{"id":14261,"date":"2020-12-23T12:52:36","date_gmt":"2020-12-23T12:52:36","guid":{"rendered":"https:\/\/normativamunicipal.com\/uncategorized\/consumo-energia-electrica\/"},"modified":"2020-12-24T11:23:23","modified_gmt":"2020-12-24T11:23:23","slug":"consumo-energia-electrica","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/normativamunicipal.com\/?p=14261","title":{"rendered":"CONSUMO ENERGIA ELECTRICA"},"content":{"rendered":"

Resoluci\u00f3n de 11 de diciembre de 2019, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda, por la que se aprueban determinados procedimientos de operaci\u00f3n para su adaptaci\u00f3n al Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica.<\/strong><\/p>\n

<\/p>\n

BOE de 20 de diciembre de 2019
\nTEXTO ORIGINAL
\nLa Ley 24\/2013, de 26 de diciembre, del Sector El\u00e9ctrico, define en su art\u00edculo 9 las bases del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica, entendido como el consumo por parte de uno o varios consumidores de energ\u00eda el\u00e9ctrica proveniente de instalaciones de producci\u00f3n pr\u00f3ximas a las de consumo y asociadas a los mismos.
\nUna vez aprobado el Real Decreto-ley 15\/2018, de 5 de octubre, de medidas urgentes para la transici\u00f3n energ\u00e9tica y la protecci\u00f3n de los consumidores, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica, establec\u00eda, en su disposici\u00f3n adicional primera, mandatos al operador del sistema para la remisi\u00f3n a la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda de una propuesta de modificaci\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico y, en su caso, de las instrucciones t\u00e9cnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico aprobado por el Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico, cuyo contenido sea necesario modificar para adaptarse a las modificaciones introducidas por dicho real decreto.
\nCon base en lo anterior, el operador del sistema remiti\u00f3 la propuesta de los procedimientos de operaci\u00f3n a la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda donde se inclu\u00edan, entre otras, las propuestas de adaptaci\u00f3n al Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, de los procedimientos de operaci\u00f3n P.O. 1. (SENP), P.O. 2.2 (SENP), P.O. 3.1 (SENP), P.O. 3.7 (SENP), P.O. 9 (SENP), P.O. 9, P.O. 10.1, P.O. 10.2, P.O. 10.4, P.O. 10.5, P.O. 10.6, P.O. 10.7, P.O. 10.11, P.O. 14.8, P.O. 15.1 y P.O. 15.2, y la propuesta de las instrucciones t\u00e9cnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico aprobado por el Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto.
\nDichas propuestas referidas a autoconsumo, fueron sometidas a audiencia p\u00fablica por el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y remitidas a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, solicitando informe con car\u00e1cter de urgencia, en virtud de lo establecido en el art\u00edculo 5.2 de la Ley 3\/2013, de 4 de junio, de creaci\u00f3n de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.
\nCon fecha 7 de noviembre de 2019 la sala de supervisi\u00f3n regulatoria de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia aprob\u00f3 el acuerdo por el que se emite \u00abInforme a solicitud de la Secretaria de Estado de Energ\u00eda sobre la propuesta del operador del sistema de adaptaci\u00f3n de los procedimientos de operaci\u00f3n P.O.1 (SENP), P.O.2.2 (SENP), P.O.3.1 (SENP), P.O.3.7 (SENP), P.O.9 (SENP), P.O.9, P.O.10.1, P.O.10.2, P.O.10.4, P.O.10.5, P.O.10.6, P.O.10.7, P.O.10.11, P.O.14.8, P.O.15.1, P.O.15.2, as\u00ed como de las instrucciones t\u00e9cnicas complementarias al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico\u00bb, previo tr\u00e1mite de audiencia en el Consejo Consultivo.
\nDe conformidad con lo establecido ende conformidad con la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre, y el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, y vista la propuesta realizada por el operador del sistema, las alegaciones recibidas y el informe de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia,
\nEsta Secretar\u00eda de Estado, resuelve:
\nPrimero. Aprobaci\u00f3n de los procedimientos para la operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico.
\nAprobar los procedimientos para la operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico siguientes, que se recogen como anexo de esta resoluci\u00f3n:
\na) P.O. SENP 1 \u00abFuncionamiento de los sistemas el\u00e9ctricos no peninsulares\u00bb.
\nb) P.O. SENP 2.2 \u00abCobertura de la demanda, programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n y altas en el despacho econ\u00f3mico\u00bb.
\nd) P.O. SENP 3.1 \u00abProgramaci\u00f3n de la generaci\u00f3n en tiempo real\u00bb.
\nf) P.O. SENP 3.7 \u00abProgramaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B\u00bb.
\ng) P.O. SENP 9 \u00abInformaci\u00f3n a intercambiar con el operador del sistema\u00bb.
\nh) P.O. 9 \u00abInformaci\u00f3n intercambiada por el operador del sistema\u00bb.
\ni) P.O. 10.1 \u00abCondiciones de instalaci\u00f3n de los puntos de medida\u00bb.
\nj) P.O. 10.2 \u00abVerificaci\u00f3n de los equipos de medida\u00bb.
\nk) P.O. 10.4 \u00abConcentradores de medidas el\u00e9ctricas y sistemas de comunicaciones\u00bb.
\nl) P.O. 10.5 \u00abC\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda en los puntos frontera y cierres de energ\u00eda del sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas\u00bb.
\nm) P.O. 10.6 \u00abAgregaciones de puntos de medida\u00bb.
\nn) P.O. 10.7 \u00abAlta, baja y modificaci\u00f3n de fronteras de las que es encargado de la lectura el operador del sistema\u00bb.
\no) P.O. 10.11 \u00abTratamiento e intercambio de informaci\u00f3n entre operador del sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de participantes\u00bb.
\np) P.O. 15.1 \u00abServicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad en los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares\u00bb.
\nq) P.O. 15.2 \u00abServicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad (Orden IET\/2013\/2013)\u00bb.
\nSegundo. Aplicabilidad.
\nLa presente resoluci\u00f3n surtir\u00e1 efectos el 1 de enero de 2020, salvo los siguientes procedimientos de operaci\u00f3n que surtir\u00e1n efectos al primer d\u00eda del tercer mes siguiente de su publicaci\u00f3n en el \u00abBolet\u00edn Oficial del Estado\u00bb:
\n\u2212 P.O. 10.1 \u00abCondiciones de instalaci\u00f3n de los puntos de medida\u00bb.
\n\u2212 P.O. 10.2 \u00abVerificaci\u00f3n de los equipos de medida\u00bb.
\n\u2212 P.O. 10.4 \u00abConcentradores de medidas el\u00e9ctricas y sistemas de comunicaciones\u00bb.
\n\u2212 P.O. 10.5 \u00abC\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda en los puntos frontera y cierres de energ\u00eda del sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas\u00bb.
\n\u2212 P.O. 10.6 \u00abAgregaciones de puntos de medida\u00bb.
\n\u2212 P.O. 10.7 \u00abAlta, baja y modificaci\u00f3n de fronteras de las que es encargado de la lectura el operador del sistema\u00bb.
\n\u2212 P.O. 10.11 \u00abTratamiento e intercambio de informaci\u00f3n entre operador del sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de participantes\u00bb.
\nTercero. P\u00e9rdida de efectos.
\nA partir de la fecha en que sean de aplicaci\u00f3n los procedimientos de operaci\u00f3n aprobados por la presente resoluci\u00f3n, quedan sin efecto cuantas disposiciones de igual o inferior rango se opongan a lo establecido en la presente resoluci\u00f3n y en particular los siguientes procedimientos de operaci\u00f3n del sistema:
\na) P.O. SENP 1 \u00abFuncionamiento de los sistemas el\u00e9ctricos no peninsulares\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 24 de julio de 2012, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nb) P.O. SENP 2.2 \u00abCobertura de la demanda, programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n y altas en el despacho econ\u00f3mico\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 24 de julio de 2012, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nd) P.O. SENP 3.1 \u00abProgramaci\u00f3n de la generaci\u00f3n en tiempo real\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 24 de julio de 2012, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nf) P.O. SENP 3.7 \u00abProgramaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 28 de abril de 2011, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\ng) P.O. SENP 9 \u00abInformaci\u00f3n a intercambiar con el operador del sistema\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 24 de julio de 2012, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nh) P.O. 9 \u00abInformaci\u00f3n intercambiada por el operador del sistema\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 18 de diciembre de 2015, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\ni) P.O. 10.1 \u00abCondiciones de instalaci\u00f3n de los puntos de medida\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 12 de febrero de 2004, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nj) P.O. 10.2 \u00abVerificaci\u00f3n de los equipos de medida\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 12 de febrero de 2004, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nk) P.O. 10.4 \u00abConcentradores de medidas el\u00e9ctricas y sistemas de comunicaciones\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 12 de febrero de 2004, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nl) P.O. 10.5 \u00abC\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda en los puntos frontera y cierres de energ\u00eda del sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 2 de junio de 2015, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nm) P.O. 10.6 \u00abAgregaciones de puntos de medida\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 2 de junio de 2015, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nn) P.O. 10.7 \u00abAlta, baja y modificaci\u00f3n de fronteras de las que es encargado de la lectura el operador del sistema\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 16 de noviembre de 2009, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\no) P.O. 10.11 \u00abTratamiento e intercambio de informaci\u00f3n entre operador del sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de participantes\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 2 de junio de 2015, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\np) P.O. 10.12 \u00abProcedimiento para la comprobaci\u00f3n, validaci\u00f3n y c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda de los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegesti\u00f3n\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 2 de junio de 2015 de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nq) P.O. 10.13 \u00abProcedimiento por el que los distribuidores intercambian informaci\u00f3n con los comercializadores de energ\u00eda el\u00e9ctrica, y ponen a disposici\u00f3n de los comercializadores y los consumidores los datos procedentes de los equipos de medida tipo 5 efectivamente integrados en el sistema de telegesti\u00f3n\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 2 de junio de 2015 de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nr) P.O. 15.1 \u00abServicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 27 de febrero de 2008, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\ns) P.O. 15.2 \u00abServicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad (orden IET\/2013\/2013)\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n de 5 de agosto de 2016, de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nMadrid, 11 de diciembre de 2019.\u2013El Secretario de Estado de Energ\u00eda, Jos\u00e9 Dom\u00ednguez Abascal.
\nANEXO
\nP.O. SENP 1 Funcionamiento de los sistemas el\u00e9ctricos no peninsulares
\n1. Objeto. El objeto de este Procedimiento es establecer los criterios de seguridad y funcionamiento que deben aplicarse en la operaci\u00f3n de los Sistemas El\u00e9ctricos no Peninsulares (SENP) y en la elaboraci\u00f3n y ejecuci\u00f3n de los planes de seguridad, con el objetivo de garantizar la continuidad del suministro con la seguridad y calidad requeridas.
\n2. Alcance. En el presente Procedimiento se establecen:
\na) Los criterios de seguridad y funcionamiento que deben aplicarse en la operaci\u00f3n de los SENP, de modo que se garantice la continuidad del suministro con la seguridad y calidad requeridas.
\nb) Los criterios que deben utilizarse para determinar los niveles de carga admisibles en las l\u00edneas y transformadores de la red de transporte.
\nc) Las condiciones de entrega de la energ\u00eda en los puntos frontera de conexi\u00f3n de la red de transporte con otras redes o instalaciones, de manera que se garantice la calidad del servicio en dichos puntos frontera.
\nd) Las reservas de regulaci\u00f3n necesarias que permitan resolver las restricciones t\u00e9cnicas y los desequilibrios entre la generaci\u00f3n y el consumo.
\ne) Las condiciones generales para el establecimiento de los planes de seguridad que garanticen el funcionamiento seguro y fiable del sistema y permitan llevar a cabo la reposici\u00f3n del servicio tras incidentes severos.
\n3. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este Procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los siguientes sujetos:
\na) Operador del Sistema.
\nb) Transportista y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
\nc) Los titulares de las instalaciones de generaci\u00f3n.
\nd) Distribuidores y gestores de distribuci\u00f3n.
\ne) Consumidores conectados a Red de Transporte.
\nf) Consumidores directos.
\ng) Comercializadores.
\nh) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producci\u00f3n anteriormente mencionadas.
\ni) Los representantes de las instalaciones de producci\u00f3n, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participaci\u00f3n en el despacho de producci\u00f3n y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre.
\nEste Procedimiento afecta a las siguientes instalaciones pertenecientes a cualquier Sistema El\u00e9ctrico espa\u00f1ol que se encuentre fuera del territorio peninsular y no est\u00e9 interconectado s\u00edncronamente con el Sistema El\u00e9ctrico Peninsular:
\n\u2022 Las instalaciones de la red de transporte.
\n\u2022 Las subestaciones donde se vierta generaci\u00f3n, que a\u00fan sin pertenecer a la red de transporte tengan influencia sobre esta.
\n\u2022 Las instalaciones de producci\u00f3n.
\n\u2022 Las instalaciones de distribuci\u00f3n o de consumidores conectados directamente a la red de transporte.
\nEl Operador del Sistema mantendr\u00e1 en todo momento actualizado un listado con las instalaciones que integran cada uno de los sistemas que componen cada SENP.
\n4. Definiciones. Se definen cuatro posibles estados de funcionamiento del sistema el\u00e9ctrico:
\n4.1 Estado normal. Situaci\u00f3n en la cual todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los m\u00e1rgenes de funcionamiento normal establecidos en el apartado 5.3.1 y se cumplen los criterios de seguridad ante contingencias indicados en el apartado 5.3.2.
\n4.2 Estado de alerta. Situaci\u00f3n en la cual todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los m\u00e1rgenes de funcionamiento normal establecidos en el apartado 5.3.1, pero no se cumplen los criterios de seguridad ante contingencias indicados en el apartado 5.3.2.
\n4.3 Estado de emergencia. Situaci\u00f3n en la que una o m\u00e1s variables de control del sistema presentan valores fuera de los m\u00e1rgenes de funcionamiento normal.
\nSe incluyen en este estado aquellos casos en los que se registra alguna interrupci\u00f3n del suministro el\u00e9ctrico de car\u00e1cter local.
\n4.4 Estado de reposici\u00f3n. Situaci\u00f3n caracterizada por la p\u00e9rdida de suministro en una zona el\u00e9ctrica (cero zonal) o en la totalidad de alguno de los sistemas que componen cada uno de los SENP (cero total), y en la que el principal objetivo es la reposici\u00f3n ordenada, segura y r\u00e1pida del servicio.
\nAdicionalmente se definen las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A, e instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B, como aquellas definidas en el art\u00edculo 2 del Real Decreto 738\/2015, de 31 de julio.
\n5. Criterios de seguridad y de funcionamiento para la operaci\u00f3n de los sistemas el\u00e9ctricos no peninsulares.
\n5.1 Variables de control de la seguridad del sistema el\u00e9ctrico. Las variables que permiten supervisar el estado del sistema el\u00e9ctrico son:
\n\u2022 La frecuencia.
\n\u2022 Las tensiones en los nudos de la red de transporte.
\n\u2022 Los niveles de carga en los diferentes elementos de la red de transporte (l\u00edneas, transformadores y aparamenta asociada).
\n\u2022 Las reservas de regulaci\u00f3n disponibles (potencia activa y reactiva).
\n\u2022 El programa de intercambio por las interconexiones entre islas o con otro sistema el\u00e9ctrico.
\n5.2 Contingencias que deben considerarse en los an\u00e1lisis de seguridad. Las contingencias que deben considerarse en los an\u00e1lisis de seguridad son:
\n\u2022 El fallo simple de uno cualquiera de los elementos del sistema (Criterio N-1): grupo generador, circuito de l\u00ednea y transformador.
\nLas siguientes contingencias no se considerar\u00e1n, excepto en aquellos casos, que por condiciones meteorol\u00f3gicas adversas o cualquier otra causa justificada lo determine el Operador del Sistema:
\n\u2022 El fallo del mayor grupo generador de una zona y el fallo sucesivo de una de sus l\u00edneas de conexi\u00f3n con el resto del sistema o interconexiones entre islas o con otro sistema el\u00e9ctrico o de otro grupo de la misma zona, cuando tras el primer fallo simple (grupo o l\u00ednea) el sistema quedase en estado de alerta y no fuera posible recuperar el estado normal de funcionamiento mediante la utilizaci\u00f3n de los medios disponibles para la operaci\u00f3n en tiempo real.
\n\u2022 El fallo de dobles circuitos.
\n5.3 M\u00e1rgenes de las variables de control en la operaci\u00f3n.
\n5.3.1 Funcionamiento normal del sistema.
\n5.3.1.1 Frecuencia. La frecuencia asignada del sistema es 50 Hz. Se considerar\u00e1n variaciones normales de la frecuencia aquellas comprendidas entre 49,85 y 50,15 Hz, acept\u00e1ndose intervalos de duraci\u00f3n inferior a cinco minutos con valores fuera del margen citado y comprendidos entre 49,75 y 50,25 Hz.
\nAsimismo, en caso de perturbaciones el Operador del Sistema podr\u00e1 decidir, en funci\u00f3n de lo establecido en el apartado 9 del presente procedimiento y en funci\u00f3n de la criticidad de la situaci\u00f3n resultante de dicha perturbaci\u00f3n, ordenar deslastres manuales de carga con el fin de mantener la estabilidad del sistema.
\nLos valores de frecuencia aqu\u00ed considerados podr\u00e1n ser objeto de modificaci\u00f3n de acuerdo a la evoluci\u00f3n futura que presenten los SENP.
\n5.3.1.2 Tensi\u00f3n. El Operador del Sistema elaborar\u00e1 un Plan de Control de Tensi\u00f3n (PCT) para los diferentes sistemas de cada SENP de acuerdo con lo establecido en los procedimientos aplicables de control de tensi\u00f3n de la red de transporte, que se actualizar\u00e1 con periodicidad anual o superior.
\nLos PCT establecer\u00e1n las consignas de tensi\u00f3n que deber\u00e1n mantenerse en funcionamiento normal en los diferentes nudos de la red de transporte.
\nLos PCT tendr\u00e1n en cuenta los m\u00e1rgenes de dise\u00f1o de las instalaciones comunicados por cada empresa propietaria, as\u00ed como las tensiones deseables para la minimizaci\u00f3n de las p\u00e9rdidas de transporte.
\nEn todo caso, en estado normal, la tensi\u00f3n se encontrar\u00e1 dentro de los m\u00e1rgenes indicados en la tabla siguiente:
\nM\u00ednimo M\u00e1ximo
\nNivel de 220 kV. 210 kV (95 %) 245 kV (111 %)
\nNivel de 132 kV. 125 kV (95 %) 145 kV (110 %)
\nNivel de 66 kV. 62 kV (94 %) 72 kV (109 %)
\nEl Operador del Sistema publicar\u00e1 anualmente la relaci\u00f3n de los nudos en los que se opera fuera de los l\u00edmites aqu\u00ed propuestos por agotamiento sistem\u00e1tico de los recursos disponibles en operaci\u00f3n.
\nTras contingencia la tensi\u00f3n podr\u00e1 variar seg\u00fan lo establecido en el apartado 5.3.2.
\n5.3.1.3 Carga. Los niveles de carga de los elementos de la red de transporte no superar\u00e1n la capacidad nominal de los transformadores, ni la capacidad t\u00e9rmica permanente de las l\u00edneas de la red de transporte definidas para cada periodo estacional, de acuerdo con lo indicado en el apartado 6.
\nEn todo caso, la capacidad en r\u00e9gimen permanente se podr\u00e1 limitar a un valor inferior al indicado cuando as\u00ed sea necesario por razones de estabilidad din\u00e1mica, exista riesgo de colapso de tensi\u00f3n o por cualquier otra situaci\u00f3n que as\u00ed lo requiera. Posteriormente deber\u00e1 enviarse un informe justificativo a la Administraci\u00f3n competente y a la CNMC en el plazo de un mes.
\nTras contingencia la carga de los elementos de la red de transporte podr\u00e1 alcanzar los valores establecidos en el apartado 5.3.2.
\n5.3.1.4 Reservas de regulaci\u00f3n de potencia activa. En el cap\u00edtulo 8 de este procedimiento se establecen los requerimientos de reserva de regulaci\u00f3n primaria, secundaria y terciaria.
\n5.3.1.5 Reserva de regulaci\u00f3n de potencia reactiva. En cada sistema se deber\u00e1 disponer de la reserva de potencia reactiva suficiente para hacer frente a las contingencias consideradas sin que se superen los l\u00edmites establecidos en este apartado para las tensiones en los nudos y teniendo en cuenta las limitaciones estructurales de cada sistema existentes en cada instante.
\n5.3.2 Criterios de seguridad ante contingencias. Las variables de control de la seguridad del sistema deben permanecer dentro de los l\u00edmites que se indican a continuaci\u00f3n para las contingencias establecidas en el apartado 5.2, no produci\u00e9ndose para dichas contingencias interrupciones del suministro, salvo aquellas que sean consecuencia de los deslastres de cargas practicados, y debiendo cumplirse, adicionalmente, las condiciones espec\u00edficas que se establezcan en la reglamentaci\u00f3n vigente sobre calidad de servicio.
\n5.3.2.1 Fallo simple (Criterio N-1). No se permiten sobrecargas permanentes en las l\u00edneas de la red de transporte, respecto a su l\u00edmite t\u00e9rmico operativo, pudi\u00e9ndose admitir sobrecargas transitorias de hasta un 15 % con una duraci\u00f3n inferior a 20 minutos.
\nNo se permiten sobrecargas permanentes en los transformadores, admiti\u00e9ndose las sobrecargas transitorias indicadas en el apartado 5.3.2.4 \u00abTabla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias\u00bb. En todo caso el Operador del Sistema adoptar\u00e1 las medidas correctoras en tiempo real que sean precisas para eliminar las sobrecargas transitorias en el menor tiempo posible.
\nLas tensiones, tras la recuperaci\u00f3n del r\u00e9gimen permanente, deben estar comprendidas entre los siguientes l\u00edmites:
\nM\u00ednimo M\u00e1ximo
\nNivel de 220 kV. 205 kV (95 %) 245 kV (111 %)
\nNivel de 132 kV. 123 kV (95 %) 145 kV (110 %)
\nNivel de 66 kV. 60 kV (94 %) 72 kV (109 %)
\n5.3.2.2 Fallo de l\u00edneas de doble circuito. Se considerar\u00e1n los mismos valores admisibles para las sobrecargas de l\u00edneas y de transformadores que han sido establecidos para el caso de fallo simple.
\nLas tensiones tras la recuperaci\u00f3n del r\u00e9gimen permanente deben estar dentro de los siguientes l\u00edmites:
\nM\u00ednimo M\u00e1ximo
\nNivel de 220 kV. 200 kV (95 %) 245 kV (111 %)
\nNivel de 132 kV. 119 kV (95 %) 145 kV (110 %)
\nNivel de 66 kV. 56 kV (94 %) 72 kV (109 %)
\n5.3.2.3 Fallo sucesivo del mayor grupo generador de una zona y de una l\u00ednea de conexi\u00f3n de dicha zona o de interconexiones entre islas con el resto del sistema y con otro sistema el\u00e9ctrico. Se considerar\u00e1n los mismos valores admisibles para las sobrecargas de l\u00edneas y transformadores y los mismos l\u00edmites para las tensiones en los nudos que han sido establecidos para el caso de fallo de l\u00edneas de doble circuito.
\n5.3.2.4 Tabla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias. A continuaci\u00f3n se muestra la tabla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias. En todo caso se habr\u00e1 de verificar que:
\n\u2022 No se producen ceros de tensi\u00f3n en ning\u00fan nudo de la Red de Transporte.
\n\u2022 Las eventuales interrupciones del suministro son consecuencia de los deslastres de cargas practicados.
\n\u2022 La frecuencia se encuentra dentro de los m\u00e1rgenes establecidos, en su caso, tras la actuaci\u00f3n de los deslastres por frecuencia.
\n\u2022 Se dispone de las reservas de regulaci\u00f3n establecidas en este Procedimiento.
\nTabla resumen de los criterios de seguridad<\/p>\n

(1) En los cables submarinos o subterr\u00e1neos las sobrecargas y tensiones admisibles vendr\u00e1n impuestas por las especificaciones aplicables a los equipos en cada caso concreto.
\n(2) Los valores de sobrecargas admisibles ser\u00e1n inferiores a los indicados en aquellos transformadores para los que se declare una limitaci\u00f3n espec\u00edfica en virtud de las singularidades constructivas u operativas que existan en la m\u00e1quina.
\n5.3.2.5 Otras consideraciones. Adicionalmente a los anteriores criterios, deber\u00e1 garantizarse la inexistencia de una situaci\u00f3n de inestabilidad de las tensiones que pueda derivar en un colapso de tensi\u00f3n.
\nEn el caso de nudos en la red de transporte alimentados por s\u00f3lo dos l\u00edneas en los que, ante el fallo o indisponibilidad programada de una de ellas, dejar\u00eda de cumplirse el criterio N-1, se deber\u00e1 establecer un Plan de Salvaguarda espec\u00edfico en colaboraci\u00f3n con los agentes afectados, para reducir si es posible, los efectos que pudieran derivarse del fallo posterior de la otra l\u00ednea.
\nPara la programaci\u00f3n de trabajos con indisponibilidad de una de estas l\u00edneas se deber\u00e1 valorar el riesgo de fallo de la otra, eligiendo, en todo caso, el momento y las condiciones m\u00e1s apropiadas para realizar el trabajo, de acuerdo con el Gestor de Distribuci\u00f3n de la zona.
\nPara trabajos con indisponibilidad de una barra de una subestaci\u00f3n de doble embarrado con protecci\u00f3n diferencial de barras, se analizar\u00e1n los efectos del fallo de la otra barra y se tendr\u00e1n en cuenta todas las circunstancias que puedan concurrir en cada situaci\u00f3n particular, considerando debidamente su incidencia en la seguridad del sistema, estableci\u00e9ndose en caso preciso un Plan de Salvaguarda para reducir si es posible, los efectos que pudieran derivarse del fallo de la otra barra.
\nPara la planificaci\u00f3n y autorizaci\u00f3n de descargos de elementos de los sistemas de protecci\u00f3n o modificaci\u00f3n de sus ajustes, se deber\u00e1 tener en cuenta el nivel de criticidad de los diferentes nudos de la red y los tiempos cr\u00edticos de despeje de falta identificados, de forma que, seg\u00fan cual sea el sistema de protecci\u00f3n en descargo, pueda optarse por abrir el elemento protegido o tomar otras medidas, tales como bloquear reenganches, acelerar la actuaci\u00f3n de las protecciones, separar barras, u otras acciones sobre la topolog\u00eda que impidan que una falta en esas condiciones pueda tener una repercusi\u00f3n grave para el sistema.
\nEn aquellas situaciones en las que existan riesgos de inestabilidad din\u00e1mica del sistema, se realizar\u00e1 un estudio complementario de estabilidad en el que la contingencia considerada ser\u00e1 una falta trif\u00e1sica franca con correcta actuaci\u00f3n de los sistemas de protecci\u00f3n. La falta se supondr\u00e1 situada en el punto m\u00e1s desfavorable de la l\u00ednea en cuesti\u00f3n. Se considerar\u00e1 un tiempo de actuaci\u00f3n de las protecciones en primera zona no inferior a 100 ms.
\nCuando exista un Plan de Salvaguarda en el que se establezcan las medidas de operaci\u00f3n tras una determinada contingencia que minimice sus consecuencias, el Operador del Sistema podr\u00e1 aceptar valores distintos a los establecidos en este Procedimiento para las variables de control.
\n5.4 Medidas extraordinarias de seguridad. El Operador del Sistema, ante situaciones especiales, como acontecimientos importantes de car\u00e1cter p\u00fablico, condiciones climatol\u00f3gicas adversas, etc. tomar\u00e1 las medidas necesarias para garantizar la seguridad de suministro, aplicando, si lo considera necesario, criterios m\u00e1s estrictos que los descritos en el apartado 5.3 informando en su caso, a la Administraci\u00f3n competente en el plazo de un mes. En el citado informe se indicar\u00e1n las medidas adoptadas, las propuestas alternativas y los costes asociados a la adopci\u00f3n de estas medidas.
\n6. Establecimiento de los niveles de carga admisibles.El Operador del Sistema y las empresas propietarias de las instalaciones de la red de transporte aplicar\u00e1n los criterios que a continuaci\u00f3n se indican para establecer los niveles de carga admisibles en las l\u00edneas y transformadores de su propiedad que formen parte de dicha red.
\n6.1 L\u00edmites t\u00e9rmicos. Se define como \u00abcapacidad\u00bb o \u00abl\u00edmite t\u00e9rmico estacional\u00bb la m\u00e1xima capacidad de transporte de una l\u00ednea o transformador en r\u00e9gimen permanente, asociada a un periodo temporal determinado.
\nLas empresas propietarias de las instalaciones de transporte determinar\u00e1n la capacidad admisible de las l\u00edneas y transformadores de su propiedad, utilizando para ello la metodolog\u00eda que se apruebe y que ser\u00e1 publicada por el Operador del Sistema.
\nPara el c\u00e1lculo de la capacidad de transporte de las l\u00edneas se tendr\u00e1 en cuenta lo establecido en el Reglamento T\u00e9cnico de L\u00edneas A\u00e9reas de Alta Tensi\u00f3n para garantizar la seguridad de las personas e instalaciones.
\nComo norma general, se establecer\u00e1n los l\u00edmites t\u00e9rmicos estacionales para los siguientes periodos:
\nL\u00edmite T\u00e9rmico Estacional Periodo
\nPrimavera Abril-mayo.
\nVerano. Junio a septiembre.
\nOto\u00f1o. Octubre-noviembre.
\nInvierno. Diciembre a marzo.
\nPor la climatolog\u00eda singular de Canarias, se considera que, a afectos de l\u00edmites t\u00e9rmicos, las condiciones ambientales son equivalentes a primavera-oto\u00f1o durante todo el a\u00f1o.
\nEn el caso de aquellas instalaciones que est\u00e9n dotadas de medios de monitorizaci\u00f3n para determinar su capacidad t\u00e9rmica en tiempo real, la informaci\u00f3n de los mismos podr\u00e1 ser tenida en cuenta en los an\u00e1lisis de seguridad del sistema.
\nEl Operador del Sistema, previa informaci\u00f3n a los agentes, a la autoridad competente y a la CNMC, podr\u00e1 modificar transitoriamente los periodos de aplicaci\u00f3n de los l\u00edmites t\u00e9rmicos estaci\u00f3nales cuando se presenten condiciones meteorol\u00f3gicas excepcionales que lo justifiquen.
\n6.2 Metodolog\u00eda de c\u00e1lculo. Los modelos de c\u00e1lculo que se utilicen para la determinaci\u00f3n de las capacidades de transporte de l\u00edneas y transformadores contemplar\u00e1n los siguientes aspectos:
\n6.2.1 Modelo t\u00e9rmico para la aparamenta. Se tendr\u00e1n en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento t\u00e9rmico de la aparamenta, los datos estad\u00edsticos hist\u00f3ricos de temperaturas y la temperatura m\u00e1xima de dise\u00f1o de la aparamenta.
\n6.2.2 Modelo t\u00e9rmico para los conductores. Se tendr\u00e1n en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento t\u00e9rmico de los conductores, los datos estad\u00edsticos hist\u00f3ricos de temperaturas, la temperatura m\u00e1xima de dise\u00f1o del conductor y la radiaci\u00f3n solar. Se considerar\u00e1 una velocidad del viento de 0,6 m\/s.
\n6.2.3 Modelo t\u00e9rmico para los transformadores. Los l\u00edmites t\u00e9rmicos estaci\u00f3nales aplicables a los transformadores ser\u00e1n los que se deducen de la norma CEI 354:1991 m\u00e1s el corrigendum de 1992 (Gu\u00eda de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite), que toma en consideraci\u00f3n las condiciones ambientales y las sobrecargas admisibles.
\n6.3 Periodicidad del c\u00e1lculo de los niveles admisibles de carga. Las actualizaciones de las capacidades t\u00e9rmicas de las instalaciones de transporte se realizar\u00e1n siempre que exista alguna variaci\u00f3n de las caracter\u00edsticas de los equipos, y ser\u00e1n comunicadas al Operador del Sistema con la antelaci\u00f3n suficiente sobre la fecha prevista para su implantaci\u00f3n.
\nAdicionalmente, las empresas propietarias de instalaciones de la red de transporte realizar\u00e1n, al menos, una actualizaci\u00f3n anual de los datos de sus instalaciones, comunicando tal revisi\u00f3n al Operador del Sistema antes del 1 de abril de cada a\u00f1o. Dichas revisiones ser\u00e1n publicadas por el Operador del Sistema tras su validaci\u00f3n.
\n7. Condiciones de entrega de energ\u00eda en los puntos frontera con la red de transporte. Las compa\u00f1\u00edas propietarias de las instalaciones de la red de transporte son responsables de operar sus instalaciones siguiendo las instrucciones recibidas del Operador del Sistema, de forma que se garanticen las condiciones de entrega de energ\u00eda establecidas en este apartado.
\nAdicionalmente, a lo expuesto en este procedimiento deber\u00e1n cumplirse las condiciones espec\u00edficas que se establezcan en la reglamentaci\u00f3n vigente sobre calidad de servicio.
\nEn lo relativo a las variaciones de frecuencia y tensiones en los nudos frontera de la red de transporte ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n lo establecido en el apartado 5.3.
\n7.1 Interrupciones del suministro y huecos de tensi\u00f3n. Los valores admisibles para las interrupciones del suministro y los huecos de tensi\u00f3n vendr\u00e1n determinados en la normativa de calidad de servicio vigente.
\n7.2 Potencia de cortocircuito. El Operador del Sistema publicar\u00e1 anualmente los intervalos de variaci\u00f3n de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte bajo su gesti\u00f3n.
\n8. Establecimiento de las reservas para la regulaci\u00f3n frecuencia\/potencia. El Operador del Sistema fijar\u00e1 los niveles de reserva de regulaci\u00f3n necesarios en cada SENP para hacer frente a los desequilibrios entre la generaci\u00f3n y el consumo reales.
\nDependiendo de la escala de tiempo en que tiene lugar su acci\u00f3n y de la se\u00f1al que origina su actuaci\u00f3n, se establecen tres niveles de reserva:
\n\u2022 Reserva de regulaci\u00f3n primaria.
\n\u2022 Reserva de regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2022 Reserva de regulaci\u00f3n terciara.
\nSin perjuicio de lo indicado en este procedimiento para las reservas de regulaci\u00f3n indicadas, para la gesti\u00f3n de los servicios complementarios correspondientes se tendr\u00e1n en cuenta los procedimientos espec\u00edficos que sean de aplicaci\u00f3n, en los que se desarrollan plenamente los aspectos relativos a esta cuesti\u00f3n.
\nEl Operador del Sistema determinar\u00e1 el valor m\u00e1ximo de potencia por las interconexiones entre islas u otros sistemas el\u00e9ctricos.
\n8.1 Reserva de regulaci\u00f3n primaria. Para cada sistema de los SENP, la reserva de regulaci\u00f3n primaria en cada periodo de programaci\u00f3n horario ser\u00e1 como m\u00ednimo el 50 % de la mayor potencia neta asignada a un grupo generador entre los programados en dicho periodo horario. A este efecto, se considerar\u00e1n como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de m\u00faltiple eje con independencia del tipo de turbina (gas o vapor). Tambi\u00e9n se considerar\u00e1 la reserva que aporten los enlaces el\u00e9ctricos entre islas o con otros sistemas el\u00e9ctricos ante contingencia N-1. La distribuci\u00f3n de la reserva primaria entre los generadores se realizar\u00e1 de acuerdo al Procedimiento de regulaci\u00f3n primaria.
\nEl valor de reserva primaria deber\u00e1 ser revisado, en su caso, atendiendo a las posibles modificaciones del Plan Autom\u00e1tico de Deslastre de Carga o de otros elementos externos con influencia en dicho valor, informando de ello a la autoridad competente y a la CNMC.
\n8.2 Reserva de regulaci\u00f3n secundaria. La reserva que debe mantenerse en regulaci\u00f3n secundaria, en cada sistema de los SENP, ser\u00e1 determinada por el Operador del Sistema para cada periodo de programaci\u00f3n horario, en funci\u00f3n de la evoluci\u00f3n temporal previsible de la demanda, del fallo probable de generadores acoplados y de la variabilidad de la producci\u00f3n de categor\u00eda B que utilicen fuentes de energ\u00eda renovables, definida en el Real Decreto 738\/2015.
\nLa suma de las reservas primaria y secundaria asignadas en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n horario, siempre que los condicionantes t\u00e9cnicos lo permitan, debe igualar al menos el 100 % de la mayor de las siguientes cantidades:
\n\u2022 La mayor potencia neta asignada a un generador entre los programados en dicho periodo horario. A este efecto, se considerar\u00e1n como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de m\u00faltiple eje, no obstante en rampa de subida de demanda, los generadores movidos por las turbinas de gas se contabilizar\u00e1n como una vez y media su potencia programada en el periodo horario para considerar la p\u00e9rdida de carga en las turbinas de vapor asociadas a fallos en las turbinas de gas.
\n\u2022 El crecimiento previsto de la demanda entre el periodo de programaci\u00f3n horario del que se quiere determinar la reserva y el siguiente.
\n\u2022 La potencia que aporten los enlaces el\u00e9ctricos entre islas o con otros sistemas el\u00e9ctricos ante contingencia N-1.
\n\u2022 La p\u00e9rdida m\u00e1s probable por una disminuci\u00f3n de la potencia de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B que utilicen fuentes de energ\u00eda renovables acopladas, que ser\u00e1 determinada por el Operador del Sistema cada hora, aplicando a la potencia total nominal de dichos generadores un coeficiente reductor calculado sobre la base de su variabilidad productiva.
\n\u2022 La reserva secundaria a bajar en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n, siempre que los condicionantes t\u00e9cnicos lo permitan, ser\u00e1 como m\u00ednimo el 50 % de la reserva a subir.
\nLos valores de reserva secundaria aqu\u00ed considerados podr\u00e1n ser objeto de modificaci\u00f3n de acuerdo a la evoluci\u00f3n futura que presenten los SENP.
\n8.3 Reserva de regulaci\u00f3n terciaria. La reserva necesaria de regulaci\u00f3n terciaria a subir en cada per\u00edodo de programaci\u00f3n horario ser\u00e1, como referencia, igual a la mayor de las siguientes cantidades:
\n\u2022 La mayor potencia neta asignada a un generador entre los programados en dicho periodo horario. A este efecto, se considerar\u00e1n como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de m\u00faltiple eje, no obstante, los generadores movidos por las turbinas de gas se contabilizar\u00e1n como una vez y media su potencia programada en el periodo horario para considerar la p\u00e9rdida de carga en las turbinas de vapor asociadas a fallos en las turbinas de gas.
\n\u2022 Al crecimiento previsto de la demanda entre el periodo de programaci\u00f3n horario del que se quiere determinar la reserva y el siguiente.
\n\u2022 La potencia que aporten los enlaces el\u00e9ctricos entre islas o con otros sistemas el\u00e9ctricos ante contingencia N-1.
\n\u2022 A la p\u00e9rdida m\u00e1s probable por una disminuci\u00f3n de la potencia de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B que utilicen fuentes de energ\u00eda renovables acopladas, que ser\u00e1 determinada por el Operador del Sistema cada hora, aplicando a la potencia total nominal de dichos generadores un coeficiente reductor calculado sobre la base de su variabilidad productiva.
\nLa asignaci\u00f3n a las diferentes instalaciones de producci\u00f3n la realizar\u00e1 el operador del sistema dentro del proceso de resoluci\u00f3n de desv\u00edos generaci\u00f3n-demanda en tiempo real.
\nLos valores de reserva terciaria aqu\u00ed considerados podr\u00e1n ser objeto de modificaci\u00f3n de acuerdo a la evoluci\u00f3n futura que presenten los SENP.
\n9. Establecimiento de los planes de seguridad y medidas de operaci\u00f3n. El Operador del Sistema establecer\u00e1, con la colaboraci\u00f3n de los propietarios de las instalaciones afectadas, y pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de todos los agentes, los planes de seguridad que permitan hacer frente a las diferentes situaciones que pueden presentarse en la operaci\u00f3n del sistema, con objeto de garantizar su seguridad.
\nLos planes de seguridad, en funci\u00f3n de la situaci\u00f3n de operaci\u00f3n a la que sean aplicables, se clasifican en: Planes de Salvaguarda, Planes de Emergencia y Planes de Reposici\u00f3n del Servicio.
\n9.1 Planes de Salvaguarda. Los Planes de Salvaguarda contemplar\u00e1n las medidas que se deben adoptar para evitar que el sistema se encuentre fuera del estado normal o bien, llegado al caso, para recuperar dicho estado en el menor tiempo posible, con objeto de prevenir el desencadenamiento de incidentes que pudieran tener una repercusi\u00f3n negativa importante tanto en el suministro el\u00e9ctrico como sobre el funcionamiento de los generadores.
\nEn los Planes de Salvaguarda se establecer\u00e1n:
\n\u2022 Las acciones correctivas post-contingencia, incluidos los planes de teledisparo de generadores, que deber\u00e1n adoptar los operadores para devolver el sistema al estado normal de funcionamiento.
\n\u2022 Las acciones preventivas precisas para aquellos casos en los que las repercusiones pudieran ser graves para el sistema y las posibles acciones correctivas post-contingencia no puedan hacerse efectivas en un tiempo que resulte \u00fatil para la operaci\u00f3n (caso de requerirse, por ejemplo, la conexi\u00f3n de un nuevo grupo t\u00e9rmico en la misma zona).
\n9.1.1 Planes de teledisparo de generadores u otros elementos de la red de transporte. El Operador del Sistema podr\u00e1 proponer a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas establecer planes de teledisparo de generadores u otros elementos de la red de transporte en aquellas zonas en las que determinadas contingencias puedan provocar sobrecargas importantes o la p\u00e9rdida de estabilidad de los grupos de dicha zona.
\n9.2 Planes de Emergencia. El objetivo de los Planes de Emergencia, es minimizar el alcance y la extensi\u00f3n de los incidentes una vez que se han producido \u00e9stos, y devolver el sistema al estado normal de operaci\u00f3n en el menor tiempo posible. En consecuencia, solamente se considerar\u00e1n en dichos planes las acciones correctoras post-contingencia que sean precisas en cada caso, incluida la actuaci\u00f3n de los equipos de deslastre de cargas por m\u00ednima frecuencia, el deslastre de generaci\u00f3n por m\u00e1xima frecuencia1 y el deslastre selectivo de carga manual o por actuaci\u00f3n de teledisparo de l\u00edneas y transformadores.
\n1 Las instalaciones de generaci\u00f3n seg\u00fan Real Decreto 244\/2019 _autoconsumo_ participaran en \u00faltimo lugar en los planes de deslastre por sobrefrecuencia.
\n9.2.1 Deslastre autom\u00e1tico de cargas. Dada la condici\u00f3n de islas el\u00e9ctricas de reducido tama\u00f1o, en los SENP, en ocasiones y ante determinados desequilibrios generaci\u00f3n-demanda se considerar\u00e1 el deslastre de carga como una pr\u00e1ctica de operaci\u00f3n admisible e inevitable.
\nEl Operador del Sistema, considerando las propuestas realizadas por las empresas de distribuci\u00f3n, propondr\u00e1 para su aprobaci\u00f3n a la Administraci\u00f3n competente, previo informe de la CNMC, los Planes de Deslastre Autom\u00e1tico de Cargas necesarios para los casos en que, por una incidencia muy severa, el equilibrio entre la generaci\u00f3n y la demanda del sistema no pueda ser restablecido mediante la puesta en pr\u00e1ctica de otras acciones de control.
\nEstos planes se basar\u00e1n en la actuaci\u00f3n de un sistema autom\u00e1tico de deslastre de cargas por m\u00ednima frecuencia, para conseguir una desconexi\u00f3n controlada de dichas cargas.
\nLos Planes de Deslastre Autom\u00e1tico de Cargas establecer\u00e1n un deslastre escalonado, desconectando en primer lugar los grupos de bombeo, y posteriormente, a valores inferiores de frecuencia, o superiores de velocidad de variaci\u00f3n de la misma, conjuntos de cargas preseleccionadas no cr\u00edticas.
\nEsta desconexi\u00f3n se realizar\u00e1 de acuerdo con los umbrales de frecuencia, velocidad de variaci\u00f3n de frecuencia, magnitud en la carga y especificaci\u00f3n de la misma que se establezcan en los Planes de Deslastre Autom\u00e1tico de Carga.
\nLos gestores de las redes de distribuci\u00f3n y los consumidores conectados a la Red de Transporte deber\u00e1n instalar rel\u00e9s de frecuencia cuya actuaci\u00f3n se ajuste a los criterios generales que se indican en este Procedimiento y a los que se establezcan en los Planes de Deslastre Autom\u00e1tico de Cargas que se encuentren en vigor en cada momento. La ubicaci\u00f3n, los criterios de actuaci\u00f3n y las caracter\u00edsticas de estos rel\u00e9s no podr\u00e1n modificarse sin el acuerdo previo del Operador del Sistema.
\nLas empresas productoras deber\u00e1n garantizar, siempre que la protecci\u00f3n de los equipos internos lo permitan, que las protecciones de m\u00ednima frecuencia de las instalaciones de producci\u00f3n, tanto las de categor\u00eda A como B est\u00e9n coordinadas con el sistema de deslastre autom\u00e1tico de cargas por frecuencia, y solamente podr\u00e1n desacoplar de la red si la frecuencia cae por debajo de 47,5 Hz, durante un tiempo igual o superior a 3 segundos. Quedar\u00e1n excluidos del cumplimiento de este requisito aquellos generadores que estando en servicio con anterioridad al 1 de junio de 2006 no estuvieran t\u00e9cnicamente dotados para ello.
\nEl Operador del Sistema podr\u00e1 realizar, simulaciones de activaci\u00f3n de estos Planes de Deslastre Autom\u00e1tico de Cargas por m\u00ednima frecuencia, conforme a los protocolos que sean definidos.
\nDe igual modo, podr\u00e1 contemplarse la actuaci\u00f3n de deslastres autom\u00e1ticos de cargas o teledisparo de l\u00edneas y transformadores, si tras la aplicaci\u00f3n sucesiva de las medidas de operaci\u00f3n que fuesen pertinentes, fueran precisos dichos deslastres para eliminar de forma expedita sobrecargas puntuales en la red de transporte, por existir riesgo inminente para la continuidad de suministro.
\n9.2.2 Deslastre manual selectivo de carga. Si tras la aplicaci\u00f3n sucesiva de las medidas de operaci\u00f3n que son de aplicaci\u00f3n en situaciones de alerta y emergencia de cobertura de la demanda fuera preciso llegar al deslastre de carga selectivo por existir riesgo inminente para la continuidad del suministro, el Operador del Sistema dar\u00e1 instrucciones para que las empresas de distribuci\u00f3n procedan al deslastre indicado.
\nMediante la aplicaci\u00f3n del deslastre manual de carga se pretender\u00e1 evitar una perturbaci\u00f3n de mayores dimensiones.
\nCon objeto de poder aplicar esta medida en las mejores condiciones posibles de control y minimizaci\u00f3n de su impacto sobre los consumidores, las empresas de distribuci\u00f3n deber\u00e1n disponer previamente de los correspondientes Planes de Deslastre de Carga, cuya eficacia deber\u00e1n evaluar con la colaboraci\u00f3n del Operador del Sistema. Consecuentemente, las empresas de distribuci\u00f3n remitir\u00e1n al Operador del Sistema las correspondientes versiones actualizadas de dichos Planes.
\nLos Planes de Deslastre de Carga de cada empresa de distribuci\u00f3n deber\u00e1n considerar bloques m\u00e1ximos de cargas que se definir\u00e1n para cada sistema en funci\u00f3n de sus caracter\u00edsticas, identificando la secuencia de deslastre de cada uno de ellos y el orden de afectaci\u00f3n para el caso de deslastres rotatorios. Considerando los requerimientos indicados, los Planes de Deslastre de Carga contemplar\u00e1n, al menos, la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Isla o Ciudad Aut\u00f3noma.
\n\u2022 Municipio\/Comarca.
\n\u2022 Nudo o nudos el\u00e9ctricos de la red de transporte de los que se alimenta la carga.
\n\u2022 Potencia estimada deslastrable en el nudo o nudos el\u00e9ctricos.
\n\u2022 Tipo de carga predominante alimentada por cada transformador, grupo de transformadores o l\u00edneas de media tensi\u00f3n (industrial, rural, servicios o dom\u00e9stica).
\nLos deslastres se deber\u00e1n producir de acuerdo con las siguientes consideraciones:
\n9.2.2.1 Umbral de deslastre. Las variables de control que se utilizar\u00e1n para emitir las instrucciones de deslastre ser\u00e1n la frecuencia, las sobrecargas graves en los equipos de la red de transporte o distribuci\u00f3n que sean cr\u00edticos para el sistema y la constataci\u00f3n de insuficiencia de capacidad manifiesta y sostenida para alimentar el consumo.
\nEl Operador del Sistema emitir\u00e1 las instrucciones de deslastre cuando se verifique alguna de las condiciones que se indican a continuaci\u00f3n para los par\u00e1metros asociados a las variables de control:
\n\u2022 Frecuencia. Por umbrales o velocidad de variaci\u00f3n de frecuencia e insuficiencia de capacidad manifiesta y sostenida para recuperar la frecuencia a su valor asignado.
\nEl Operador del Sistema considerando los mejores datos de que disponga sobre el sistema y los an\u00e1lisis que realice en base a los mismos, determinar\u00e1 los umbrales efectivos de frecuencia o velocidad de variaci\u00f3n de frecuencia, que una vez superados dar\u00e1n lugar a las \u00f3rdenes de deslastre de cargas.
\n\u2022 Sobrecargas en los equipos de las redes de transporte o distribuci\u00f3n Existencia de sobrecargas que requieran proceder al deslastre de carga con objeto de evitar su p\u00e9rdida de forma inminente y\/o la ocurrencia de una perturbaci\u00f3n. La magnitud de las sobrecargas admisibles depender\u00e1 del equipo y del ajuste de las protecciones.
\n9.2.2.2 Cargas afectadas por el deslastre. El Operador del Sistema determinar\u00e1:
\n\u2022 Los nudos de la red de transporte en los que deber\u00e1 deslastrarse la carga.
\n\u2022 La magnitud de la potencia a deslastrar y la empresa de distribuci\u00f3n suministradora de dicha potencia.
\n\u2022 La asignaci\u00f3n de la potencia que deber\u00e1 deslastrar cada empresa de distribuci\u00f3n ser\u00e1 funci\u00f3n directa de su cuota de mercado correspondiente al \u00faltimo a\u00f1o en la zona afectada.
\n\u2022 Hora de inicio del deslastre y estimaci\u00f3n del periodo durante el que \u00e9ste se mantendr\u00e1.
\nA los efectos de este procedimiento, una empresa de distribuci\u00f3n cuya red se encuentre acoplada a la red de otra empresa de distribuci\u00f3n mayor, se considerar\u00e1 como una carga de esta \u00faltima empresa.
\nLas empresas de distribuci\u00f3n realizar\u00e1n la elecci\u00f3n de los consumidores que deber\u00e1n ser afectados tratando de minimizar el impacto sobre los usuarios del servicio, evitando, en la medida de lo posible, la afectaci\u00f3n de servicios esenciales y la reiteraci\u00f3n de los deslastres sobre un mismo cliente o conjunto de consumidores. Con ese objetivo, en caso de ser preciso, se aplicar\u00e1 un criterio de afectaci\u00f3n rotativa de los consumidores.
\nSi la carga a deslastrar fuera superior a la contemplada en los Planes de Deslastre de Carga, o el tiempo disponible para ejecutar los deslastres no fuera suficiente para la puesta en pr\u00e1ctica de dichos Planes, las empresas de distribuci\u00f3n proceder\u00e1n a deslastrar cargas por nudos completos de la red de distribuci\u00f3n, asegurando la compatibilidad de los deslastres con las instrucciones emitidas por el Operador del Sistema.
\n9.2.2.3 Comunicaci\u00f3n de la instrucci\u00f3n de deslastre. El Operador del Sistema comunicar\u00e1 la instrucci\u00f3n de deslastre con la mayor antelaci\u00f3n posible a los centros de control de las empresas de distribuci\u00f3n.
\nDicha comunicaci\u00f3n tendr\u00e1 lugar por v\u00eda telef\u00f3nica, con posterior confirmaci\u00f3n por fax o correo electr\u00f3nico, y deber\u00e1 quedar oportunamente registrada de forma que sea posible su verificaci\u00f3n posterior.
\nSin perjuicio de las acciones de comunicaci\u00f3n que las empresas de distribuci\u00f3n lleven a cabo para informar con la mayor antelaci\u00f3n posible a sus consumidores, al Gobierno Auton\u00f3mico y a las Administraciones Locales competentes, el Operador del Sistema informar\u00e1 a los Organismos Ministeriales competentes, a la Presidencia del Gobierno y al Gobierno Auton\u00f3mico, quienes determinar\u00e1n las acciones posteriores de comunicaci\u00f3n a la sociedad y a los medios que sean pertinentes.
\n9.2.2.4 Confirmaci\u00f3n del deslastre. Las empresas de distribuci\u00f3n confirmar\u00e1n a el Operador del Sistema la ejecuci\u00f3n de los deslastres de cargas.
\n9.2.2.5 Normalizaci\u00f3n del suministro. Cuando las variables de control que se utilizaron para emitir las instrucciones de deslastre sean tales que con el acoplamiento de cargas no sea previsible la existencia de nuevas violaciones de los umbrales de deslastre que pongan en riesgo el suministro, el Operador del Sistema establecer\u00e1 los procedimientos de reposici\u00f3n o dar\u00e1 instrucciones a las empresas de distribuci\u00f3n para iniciar la reposici\u00f3n progresiva de las cargas deslastradas indicando:
\n\u2022 Los nudos de la red de transporte en los que deber\u00e1 reponer la carga.
\n\u2022 La potencia total de las cargas a acoplar.
\nEl proceso de reposici\u00f3n se realizar\u00e1 de forma progresiva hasta la total normalizaci\u00f3n del suministro el\u00e9ctrico.
\n9.2.2.6 Confirmaci\u00f3n de la normalizaci\u00f3n del suministro. Las empresas de distribuci\u00f3n confirmar\u00e1n al Operador del Sistema la normalizaci\u00f3n del suministro el\u00e9ctrico, indicando las potencias, tiempo y energ\u00edas finalmente no suministradas, indexando dicha informaci\u00f3n con el listado de las l\u00edneas afectadas seg\u00fan el correspondiente Plan de Deslastre de Carga.
\n9.2.2.7 Informaci\u00f3n emitida por el Operador del Sistema. En el plazo de un mes el Operador del Sistema remitir\u00e1 un informe a los Organismos Ministeriales, al Gobierno Auton\u00f3mico y a la CNMC, en el que se detallar\u00e1n todos los aspectos relevantes del incidente que haya provocado el deslastre de carga.
\n9.2.2.8 Mecanismo excepcional de actuaci\u00f3n. Dadas las caracter\u00edsticas de los SENP pueden existir situaciones en las que sea necesario realizar deslastres manuales selectivos complementarios de los deslastres autom\u00e1ticos de cargas o preventivos ante una indisponibilidad inminente en el sistema, que por su propia urgencia no pueden articularse tal como se contempla en los puntos anteriores, por deberse a causas sobrevenidas que requieran de una actuaci\u00f3n inmediata y que, por consiguiente, tengan que ser ejecutados por las compa\u00f1\u00edas distribuidoras sin orden previa por parte del Operador del Sistema.
\nLa aplicaci\u00f3n de estos deslastres manuales quedar\u00e1 reducida, por tanto, \u00fanicamente a dichas situaciones y tendr\u00e1n como objeto evitar una perturbaci\u00f3n de mayores dimensiones. El procedimiento de actuaci\u00f3n ser\u00e1 el definido para el deslastre manual de cargas en los puntos anteriores, excepto en lo que se refiere a la orden previa del Operador del Sistema.
\nEn estos supuestos, si la incidencia afecta a una \u00fanica empresa de distribuci\u00f3n, esta lo comunicar\u00e1 al Operador del Sistema y ejecutar\u00e1 el deslastre, o viceversa dependiendo de la premura en la ejecuci\u00f3n del mismo. En el caso de que la incidencia afecte a varias empresas de distribuci\u00f3n, la empresa gestora de red que haya detectado el problema, en funci\u00f3n de la urgencia del deslastre, podr\u00e1 comunicarlo al Operador del Sistema quien, a su vez, actuar\u00e1 seg\u00fan se ha determinado con anterioridad, o podr\u00e1 ejecutarlo directa e \u00edntegramente sobre la red de su propiedad comunic\u00e1ndolo a \u00abposteriori\u00bb al Operador del Sistema.
\nLa empresa que solicit\u00f3 o ejecut\u00f3 el deslastre deber\u00e1 justificar con posterioridad la conveniencia y necesidad del mismo en el plazo y forma establecido por el Operador del Sistema.
\n9.2.3 Planes de desconexi\u00f3n de generaci\u00f3n por m\u00e1xima frecuencia. El OS establecer\u00e1 los planes de desconexi\u00f3n de generaci\u00f3n necesarios para los casos en los que, por una incidencia muy severa, el equilibrio entre la generaci\u00f3n y la demanda del sistema no pueda ser restablecido mediante las acciones de control previstas.
\nEstos planes se basar\u00e1n en la actuaci\u00f3n de un sistema autom\u00e1tico de desconexi\u00f3n escalonada de generaci\u00f3n por m\u00e1xima frecuencia, para conseguir una desconexi\u00f3n controlada de la generaci\u00f3n que permita recuperar el equilibrio entre generaci\u00f3n y demanda.
