y se haya realizado la inspección y verificación con resultado satisfactorio, el operador del sistema podrá emitir el alta definitiva en el sistema de información de medidas eléctricas.

Las medidas de un punto frontera con alta provisional tendrán la consideración de medidas provisionales, tal y como se indica en el apartado 3.2 del P.O. 10.5. Estas medidas provisionales podrán pasar a ser consideradas medidas firmes tras el alta definitiva del punto frontera y comprobación de las medidas por lectura local realizada por el operador del sistema en la inspección y verificación de la instalación.

Se enviará copia de dicha certificación al otro participante de la medida, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica.

La modificación de las instalaciones de medida realizadas sin cumplir el apartado 4 de este procedimiento invalidan los certificados provisionales y/o definitivos que el operador de sistema haya emitido.

4. Modificación y baja de fronteras.

4.1 General. El responsable de los equipos de cada punto de medida, su representante o empresa delegada notificará por la vía que el operador del sistema establezca cualquier modificación que afecte a la medida de las que se indican a continuación:

• Modificación de relaciones de transformación.

• Sustitución de cualquier equipo de medida.

• Modificación en el conexionado interno o externo de cualquiera de los equipos de medida.

• Incorporación o sustitución de cualquier equipo conectado a cualquiera de los devanados secundarios de los transformadores de medida.

• Modificaciones en el circuito de potencia de la instalación

• Retirada de los precintos colocados por el encargado de lectura o por el verificador de medidas.

• Modificaciones en los parámetros de comunicación de un registrador

• Cambio de participantes con instalaciones eléctricas en una frontera

• Modificación de configuración de cálculo de frontera

• Cambio de régimen de venta para instalaciones de producción

• Otras modificaciones que puedan afectar a la medida.

Independientemente de todo lo anterior, el levantamiento de cualquier precinto ya sea planificado o por avería se realizará de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.2.

El operador del sistema deberá informar al otro participante de la frontera de la autorización a la intervención, modificación o baja de datos estructurales que solicite el participante responsable del punto de medida para que en su caso indique su conformidad.

El operador del sistema podrá desarrollar los canales, métodos y guías que considere más adecuados a fin de facilitar las notificaciones e intercambios de información con los responsables de los puntos de medida recogidos en este apartado.

4.2 Modificación de relaciones de transformación. Se solicitará al operador del sistema autorización para la modificación de una relación de transformación con al menos quince días de antelación a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicará, al menos, la siguiente información:

• Código del punto de medida al que afecte el cambio de relación.

• Equipo o equipos sobre los que se va actuar.

• Relación de transformación antigua y nueva.

• Breve descripción del motivo de la modificación.

El operador del sistema acusará recibo y autorizará o no la intervención para llevar a cabo las modificaciones antes de cinco días hábiles desde la recepción de la misma.

Una vez realizada la intervención en los equipos, y no más tarde de los cinco días hábiles siguientes a la misma, el responsable del punto de medida deberá enviar al operador del sistema:

• Protocolo de intervención con al menos toda la información recogida en el modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2.

• Actualización de la información descrita en el apartado 3.1. l) para los equipos de medida modificados.

Como consecuencia de la información recibida, el operador del sistema modificará los datos estructurales del punto de medida en el concentrador principal.

El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificación y/o inspección de la instalación para precintado y/o nueva parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema.

4.3 Sustitución de equipos de medida (contadores, transformadores, equipos de comunicación y registradores). Se solicitará al operador del sistema autorización para la sustitución de equipos planificada en las instalaciones de medida con, al menos, quince días de antelación a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicará, al menos, la siguiente información:

• Código del punto de medida al que afecte la sustitución

• Equipo o equipos sobre los que se va actuar

• Breve descripción del motivo de la sustitución.

En caso de modificaciones urgentes justificadas por reparación o avería, dichas notificaciones podrán comunicarse con un máximo de 24 horas de retraso con respecto a la intervención.

El operador del sistema acusará recibo y autorizará o no la sustitución antes de cinco días hábiles desde la recepción de la misma.

