Orden TEC/1281/2019, de 19 de diciembre, por la que se aprueban las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico

I

Con la aprobación de la Orden de 12 de abril de 1999 por la que se dictan las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica, basada en el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica, se delimitaban las fronteras entre las diversas actividades y se fijaban la precisión requerida en los equipos de medida, así como otras características de estos equipos y de los de comunicaciones y sistemas informáticos.

Por su parte, con la aprobación del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico por el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, se regulan las condiciones de funcionamiento del sistema de medidas del sistema eléctrico, de los equipos que lo integran y de sus características, estableciendo el desarrollo de diversos aspectos mediante las instrucciones técnicas complementarias.

II

La Ley 24/2013, de 26 de diciembre, del Sector Eléctrico, define en su artículo 9 las bases del autoconsumo de energía eléctrica entendido como el consumo por parte de uno o varios consumidores de energía eléctrica proveniente de instalaciones de producción próximas a las de consumo y asociadas a los mismos.

El Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica establecía, en su disposición adicional primera, mandatos al operador del sistema para la remisión a la Secretaría de Estado de Energía de una propuesta de modificación de los procedimientos de operación del sistema eléctrico y, en su caso, de las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico aprobado por el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, cuyo contenido sea necesario modificar para adaptarse a las modificaciones introducidas por dicho real decreto.

Con base en lo anterior, el operador del sistema remitió la propuesta de los procedimientos de operación a la Secretaría de Estado de Energía donde se incluían, entre otras, las propuestas de adaptación al Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, de los procedimientos de operación P.O. 1. (SENP), P.O. 2.2. (SENP), P.O. 3.1. (SENP), P.O. 3.7. (SENP), P.O. 9. (SENP), P.O. 9., P.O. 10.1., P.O. 10.2., P.O. 10.4., P.O. 10.5., P.O. 10.6., P.O. 10.7., P.O. 10.11., P.O. 14.8., P.O. 15.1. y P.O. 15.2., y la propuesta de las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico aprobado por el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.

Dichas propuestas referidas a autoconsumo, fueron sometidas a audiencia pública por el Ministerio para la Transición Ecológica y remitidas a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, solicitando informe con carácter de urgencia, en virtud de lo establecido en el artículo 5.2 de la Ley 3/2013, de 4 de junio, de creación de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

III

Con fecha 7 de noviembre de 2019 la sala de supervisión regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia aprobó el acuerdo por el que se emite «Informe a solicitud de la Secretaria de Estado de Energia sobre la propuesta del operador del sistema de adaptación de los procedimientos de operación P.O.1 (SENP), P.O.2.2 (SENP), P.O.3.1 (SENP), P.O.3.7 (SENP), P.O.9 (SENP), P.O.9, P.O.10.1, P.O.10.2, P.O.10.4, P.O.10.5, P.O.10.6, P.O.10.7, P.O.10.11, P.O.14.8, P.O.15.1, P.O.15.2, así como de las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico», previo trámite de audiencia en el Consejo Consultivo.

De conformidad con lo establecido en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, y el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, y vista la propuesta realizada por el operador del sistema, las alegaciones recibidas y el informe de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, dispongo:

Artículo único. Aprobación de las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.

Aprobar las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico aprobado por el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, que se insertan como anexo de la presente orden.

Disposición derogatoria única. Derogación normativa.

Quedan derogadas las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica aprobadas por la Orden de 12 de abril de 1999 por la que se dictan las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica y cuantas disposiciones de igual o inferior rango contradigan lo dispuesto en la presente orden.

Disposición final única. Entrada en vigor.

La presente resolución surtirá efectos al día siguiente de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

Madrid, 19 de diciembre de 2019.–La Ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera Rodríguez.

ANEXO

Instrucciones técnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida

3.1 Generalidades.

3.2 Fronteras de generación.

3.2.1 Configuración principal.

3.2.2 Configuración comprobante.

3.3 Fronteras de cliente.

3.3.1 Configuración principal.

3.3.2 Configuración redundante.

3.3.3 Configuración comprobante.

3.4 Fronteras entre instalaciones de transporte.

3.5 Frontera entre transporte y distribución.

3.5.1 Configuración principal.

3.5.2 Configuración redundante.

3.5.3 Configuración comprobante.

3.6 Frontera entre zonas de distribución.

3.6.1 Configuración principal.

3.6.2 Configuración redundante.

3.6.3 Configuración comprobante.

3.7 Frontera entre la red de transporte y la red de otros países.

3.7.1 Configuración principal.

3.7.2 Configuración redundante.

3.7.3 Configuración comprobante.

3.8 Medida entre islas o en conexiones entre islas y la península.

3.9 Consideraciones adicionales en la ubicación de los puntos de medida.

3.10 Consideraciones adicionales a las instalaciones acogidas a modalidades de autoconsumo.

3.10.1 Configuración principal.

3.10.2 Configuración redundante.

3.10.3 Configuración comprobante.

3.10.4 Medida de generación neta.

3.10.5 Configuraciones singulares.

5.1 Consideraciones generales.

5.2 Instalación de transformadores de tensión.

5.3 Instalación de transformadores de intensidad.

5.4 Instalación de los contadores y registradores.

5.5 Características de los contadores.

5.6 Características de los registradores.

5.7 Excepciones para instalaciones.

5.8 Criterios de sustitución de equipos.

7.1 Generalidades.

7.2 Alcance de las verificaciones en origen.

7.3 Alcance de la verificación sistemática o a petición de contadores de energía.

7.4 Alcance de la inspección de instalaciones de medida.

7.5 Verificadores de medidas eléctricas.

7.6 Funciones del verificador de medidas.

7.7 Precintado y desprecintado.

7.8 Carga de claves y programación.

7.9 Reparaciones.

8.1 Generalidades.

8.2 Características del concentrador principal.

8.3 Características de los concentradores secundarios de encargados de la lectura.

8.4 Concentradores secundarios de libre instalación.

8.4.1 Características.

8.4.2 Auditorías.

8.5 Integridad y validación.

8.6 Incidencias justificadas.

8.7 Registro y alta de fronteras en el sistema de medidas.

8.8 Lectura de los puntos de medida.

8.9 Estimación de medidas.

9.1 Forma en que un participante puede acceder a los equipos de medida.

9.2 Condiciones de acceso a la información del concentrador principal y los concentradores secundarios.

1. Definiciones.

A efectos de interpretación de este documento se adoptarán las definiciones que se incluyen en este apartado.

Avería de equipo de medida: Se considera que un equipo de medida se ha averiado en el momento que ha dejado de cumplir con sus funciones o que las realiza con un grado de precisión inferior al que le correspondería.

Barras de auxiliares: Son las barras a las que se conecta la salida de los transformadores de auxiliares de los grupos y los transformadores de apoyo, para la alimentación de los consumos propios de la central.

Barras de central: Son las barras a las que se conecta el lado de alta del transformador de una central de generación.

Canal de comunicaciones: Es el soporte físico que permite el envío de información entre dos sujetos.

Central de generación: Es una instalación de generación o un conjunto de ellas que comparten instalaciones comunes. Para una central tiene que ser posible calcular el balance de energía en sus instalaciones mediante cierre por contadores en todas sus barras, excluyendo de la zona cerrada cualquier elemento de red de transporte, distribución y clientes, así como elementos de otras centrales de generación.

Clase de precisión: La clase de precisión, o exactitud, de un transformador o aparato de medida se designa por un número (índice de clase) igual al límite superior del error de la magnitud medida admisible, expresado en porcentaje, para la magnitud primaria asignada y la carga de precisión.

Una clase a es mejor o igual que otra b cuando en todos los rangos de cargas definidos en las normas, el error de la clase a sea menor o igual que el de la clase b.

Cliente: Consumidor de energía eléctrica.

Consumos propios:

a. Consumos propios de la actividad de producción: Los servicios auxiliares de centrales de producción son los suministros de energía eléctrica necesarios para proveer el servicio básico en cualquier régimen de funcionamiento de la central (en carga, arranques, paradas y emergencias). Incluye:

– Suministro a equipamientos y accionamientos eléctricos asociados a los diversos procesos de la central.

– Instalaciones de control.

– Telecomunicaciones.

– Instalaciones mecánicas.

– Fuerza y alumbrado.

b. Consumos propios de la actividad de transporte:

b.1. Servicios auxiliares de subestaciones de transporte: Son los suministros de energía eléctrica necesarios para proveer la operación, mantenimiento y control de la subestación, en cualquier estado de funcionamiento. Incluye:

• Suministro a los accionamientos eléctricos.

• Instalaciones de control.

• Telecomunicaciones.

• Fuerza y alumbrado.

b.2. Centros de maniobra y control de transporte: Son los suministros de energía eléctrica necesarios para proveer los servicios que afectan a la gestión de los tránsitos de energía (programación y despacho de servicios), operación, mantenimiento y control de instalaciones de transporte. Incluye:

• Instalaciones de control.

• Telecomunicaciones.

• Fuerza y alumbrado.

c. Consumos propios de la actividad de distribución:

c.1. Servicios auxiliares de subestaciones de distribución: Son los suministros de energía eléctrica necesarios para proveer la operación, mantenimiento y control de la subestación, en cualquier estado de funcionamiento. Incluye:

• Suministro a los accionamientos eléctricos.

• Instalaciones de control.

• Telecomunicaciones.

• Fuerza y alumbrado.

c.2. Centros de maniobra y control de distribución: Son los suministros de energía eléctrica necesarios para proveer los servicios que afectan a la gestión de los tránsitos de energía (programación y despacho de servicios), operación, mantenimiento y control de instalaciones de distribución. Incluye:

• Instalaciones de control.

• Telecomunicaciones.

• Fuerza y alumbrado.

c.3. Servicios auxiliares de centros de reparto, maniobra y transformación: Son los suministros de energía eléctrica necesarios para proveer la operación, mantenimiento y control de los mismos. Incluye:

• Suministro a los accionamientos eléctricos.

• Instalaciones de control.

• Telecomunicaciones.

• Fuerza y alumbrado.

Elemento existente: Elemento de un equipo de medida instalado en su totalidad con anterioridad a la entrada en vigor del Reglamento unificado de puntos de medida del Sistema Eléctrico, o de las normas, Instrucciones Técnicas y Procedimientos de Operación que lo desarrollan.

Energía anual intercambiada: Se entenderá la suma en valor absoluto de la energía activa que atraviesa una frontera en ambos sentidos, en un año natural.

Energía bruta generada: Energía producida por una instalación de generación medida en bornas de alternador.

Energía neta generada o energía generada en barras de central: Energía bruta en generación menos los consumos propios medida en barras de central, esto es, teniendo en cuenta las pérdidas para elevar la energía a barras de central.

Error de precisión: Error equivalente a la clase de precisión acreditada para un aparato de medida en una calibración o en un ensayo de fabricante.

Integridad de la información: Medidas que se adoptan para asegurar que la información que se transmite por un canal de comunicaciones no sufre alteraciones entre el extremo emisor y el receptor.

Línea dedicada: Canal de comunicación utilizado en exclusiva por dos sujetos situados en sus extremos, donde el acceso de terceros al canal tiene algún tipo de limitación física.

Potencia aparente nominal de un punto de medida: Será la del elemento de menor potencia aparente nominal del circuito en que se inserta el punto de medida. En aquellos circuitos donde existan elementos conectados en paralelo, éstos se considerarán como un solo elemento cuya potencia aparente nominal sea la suma de las potencias aparentes nominales de cada uno.

2. Funcionamiento del sistema de medidas.

El sistema de medidas eléctricas definido en el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico y desarrollado en estas Instrucciones Técnicas Complementarias tiene por objeto garantizar la correcta gestión técnica del sistema eléctrico y la obtención de los datos de medida para la liquidación de la energía y servicios asociados, así como para el cálculo de la facturación de las tarifas de acceso y suministro, en aplicación del régimen económico de las actividades de dicho sistema.

Para realizar dicha función, se desarrolla el sistema de medidas eléctricas constituido por el concentrador principal de medidas que recibirá y tratará la información de medidas de todo el sistema eléctrico nacional para su posterior envío a los sistemas de liquidación, los concentradores secundarios de medidas que son sistemas de recepción y tratamiento de información para su posterior envío al concentrador principal y las instalaciones de medida. Adicionalmente y como parte integrante del sistema se consideran los equipos de medida, sistemas y protocolos para la transmisión de toda la información de datos de medidas entre el concentrador principal y los concentradores secundarios.

Los responsables de los puntos de medida para cada frontera definidos en el Reglamento unificado de puntos de medida serán responsables de instalar y mantener los equipos que miden la energía intercambiada en las fronteras de acuerdo a la definición de fronteras y ubicaciones de los puntos de medida descritas en el Reglamento unificado de puntos de medida, la normativa específica de las instalaciones acogidas a la modalidad de autoconsumo y estas Instrucciones Técnicas Complementarias.

Los distintos equipos de medida deberán cumplir los criterios de instalación descritos en estas Instrucciones Técnicas Complementarias y los procedimientos de operación que las desarrollan, y demás normativa de aplicación.

Los encargados de la lectura serán responsables de gestionar los registros de medida de los que son responsables de acuerdo a lo indicado en estas Instrucciones Técnicas Complementarias.

Los distintos encargados de la lectura deberán enviar la información de medidas al operador del sistema de acuerdo a lo indicado en estas Instrucciones Técnicas Complementarias.

El operador del sistema calculará los datos necesarios para realizar la liquidación de acuerdo a lo indicado en estas Instrucciones Técnicas Complementarias, y demás normativa de aplicación.

3. Ubicación de Fronteras entre actividades y determinación de puntos de medida principales, redundantes y comprobantes.

3.1 Generalidades.

La definición de fronteras es la que se establece en el Reglamento unificado de puntos de medida. Para la determinación de los puntos de medida aplica lo indicado en estas Instrucciones Técnicas Complementarias.

Para instalaciones acogidas a las modalidades de autoconsumo es de aplicación lo indicado en el Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica y su normativa de desarrollo.

La energía intercambiada en cada frontera deberá medirse utilizando una configuración principal y configuraciones redundantes y/o comprobantes en función del tipo de punto de medida.