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

Cuando algún elemento de un equipo no se adecue a las disposiciones del Reglamento unificado de puntos de medida y de sus Instrucciones Técnicas Complementarias, no podrá repararse, debiendo procederse a su sustitución. Cuando un elemento de un equipo se averíe por segunda vez en un plazo inferior al fijado para sus revisiones periódicas, a petición de alguno de los participantes en la medida o del encargado de la lectura, no podrá repararse, debiendo procederse a su sustitución a cargo del responsable del equipo. Los elementos sustituidos no podrán volver a ser utilizados en ninguna otra instalación objeto del Reglamento unificado de puntos de medida.

Los nuevos equipos deberán ser conformes a las disposiciones del Reglamento unificado de puntos de medida y de sus Instrucciones Técnicas Complementarias, la normativa metrológica y demás normativa de aplicación.

8. Tratamiento de la información.

8.1 Generalidades.

El tratamiento de la información de medidas se basa en un sistema jerárquico formado por el concentrador principal de medidas, los concentradores secundarios de los encargados de la lectura, los concentradores secundarios de libre instalación y los equipos de medida.

El operador del sistema realizará el tratamiento de los datos de medida de los puntos de los que es encargado de la lectura en el concentrador principal de medidas eléctricas de acuerdo a la normativa vigente.

Los distribuidores realizaran el tratamiento de los datos de medida de los que son encargados y transmitirán la información al operador del sistema utilizando los concentradores secundarios de acuerdo a la normativa vigente.

El concentrador principal tratará la información de los puntos de los que es encargado de la lectura junto con la recibida del resto de concentradores secundarios a fin de obtener los datos de medidas necesarios para la liquidación de la energía y servicios asociados de acuerdo a la normativa vigente.

Adicionalmente otros participantes del sistema de medidas podrán instalar concentradores secundarios de libre instalación.

El concentrador principal y los concentradores secundarios deberán cumplir los requisitos establecidos en los procedimientos de operación de medidas.

8.2 Características del concentrador principal.

El concentrador principal es un sistema informático para el tratamiento de los datos de medidas del sistema eléctrico nacional.

El concentrador principal tratará la información de medida de los puntos de los que es encargado de la lectura junto con la recibida del resto de concentradores secundarios a fin proporcionar los datos de medidas necesarios para la liquidación de la energía y servicios asociados de acuerdo a la normativa vigente.

El concentrador principal almacenará, al menos, los datos que se indican a continuación:

– Inventario y medidas en punto de medida de fronteras de las que es encargado de la lectura el operador del sistema.

– Inventario de los equipos de comunicación.

– Inventario y medidas en frontera de puntos frontera de los que es encargado de la lectura el operador del sistema.

– Datos de la última verificación de la instalación y contador de fronteras de las que es encargado de la lectura el operador del sistema.

– Características de los equipos de medidas de los que es encargado de la lectura el operador del sistema.

– Medidas asociadas a las distintas unidades de programación.

Adicionalmente, a efectos de liquidación, el concentrador principal recibirá de cada distribuidor para los puntos frontera de los que es encargado de lectura, las agregaciones de puntos frontera de clientes de tipos de puntos frontera 3, 4 y 5 y sus acumulados mensuales en los términos definidos en los procedimientos de operación de medidas.

El concentrador principal realizará la lectura de los puntos de los que es encargado directamente o a través de concentradores de libre instalación. Cuando la lectura se realice a través de un concentrador de libre instalación, dicho concentrador deberá cumplir con los requisitos que establezca el operador del sistema. El operador del sistema hará públicos los requisitos de los concentradores secundarios.

Todos los puntos de medida de los que es encargado de la lectura el operador del sistema estarán dotados de comunicación. El protocolo de comunicación de los puntos de los que es encargado de la lectura el operador del sistema será el definido por el propio operador del sistema. El operador del sistema hará público dicho protocolo de comunicación.