Independientemente de lo anterior, y a fin de limitar al máximo la perdida de información, para aquellos registradores conectados directamente al concentrador principal, el responsable del punto de medida comunicará al operador del sistema la fecha exacta y hora aproximada de sustitución del registrador con 24 horas de antelación. Con dicha información, el operador del sistema podrá forzar una llamada al registrador con objeto de recuperar las energías consumidas o generadas hasta el día y hora anteriores a la de sustitución del mismo.

Para los casos donde la intervención afecte a la sustitución de un registrador se tendrá en cuenta que para la parametrización del registrador nuevo se mantendrán los datos del registrador antiguo sustituido.

Una vez realizada la sustitución del equipo, y no más tarde de los cinco días hábiles siguientes a la misma, el responsable del punto de medida deberá enviar al operador del sistema:

• Protocolo de intervención con al menos toda la información recogida en el modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2.

• Nueva versión de los documentos descritos en el apartado 3.1. m) y n) de este procedimiento para los contadores y/o registradores y/o transformadores sustituidos.

• Actualización de la información descrita en el apartado 3.1. l) para los equipos de medida modificados.

Como consecuencia de la información recibida, el operador del sistema modificará los datos estructurales del punto de medida y equipo sustituido en el concentrador principal y comprobará la correcta recepción de medidas tras las modificaciones.

El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificación y/o inspección de la instalación para precintado y/o nueva parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema.

4.4 Modificación de conexionado interno o externo de cualquiera de los equipos de medida, incorporación o sustitución de cualquier equipo conectado a cualquiera de los devanados secundarios de los transformadores de medida o modificaciones en el circuito de potencia de la instalación. Se solicitará al operador del sistema autorización para la modificación con, al menos, quince días de antelación a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicará al menos la siguiente información:

• Código del punto de medida al que afecta la modificación.

• Equipo o equipos sobre los que se va actuar.

• Breve descripción del motivo de la modificación.

El operador del sistema acusará recibo y autorizará o no la intervención antes de cinco días hábiles desde la recepción de la misma.

Una vez realizada la intervención en los equipos o instalación de medida, y no más tarde de los cinco días hábiles siguientes de la intervención, el responsable del punto de medida deberá enviar al operador del sistema el protocolo de intervención con al menos toda la información recogida en el modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2.

Como consecuencia de la información recibida, el operador del sistema solicitará si aplica, que el responsable del punto de medida remita la información que se precise del apartado 3.1 y que haya podido variar tras la intervención. Como consecuencia de la información recibida, el operador del sistema modificará los datos estructurales del punto de medida en el concentrador principal.

El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificación y/o inspección de la instalación para precintado y/o nueva parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema.

4.5 Retirada de los precintos colocados por el encargado de la lectura o verificador de medidas. Se actuará de forma similar a la indicada en 4.4.

4.6 Modificación de los parámetros de comunicación. Se solicitará al operador del sistema la modificación de los parámetros de comunicación de un registrador con al menos quince días de antelación a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicará, al menos, la siguiente información:

• Código del punto de medida al que afecta la modificación.

• Breve descripción de los cambios a realizar incluyendo los datos de configuración iniciales y los finales tras la modificación.

• Motivo de la modificación.

El operador del sistema acusará recibo y autorizará o la intervención de la modificación antes de cinco días hábiles desde la recepción de la misma.

Una vez realizada la modificación de parámetros de comunicación, y no más tarde de los cinco días hábiles siguientes de la intervención, el responsable del punto de medida deberá enviar al operador del sistema:

• Protocolo de intervención con al menos toda la información recogida en el modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2.

• Actualización de la información descrita en el apartado 3.3 para los equipos de comunicación modificados.

Como consecuencia de la información recibida, el operador del sistema modificará los datos estructurales del punto de medida en el concentrador principal y comprobará la correcta recepción de medidas tras la modificación.

El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificación y/o inspección de la instalación para precintado y/o nueva parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema.