Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto,
por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del
sistema eléctrico.
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Sumario:
La aplicación de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico,
exige, de modo necesario, la implantación de un sistema de medidas
homogéneo y efectivo de los tránsitos de energía entre las diversas
actividades eléctricas.
Así, la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico,
establece los derechos y obligaciones básicos para los diferentes
sujetos en relación con la medición del suministro, así como en el
control de la calidad del suministro eléctrico.
El presente Real Decreto se apoya principalmente en la previsión contenida en la letra c del artículo 26.2, la letra f del artículo 41.1, y 48.1 de la Ley del Sector Eléctrico, tras la modificación operada por la Ley 17/2007, de 4 de julio, en cuanto establecen obligaciones a cargo de los sujetos del sistema relacionadas con la medición del suministro.
El sistema de medidas previsto en el presente Reglamento,
constituye un elemento básico necesario para el funcionamiento de un
mercado abierto y para efectuar la liquidación de la energía, dado que
es necesaria la existencia de un sistema que permita la medición de los
consumos y de los tránsitos de energía entre los diferentes sujetos y
actividades eléctricas.
Este sistema permitirá, además, que la estructura de precios de la
energía tenga como referencia los costes reales de suministro, haciendo
posible que la demanda de electricidad pueda desempeñar un papel mucho
más activo en el funcionamiento del mercado eléctrico.
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, permitió establecer un régimen homogéneo de medidas, con
la finalidad de garantizar que la libre competencia se desarrollara en
igualdad de condiciones para todos los agentes del sistema eléctrico
nacional. En este Real Decreto se establecían las características del
sistema de medidas, de los equipos de los sistemas y protocolos de
comunicaciones, y además procedimientos necesarios para el correcto
funcionamiento del proceso de medidas.
El avance en el proceso de liberalización del mercado, hizo necesario modificar el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre,
para permitir el ejercicio de la libertad de elección de los nuevos
consumidores cualificados, haciendo posible la integración en un solo
equipo y un único proceso de los datos necesarios para la liquidación
de la energía y de las tarifas de acceso. Esta modificación se realizó
mediante el Real Decreto 385/2002, de 26 de abril,
manteniendo en lo fundamental su articulado, y haciendo en él sólo las
reformas imprescindibles para conseguir la evolución del sistema de
medidas.
La liberalización total del suministro desde el 1 de enero de 2003, propició que en el Real
Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se establecen los
requisitos de medida en baja tensión de consumidores y centrales de
producción en Régimen Especial, se recogieran los requisitos
exigibles a las instalaciones y equipos de medida situados en fronteras
cuya medida se realizara directamente en baja tensión, así como la
definición de derechos y obligaciones de los diversos agentes
implicados.
El Consejo de Ministros, en su reunión del día 25 de febrero de
2005, a propuesta del Vicepresidente Segundo del Gobierno y Ministro de
Economía y Hacienda y de los Ministros de Justicia, de Fomento, de
Industria, Turismo y Comercio, de Administraciones Públicas y de
Vivienda, adoptó un Acuerdo por el que adoptan mandatos para poner en
marcha medidas de impulso a la productividad. Entre los mandatos se
encuentra el asignado a la Comisión Nacional de Energía para que remita
una propuesta de revisión de la normativa reguladora de los puntos de
medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, de tal forma
que con ello se lograra un único texto.
La Comisión Nacional de Energía, cumpliendo el mandato, remitió al
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio la propuesta de
actualización y refundición de la normativa reguladora de los puntos de
medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica.
Una vez recibida dicha propuesta, la Secretaría General de Energía
procedió a elaborar un proyecto de Real Decreto que se remitió a la
Comisión Nacional de Energía, para informe, considerándose sustanciado
el trámite de audiencia a los interesados a través de los miembros de
su Consejo Consultivo de Electricidad. Por su parte, el Real Decreto 809/2006, de 30 de junio, por el que se revisa la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2006,
señalaba en su disposición adicional segunda que, a partir del 1 de
julio de 2007, los equipos de medida a instalar para nuevos suministros
de energía eléctrica hasta una potencia contratada de 15 kW y los que
se sustituyan para los antiguos suministros deberán permitir la
discriminación horaria de las medidas así como la telegestión.
De acuerdo con lo arriba señalado, en el presente Real Decreto se
incorporan los aspectos relacionados con la telegestión al objeto de
permitir el necesario desarrollo y adecuación de los sistemas y equipos
de medida.
El presente desarrollo debe efectuarse de manera coordinada con la Ley 3/1985, de 18 de marzo, de Metrología,
y sus disposiciones de desarrollo, donde se establecen una serie de
controles metrológicos básicamente orientados a garantizar la calidad y
precisión de la medida, y que es preciso complementar por cuanto las
necesidades de datos de medida requeridos por distribuidores,
comercializadores y en general, por el sistema eléctrico nacional y la
lectura, transmisión y tratamiento de esos datos, supone un ámbito de
regulación más amplio.
El régimen jurídico general que se establece en este Reglamento
se complementa con un conjunto de normas concretas de carácter técnico
facilitándose, de esta manera, su modificación por el Ministerio de
Industria, Turismo y Comercio a fin de adaptarlas en cada momento al
nivel de desarrollo tecnológico.
De acuerdo con la disposición final undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, este Real Decreto ha sido objeto del informe preceptivo de la Comisión Nacional de Energía.
En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria, Turismo y
Comercio, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del
Consejo de Ministros en su reunión del día 24 de agosto de 2007,
dispongo:
Artículo único. Aprobación del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
Se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, cuyo texto se inserta a continuación.
DISPOSICIÓN DEROGATORIA ÚNICA. Derogación normativa.
1. Quedan derogados 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, el Real Decreto 385/2002, de 26 de abril, por el que se modifica el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, y el Real
Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se establecen los
requisitos de medida en baja tensión de clientes y generadores en
Régimen Especial.
2. Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango contradigan lo dispuesto en el presente Real Decreto.
DISPOSICIÓN FINAL PRIMERA. Título competencial.
Este Real Decreto se dicta al amparo de lo dispuesto en el artículo 149.1.13 y 25 de la Constitución.
DISPOSICIÓN FINAL SEGUNDA. Habilitaciones normativas.
1. Se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comercio para
dictar, en el ámbito de sus competencias, las disposiciones de carácter
exclusivamente técnico que resulten indispensables para asegurar la
adecuada aplicación de este Real Decreto.
2. Asimismo, se faculta al Ministro de Industria, Turismo y Comercio
para dictar las disposiciones necesarias para la aprobación o
modificación de los precios máximos a repercutir por prestación de
servicios de los diversos agentes en relación con las actuaciones
derivadas del presente Real Decreto y normas de desarrollo.
DISPOSICIÓN FINAL TERCERA. Aplicación y ejecución del Real Decreto.
1. El operador del sistema presentará al Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio para su aprobación, en un plazo no superior a dos
meses desde la entrada en vigor del presente Real Decreto los nuevos
procedimientos de operación del sistema o la modificación de los ya
existentes que fuera necesaria para la adecuación del Sistema de
Medidas Eléctricas a lo dispuesto en el Reglamento que se aprueba por
el presente Real Decreto.
2. Para los equipos o dispositivos de medida y grupos de sujetos del
sistema que presenten características singulares, se faculta a la
Dirección General de Política Energética y Minas para que establezca
las condiciones singulares o particulares de aplicación del presente
Real Decreto.
DISPOSICIÓN FINAL CUARTA. Entrada en vigor.
El presente Real Decreto entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el Boletín Oficial del Estado.
Dado en Palma de Mallorca, el 24 de agosto de 2007.
- Juan Carlos R. -
El Ministro de Industria, Turismo y Comercio,
Joan Clos i Matheu.
Artículo 1. Objeto.
1. El objeto de este Reglamento es la regulación de las condiciones
de funcionamiento del sistema de medidas del sistema eléctrico
nacional, de los equipos que lo integran y de sus características, con
objeto de garantizar la correcta gestión técnica del sistema eléctrico
y la obtención de los datos requeridos 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.
Artículo 2. Ámbito de aplicación.
El sistema de medidas del sistema eléctrico nacional estará compuesto por:
Los equipos de medida situados en los lugares siguientes:
En los puntos frontera entre las actividades de generación,
tanto del régimen ordinario como del régimen especial, transporte y
distribución.
En los límites de las redes de distribución de diferente titular.
En las interconexiones internacionales.
En los puntos de conexión de los clientes.
Los equipos del sistema de comunicaciones y por los sistemas
informáticos que permitan la obtención y tratamiento de la información
de medidas eléctricas.
Artículo 3. Definiciones.
A los efectos de este Reglamento se entenderá por:
Punto de conexión: el lugar concreto de la red donde se enlazan
instalaciones correspondientes a distintas actividades, zonas de
distribución o propietarios.
Punto frontera:
El punto de conexión de generadores, tanto en régimen ordinario
como en régimen especial, y clientes con las redes de transporte o
distribución.
Los puntos de conexión de la red de transporte con la de distribución.
Los puntos de conexión de instalaciones de distribución
propiedad de una empresa con instalaciones de distribución propiedad de
otra empresa distinta, con independencia de su régimen económico
retributivo.
Las interconexiones internacionales.
Punto de medida: el lugar concreto de la red donde se conectan
los equipos de medida, de forma que la energía registrada corresponde a
la energía circulada por dicho punto. Cada punto de medida puede tener
asociados tres tipos de configuraciones, de acuerdo a lo dispuesto en
el presente Reglamento y sus disposiciones de desarrollo:
Configuración principal: Equipo de medida instalado en un punto
de medida que se utiliza como medida única a efectos de lo dispuesto en
este Reglamento.
Configuración redundante: Equipo de medida instalado en el mismo
punto que un equipo principal, cuyas medidas deben ser prácticamente
coincidentes con las de éste.
Configuración comprobante: Equipo o conjunto de equipos de
medida instalados en el otro extremo de un sólo elemento (línea,
transformador, etc.) respecto del contador principal. Las medidas de
los equipos comprobantes pueden compararse con las del principal
mediante un cálculo sencillo, que elimine el efecto del elemento de red
que pudiera existir entre ambos.
Responsable del punto de medida: el titular del punto de medida
y de las instalaciones de energía eléctrica donde se ubica dicho punto
de medida. Tiene la obligación de mantener y conservar en perfecto
estado de funcionamiento los equipos e instalaciones de medida de
acuerdo a lo dispuesto en el presente Reglamento y sus disposiciones de
desarrollo.
Participantes en la medida: los titulares de las instalaciones a
ambos lados de la frontera donde se sitúa un punto de medida, así como
el encargado de la lectura, los comercializadores y otros sujetos que,
sin tener instalaciones, hayan establecido contratos de compraventa de
energía eléctrica en ese punto. También se considerará como
participante sin interés económico al operador del sistema.
En el
caso de fronteras de clientes e instalaciones de generación en régimen
especial, ambos directamente conectados con la red de transporte, se
considerará participante en la medida a todos los efectos al
distribuidor correspondiente, conforme a lo dispuesto en el Real
Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regula las
actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y
procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica y la normativa específica de la generación en régimen especial.
Sistema de medidas del sistema eléctrico nacional: conjunto
compuesto por los siguientes elementos, incluido en cada caso su
programa informático correspondiente:
Las instalaciones y equipos de medida eléctrica.
Los sistemas de comunicaciones para la lectura remota de la información, cuando existan.
Los sistemas de tratamiento de la medida del sistema eléctrico
nacional, formados por el concentrador principal de Medidas Eléctricas
y los concentradores secundarios.
Los terminales portátiles de lectura (TPL).
Los sistemas y elementos necesarios para realizar funciones de telegestión.
Equipo de medida básico: aquel que cumple con las
características de constitución y funcionamiento mínimas requeridas
para que pueda ser instalado en un determinado tipo de punto de medida
en caso de que el presente Reglamento permita la instalación de
distintos equipos para el tipo de punto de medida del que se trate.
Verificador de Medidas Eléctricas: entidad autorizada por la
Administración competente, para realizar las funciones que se
determinen en las instrucciones técnicas complementarias, especialmente
las de verificación en origen y sistemática.
Verificación en origen: Es aquella verificación establecida en
el presente Reglamento que tendrá lugar con anterioridad a la primera
instalación del equipo y antes de reinstalarlo tras una reparación.
Verificación sistemática: Son aquellas verificaciones
establecidas en el presente Reglamento de las que serán objeto las
instalaciones de medida y sus equipos en los plazos previstos para cada
tipo de equipo de medida.
Verificación individual: Es aquella verificación establecida en
el presente Reglamento que se llevará a cabo cada vez que uno de los
participantes en la medida o el propio operador del sistema así lo
solicite.
Encargado de la lectura: entidad responsable de realizar la
lectura (ya sea en modo remoto, local o visual), poner la información a
disposición del operador del sistema y del resto de participantes en la
medida, así como otras funciones asociadas, para los puntos de medida
con el alcance y condiciones que en cada caso se determine en este
Reglamento y disposiciones que lo desarrollen.
Son encargados de la lectura para todos los tipos de punto de medida:
Puntos frontera de clientes:
La empresa distribuidora es el encargado de la lectura en
relación con los datos requeridos para la facturación de las tarifas de
suministro, las tarifas de acceso y la energía que haya de liquidarse
en el mercado.
Cuando el cliente adquiera la energía mediante comercializadora,
la empresa de distribución pondrá a disposición de la empresa
comercializadora y del operador del sistema, en la forma que se defina,
los datos requeridos para la liquidación de la energía en el mercado.
Puntos frontera de generación en régimen especial:
La
empresa distribuidora es el encargado de la lectura para las
instalaciones de generación en régimen especial conectadas a sus redes
que por el valor de su potencia nominal deban ser clasificadas en su
conjunto como tipo 3 ó 5, según clasificación establecida en el artículo 6.
Otros puntos frontera:
Para el resto de puntos frontera, el encargado de la lectura será el operador del sistema.
Instalación y equipos de medida: el conjunto formado por los
transformadores de medida, el cableado, contadores, relés auxiliares,
equipos de tratamiento y almacenamiento local de la información (en
adelante, registrador), el módem (cuando proceda), el programa
informático (software) y todo el equipo auxiliar necesario para garantizar la obtención de la medida con el grado de precisión adecuado.
Sistema de comunicaciones: conjunto de medios físicos y de programa informático (software), que permiten transmitir o recibir la información de la medida a distancia por medio de cualquier soporte.
Concentrador principal de medidas eléctricas: sistema de
información que recoge de forma centralizada las medidas del sistema
eléctrico nacional.
Concentradores de medidas secundarios: sistemas de captura y
almacenamiento y, en su caso, tratamiento de las lecturas guardadas en
los registradores para su posterior envío al concentrador principal, u
otros concentradores secundarios.
Concentradores intermedios: equipos instalados entre los
concentradores secundarios y los contadores eléctricos con funciones de
telegestión y telemedida, que actúan de enlace entre ellos, gestionando
las comunicaciones y almacenando registros de medidas de uno o varios
puntos de suministro.
Red de acceso: infraestructura de comunicaciones desde el módem
del registrador, excluido el módem, hasta la entrada al servidor de
comunicaciones del concentrador secundario al que se conecta, y las
comunicaciones entre concentradores secundarios.
Red troncal: infraestructura de comunicaciones que conecta los
concentradores secundarios con el concentrador principal, así como la
existente desde dicho concentrador principal hasta los registradores
directamente conectados con él.
Lectura local: captación sin intervención del sistema de
comunicaciones de los datos de medida de un registrador realizada
mediante el acoplamiento al mismo de un terminal portátil de lectura
(TPL).
Lectura remota: captación de datos mediante la intervención de algún sistema o canal de comunicación.
Lectura visual: captación de datos manual anotando las medidas que refleja el visor del equipo de medida.
Lectura provisional: las lecturas visuales, y las locales o
remotas obtenidas mediante TPL o comunicaciones que no cumplan los
requisitos de integridad y/o validación definidos en las instrucciones
técnicas complementarias.
Lectura o medida firme: las lecturas locales y las remotas
obtenidas mediante sistemas que cumplan los requisitos de integridad y
validación definidos en las instrucciones técnicas complementarias.
También tendrán la consideración de firmes las lecturas visuales de
aquellos puntos de medida que no requieran de registro horario de
energía, realizadas directamente por el encargado de la lectura.
Validación: proceso mediante el cual se determina la adecuación
de las medidas eléctricas con los criterios de calidad establecidos en
el presente Reglamento y sus disposiciones de desarrollo.
Estimación: proceso mediante el cual se infiere la lectura
correspondiente a un determinado periodo y punto de medida mediante un
procedimiento de cálculo basado en cualquier información de medidas
distinta de la reglamentariamente definida como válida. Dicho proceso
se establecerá en los procedimientos de operación del sistema.
Sistema de telegestión: sistema de medida y comunicación
bidireccional entre los contadores y las distribuidoras eléctricas que,
con las máximas garantías de integridad y seguridad, permite el acceso
remoto a los contadores de energía eléctrica, con disponibilidad de
lectura, gestión de la energía, control de la potencia demandada y
contratada, gestión de la conexión/desconexión de suministros y otras
funcionalidades, posibilitando el intercambio de información y
actuaciones entre los sistemas de las empresas y los contadores
eléctricos.
Procedimientos de Operación del Sistema: normas de carácter
técnico e instrumental que regulan la gestión técnica del sistema
eléctrico nacional, desarrolladas por el operador del sistema, de
acuerdo con lo establecido en el artículo
31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se
organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
Instrucciones técnicas complementarias: norma técnica adicional
al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico
mediante el que se regulan las condiciones de funcionamiento del
sistema de medidas del sistema eléctrico nacional, de los equipos que
lo integran y de sus características.
Artículo 4. Responsable del sistema de medidas.
El operador del sistema es el responsable del sistema de medidas del
sistema eléctrico nacional, debiendo velar por su buen funcionamiento y
correcta gestión. A estos efectos, la Dirección General de Política
Energética y Minas establecerá, a propuesta del operador del sistema y
previo informe de la Comisión Nacional de Energía, un procedimiento de
comprobación de los procesos de lectura, alta o modificación de
fronteras y tratamiento e intercambios de la información, con objeto de
determinar el correcto funcionamiento del sistema de medidas.
En el uso de sus atribuciones, el operador del sistema podrá
verificar todas las instalaciones del sistema de medidas de conformidad
con el presente Reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias.
Artículo 5. Tratamiento de la información.
El operador del sistema recibirá y realizará el tratamiento de la información sobre medidas.
A este fin instalará y operará el concentrador principal de medidas
eléctricas en las condiciones descritas en este Reglamento y sus
instrucciones técnicas complementarias.
Análogamente, los encargados de la lectura recibirán y realizarán el
tratamiento de la información que corresponda así como su posterior
puesta a disposición de los participantes en la medida y/o del operador
del sistema, según corresponda y conforme a lo establecido en este
Reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias. A este fin
instalarán y operarán los concentradores secundarios de medidas
asociados a los puntos de medida de los que son encargados de la
lectura.
Artículo 6. Determinación de los puntos de medida.
Para cada punto frontera de una instalación, según se definen éstos en el artículo 3 del presente Reglamento,
se establecerá un punto de medida principal y, cuando así sea
requerido, también se ubicará una configuración redundante o
comprobante de acuerdo con los criterios y características que
determinen las instrucciones técnicas complementarias.
En las instalaciones de generación, se establecerá además un punto
de medida en bornes del grupo para la medición de la energía bruta
generada, que podrá utilizarse en su caso como comprobante, sin
perjuicio de las excepciones que la Dirección General de Política
Energética y Minas autorice teniendo en cuenta las singularidades que
ciertas instalaciones puedan presentar.
El responsable del punto de medida propondrá la ubicación del punto
de medida principal que con carácter general coincidirá con el punto
frontera, aplicando los criterios establecidos en las instrucciones
técnicas complementarias, sin perjuicio de su posterior verificación.
La ubicación del punto requerirá en cualquier caso la autorización del
encargado de la lectura.
Excepcionalmente, previo acuerdo de los participantes en una medida
y autorización del encargado de la lectura, se podrá establecer otro
punto de medida principal cuya ubicación difiera del punto frontera,
siempre que sea equivalente a dicho punto frontera y resulte imposible
o excepcionalmente costosa su normal ubicación. En el caso de
suministros en alta tensión inferior a 36 kV, podrá realizarse la
medida en baja tensión, atendiéndose a lo dispuesto en la normativa
correspondiente para la facturación de tarifas.
Las instrucciones técnicas complementarias establecerán los
procedimientos para la fijación de puntos de medida alternativos y las
correcciones a efectuar en las medidas de forma que la medida corregida
pueda considerarse igual a la energía circulada por el punto frontera.
La propuesta de punto de medida alternativo será comunicada a todos
los participantes en la medida, los cuales dispondrán de un plazo de 30
días para formular objeciones. Si en el citado plazo no se recibieran
objeciones, se entenderá otorgada la conformidad por todos los
participantes al punto de medida alternativo. Los conflictos que se
susciten en estos casos, se resolverán por la Comisión Nacional de
Energía según lo establecido en la disposición adicional undécima 3 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, independientemente de las actuaciones en vía jurisdiccional que pudieran producirse a instancia de cualquiera de las partes.
Idéntico procedimiento se seguirá para la medida redundante y comprobante cuando se requiera.
Artículo 7. Clasificación de los puntos de medida y frontera.
1. Son puntos de medida de tipo 1 los siguientes:
Puntos situados en las fronteras de clientes cuya potencia contratada en cualquier periodo sea igual o superior a 10 MW.
Puntos situados en las fronteras de generación cuya potencia aparente nominal sea igual o superior a 12 MVA.
Puntos situados en cualquier otra frontera cuya energía intercambiada anual sea igual o superior a 5 GWh.
2. Son puntos de medida de tipo 2: aquellos que no pudiendo clasificarse como tipo 1 sean:
Puntos situados en las fronteras de clientes cuya potencia contratada en cualquier periodo sea superior a 450 kW.
Puntos situados en las fronteras de generación, cuya potencia aparente nominal sea igual o superior a 450 kVA.
Puntos situados en cualquier otra frontera cuya energía intercambiada anual sea igual o superior a 750 MWh.
3. Son puntos de medida de tipo 3: aquellos que no puedan clasificarse en otra categoría.
4. Son puntos de medida tipo 4 los puntos situados en las fronteras
de clientes, cuya potencia contratada en cualquier periodo sea igual o
inferior a 50 kW y superior a 15 kW.
5. Son puntos de medida tipo 5:
Puntos situados en las fronteras de clientes cuya potencia contratada en cualquier periodo sea igual o inferior a 15 kW.
Puntos situados en las fronteras de instalaciones de generación cuya potencia nominal sea igual o inferior a 15 kVA.
Para las centrales en régimen especial, que además adquieran energía
como consumidor, el conjunto de la instalación se clasificará en el
tipo que corresponda, conforme a la mayor de las potencias, nominal de
generación o contratada como consumidor.
En las fronteras que deban ser clasificadas en su conjunto como de
un tipo determinado, todos los puntos de medida utilizados para su
cálculo deberán disponer de equipos de medida de, como mínimo, el tipo
al que corresponde la frontera.
Por otra parte, aquellas instalaciones de generación que dispongan
al menos de una frontera tipo 1, 2 ó 3, deberán disponer de equipos de
medida de como mínimo tipo 3 en todas sus fronteras. Ello sin perjuicio
de que los puntos de medida tipos 1 y 2 deban disponer de los equipos
reglamentarios.
Artículo 8. Modelo.
1. Para poderse instalar en la red, los modelos de contadores, así
como los equipos de medida, con reglamentación específica, deberán
superar la evaluación de conformidad, según el control metrológico del
Estado establecido en el capítulo
II del Real Decreto 889/2006, de 21 de julio, por el que se regula el
control metrológico del Estado sobre instrumentos de medida.
Aquellos aparatos o dispositivos para los que no se haya establecido
reglamentación metrológica específica para la evaluación de la
conformidad, requerirán autorización del modelo para su uso e
instalación en la red y estarán sujetos a las verificaciones
correspondientes. Estas autorizaciones tendrán siempre carácter
transitorio, debiendo el solicitante obtener la evaluación de la
conformidad correspondiente, en el plazo de un año desde la entrada en
vigor de dicha reglamentación, una vez ésta se dicte y sin perjuicio de
poder obtener las prórrogas que la autoridad competente estime
oportunas.
Cuando el equipo de medida no esté constituido por un único elemento
integrado en una única envolvente, cada uno de sus elementos requerirá
de la correspondiente evaluación de la conformidad o en su caso
autorización del modelo para su uso e instalación en la red, que se
podrá otorgar sobre el conjunto o por separado para cada uno de sus
componentes. No obstante, los dispositivos utilizados para efectuar o
dar soporte a la comunicación de datos se regirán por su normativa
específica.
Cuando el modelo de contador incorpore registrador, puesto que la
evaluación de la conformidad no alcanza al mismo, se requerirá
adicionalmente la autorización del modelo para su uso e instalación en
la red.
2. Para el resto de equipos de medida, contadores y en su caso
dispositivos complementarios (incluidos transformadores y
registradores) para los que no se haya establecido reglamentación
metrológica específica, la autorización del modelo para su uso e
instalación en la red, la efectuará la administración competente en
base a la siguiente documentación:
Solicitud de autorización del modelo para su uso e instalación
en la red, dirigida a la Administración competente, indicando
expresamente todos los diferentes tipos o variantes que comprende el
modelo.
Memoria técnica descriptiva del modelo y sus diferentes tipos.
Se deberán presentar dos ejemplares, original y copia, firmado por un
ingeniero y visado por el colegio correspondiente.
Declaración de conformidad del fabricante o importador,
especialmente respecto del registrador, con la funcionalidad y demás
requisitos y condiciones exigibles, conforme al presente Reglamento y
demás condiciones de seguridad, compatibilidad electromagnética y otras
normas de aplicación.
Certificado de ensayo expedido por un laboratorio oficialmente
autorizado, de conformidad del aparato o dispositivo con la norma UNE o
internacional que en cada caso se establece y sus modificaciones en
vigor, o norma que la haya sustituido.
Certificado de validación del protocolo del registrador y de la
disponibilidad de las funciones requeridas en su caso, expedido por el
operador del sistema, en tanto no exista norma específica o no se hayan
establecido los requisitos de ensayo de conformidad exigibles al
registrador.
Documentación y requisitos exigibles de acuerdo con lo previsto en el Real
Decreto 1580/2006, de 22 de diciembre, por el que se regula la
compatibilidad electromagnética de los equipos eléctricos y electrónicos y, de conformidad con el régimen transitorio establecido en el anterior, en el Real
Decreto 444/1994, de 11 de marzo, por el que se establecen los
procedimientos de evaluación de la conformidad y los requisitos de
protección relativos a compatibilidad electromagnética de los equipos,
sistemas e instalaciones.
En el caso de no existir norma UNE o internacional de aplicación, la
Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de
Industria Turismo y Comercio establecerá las condiciones y requisitos
de ensayo de conformidad exigibles para su autorización.
Cuando el tipo de aparato de medida de que se trate se pretenda
instalar en más de una comunidad autónoma, la autorización de modelo
para su uso e instalación en la red concedida por la Administración
competente de una comunidad autónoma será válida en todo el territorio
nacional.
3. Cuando los contadores estáticos integrales o combinados,
incorporen equipos sujetos a evaluación de la conformidad, conforme a
las disposiciones establecidas en el Real Decreto 889/2006, de 21 de julio,
junto con equipos o dispositivos no sujetos a dicha evaluación, estos
últimos requerirán autorización de modelo para su uso e instalación en
la red. Dicha autorización será válida en todo el territorio nacional.
Los requisitos exigibles para otorgar dicha autorización serán los
mismos que para el mismo equipo independiente y no integrado.
4. En el caso de contadores estáticos combinados que para la medida
de energía activa sean de clases A, B y C, se requerirá la evaluación
de la conformidad establecida en el Real Decreto 889/2006, de 21 de julio.
Para la medida de energía reactiva, clases 2 y 3, se requerirá
autorización de modelo para su uso e instalación en la red, que será
efectuada por la Administración pública competente, en base a un
certificado de ensayos de conformidad a la norma UNE EN 62053 23 o
norma que la sustituya.
Hasta que no se desarrolle la correspondiente reglamentación
metrológica específica, si el contador combinado, para la medida de
energía activa, fuera de clase 0,2, se requerirá, para esta parte,
autorización de modelo para su uso e instalación en la red, que será
efectuada por la administración competente, en base a un certificado de
ensayos de conformidad a la norma UNE EN 62053 22 o norma que la
sustituya.
5. En el caso de contadores estáticos de energía activa, clase 0,2S,
y hasta que se desarrolle su reglamentación específica, se requerirá
autorización de modelo para su uso e instalación en la red, que será
efectuada por la administración competente, en base a un certificado de
ensayos de conformidad a la norma UNE EN 62053 22 o norma que la
sustituya.
6. Cuando el equipo de medida no sea combinado, en el caso de
contadores estáticos de energía reactiva, clases 2 y 3, hasta que se
establezca su reglamentación metrológica específica, la Administración
competente al efectuar la autorización del modelo para su uso e
instalación en la red, exigirá un certificado de ensayo de conformidad
con la norma UNE-EN 62053 22 o norma que la sustituya, exceptuando los
ensayos que no sean de aplicación. Para los contadores de inducción de
energía reactiva, clase 3, se exigirá certificado de ensayo de
conformidad con la norma UNE-21310 parte 3.
7. Cuando se utilicen transformadores de medida, el certificado de
conformidad se referirá a la norma UNE-EN 60044 o norma que la
sustituya.
8. Los interruptores de control de potencia requerirán autorización
del modelo para su uso e instalación en la red, exigiendo certificado
de ensayo de conformidad con la norma UNE 20317 o norma que la
sustituya.
9. Para los interruptores horarios, la autorización del modelo para
su uso e instalación en la red, exigirá certificado de ensayo de
conformidad con la norma UNE-EN 61038, UNE-EN 62054-21 o UNE-EN
62052-21 o norma que las sustituya.
10. Para aquellos equipos y dispositivos complementarios, como,
entre otros, contadores combinados de energía activa y reactiva y
equipos registradores, en tanto no exista reglamentación metrológica
específica que les sea de aplicación, el certificado de ensayo de
conformidad se referirá a aquellos ensayos y requisitos establecidos en
las norma UNE o internacional que en cada caso pudieran ser de
aplicación.
11. Cuando tampoco exista norma UNE o internacional de aplicación y
hasta que el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo establezca las
condiciones y requisitos de ensayo de conformidad exigibles para su
autorización, la autoridad competente podrá otorgar autorizaciones de
modelo basadas en una declaración de conformidad con las
funcionalidades, requisitos y condiciones exigibles del fabricante o
importador, junto con una memoria técnica descriptiva y otros ensayos
que pudieran corresponder, en aplicación del mejor criterio técnico.
A tal efecto, cuando exista norma UNE o internacional, relativa a
equipos de medida similares, pero de diferente clase de precisión, el
certificado de ensayos se referirá a dicha norma, en lo que pudiera ser
de aplicación, conforme al mejor criterio técnico y extrapolando los
valores de error, clases de precisión e incertidumbres, en la misma
proporción que la clase a la que se refiere la norma, respecto de la
clase de precisión del equipo de medida a ensayar.
12. Los equipos en las instalaciones deberán haber sido verificados
en origen de acuerdo a lo indicado en este Reglamento y las
instrucciones técnicas complementarias.
Artículo 9. Equipos de medida básicos.
1. En general, el equipo de medida estará constituido por contador
de energía activa, contador de reactiva, transformadores de medida y
otros dispositivos complementarios que pudieran requerirse, como
registradores, elementos de control de potencia, módem y relojes
conmutadores horarios. Los anteriores elementos podrán disponerse de
forma independiente, incluso compartiendo determinados dispositivos
varios clientes, o bien constituir un único equipo integrado.
2. La instalación y equipos de medida, habrán de garantizar el
suministro de los datos requeridos para la correcta facturación de las
tarifas de suministro o acceso y la energía que haya de liquidarse en
el mercado, incluyendo el término de facturación de energía reactiva y
la medición o control de la potencia demandada.
Así, el registro de energía activa y reactiva será realizado en
todos los sentidos y cuadrantes, respectivamente, en que sea posible la
circulación de energía. En ambos casos, es opcional el emplear uno o
más aparatos, según convenga.
3. Dispondrán de dispositivos de comunicación para la lectura remota
todos los equipos de medida de tipo 1 y 2, así como los de tipo 3 que
no correspondan a fronteras de cliente. En los puntos de medida tipo 3
de fronteras de clientes la lectura remota será opcional. Los equipos
de medida de tipo 4 y de tipo 3 que no disponga de comunicaciones para
la lectura remota, deberán estar preparados para poder conectar los
dispositivos de transmisión, módem y línea que permitan su lectura en
modo remoto. Para los puntos de medida de tipo 5 se estará a lo
dispuesto en el apartado 7 de este artículo.
4. Para permitir la lectura local y la parametrización de los
equipos en modo local, los puntos de medida de tipo 1 y 2, y los de
tipo 3 que no correspondan a fronteras de clientes, dispondrán de, al
menos, un canal de comunicaciones apropiado, ya sea a través de un
puerto serie RS-232 o un optoacoplador, con las características que
establezcan las instrucciones técnicas complementarias. Los equipos de
los puntos tipo 3 de cliente y los tipos 4 y 5 dispondrán
necesariamente de un optoacoplador.
5. Los equipos de medida deberán disponer de al menos un integrador
totalizador o elemento visualizador de la energía circulada que
garantice su lectura tras ausencia de tensión de red, incluso cuando la
opción horaria o por períodos sea la elegida, durante un tiempo no
inferior a seis meses para todos los puntos de medida.
6. Asimismo, las instalaciones de medida de clientes deberán
disponer de los dispositivos necesarios para que la empresa
distribuidora controle la potencia demandada por el cliente. Estos
elementos con función de control de potencia podrán integrarse en los
equipos de medida. En el caso de los clientes de baja tensión, las
empresas distribuidoras están obligadas a poner a su disposición los
dispositivos necesarios en régimen de alquiler.
En los puntos de medida tipos 1, 2, 3 y 4 el control de la potencia
se efectuará mediante maxímetros. Se requerirán seis maxímetros en
todos estos puntos, con un periodo de integración de 15 minutos.
En los puntos tipo 5 el equipo deberá disponer de capacidad para
controlar la potencia demandada tanto mediante maxímetros como otros
elementos con función de limitación de la potencia. El propio contador
podrá, mediante algoritmo simplificado de seguimiento de la curva de
actuación, realizar dicha función, ajustando de forma dinámica la
referencia de intensidad máxima al contrato o requisitos de gestión de
la demanda establecido en cada momento.
Los elementos de limitación de potencia se colocarán preferentemente
integrados en el propio equipo de medida, para lo que deberán ser
reenganchables desde el domicilio del contrato o de reenganche
automático. En el caso de no ubicarse en la centralización de
contadores, se colocará lo más cerca posible del punto de entrada de la
derivación individual.
7. Se instalarán registradores con carácter general en los puntos de
medida tipo 1, 2, 3 y 4, los cuales podrán estar integrados en un
contador combinado o constituir un dispositivo independiente de los
contadores. Cada registrador podrá almacenar información de uno o más
equipos de medida, con las condiciones que establezcan las
instrucciones técnicas complementarias.
El registrador de puntos de medida tipo 1, 2 y 3 deberá tener
capacidad para parametrizar periodos de integración de hasta 5 minutos,
así como para registrar y almacenar los parámetros requeridos para el
cálculo de las tarifas de acceso o suministro (energías activa y
reactiva y valores de potencia), con la periodicidad y agregación que
exija la normativa tarifaria correspondiente. Cuando ésta no requiera
un periodo de integración menor, el registro de energía activa será
horario.
Los equipos de los puntos de medida tipo 4 dispondrán de seis
registros de energía activa, seis de energía reactiva y otros seis de
potencia. Así mismo, los equipos tendrán capacidad para programar los
parámetros necesarios para la facturación de las tarifas integrales y
de acceso.
Los equipos básicos tipo 5 deberán permitir la discriminación
horaria de las medidas, con capacidad para gestionar al menos seis
periodos programables. Para cada periodo se registrarán y almacenarán
las energías activa y reactiva (en los sentidos y cuadrantes en que sea
posible la circulación de energía), la máxima potencia cuarto horaria y
la fecha y hora del máximo. No obstante lo anterior, los equipos
deberán disponer de capacidad para parametrizar periodos de integración
de hasta una hora, así como registrar y almacenar las curvas horarias
de energía activa y reactiva de un mínimo de 3 meses.
8. Los equipos de medida tipo 5, deberán estar integrados en un
sistema de telegestión y telemedida implantado por el encargado de la
lectura correspondiente.
El sistema de telegestión y telemedida desarrollado por cada
encargado de la lectura, los equipos asociados y, en su caso, los
protocolos específicos, habrán de ser autorizados por la Dirección
General de Política Energética y Minas, previo informe de la Comisión
Nacional de Energía, de acuerdo con el procedimiento y condiciones que,
a tal efecto, establezca el Ministerio de Industria, Turismo y
Comercio. Una vez obtenida la autorización, el encargado de la lectura
podrá sustituir los equipos de medida, aun cuando no sean de su
propiedad. En este último caso, si además la sustitución del equipo es
decisión del propio encargado de la lectura y no está motivada por el
Plan de Sustitución de contadores previsto en la disposición
adicional vigésima segunda del Real Decreto 1634/2006, de 29 de
diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de
enero de 2007, ésta no generará coste alguno para su propietario ni
cobro en concepto de alquiler, durante el periodo restante de vida útil
del equipo sustituido, con un máximo de 15 años. Si el cliente optara
por adquirir un equipo en propiedad, dicho equipo deberá cumplir con
las especificaciones que establezca el distribuidor.
Administrativamente se fijará el precio regulado de alquiler de los equipos.
Estos sistemas estarán constituidos por los siguientes elementos:
los equipos de medida y de control (contador, elementos con función de
control de potencia, interruptores, displays, etc.), ubicados en el
punto de medida; el sistema informático de gestión, que gestiona los
flujos de información y el funcionamiento de los equipos de medida y
control, y el sistema de comunicación entre ambos. Adicionalmente,
podrán instalarse concentradores intermedios que actúen de enlace entre
los equipos de medida y control y el sistema informático de gestión.
Las especificaciones funcionales mínimas de los sistemas de
telegestión serán los indicados a continuación, sin perjuicio de que el
encargado de la lectura pueda implementar en el sistema funcionalidades
adicionales:
Lectura remota de los registros de energía activa y reactiva,
así como de potencia, necesarios para la facturación de las energías y
las tarifas, u otros usos que le fueran requeridos, tales como la
inclusión en un panel representativo de consumidores.
Lectura remota de los registros de los parámetros de calidad.
Parametrización del equipo de medida de forma remota, incluyendo
la configuración de los períodos de discriminación horaria y la
potencia contratada.
Activación del modo de control de la potencia demandada, maxímetro o dispositivo de control de potencia.
Sincronización periódica remota con los concentradores.
Control remoto de la potencia: corte y reconexión del
suministro, tanto para la gestión de altas y bajas de suministros como
para la ejecución de planes de gestión de la demanda.
Por último, el sistema deberá disponer de capacidad de gestión
de cargas, con el objeto de reducir la demanda en momentos críticos.
9. Podrán integrarse en los sistemas de telegestión y telemedida
previstos en el punto anterior, los equipos ubicados en fronteras tipo
4, siempre que dichos equipos cumplan, además de las especificaciones
propias del sistema de telegestión y telemedida, todos los requisitos
establecidos en el presente Reglamento y normas de desarrollo para los
puntos de medida tipo 4 y 5, el que resulte más exigente en cada caso;
con la excepción de los protocolos de comunicaciones, que podrán ser
específicos, según lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 20 de este Reglamento.
10. La clase de precisión de los transformadores de medida y los
contadores de energía activa y reactiva que deberán cumplir los equipos
de medida se resume en el siguiente cuadro:
| Tipo de punto | Clase de precisión |
| Transformadores | Contadores |
| Tensión | Intensidad | Activa | Reactiva |
| 1 | 0,2 | 0,2 S |  0,2 S | 0,5 |
| 2 | 0,5 | 0,5 S | C | 1 |
| 3 | 1 | 1 | B | 2 |
| 4 | 1 | 1 | B | 2 |
| 5 | | | A | 3 |
11. Asimismo, todos los equipos de medida correspondientes a puntos
de medida de clientes incorporarán registro de los parámetros relativos
a la calidad del servicio. Dichos registros habrán de recoger al menos
el número y duración de cada una de las interrupciones de suministro de
duración igual o superior a 3 minutos detectadas por el equipo de
medida, así como el tiempo en que la tensión de línea esté fuera de los
límites permitidos por exceso y por defecto.
Artículo 10. Excepciones a los equipos básicos.
1. El cliente o en su caso titular de la instalación de generación,
podrá optar a su costa por disponer de equipos de medida de calidad o
precisión superior a los requeridos para el tipo de punto de medida en
el que se encuentra clasificado, sin que ello implique modificación
alguna de los procedimientos de estimación de medida y liquidación
correspondientes al tipo de equipo reglamentario de que se trate y,
asumiendo en todos los casos, el sobrecoste que pueda implicar para el
encargado de la lectura.
2. También se podrán instalar, a petición del cliente y con cargo al
mismo, equipos de medida de funcionamiento por monedas, tarjetas u
otros sistemas de autocontrol, que se acomodarán a la estructura
tarifaria vigente. Estos equipos de medida deberán ser de modelo
aprobado o tener autorizado su uso y contar con verificación primitiva
o la que corresponda y precintado, así como cumplir con el resto de
requisitos técnicos y de lectura establecidos en este Reglamento y sus
instrucciones técnicas complementarias.
Artículo 11. Instalaciones de generación que comparten conexión.
Cuando varias instalaciones de generación compartan instalaciones de
evacuación para su conexión con las redes de transporte o distribución,
en ausencia de acuerdo entre ellas y el gestor de la red autorizado por
el órgano competente, las energías activa y reactiva medidas en
frontera se asignarán a cada instalación, junto con la imputación de
pérdidas que corresponda, proporcionalmente a las medidas
individualizadas. Para ello, además del correspondiente punto medida
global correspondiente al punto frontera con la red, deberán instalarse
equipos para medida individualizada de potencia activa y reactiva en
cada una de las instalaciones.
Por lo tanto, a los efectos de lo dispuesto en el artículo 5 del presente Reglamento,
en el punto de conexión se establecerá una configuración principal y,
cuando así sea requerido, una configuración redundante o comprobante.
Por otro lado se establecerá, así mismo, una configuración principal, y
cuando así sea requerido, una configuración redundante o comprobante en
cada una de las instalaciones de generación.
Los procedimientos de operación del sistema establecerán el mecanismo de cálculo para el reparto de energías y/o pérdidas.
Artículo 12. Responsables de los puntos de medida.
1. Serán responsables de la instalación de medida y de sus equipos:
La empresa generadora, tanto en régimen ordinario como especial,
es responsable de la instalación y equipos que miden la energía
intercambiada con la red por una central de generación.
En los
puntos de conexión de varias instalaciones de generación con las redes
de transporte o distribución, todos los titulares de estas unidades de
generación serán solidariamente responsables del punto de medida
global. Por acuerdo entre ellos se designará un interlocutor con los
operadores y administraciones competentes.
El cliente es el responsable de la instalación y equipos que miden su consumo.
El operador del sistema es el responsable de la instalación y
equipos que miden la energía intercambiada en las interconexiones
internacionales.
La empresa de distribución es la responsable de la instalación y
equipos que miden la energía intercambiada en los puntos frontera de su
red con la red de transporte.
En todos los demás casos, la responsabilidad sobre la
instalación y equipos de medida corresponderá al sujeto que normalmente
adquiere energía.
2. Otras responsabilidades:
El responsable de un equipo de medida lo será de la instalación
de medida y del mantenimiento, operación y verificación, siendo además
responsable de que el equipo e instalación de medida cumpla todos los
requisitos legales establecidos. Ello sin perjuicio de que pueda
contratar los diferentes servicios de los que es responsable, pudiendo
incluso disponer de equipos alquilados. La responsabilidad alcanza a
todos los costes inherentes a dichos equipos e instalación de medidas,
excepto para los puntos frontera de clientes.
La conexión o
desconexión de los equipos de medida de clientes siempre la realizará
el distribuidor, el cual debe alquilar dichos equipos en su
configuración básica, excepto los transformadores, a los clientes con
puntos de medida tipos 3, 4 ó 5 conectados con su red, al precio
legalmente establecido, si así lo desean, e informarles de que pueden,
asimismo, alquilarlos a terceros, o bien adquirirlos en propiedad.
El
precinto de los distintos equipos y circuitos de medida podrá ser
realizado por el encargado de la lectura o el verificador de medidas
eléctricas.
En el caso de que sea necesario realizar una
modificación en las instalaciones de enlace como consecuencia de la
instalación del nuevo equipo de medida, el cliente debe realizar dicha
adecuación de sus instalaciones soportando el coste que esto supone.
El responsable del punto de medida lo será, igualmente, de
gestionar con los operadores telefónicos el medio y vía de comunicación
y poner la lectura en correctas condiciones a disposición del operador
del sistema en el interfaz de acceso a la red troncal, para su registro
en el concentrador principal de medidas eléctricas en los casos en que
sea el operador del sistema el encargado de realizar la lectura.
Análogamente
será responsable de poner la lectura en correctas condiciones en el
interfaz de acceso a la red del concentrador secundario, en el caso de
que se efectúe la lectura remota mediante un concentrador secundario.
El responsable del punto de medida que por requerimiento
normativo está dotado de comunicaciones será siempre responsable de las
mismas, debiendo garantizar el acceso remoto al encargado de la lectura.
El responsable del punto de medida o, en su caso, el propietario
de la instalación de red donde éste se instale, deberá garantizar el
acceso físico al mismo del operador del sistema, del verificador de
medidas eléctricas, del encargado de la lectura, de los demás
participantes en la medida, de la Comisión Nacional de Energía y de las
Administraciones competentes, en condiciones adecuadas para la
realización de los trabajos de lectura, comprobación, verificación e
inspección en su caso.
3. Los encargados de la lectura mantendrán un inventario actualizado
de los puntos frontera y puntos de medida que les correspondan como
tales encargados. En el mismo incluirán los equipos de medida, su
disposición y sus responsables. Para la inclusión en el inventario y
puesta en servicio de un equipo de medida, éste deberá cumplir los
requisitos exigidos por el presente Reglamento y demás disposiciones
vigentes en la materia. El encargado de la lectura velará por el
cumplimiento de lo previsto en el presente Reglamento y sus
instrucciones técnicas complementarias, debiendo poner en conocimiento
del operador del sistema o de la Comisión Nacional de Energía, en el
ámbito de sus respectivas competencias, cualquier irregularidad
observada.
4. La actividad y funciones del encargado de la lectura podrán
ejercerse directamente por su titular, o bien éste podrá optar por
ejecutarlas mediante entidades autorizadas al efecto por la
Administración competente, o con medios no directamente vinculados con
dicho titular. No obstante, el titular continuará siendo plenamente
responsable del cumplimiento de las obligaciones y ejercicio de los
derechos que legalmente corresponden al encargado de la lectura.
El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, a propuesta de la
Comisión Nacional de la Energía, establecerá los requisitos y
condiciones exigibles para obtener la mencionada autorización, que será
otorgada por las comunidades autónomas con competencia en la materia,
cuando la actividad se pretenda ejercer tan sólo en el ámbito
territorial de dicha comunidad autónoma, o por la Dirección General de
Política Energética y Minas cuando abarque territorios de más de una
comunidad autónoma. No podrán actuar como encargados de la lectura las
sociedades mercantiles que realicen actividades de producción o de
comercialización, tanto de energía eléctrica como de gas.
5. Aquellos distribuidores encargados de la lectura, que en virtud de la disposición transitoria undécima, sobre régimen retributivo especial para distribuidores, de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y mientras la mencionada disposición
se encuentre en vigor, adquieran energía a tarifa D, no podrán
descontar los consumos de los clientes que adquieran su energía
libremente en el mercado conectados a sus redes de la energía adquirida
al distribuidor o distribuidores que le suministren, mientras no hayan
remitido al operador del sistema, conforme a los requisitos
establecidos en este Reglamento y las disposiciones que lo desarrollan,
la información de las medidas de dichos consumos con el adecuado
desglose por tipo de punto de suministro, tarifa de acceso, nivel de
tensión y comercializador asociado.
6. Cada punto de medida dispondrá de un código de identificación que
será único, permanente e inequívoco en todo el sistema de medidas del
sistema eléctrico nacional. Dicho código será asignado por su encargado
de la lectura conforme al procedimiento de asignación de códigos
establecido por procedimiento de operación del sistema, garantizándose
la irrepetibilidad e identificación inequívoca del punto de medida, así
como un formato común que permita su tratamiento informático masivo.
7. A los efectos de lo dispuesto en el presente Reglamento, en el
caso de fronteras y puntos de medida de clientes e instalaciones de
generación en régimen especial, ambos directamente conectados con la
red de transporte, el distribuidor correspondiente tendrá los mismos
derechos y obligaciones previstos para el caso en que estén conectados
a su red de distribución.
Artículo 13. Seguridad y acceso a la información.
1. Las instrucciones técnicas complementarias establecerán:
Las condiciones de acceso a la información y las medidas de seguridad asociadas.
La forma en que cada participante en la medida pueda acceder
directamente a los equipos de medida, mediante comunicaciones, terminal
portátil que se le conecte o mediante lectura visual.
Sólo los participantes en una medida tienen derecho a acceder
directamente a la lectura de los equipos de medida y comprobación de su
programación, en relación con los datos que le correspondan, de acuerdo
con las restricciones de acceso que se establezcan.
2. Los responsables de los equipos deberán facilitar a los
encargados de la lectura los programas informáticos y las claves
necesarias para realizar la lectura local y, en los casos en que
existan comunicaciones, deberán facilitar los programas informáticos y
las claves necesarias para realizar la lectura remota, así como otras
claves que se puedan requerir para otras operaciones, de acuerdo con la
función de cada sujeto.
La carga de claves y la programación del registrador sólo podrán ser
efectuadas por el encargado de la lectura o, en su ausencia, cuando se
rebasen los plazos legalmente establecidos, por el verificador de
medidas eléctricas y conforme con las condiciones que se especifiquen
en las instrucciones técnicas complementarias.
Las instrucciones técnicas complementarias determinarán los
requisitos y condiciones relativos al precintado y desprecintado de
equipos.
3. La seguridad e integridad de la información que se adquiere a
través de concentradores secundarios de carácter voluntario estará
garantizada por firma electrónica, con los requisitos establecidos en
la Ley 59/2003, de 19 de diciembre, de Firma Electrónica,
o la norma que la sustituya. Los encargados de la lectura no podrán en
ningún caso obtener datos de medida agregados a través de
concentradores secundarios de carácter voluntario.
Artículo 14. Sustitución de los equipos.
1. Los equipos de medida o algunos de sus elementos serán
reemplazados cuando se averíen o cuando alguno de los participantes en
la medida solicite su sustitución por otro de calidad superior. Cuando
la sustitución se realice a petición de un participante, éste correrá
con los gastos que ocasione, que se determinarán de acuerdo con lo que
dispongan las instrucciones técnicas complementarias.
2. Cuando exista un equipo redundante que no comparta
transformadores o comprobante que cumpla las condiciones que se
especifiquen en las instrucciones técnicas complementarias, los plazos
para la sustitución de los equipos, salvo causas de fuerza mayor, serán
los siguientes:
El plazo máximo para la sustitución de transformadores de medida será de seis meses.
El plazo máximo para la sustitución de contadores-registradores será de dos meses.
3. Se podrán ampliar en un mes los plazos anteriores por acuerdo
entre los participantes en la medida, siempre que con ello no
perjudique a terceros. Estos acuerdos deberán hacerse públicos
siguiendo los procedimientos que se indiquen en las instrucciones
técnicas complementarias.
4. Cuando no exista un equipo redundante o comprobante que cumpla
las condiciones que se especifiquen en las instrucciones técnicas
complementarias, la sustitución de elementos del equipo de medida se
realizará de forma inmediata, con un plazo máximo de 15 días, incluidos
los transformadores de medida, a partir del conocimiento del hecho por
parte de su encargado de la lectura, salvo circunstancias excepcionales
de la explotación o por necesidades de continuidad de servicio, en cuyo
caso se realizarán a la mayor brevedad posible.
5. El responsable del equipo deberá adaptar sus instalaciones y
equipos a lo previsto reglamentariamente. En caso de que el equipo sea
propiedad del cliente, la empresa distribuidora deberá comunicar al
cliente la obligación de sustituir el equipo según los plazos
establecidos. Transcurridas dos notificaciones sin que el cliente haya
expresado su voluntad de proceder a instalar por sí mismo el equipo, la
empresa distribuidora deberá proceder a su instalación, facturando en
este caso, además de los derechos de enganche vigentes, el precio
reglamentariamente establecido para el alquiler del equipo.
En aquellos casos en que el distribuidor se vea imposibilitado a
instalar el equipo de medida, podrá proceder a la suspensión del
suministro, de acuerdo con el procedimiento establecido en el artículo 85 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.
Artículo 15. Corrección de registros de medidas.
Las incidencias justificadas de los equipos de medida que definan
las instrucciones técnicas complementarias, darán lugar a nuevos
registros de medida que podrán conducir a nuevas liquidaciones y, en su
caso, a nuevas facturaciones a clientes y productores. Cuando sea
posible determinar la fecha en que se produjo la avería, las
correcciones se aplicarán desde esa fecha. En ningún caso, las
correcciones podrán extenderse más allá de los doce meses anteriores a
la petición de la verificación o a la detección del defecto.
En ningún caso las nuevas liquidaciones darán lugar a la
modificación de las liquidaciones efectuadas por el operador del
sistema que hubieran adquirido la condición de definitivas según lo
establecido en los correspondientes procedimientos de operación. En
este supuesto, las liquidaciones nuevas se realizarán de acuerdo a lo
que a tal efecto se establezca en los procedimientos de operación del
sistema, tomando como base el precio final horario correspondiente. En
el caso de clientes o generadores conectados o asociados a redes de
distribución, los cobros o pagos que resulten de dicha liquidación se
facturarán con el distribuidor correspondiente.
CAPÍTULO III.
VERIFICACIÓN E INSPECCIÓN.
Artículo 16. Verificación de instalaciones y equipos de medida.
1. Los equipos de medida que no dispongan de reglamentación
metrológica específica, deberán someterse a la verificación en origen y
las verificaciones sistemáticas establecidas en el presente Reglamento
y normas de desarrollo.
2. La verificación de la instalación de puntos de medida y sus
equipos asociados la realizará un verificador de medidas eléctricas,
que será una entidad sin interés económico en la medida, debiendo ser
independiente de los participantes con interés económico en el punto de
medida. No obstante, para todos los puntos frontera con la red de
transporte, las fronteras distribución-distribución, las conexiones
internacionales y todos los puntos frontera de generación cuyo
encargado de la lectura sea el operador del sistema, dicha entidad sólo
podrá ser el propio operador del sistema. Los requisitos y condiciones
exigibles a estas entidades para su autorización serán establecidos
mediante orden ministerial a propuesta del Centro Español de Metrología
y previo informe de la Comisión Nacional de Energía.
3. Las instalaciones de medida y los contadores de los puntos tipo 1
y 2, y los tipo 3 de generación, deberán ser verificados por un
verificador de medidas eléctricas autorizado antes de tres meses desde
su inclusión en el sistema de medidas. La primera verificación
sistemática del resto de puntos de medida tipo 3 será realizada antes
de que finalice el periodo de diez años desde su puesta en servicio.
4. Las instalaciones de medidas y los contadores de energía situados
en puntos de medida tipo 1, 2 y 3 serán sometidos a verificaciones
sistemáticas con los plazos en años que se indican a continuación:
| Tipo de punto | Periodicidad |
| 1 | 2 |
| 2 | 5 |
| 3 | 5 |
Las verificaciones de contadores tipo 4 y 5 se podrán efectuar con carácter individual o por el procedimiento de lotes.
5. Una vez instalados los equipos de medida en la red, el encargado
de la lectura, precintará los equipos de medida y asociados y se
realizará la primera verificación sistemática. La entidad que realice
la verificación coordinará con el responsable de la instalación de
medida la realización de la verificación a la que podrán asistir todos
los participantes en la medida, debiendo comunicar al resto de
participantes la fecha de realización de ésta con antelación suficiente.
6. En las verificaciones sistemáticas, el encargado de la lectura
precintará y desprecintará, excepto que el mismo no esté presente, en
cuyo caso el verificador de medidas eléctricas habrá de desprecintar e
imponer sus propios precintos. En ese caso, el encargado de la lectura
habrá de sustituir dichos precintos por los suyos tan pronto como sea
posible.
7. Los gastos que ocasionen las verificaciones correrán a cargo del
responsable del punto de medida, que será quien designe al verificador
de medidas eléctricas, entre los que cumplan los requisitos que se
establezcan y estén autorizados al efecto.
El precio máximo de la verificación a aplicar por el verificador de
medidas eléctricas, lo establecerá el Gobierno mediante Real Decreto y
se actualizará anualmente o cuando circunstancias especiales así lo
aconsejen.
8. A requerimiento de cualquier participante en una medida se podrán
efectuar verificaciones fuera de los plazos establecidos. Si se supera
la verificación realizada a petición de algún participante, los gastos
que ocasione la prueba correrán por cuenta de quien la solicitó, y, si
no se supera, por cuenta del responsable del punto de medida. Estas
verificaciones se realizarán con el mismo alcance y condiciones que las
verificaciones sistemáticas.
9. Los equipos o componentes encontrados defectuosos durante una
verificación serán objeto de reparación o sustitución, según se indique
en las instrucciones técnicas complementarias. Dicha reparación o
sustitución se realizará con la mayor brevedad posible, sin rebasar
nunca los plazos establecidos en el artículo 13 de este Reglamento.
La reparación se efectuará por un reparador que cumpla los requisitos indicados en el Real Decreto 889/2006, de 21 de julio, por el que se regula el control metrológico del Estado sobre instrumentos de medida.
Una vez reparado, el equipo de medida se someterá a la verificación
después de reparación o modificación por un verificador de medidas
eléctricas o si no fuera posible se someterá a la primera verificación
sistemática simultáneamente con su instalación en la red.
Artículo 17. Inspección de instalaciones y equipos de medida.
De conformidad con el apartado tercero.1.octava, de la disposición adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos,
la Comisión Nacional de Energía podrá inspeccionar las instalaciones de
medida, sus equipos y las verificaciones efectuadas, el cumplimiento
por los verificadores de medidas eléctricas de la autorización
concedida, así como las actuaciones relativas al presente Reglamento y
normas de desarrollo efectuadas por los sujetos implicados.
Dichas inspecciones se realizarán con la colaboración técnica del
Centro Español de Metrología, pudiendo requerir, asimismo, la
colaboración del operador del sistema.
Asimismo, podrá ser objeto de inspección o comprobación, por los
órganos competentes de las comunidades autónomas en el ámbito de sus
respectivas competencias, cualquier instalación y equipo de medida, así
como las actuaciones relativas al presente Reglamento y normas de
desarrollo efectuadas por los sujetos implicados. Dichas inspecciones o
comprobaciones no tendrán nunca el carácter de verificación de las
previstas en el presente Reglamento.
CAPÍTULO IV.
SISTEMAS Y PROTOCOLOS DE COMUNICACIONES.
Artículo 18. Redes del sistema de comunicaciones.
En general, el sistema de comunicaciones para toma de medidas está
formado por las redes de acceso y troncal, según se definen en el artículo 3.
Ambas redes pueden compartir el mismo soporte físico.
Artículo 19. Modos de conexión.
La conexión de un equipo de medida al concentrador principal podrá
ser directa o a través de concentrador secundario, según decida el
responsable del equipo de medida, para los puntos tipo 1 y 2, excepto
en el caso de clientes, que se conectarán siempre mediante concentrador
secundario.
Para el resto de puntos de medida, la conexión del equipo con el
concentrador principal será a través del concentrador secundario del
encargado de la lectura.
Cuando la empresa comercializadora disponga de concentrador
secundario, podrá transferir al concentrador principal la información
que se determine por las instrucciones técnicas complementarias, sin
perjuicio de que la transferencia de dichas medidas al concentrador
principal deba ser realizada en cualquier caso por el distribuidor como
encargado de la lectura.
Esta información facilitada por los comercializadores sólo podrá ser
utilizada por el operador del sistema en el proceso de estimación de
medidas, siempre que se carezca de las medidas procedentes del
encargado de la lectura.
Artículo 20. Inventario y características de los equipos de comunicaciones.
El operador del sistema mantendrá un inventario actualizado de los
equipos que conforman el sistema de comunicaciones de la red troncal y
de aquellos otros equipos que proporcionen la garantía de integridad
que se establezca en las instrucciones técnicas complementarias, con
exclusión de los elementos pertenecientes a redes públicas de
comunicación.
De igual modo procederán los encargados de la lectura respecto de
las líneas de comunicación conectadas con su concentrador secundario.
Los equipos de comunicaciones deberán estar homologados o
normalizados, según proceda, y cumplirán las normas que les sean de
aplicación sobre seguridad industrial y ordenación de las
telecomunicaciones.
Artículo 21. Medios y protocolos de comunicación.
1. Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 3 del presente
artículo, el operador del sistema definirá y actualizará los medios y
protocolos válidos en la red troncal y de acceso, tanto para la
comunicación local como la remota, cuyas características se
establecerán en las especificaciones técnicas del concentrador
principal. En la elección de dichos medios y protocolos se tendrá en
cuenta el estado de la tecnología, su evolución y las opiniones e
intereses de los participantes de las medidas.
2. No obstante, los responsables de los equipos de medida y los
titulares de los concentradores secundarios podrán solicitar al
operador del sistema que incorpore a la red troncal nuevos medios y
protocolos. El operador del sistema procederá a su incorporación,
siempre que las propuestas cumplan con los criterios de calidad mínimos
para garantizar la funcionalidad y seguridad definidas en este
Reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias.
Asimismo, el titular de un concentrador secundario podrá solicitar
al operador del sistema la utilización de líneas dedicadas ya
existentes para comunicación entre ambos, siempre que puedan soportar
los nuevos requerimientos de información y que no sean incompatibles
con las especificaciones técnicas que se establezcan para el
concentrador principal. En cualquier caso, el solicitante correrá con
los gastos ocasionados por la incorporación de su propuesta a la red
troncal.
3. Para la lectura y telegestión de los equipos de medida tipo 5 por
parte de su encargado de la lectura se podrán utilizar distintos medios
físicos de comunicación, tales como RTC, GSM, GPRS, PLC, etc. Los
protocolos de comunicaciones serán preferentemente públicos, como en el
resto de puntos de medida, no siendo de aplicación en este caso lo
previsto en el punto 1 del presente artículo. No obstante, dichos
protocolos podrán ser excepcionalmente específicos, de carácter
privado, formando parte de una solución global de telegestión.
4. Las instrucciones técnicas complementarias podrán establecer
restricciones por motivos de seguridad en la utilización de medios y
protocolos de comunicación.
Artículo 22. Gestión del sistema de comunicaciones.
1. El operador del sistema será responsable de definir la red
troncal y disponer los medios necesarios para la conexión del
concentrador principal a la misma.
2. El responsable de un equipo de medida lo será también de la
instalación, mantenimiento y operación de los equipos de comunicaciones
necesarios hasta su conexión a la red troncal o red de acceso según
corresponda, excepto cuando se trate de clientes tipo 3, 4 ó 5, en cuyo
caso la responsabilidad recaerá sobre el sujeto que efectúe la
solicitud de la comunicación.
CAPÍTULO V.
EQUIPAMIENTO Y FUNCIONES DE LOS CONCENTRADORES.
Artículo 23. Concentrador principal.
El operador del sistema será el propietario del concentrador
principal de medidas eléctricas y será responsable de su instalación,
mantenimiento y administración, así como de la adaptación permanente de
los equipos a las necesidades del sistema de medidas eléctricas y a la
evolución tecnológica.
Las especificaciones técnicas del concentrador principal deberán
estar en consonancia con los requisitos establecidos en el presente
Reglamento y en sus instrucciones técnicas complementarias.
Artículo 24. Concentradores secundarios.
La instalación de los concentradores secundarios tendrá carácter
voluntario excepto para los encargados de la lectura que deberán
instalar concentradores secundarios con las características que se
señalen en las instrucciones técnicas complementarias.
Cuando una empresa de distribución adquiera habitualmente energía
eléctrica a través de uno o más puntos frontera de otra empresa de
distribución, podrá previo acuerdo de las partes traspasar sus derechos
y obligaciones en relación con el establecimiento de un concentrador
secundario, a la empresa de distribución a la que está conectada, o
bien podrá instalar un concentrador secundario compartido con otras
empresas de distribución que se encuentren en idéntica situación.
Cuando existan concentradores secundarios ajenos al concentrador
secundario del encargado de la lectura, los registradores conectados
mediante comunicaciones con el primero, podrán ser leídos por el
encargado de la lectura a través de dicho concentrador, siempre que sea
posible, se disponga de firma electrónica y se garanticen todos los
requisitos exigibles en relación con las lecturas. El encargado de la
lectura podrá obtener éstas directamente de este concentrador
secundario o exigir el acceso hasta cada registrador. En todo caso, el
titular del concentrador secundario está obligado a facilitar el acceso
y todo lo que se pueda requerir para que el encargado de la lectura
efectúe adecuadamente dichas lecturas. En caso de desacuerdo se
someterá a la Comisión Nacional de Energía, la cual resolverá con
carácter vinculante.
El operador del sistema mantendrá un inventario actualizado de todos
los concentradores secundarios que actúan en el sistema de medidas y de
sus titulares. Para la inclusión en el inventario y puesta en
explotación de un concentrador secundario, éste deberá cumplir los
requisitos exigidos por este Reglamento y por las instrucciones
técnicas complementarias.
Artículo 25. Información contenida en los concentradores.
El operador del sistema, como responsable del concentrador
principal, recibirá la información con el grado de desagregación que
establezcan las instrucciones técnicas complementarias.
El concentrador principal actuará como servidor de datos para todos
los puntos de medida cuyo encargado de la lectura sea el operador del
sistema. Las instrucciones técnicas complementarias detallarán la
información y grado de desagregación que deberá contener.
Los concentradores secundarios del encargado de la lectura actuarán
igualmente como servidores de datos en relación con los puntos de
medida a él asociados, debiendo recibir la información que se determine
en las instrucciones técnicas complementarias.
Artículo 26. Acceso a la información contenida en los concentradores.
1. La información relativa a la medida de clientes obtenida por la
aplicación de este Reglamento tiene carácter confidencial. La difusión
de la información de medidas sólo podrá hacerse con consentimiento
expreso de los afectados. No obstante, los participantes recibirán la
información que resulte imprescindible para realizar sus funciones y
podrán obtener certificaciones de dicha información de su encargado de
la lectura.
2. El operador del sistema gestionará el acceso a la información del
concentrador principal, de forma que se garantice su confidencialidad,
en los términos descritos en el presente Reglamento y normas que lo
desarrollen.
3. Los titulares de concentradores secundarios serán plenamente
responsables de garantizar la confidencialidad de la información y
datos de clientes de que dispongan. Dicha responsabilidad no podrá
delegarse ni transferirse a terceros, sin perjuicio de que la
propiedad, gestión, explotación o mantenimiento del concentrador
secundario pueda corresponder a otra entidad que no coincida
jurídicamente con la titular. En estos supuestos, la entidad titular
habrá de establecer con los responsables de los puntos de medida los
pactos que en cada caso se puedan requerir.
En todo caso, el responsable del punto de medida podrá reclamar del
encargado de la lectura todos los datos que sobre él disponga, incluso
en soporte informático.
En el caso de que la propiedad, gestión, explotación o mantenimiento
del concentrador secundario corresponda a otra entidad que no coincida
jurídicamente con la titular, dicho concentrador no podrá ser
compartido por empresas que realicen actividades incompatibles de
acuerdo con el artículo 14 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
4. La información contenida en el sistema de medidas que no sea de
clientes estará sometida a los preceptos sobre publicación de
información que establezca la normativa que regula el funcionamiento
del mercado de producción eléctrica.
5. En el ejercicio de sus respectivas competencias o funciones,
podrán acceder a la información de medidas contenida en el concentrador
principal y en los secundarios, el Ministerio de Industria, Turismo y
Comercio, las comunidades autónomas y la Comisión Nacional de Energía.
Estas entidades y el operador del sistema podrán publicar información
agregada de medidas de clientes, así como del resto de puntos conforme
a lo previsto en el apartado 4 anterior.
Artículo 27. Canales de comunicación con los usuarios.
El acceso de los usuarios a los concentradores principal y
secundarios para consulta de datos se realizará mediante los canales de
comunicación y procedimientos que establezcan los procedimientos de
operación del sistema con objeto de garantizar su seguridad. Además de
la seguridad, en la selección de los canales se considerarán como
criterios prioritarios que sean accesibles para el mayor número posible
de usuarios actuales y potenciales, y que el coste para el usuario sea
mínimo, considerando tanto la inversión en el equipo como el gasto
previsto en las comunicaciones.
Artículo 28. Periodicidad de las lecturas.
Las instrucciones técnicas complementarias fijarán la periodicidad
de las lecturas de la información correspondiente a equipos de medida
dotados de comunicaciones y las lecturas locales o visuales de los
contadores principales y redundantes.
A petición de cualquiera de los participantes en una medida y previa
justificación se podrán realizar lecturas adicionales, corriendo los
gastos por cuenta del solicitante, sin perjuicio de la posible
utilización posterior de dicha información a los efectos que procedan.
CAPÍTULO VI.
COSTES DE LOS SERVICIOS.
Artículo 29. Costes de los servicios.
1. El coste para la instalación, operación y mantenimiento del
concentrador principal, así como el coste de comunicaciones originado
por las llamadas cursadas desde dicho concentrador a un concentrador
secundario para la obtención de la información de medidas, se incluirán
en el coste reconocido al operador del sistema.
2. Los costes por la instalación, operación y mantenimiento de los
concentradores secundarios de obligada instalación para los encargados
de la lectura se considerarán parte del coste reconocido a los
distribuidores. Los costes por la instalación, operación y
mantenimiento de los concentradores secundarios o de cualquier otro
sistema de recogida y tratamiento de información de carácter
voluntario, correrán por cuenta del propietario.
3. El coste de comunicaciones entre concentradores secundarios correrá a cargo del sujeto que tome la información.
4. El coste fijo de comunicaciones correspondiente tanto a la
instalación como al alquiler mensual de la línea de conexión del equipo
de medida con la red de acceso, o en su caso, con la red troncal,
correrá por cuenta del responsable del equipo de medida.
5. El coste variable originado por las llamadas cursadas desde el
concentrador del encargado de la lectura a un equipo de medida en la
realización de la lectura remota, corresponderá al encargado de la
lectura, coste que estará incluido en el precio regulado de lectura
para la liquidación de la energía.
El sobrecoste de la lectura local de los equipos de medida que,
según dispone el presente Reglamento o sus normas de desarrollo, han de
ser leídos de forma remota, correrá por cuenta del responsable del
punto de medida, siempre que la necesidad de efectuar la lectura local
sea por causas imputables a dicho responsable.
6. El sobrecoste originado por la lectura remota de un punto de
medida en el que ésta sea opcional o no requerida para el tipo de punto
en el que se encuentra clasificado será repercutido al participante en
la medida, distinto del encargado de la lectura, que haya optado por la
lectura remota.
Si la utilización de equipos con lectura remota ha sido elegida por
el encargado de la lectura, será éste el responsable de los sobrecostes
originados, incluyendo el coste fijo de comunicaciones, pudiendo
repercutir al responsable del punto sólo el precio regulado de lectura
establecido para el caso o tipo de punto del que se trate.
7. El resto de comunicaciones originadas por los servicios al
usuario, según se definen en las instrucciones técnicas
complementarias, correrán por cuenta del usuario.
8. Los responsables de los equipos de medida o encargados de lectura
que utilicen el servicio de estimación de medidas perdidas o no
contrastables abonarán al operador del sistema la cantidad que
legalmente se determine en los casos en que proceda.
En el caso de puntos de medida cuyo encargado de la lectura sea el
distribuidor, el coste del servicio de estimación de medidas se
considerará incluido en los costes de la actividad regulada de
distribución, salvo que la carencia de medida sea debida a causas
imputables al responsable del punto de medida, en cuyo caso dicho
responsable abonará al distribuidor la cantidad que legalmente se
determine en los casos en que proceda.
9. Por los certificados que el operador del sistema o el encargado
de la lectura expida con la información de que disponga sobre una
medida, éste facturará al peticionario la cantidad que se determine por
Real Decreto.
10. El coste de la verificación de las instalaciones y equipos de
los puntos de medida y de su parametrización, carga de claves y
precintado, correrán a cargo del responsable de los equipos de medida,
que lo abonará a la entidad que lo ejecute. En el caso de instalaciones
de medida de clientes, la primera verificación sistemática realizada
por el encargado de la lectura para la puesta en marcha de la
instalación no generará derecho de cobro, de acuerdo con el artículo 50 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.
CAPÍTULO VII.
DIFERENCIAS EN LAS MEDIDAS Y CARENCIAS DE INFORMACIÓN.
Artículo 30. Diferencias entre medidas.
Cuando las medidas obtenidas en una comprobación de un equipo no
coincidan con las medidas firmes se procederá a efectuar una corrección
de los registros de medida del período leído que podrá dar lugar a una
nueva liquidación de dicho período, a partir de los valores obtenidos
en la comprobación, sin que ésta pueda retrotraerse más allá de doce
meses.
Cuando en una comprobación de un equipo comunicado se detecte una
pérdida de información o cuando las diferencias entre medidas sean
imputables al sistema de comunicaciones, el equipo será objeto de
lectura local con la periodicidad y en los plazos recogidos en las
instrucciones técnicas complementarias.
La nueva liquidación se efectuará de acuerdo con lo establecido en el artículo 14 del presente Reglamento.
Artículo 31. Carencia de medida firme en un punto de medida.
1. Los encargados de la lectura calcularán el mejor valor de energía
intercambiada en las fronteras de las que son encargados a partir de
los datos de medidas de las distintas configuraciones de medida de
acuerdo con lo establecido en los procedimientos de operación del
sistema.
2. Cuando se carezca de medidas firmes del equipo principal, se
obtendrán las medidas en el punto a partir de equipos redundantes o
comprobantes. Cuando se carezca también de medidas en estos últimos, el
encargado de la lectura estimará las medidas de energía activa y
reactiva, así como, en su caso, la potencia a facturar, y las pondrá a
disposición de los participantes en la medida, de acuerdo con los
plazos y procedimientos que establezcan las disposiciones en vigor. Si
en el plazo estipulado, el encargado de la lectura no recibe objeción
alguna, se adoptarán como firmes las medidas estimadas.
3. Durante los períodos en que se pueda demostrar que no circuló
energía, por estar las instalaciones desacopladas de la red o
interrumpido el servicio, la medida se considerará cero y no
intervendrá en las estimaciones.
4. Los procedimientos de operación del sistema establecerán los procesos a seguir en el caso de carencia de medidas eléctricas.
5. Los distintos encargados de la lectura deberán poner el cálculo
de mejor valor a disposición de los participantes en la medida, de
acuerdo con lo establecido en las normas de desarrollo del presente
Reglamento.
6. Si en el plazo que reglamentariamente se determine el encargado
de la lectura no recibe objeción alguna, se adoptará como firme la
medida estimada. Si existe alguna objeción se resolverá la misma de
acuerdo a lo indicado en este Reglamento y normas de desarrollo.
7. El operador del sistema estimará las medidas necesarias que no le
hayan remitido sus responsables o sus encargados de lectura en los
plazos correspondientes para realizar los cierres de energía de acuerdo
a lo indicado en este Reglamento y normas de desarrollo.
Artículo 32. Utilización de perfiles de consumo.
1. Para los puntos de consumo tipos 4 y 5 de clientes que no
dispongan de registro de consumo horario en sus equipos de medida, la
liquidación de la energía se llevará a cabo mediante la aplicación de
un perfil de consumo. Dicho perfil de consumo y el método de cálculo
aplicables a cada grupo de consumidores, en función de la tarifa de
acceso contratada y los equipos de medida y control instalados, será
fijado por la Dirección General de Política Energética y Minas, a
propuesta de la Comisión Nacional de Energía.
2. Para la estimación del perfil de carga representativo de los
consumidores tipo 5 se utilizará un panel representativo de
consumidores. Los distribuidores deberán instalar y gestionar los
equipos del panel que les correspondan, en el plazo, número y
características que determine la Dirección General de Política
Energética y Minas, a propuesta de la Comisión Nacional de Energía.
DISPOSICIÓN ADICIONAL PRIMERA. Configuraciones singulares de medida derivadas de la desaparición del sujeto autoproductor.
Para las instalaciones que tuvieran la consideración de autoproductor a la entrada en vigor del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial,
la medida de la energía producida en barras de central podrá obtenerse
como combinación de medidas a partir de la medida de la energía
excedentaria entregada a la red de transporte o distribución, o a
partir de las medidas de la energía producida en bornes de generadores.
Para los consumidores que, a la entrada en vigor del Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial,
formasen parte de una unidad productor-consumidor, podrán ser aceptadas
configuraciones de medida singulares para su suministro. Estas
configuraciones serán autorizadas por la Dirección General de Política
Energética y Minas, previo acuerdo del consumidor con el encargado de
la lectura e informe favorable de la Comisión Nacional de Energía.
En el caso de varias instalaciones correspondientes a consumidores
que presenten configuraciones que puedan considerarse análogas, la
Dirección General de Política Energética y Minas podrá emitir una única
autorización conjunta para todas ellas, debiendo contar para ello
previamente cada una, con el acuerdo del consumidor con el encargado de
la lectura correspondiente y el informe favorable de la Comisión
Nacional de Energía.
DISPOSICIÓN ADICIONAL SEGUNDA. Instalación de elementos de control de potencia.
El Plan de Sustitución de contadores previsto en la disposición
adicional vigésima segunda del Real Decreto 1634/2006, de 29 de
diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de
enero de 2007, se realizará sin perjuicio de lo previsto en los planes de instalación de elementos de control de potencia contenidos en el artículo
10 del Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se
modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA PRIMERA. Verificador de puntos de medida.
Hasta que existan entidades debidamente autorizadas para ejercer la
actividad de verificación de los puntos de medida, los encargados de la
lectura podrán actuar como verificadores de medidas eléctricas, con
carácter supletorio, en el caso de que el operador del sistema haya
manifestado expresamente su no disponibilidad para realizar la
verificación solicitada.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA SEGUNDA. Sustitución de equipos.
1. Aquellas instalaciones y equipos de medida que por el presente
Reglamento cambien su clasificación de tipo 3 ó 4 a tipo 1, 2 ó 3,
podrán mantener los equipos actuales hasta su sustitución por equipo
nuevo, siempre que a la entrada en vigor de este Reglamento dichas
instalaciones y equipos sean conformes con el Reglamento
de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica,
aprobado por Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, debiendo
ser realizada dicha sustitución antes del 1 de julio de 2012. No
obstante, les serán de aplicación el resto de requisitos y condiciones
relativos al tipo de punto en el que resulten clasificados, debiendo en
todo caso disponer de comunicación para lectura remota, cuando así sea
requerido.
Para las instalaciones y equipos de medida que estuviesen clasificados como puntos de medida tipo 3 y que en virtud de la disposición
adicional primera.2 del Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por
el que se establecen los requisitos de medida en baja tensión de
clientes y generadores en Régimen Especial, pasaron a clasificarse
como puntos de medida tipo 2, también será de aplicación lo dispuesto
en el párrafo precedente, siempre que, a la entrada en vigor del citado
Real Decreto, dichas instalaciones y equipos fuesen conformes con el Reglamento
de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica,
aprobado por Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, en la primera verificación sistemática realizada.
2. Aquellas instalaciones de generación que estuviesen clasificadas
como puntos de medida tipo 5 y que en virtud de la nueva clasificación
establecida por el presente Reglamento pasan a clasificarse como puntos
de medida de un tipo superior, deberán sustituir sus equipos de medida
antes del 1 de julio de 2011.
3. En los puntos de medida tipo 5, regulados en el Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre,
se podrán seguir utilizando los equipos de medida ya instalados, hasta
su sustitución en cumplimiento del Plan de Sustitución de contadores
previsto en la disposición adicional vigésima segunda del citado Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre.
4. El plazo para la instalación o, en su caso, sustitución de los
equipos de medida existentes en bornes de grupo, para la medida de la
energía bruta generada, será de dos años desde la entrada en vigor de
este Reglamento.
5. Podrán ser utilizados hasta el momento de su sustitución por
equipo nuevo aquellos transformadores de medida que cumplan los
requisitos establecidos a tal efecto en las instrucciones técnicas
complementarias vigentes.
Asimismo, podrán ser utilizados hasta el momento de su sustitución
por equipo nuevo aquellos transformadores que alimenten a sistemas de
medida de tres hilos, siempre que cumplan los requisitos establecidos a
tal efecto en las instrucciones técnicas complementarias.
Adicionalmente para todos, sus características de tensión e
intensidad en el secundario y su potencia de precisión deberán estar
adaptadas a su carga y deberán cumplir con los reglamentos y
disposiciones vigentes en la fecha de su puesta en servicio.
Los transformadores que no cumplan todos estos requisitos mínimos
deberán ser sustituidos en los plazos que se indican en esta
disposición para el resto de elementos del mismo tipo de punto de
medida del que se trate.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA TERCERA. Registros de calidad en equipos de medida de clientes.
La obligación para todos los equipos de medida de clientes de
incorporar registros de los parámetros relativos a la calidad del
servicio, prevista en el artículo 8 del presente Reglamento,
sólo alcanza a los equipos de nueva instalación, tanto correspondientes
a nuevos puntos de suministro como a la sustitución de equipos
existentes. Dicha obligación será de aplicación desde el 1 de enero de
2008 para puntos de medida tipos 1, 2 y 3, y a partir del 1 de enero de
2010 para puntos de medida tipo 4, ello sin perjuicio de que todos los
equipos utilizados hasta esas fechas deban cumplir el resto de
disposiciones establecidas en este Reglamento y sus desarrollos
normativos. Para los equipos de medida tipo 5 esta obligación será de
aplicación en base a la ejecución del Plan de Sustitución de contadores
previsto en la disposición adicional vigésima segunda del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre.
DISPOSICIÓN TRANSITORIA CUARTA. Utilización de perfiles de consumo en puntos de medida tipo 5.
En tanto se mantenga la existencia del sistema tarifario integral, a
los consumidores cuyos puntos de medida se correspondan con los tipos 4
y 5 no les resultará de aplicación lo contenido en el artículo 31.1,
debiendo cumplir en cualquier caso los equipos de medida de dichos
suministros con lo establecido para ellos en el presente Reglamento con
el fin de garantizar la obtención de los datos para la correcta
facturación de las tarifas que les sean de aplicación.
Una vez desaparezca el sistema tarifario integral, se aplicarán a
estos equipos los perfiles de consumo que al efecto se establezcan de
acuerdo a lo señalado en artículo 31.1 de este Reglamento.