El concentrador principal intercambiará información de datos de medidas con los concentradores secundarios de los encargados de la lectura. El protocolo de comunicación con los distintos concentradores secundarios será único y definido por el operador del sistema. El operador del sistema hará público dicho protocolo de comunicación.

El concentrador principal intercambiará la información con los concentradores secundarios que se determine en los procedimientos de operación de medidas.

El concentrador principal intercambiará la información con los concentradores secundarios con las periodicidades establecidas en los procedimientos de operación de medidas.

La información sobre medidas eléctricas estará disponible en el concentrador durante un período mínimo de seis años naturales, contados a partir del año siguiente a la fecha de cada medida.

Con objeto de reducir los costes del concentrador, el acceso a la información de más de un año de antigüedad podrá requerir un procedimiento especial.

El operador del sistema garantizará la integridad de los datos procedentes de los equipos de medida con concentradores secundarios de acuerdo a lo indicado en los procedimientos de operación.

El operador del sistema realizará la lectura, validación, cálculo de mejor valor horario de energía, gestión de incidencias y objeciones de acuerdo a lo indicado en los procedimientos de operación.

El operador del sistema publicará los datos al sistema de liquidaciones de acuerdo a lo indicado en los procedimientos de operación.

El operador del sistema es el responsable del desarrollo, mantenimiento y operación del concentrador principal.

Las funciones de administración del concentrador principal incluyen el mantenimiento de las bases de datos y de los sistemas de comunicación, el almacenamiento y custodia de la información, la gestión de la seguridad del sistema, el control de costes de utilización del concentrador principal y de las comunicaciones de la red troncal, así como todas aquellas tareas que sean necesarias para el funcionamiento de las máquinas y la normal prestación del servicio.

Las funciones de obtención y verificación de datos incluyen la captura de las lecturas, la detección de discrepancias de los equipos redundantes y comprobantes definidos en las Instrucciones Técnicas Complementarias, la elaboración de balances de energía, las lecturas locales de los contadores, las comprobaciones y verificaciones de equipos y, en general, todas aquellas funciones que permitan la captura a tiempo de los datos y su verificación.

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

El concentrador secundario es un sistema informático para el tratamiento de los datos de medidas del sistema eléctrico nacional y su posterior envío al concentrador principal del operador del sistema.

Los concentradores secundarios de los encargados de la lectura tratarán la información de medidas de los puntos de los que son encargados de la lectura y la pondrán a disposición del concentrador principal del operador del sistema.

El concentrador secundario almacenará, al menos, los datos que se indican a continuación:

– Inventario y medidas en punto de medida de fronteras de las que es encargado de la lectura.

– Inventario y medidas en frontera de puntos frontera de los que es encargado de la lectura.

– Inventario de los equipos de comunicación.

– Medidas de agregaciones de las que son encargado de la lectura los distribuidores.

– Características de los equipos de medidas de los que es encargado de la lectura.

El concentrador secundario realizará la lectura de los puntos que tengan obligación de disponer de comunicación de los que es encargado directamente o a través de concentradores de libre instalación. Cuando la lectura se realice a través de un concentrador de libre instalación, dicho concentrador deberá cumplir con los requisitos que establezca el encargado de la lectura.

El concentrador secundario almacenará la información de medidas de los puntos de medida que no tienen obligación de disponer de telemedida.

La información sobre medidas eléctricas estará disponible en el concentrador durante un período mínimo de dos años naturales, contados a partir del año siguiente a la fecha de cada medida.

Con objeto de reducir los costes del concentrador, el acceso a la información de más de un año de antigüedad podrá requerir un procedimiento especial.

El concentrador secundario del encargado de la lectura realizará la lectura, validación, cálculo de mejor valor horario de la energía, gestión de incidencias y objeciones de acuerdo a lo indicado en los procedimientos de operación.

El concentrador secundario calculará la información de medidas agregadas de las que es responsable de acuerdo a lo indicado en los procedimientos de operación.

El encargado de la lectura es el responsable del desarrollo, mantenimiento y operación del concentrador secundario.

Los concentradores secundarios deberán ser validados por el operador del sistema de acuerdo a lo indicado en los procedimientos de operación de medidas.

Las funciones de administración del concentrador secundario incluyen el mantenimiento de las bases de datos y de los sistemas de comunicación, el almacenamiento y custodia de la información, la gestión de la seguridad del sistema, el control de costes de utilización del concentrador principal y de las comunicaciones de la red troncal, así como todas aquellas tareas que sean necesarias para el funcionamiento de las máquinas y la normal prestación del servicio.

Las funciones de obtención y verificación de datos incluyen la captura de las lecturas, la detección de discrepancias de los equipos redundantes y comprobantes definidos en las instrucciones técnicas complementarias, la elaboración de balances de energía, las lecturas locales de los contadores, las comprobaciones y verificaciones de equipos y, en general, todas aquellas funciones que permitan la captura a tiempo de los datos y su verificación.

8.4 Concentradores secundarios de libre instalación.

8.4.1 Características.

Cualquier participante puede disponer de un concentrador secundario de carácter voluntario.

Los encargados de la lectura podrán obtener las lecturas de los puntos de los que son encargados a través de un concentrador secundario de carácter voluntario si los concentradores cumplen los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida junto con los indicados a continuación:

• Realizar las pruebas de aceptación que el encargado de la lectura determine.

• Que el responsable del punto de medida delegue el intercambio de sus datos con el encargado de la lectura en el propietario del concentrador secundario.

• Que el concentrador secundario realice las comunicaciones con los puntos que tiene asociados y los retransmita al concentrador del encargado de la lectura con los protocolos y plazos recogidos en los procedimientos de operación.

• Que el concentrador secundario realice la sincronización y programación de la fecha de cambio de hora de los puntos de medida que tiene asignados de acuerdo con la hora oficial y de acuerdo con a las instrucciones del encargado de la lectura. En ningún caso realizarán programaciones remotas de los equipos de medida anteriormente indicadas.

• Que los puntos de medida utilicen el sistema de firma electrónica para asegurar la integridad de los datos de medida enviados.

Adicionalmente también podrán existir concentradores secundarios de libre instalación que puedan intercambiar información con el concentrador principal y/o concentrador secundario de los encargados de la lectura para aquellos puntos de los que son partícipes si dichos concentradores realizan las pruebas de aceptación que el operador del sistema y/o los encargados de la lectura determinen. Dichos concentradores podrán:

• Recuperar datos de medidas de los puntos de los que son partícipes. Cualquier acceso a los puntos de medida se realizará en modo de sólo lectura y el encargado de la lectura podrá limitar los accesos a los equipos a fin de que no interfieran en las llamadas realizadas por los concentradores del encargado de la lectura.

• Descargar los datos de medidas de los que son partícipes del concentrador principal y/o secundario.

• Publicar estimaciones de medidas de las que son partícipes al concentrador principal y/o secundario.

• Solicitar objeciones y/o incidencias de los datos de medida de los que son participes concentrador principal y/o secundario.

• Cualquier otro tipo de función que el encargado de la lectura y/o operador del sistema habilite para el tratamiento de los datos de los que el propietario del concentrador es participe.

8.4.2 Auditorías.

Los concentradores secundarios de libre instalación podrán ser auditados por el encargado de la lectura que haya delegado el envío de datos de medidas en dicho concentrador secundario.

Las auditorias tendrán por objeto comprobar que los concentradores secundarios realizan las funciones establecidas en el Reglamento unificado de puntos de medida.

Las auditorias se realizarán por contrastación de la información y registros de comunicación del concentrador secundario con los datos disponibles en el concentrador del encargado de la lectura y los propios datos de los registradores de los puntos de medida.

El encargado de la lectura comunicará la realización de la auditoria al titular del concentrador secundario informándole del alcance de la misma y detallando la información que tendrá que aportar indicando el canal y formato de la misma atendiendo a lo indicado a continuación:

• La información de los datos solicitados no será de más de dos años de antigüedad.

• La información solicitada deberá ser enviada al encargado de la lectura antes de un mes de la solicitud.

• El encargado de la lectura podrá solicitar información adicional tras el análisis de la información inicialmente aportada. El responsable del dispondrá de un plazo de diez días hábiles para aportar la nueva información.

• El encargado de la lectura podrá realizar llamadas directas a los puntos de medida conectados a través del concentrador secundario para realizar las contrastaciones de información y registros de llamadas y parametrización remota de los puntos de medida.

• El encargado de la lectura emitirá informe de auditoría del concentrador secundario. Como consecuencia del resultado de la auditoria, el encargado de la lectura podrá denegar la delegación para parte o totalidad de los puntos de medida leídos a través del concentrador secundario auditado.

8.5 Integridad y validación.

La integridad de los datos de medida procedentes de los equipos de medida asegura que éstos corresponden al punto de medida de la instalación y que no pueden ser manipulados.

La integridad de los datos de medida que no se lean directamente a través del concentrador de su encargado de la lectura se garantizará por el método denominado de «firma electrónica». Este método establece una correspondencia entre un fichero de datos y una firma electrónica, generada en el extremo origen mediante algoritmo, que se adjunta con el anterior, conformando así el fichero mensaje. Una modificación cualquiera sobre el fichero de datos o sobre la firma electrónica, realizada en un punto intermedio de la cadena de comunicación, es detectada en el extremo destino, al deshacerse la correspondencia entre ambas partes del fichero mensaje.

Cada encargado de la lectura definirá el método de firma electrónica a utilizar en las comunicaciones entre los registradores y los concentradores de medidas.

El operador del sistema definirá el método de firma electrónica a utilizar en la comunicación entre el concentrador principal y los concentradores secundarios.

Independientemente de lo anterior, adicionalmente cada encargado de la lectura podrá utilizar o no el procedimiento de firma electrónica para los puntos de medida que comunican directamente con su concentrador secundario.

La confidencialidad de los datos procedentes de los registradores de medida se garantizará mediante un conjunto de claves personalizadas asociadas a cada uno de los agentes, en función de sus derechos de acceso a la información, a fin de evitar su posible lectura por otros sujetos no autorizados. Tanto la concesión de los derechos de acceso a la información como la elaboración y asignación de las claves será responsabilidad del operador del sistema.

Los procedimientos de operación de medidas establecerán las validaciones a que deberán estar sometidas los datos de medidas que deberán realizar los encargados de la lectura.

8.6 Incidencias justificadas.

Las incidencias justificadas en las instalaciones de medida podrán invalidar datos de medidas.

Se entenderá por incidencia justificada cualquier tipo de anomalía de las indicadas a continuación:

• Averías en los equipos de medida.

• Datos de medidas correspondientes a energías medidas durante el proceso de verificación.

• Problemas de desbordamiento en los registradores de medida.

• Errores de medida consecuencia de sustitución de equipos de medida.

• Identificación de errores de inventario.

• Identificación de cualquier tipo de incidencia que afecte a la medida validada por el encargado de la lectura.

Las incidencias podrán ser informadas al encargado de la lectura por el responsable del punto de medida o sus representantes o comercializadores para puntos tipo 1 o 2 o representantes o comercializadores para puntos tipos 3, 4 o 5.

Los encargados de la lectura serán responsables del tratamiento de las incidencias de los equipos de medida de acuerdo a lo indicado en los procedimientos de operación de medidas.

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

Los responsables de los puntos de medida gestionarán con su encargado de la lectura su registro y alta en el sistema de medidas.

Para el alta de una frontera en el sistema, el encargado de la lectura comprobará que las fronteras son acordes a los requisitos del Reglamento unificado de puntos de medida, estas Instrucciones Técnicas y los procedimientos de operación de medidas.

8.8 Lectura de los puntos de medida.

Los plazos y periodicidades de lecturas son los indicados en los procedimientos de operación de medidas.

La lectura local de los equipos que no tengan obligación de disponer de comunicación la realizará el personal del encargado de la lectura o la empresa en que delegue para la realización de esta tarea, que no podrá ser la responsable del equipo de medida objeto de lectura. Esta limitación no aplicará cuando el equipo portátil utilizado para la lectura local no pueda ser manipulado por el lector.

Cuando un equipo con obligación de disponer de comunicaciones, no pueda ser leído remotamente por causa de una avería, será puesto en conocimiento por el encargado de la lectura para que el responsable del mismo proceda a subsanar la avería en el plazo máximo de 4 meses desde su notificación. Durante dicho plazo, el equipo podrá ser leído localmente por su encargado de la lectura o por la empresa en que el encargado de la lectura delegue para la realización de esta tarea, que no podrá ser la responsable del equipo de medida objeto de lectura. Esta limitación no aplicará cuando el equipo portátil utilizado para la lectura local no pueda ser manipulado por el lector. En caso de que transcurra el plazo sin haberse solucionado la avería, el encargado de la lectura podrá trasladar al responsable del equipo el extra coste que le originen las lecturas locales que tenga que realizar por falta de comunicaciones.

Durante las inspecciones de instalaciones de medida con obligación de disponer de comunicación o a iniciativa del encargado de la lectura se podrá realizar una lectura local de comprobación que tendrá por objeto contrastar que las lecturas captadas por el concentrador del encargado de la lectura coinciden con la información almacenada en el registrador local.

Cuando existan diferencias entre la información almacenada en el concentrador de medida y la contenida en el registrador local y sin perjuicio de las sanciones que pudieran corresponder, el equipo pasará a ser objeto de lectura local hasta que se compruebe que la información captada por comunicaciones coincide con la verdadera.

8.9 Estimación de medidas.

La estimación de medidas realizada por el encargado de la lectura y/o el operador del sistema para posibilitar el cierre de energía de puntos frontera y/o agregaciones de medida se realizará de acuerdo a lo indicado en los procedimientos de operación de medidas.

9. Acceso a la información de los datos de medidas.

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

Sólo los participantes de un punto de medida pueden acceder a los datos de medida y parametrización de los equipos de medida.

Cuando un participante distinto del encargado de la lectura acceda a los datos de medida lo realizará únicamente en forma de lectura.

La parametrización de los equipos de medida se realizará de acuerdo a los procedimientos que establezca cada encargado de la lectura.

Una vez que un punto de medida se encuentre dado de alta en el sistema de medidas, la parametrización de los equipos de medida, caso de no realizarla directamente su encargado de la lectura, requerirá la autorización expresa del mismo.

La sincronización de los equipos de medida se realizará de acuerdo a lo indicado en los procedimientos de operación de medidas.

La carga de claves de firma electrónica se realizará de acuerdo a los requisitos que establezca su encargado de la lectura.

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

Los encargados de la lectura deberán facilitar el acceso a los datos de medidas disponibles en el concentrador principal y/o secundario a los correspondientes participantes en la medida.

Cada encargado de la lectura dispondrá de los medios y canales para poner a disposición de los participantes en la medida del sistema de los datos de los que actúan como encargado de la lectura.

A través de los servicios de usuario del concentrador secundario se pondrá en conocimiento de los usuarios toda aquella información para la que el Reglamento unificado de puntos de medida y estas Instrucciones Técnicas Complementarias establezcan alguna obligación de publicidad, sea con carácter general o limitada a los sujetos con interés económico en una medida.

El operador del sistema facilitará el acceso al concentrador principal de medidas a los correspondientes participantes del sistema de medidas de una forma transparente y eficiente, y con las garantías adecuadas de seguridad y confidencialidad.

10. Grupo de seguimiento.

Se constituirá un Grupo de Seguimiento de la aplicación del Reglamento unificado de puntos de medida, formado por representantes de los participantes en los puntos de medida que entran dentro del ámbito del Reglamento al que complementan estas Instrucciones Técnicas Complementarias, y por los expertos en metrología eléctrica que se considere oportuno. También estarán representados el Centro Español de Metrología, la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y el Ministerio para la Transición Ecológica. Estará presidido por un representante del operador del sistema.

El objetivo de este Grupo de Seguimiento será identificar y proponer aspectos de mejora así como adaptar las modificaciones en la legislación al sistema de medidas eléctrico español.

11. Requisitos de equipamiento para el envío de información de telemedidas en tiempo real.

Aquellas instalaciones que tengan obligación de comunicar información de telemedida al operador del sistema en tiempo real deberán cumplir los requisitos establecidos en la normativa específica de aplicación.

El diseño del sistema de telemedidas antes citado podrá compartir elementos del sistema de medidas recogido en el Reglamento unificado de puntos de medida siempre que se cumplan los siguientes requisitos:

• La información de telemedida se podrá obtener extrayendo dicha información directamente de los contadores de energía siempre que no se interfiera con la entrega de datos de energía a los concentradores de medidas, o bien mediante otros dispositivos conectados en los secundarios de los transformadores de tensión e intensidad. En tal caso, la instalación de estos dispositivos debe cumplir las condiciones establecidas en las presentes Instrucciones Técnicas Complementarias para cargas sobre secundarios y caídas de tensión en los circuitos secundarios de los transformadores de tensión.

• En caso de que los dispositivos de telemedida estén instalados en los mismos secundarios donde se encuentran los contadores de energía, deberán disponer de bloque de prueba precintables que permitan su separación para sustitución o pruebas sin interrumpir las funciones del circuito.

• En caso de modificación de los dispositivos de telemedida, que compartan elementos con el sistema de medida, deberá comunicarse a los encargados de la lectura de acuerdo a los procedimientos específicos desarrollados por el Reglamento unificado de puntos de medida.

12. Apéndice A.

FRONTERAS DE GENERACIÓN (Esquema típico 1).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de propiedad de la actividad de generación con red de transporte/distribución.

Configuración principal:

Medida del punto de medida PM1 en el lugar de cambio de actividad.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Medida del punto de medida PM2 aplicando un coeficiente de pérdidas para el paso al lado de alta del transformador de generación y descontando los consumos propios del punto de medida PM3, aplicando el coeficiente de pérdidas del transformador de generación y el coeficiente de pérdidas de la línea (en caso de existir).

Alternativa 2: Idéntica a la alternativa 1 pero utilizando el punto de medida PM4 que deberá tener en cuenta además del coeficiente de pérdidas el correspondiente al transformador de consumos propios.

Alternativa 3: Caso de existir una línea a la red de transporte o distribución, la medida del punto de medida PM5 con el correspondiente coeficiente de pérdidas de la línea.

FRONTERAS DE GENERACIÓN (Esquema típico 2).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad de la actividad de generación con red de transporte/distribución. Se considerarán tres fronteras tipo generación con transporte o distribución (una para cada uno de los generadores y otra para los consumos propios).

Configuración principal:

Alternativa 1: Para cada grupo se utiliza el punto de medida PM4 repartido con los puntos de medida PM1 y PM2. La frontera de consumos propios se obtiene a partir del punto de medida PM3.

Alternativa 2: Se considera una única frontera de generación que engloba a todos los grupos, utilizando el punto de medida PM4 (sólo en el sistema peninsular). La frontera de consumos propios se obtiene a partir del punto de medida PM3.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Medida de los grupos individualizados utilizando los puntos de medida PM1 y PM2. A cada medida se le aplicará el coeficiente de pérdidas del transformador de generación. La frontera de los consumos propios se obtiene con el punto de medida PM4 y su correspondiente coeficiente de pérdidas.

Alternativa 2: Se considera una única frontera de generación con la suma de los puntos de medida PM1 y PM2, con sus correspondientes coeficientes de pérdidas (sólo en el sistema peninsular). La frontera de los consumos propios, se obtiene con el punto de medida PM4 y su correspondiente coeficiente de pérdidas.

FRONTERAS DE GENERACIÓN (Esquema típico 3).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad de actividad de generación con red de transporte/distribución. Se considerarán dos fronteras de generación con transporte o distribución.

Configuración principal:

Para cada grupo se utiliza el saldo de los puntos de medida PM3 y PM4 repartido con las medidas de los puntos de medida PM1 y PM2.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Para el grupo 1 se utiliza el punto de medida PM1’. Si es necesario se aplica coeficiente de pérdidas de las líneas (en caso de existir).

Para el grupo 2 se utiliza el punto de medida PM2’. Si es necesario se aplica coeficiente de pérdidas de las líneas (en caso de existir).

Nota: PM1’ y PM2’ son puntos de medida diferentes que PM1 y PM2 (para no compartir equipos de medida con punto principal) ubicados en el mismo lugar que éstos.

Alternativa 2: Para el grupo 1, si el punto de medida PM1’ está antes del transformador de grupo. Se aplicará coeficiente para el transformador y otro para las líneas.

Para el grupo 2, si el punto de medida PM2’ está antes del transformador de grupo. Se aplicará coeficiente para el transformador y otro para las líneas.

Alternativa 3: Para el grupo 1, se utiliza el punto de medida PM5 minorado por el punto de medida PM6, aplicando el coeficiente de pérdidas del transformador y de la línea (en caso de existir).

Para el grupo 2, sería análogo utilizando los puntos de medida PM7 y PM8.

Alternativamente sería válido que los PM5 y PM6 estuviese unificados en un único equipo de neta para el grupo 1 al que se le aplicará coeficientes de pérdidas para el transformador y las líneas. La opción es análoga para el grupo 2.

FRONTERAS DE GENERACIÓN (Esquema típico 4).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad de la actividad de generación con red de transporte/distribución. Se considerarán dos fronteras de generación con transporte o distribución.

Configuración principal:

Para cada grupo se utiliza el saldo de los puntos PM3 y PM4 repartido con las medidas de los puntos de medida PM1 y PM2.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Para el grupo 1, se obtiene como PM1’ - PM5’*k1 con sus correspondientes coeficientes de pérdidas de las líneas (en caso de existir).

Para el grupo 2, se obtiene como PM2’- PM5’*k2 con sus correspondientes coeficientes de pérdidas de las líneas (en caso de existir).

K1 y k2 son los coeficientes de reparto de consumos propiosde los grupos, y se calculan en función de la potencia de los grupos. Se debe cumplir que k1 + k2 = 1.

Nota: PM1’, PM2’ y PM5’ deben ser puntos de medida diferentes que PM1, PM2 y PM5 (para no compartir medida con punto principal), ubicados en el mismo lugar que éstos.

Alternativa 2: Para el grupo 1, si el punto de medida PM1’ está antes del transformador de grupo. Se aplicará coeficiente para el transformador y otro para las líneas.

Para el grupo 2, si el punto de medida PM2’ está antes del transformador de grupo. Se aplicará coeficiente para el transformador y otro para las líneas.

FRONTERAS DE CLIENTE (Esquema típico 5).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de propiedad de la actividad de cliente con la red de distribución/transporte.

Configuración principal:

Medida del punto de medida PM1.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Suma de los puntos de medida PM2 + PM3 con coeficiente de pérdidas del transformador. Si hubiese una línea propiedad del cliente habría que utilizar además coeficiente de perdidas de la línea.

Alternativa 2: Punto de medida PM5 con coeficiente de perdidas de la línea.

FRONTERAS DE DISTRIBUCIÓN CON TRANSPORTE (Esquema típico 6).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de actividad de red de distribución a red de transporte (Transformador propiedad del transportista).

Configuración principal:

Medida del punto de medida PM1.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Suma de los puntos de medida PM2 y PM3 de las líneas de salida.

Alternativa 2: Punto de medida PM4 con coeficiente de pérdidas del transformador.

Alternativa 3: Punto de Medida PM1’ instalado en el mismo lugar que PM1 sin compartir los transformadores de medida con el punto principal.

FRONTERAS DE DISTRIBUCIÓN CON TRANSPORTE (Esquema típico 7).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de actividad de red de distribución a red de transporte (Transformador propiedad del distribuidor).

Configuración principal:

Medida del punto de medida PM4.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Suma de los puntos de medida PM2 y PM3 de las líneas de salida con sus correspondientes coeficientes de pérdidas.

Alternativa 2: Punto de medida PM1 con coeficiente de pérdidas del transformador.

FRONTERAS DE DISTRIBUCIÓN CON DISTRIBUCIÓN (Esquema típico 8).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de propiedad de un distribuidor con el otro distribuidor.

Configuración principal:

Medida del punto de medida PM1.

Configuraciones comprobantes válidas:

Alternativa 1: Suma de los puntos de medida PM2 + PM3 con coeficiente de pérdidas del transformador. Si hubiese una línea propiedad del distribuidor 1 hay que utilizar, además, el coeficiente de pérdidas de la línea.

Alternativa 2: Punto de medida PM5 con coeficiente de pérdidas de la línea.

AUTOCONSUMO INDIVIDUAL EN RED INTERIOR (Esquema típico 9).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de propiedad del autoconsumidor con transporte/distribución.

Configuración principal: Las siguientes configuraciones según la normativa que le resulte de aplicación.

• Medida del punto de medida PM PF.

• Medida como diferencia de PM GEN – PM COM.

• Medida como diferencia de PM GEN‘ – PM COM‘ con sus correspondientes coeficientes de pérdidas.

Alternativamente, la medida PM GEN puede obtenerse a partir de la medida de generación bruta GEN y de la medida de servicios auxiliares SSAA con sus coeficientes de pérdidas correspondientes.

AUTOCONSUMO INDIVIDUAL A TRAVÉS DE RED (Típico 10)

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad del generador con transporte/distribución y consumidor con transporte/distribución.

Configuración principal: Las siguientes configuraciones según la normativa que le resulte de aplicación.

• Medida de PM PF G1 y PM PF 1

• Medida de PM GEN 1 y PM COM 1 con sus correspondientes coeficientes de pérdidas.

Alternativamente, la medida PM GEN puede obtenerse a partir de la medida de generación bruta GEN y de la medida de servicios auxiliares SSAA con sus coeficientes de pérdidas correspondientes.

AUTOCONSUMO COLECTIVO A TRAVÉS DE RED (Típico 11).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad del generador con transporte/distribución y consumidor con transporte/distribución.

Configuración principal: Las siguientes configuraciones según la normativa que le resulte de aplicación.

• Medida PM PF G1, PM PF1 y PM PF2.

• Medida de PM GEN 1, PM COM 1 y PM COM 2.

Alternativamente, la medida PM GEN puede obtenerse a partir de la medida de generación bruta GEN y de la medida de servicios auxiliares SSAA con sus coeficientes de pérdidas correspondientes.

AUTOCONSUMO CON EXCEDENTE, COMPENSACIÓN, INDIVIDUAL EN RED INTERIOR (Típico 12).

Ubicación frontera: Lugar de cambio de propiedad autoconsumidor con transporte/distribución.

Configuración principal:

Medida PM PF.

AUTOCONSUMO CON EXCEDENTE, COMPENSACIÓN, INDIVIDUAL A TRAVÉS DE RED (Típico 13).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad del generador con distribución y consumidor con transporte /distribución.

Configuración principal:

Medida PM PF G1 y PM PF1.

AUTOCONSUMO COLECTIVO A TRAVÉS DE RED, CON INSTALACIÓN EN RED INTERIOR (Típico 14).

Ubicación fronteras: Lugar de cambio de propiedad del consumidor con la generación con transporte/distribución y consumidor con transporte/distribución.

Configuración principal: Las siguientes configuraciones según la normativa que le resulte de aplicación.

Medida como diferencia de PM GEN - PF C1 y medida de PF C2.