\nCon el fin de recuperar la controlabilidad del sistema y la predictibilidad de su comportamiento en una situaci\u00f3n en la que est\u00e1 fuera de su punto de equilibrio se realizar\u00e1 la desconexi\u00f3n de la generaci\u00f3n de categor\u00eda B de acuerdo con los siguientes escalones, y con una temporizaci\u00f3n de 100 ms:
\n51 Hz: 20 % de las instalaciones.
\n51.1 Hz: 20 % de las instalaciones.
\n51.2 Hz: 20 % de las instalaciones.
\n51.3 Hz: 20 % de las instalaciones.
\n51.4 Hz: 20 % de las instalaciones.
\nEl OS determinar\u00e1 las instalaciones que deben desconectar en cada escal\u00f3n.
\nEn ning\u00fan caso estas instalaciones de generaci\u00f3n se reconectar\u00e1n de forma autom\u00e1tica. Su reconexi\u00f3n se realizar\u00e1 siguiendo las instrucciones recibidas del OS a trav\u00e9s de sus Centros de Control.
\nLas instalaciones de producci\u00f3n categor\u00eda A no desconectar\u00e1n mientras la frecuencia no supere los 52 Hz.
\n9.3 Planes de Reposici\u00f3n del Servicio. Los Planes de Reposici\u00f3n del Servicio tienen como objetivo devolver el sistema el\u00e9ctrico al estado normal de operaci\u00f3n tras incidentes severos que hayan provocado interrupciones del suministro en zonas extensas del sistema.
\nLa elaboraci\u00f3n y actualizaci\u00f3n de los Planes de Reposici\u00f3n del Servicio de cada sistema es responsabilidad del Operador del Sistema. Para ello contar\u00e1 con la colaboraci\u00f3n de los distribuidores y generadores presentes en cada sistema, y de la CNMC. Estos planes sistematizar\u00e1n las actuaciones que deber\u00e1n realizar los diferentes centros de control y el personal de operaci\u00f3n local en las subestaciones en el caso de un incidente generalizado.
\nEn caso de producirse un incidente zonal o total, los centros de control de los diferentes productores, distribuidores y transportistas proceder\u00e1n a efectuar la reposici\u00f3n del servicio bajo la coordinaci\u00f3n del Operador del Sistema, conforme a lo establecido en los Planes de Reposici\u00f3n correspondientes.
\nDe un modo general la reposici\u00f3n de las cargas deber\u00e1 ser llevada a cabo por los agentes en los t\u00e9rminos que se establezcan en los Planes de Reposici\u00f3n del Servicio. Estos planes deber\u00e1n tambi\u00e9n hacer referencia a los dispositivos autom\u00e1ticos de reposici\u00f3n de servicio instalados, en el caso de que su existencia est\u00e9 autorizada, y a su interrelaci\u00f3n con la actuaci\u00f3n de los agentes mencionados. Consecuentemente, la actuaci\u00f3n aut\u00f3noma de dispositivos de reposici\u00f3n autom\u00e1tica de carga se limitar\u00e1 a los casos que se contemplen en dichos Planes.
\nEl Operador del Sistema ser\u00e1 responsable de la coordinaci\u00f3n de los simulacros de reposici\u00f3n que tengan lugar.
\nP.O. SENP 2.2 Cobertura de la demanda, programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n y altas en el despacho econ\u00f3mico
\n1. Objeto. Analizar la cobertura de la demanda de los sistemas el\u00e9ctricos no peninsulares (SENP), y programar los recursos de generaci\u00f3n precisos para lograr dicha cobertura con el menor coste posible, respetando los criterios de seguridad y calidad de servicio contenidos en el procedimiento de funcionamiento de los sistemas el\u00e9ctricos no peninsulares (P.O. 1 de los SENP.), as\u00ed como establecer los requisitos para el alta de nuevos agentes en el despacho econ\u00f3mico.
\n2. Alcance. Este procedimiento engloba los procesos para la cobertura de cada uno de los sistemas de los SENP, en sus horizontes temporales anual, semanal, diario e intradiario.
\n3. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los siguientes sujetos:
\na) Operador del sistema.
\nb) Transportista \u00fanico y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
\nc) Distribuidores y gestores de distribuci\u00f3n.
\nd) Comercializadores.
\ne) Consumidores directos.
\nf) Los titulares de las instalaciones de producci\u00f3n categor\u00eda A.
\ng) Los titulares de las instalaciones de producci\u00f3n categor\u00eda B mayores de 0,5 MW de acuerdo con la definici\u00f3n del art\u00edculo 7.c) del Real Decreto 413\/2014.
\nh) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producci\u00f3n anteriormente mencionadas.
\ni) Los representantes de las instalaciones de producci\u00f3n, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participaci\u00f3n en el despacho de producci\u00f3n y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre.
\n4. Riesgos de cobertura de la demanda en el a\u00f1o m\u00f3vil. El operador del sistema elaborar\u00e1, al menos trimestralmente, previsiones de cobertura para cada uno de los SENP, con objeto de detectar riesgos sobre la seguridad y continuidad del suministro en el horizonte de a\u00f1o m\u00f3vil.
\nEn caso de detectar dichos riesgos, el operador del sistema remitir\u00e1 un informe al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y al organismo competente en materia de energ\u00eda de la comunidad aut\u00f3noma o ciudad aut\u00f3noma que corresponda, que ponga de manifiesto esta situaci\u00f3n as\u00ed como la propuesta de equipos de generaci\u00f3n necesarios.
\n4.1 M\u00e9todo de estudio. El an\u00e1lisis de la cobertura de la demanda se realizar\u00e1 utilizando la informaci\u00f3n indicada en el Real Decreto 738\/2015. Se analizar\u00e1n los siguientes indicadores probabil\u00edsticos:
\n\u2022 Energ\u00eda esperada no servida (EUE, Expected Unserved Energy), en MWh\/a\u00f1o.
\n\u2022 Horas en las que existe una probabilidad no nula de que se produzca un d\u00e9ficit de cobertura (LOLE, Loss of Load Expectation), en horas\/a\u00f1o.
\n\u2022 Probabilidad de d\u00e9ficit de cobertura (LOLP Loss of Load Probability), en %.
\nSe considerar\u00e1 que existe riesgo para la cobertura en un a\u00f1o del periodo de estudio cuando se obtenga un indicador de probabilidad de d\u00e9ficit de cobertura mensual de m\u00e1s de 0,2 horas\/mes (equivalente a un d\u00eda en 10 a\u00f1os).
\n4.2 Informe de riesgos para la cobertura. El informe que el operador del sistema elaborar\u00e1 en caso de detectar riesgos sobre la seguridad y continuidad de suministro en el horizonte anual, incluir\u00e1 al menos la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Indicadores probabil\u00edsticos de cobertura del SENP y riesgo de fallo de suministro, utilizando a estos efectos el margen de reserva de potencia de regulaci\u00f3n.
\n\u2022 Un an\u00e1lisis zonal, cuando sea de aplicaci\u00f3n, que pondr\u00e1 de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de las instalaciones de producci\u00f3n y de transporte y distribuci\u00f3n para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geogr\u00e1ficas o \u00e1reas determinadas de la red. El an\u00e1lisis zonal del comportamiento de la red de transporte utilizar\u00e1 herramientas de c\u00e1lculo de redes que se aplicar\u00e1n a casos t\u00edpicos de operaci\u00f3n de los sistemas. Los resultados deber\u00e1n poner de manifiesto las posibles restricciones de cada sistema y, en consecuencia, las medidas que deber\u00e1n tomarse en cada situaci\u00f3n en relaci\u00f3n con la operaci\u00f3n de los sistemas.
\n4.3 Informaci\u00f3n mensual a suministrar al operador del sistema. Para los estudios de cobertura con horizonte anual se tendr\u00e1 en cuenta la informaci\u00f3n mensual, recibida de los agentes, relativa a la disponibilidad prevista de los equipos, el estado de las reservas hidroel\u00e9ctricas, en su caso, y las previsiones de existencias de combustibles. La informaci\u00f3n a suministrar es la siguiente:
\n4.3.1 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A hidr\u00e1ulicas. Antes del d\u00eda 20 de cada mes o, en su caso, del d\u00eda h\u00e1bil inmediatamente anterior si aqu\u00e9l fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producci\u00f3n deber\u00e1n enviar al operador del sistema la informaci\u00f3n siguiente:
\n\u2022 Caudales previstos.
\n\u2022 Cotas y vol\u00famenes almacenados en los embalses.
\n\u2022 Potencia hidroel\u00e9ctrica m\u00e1xima que puede mantener cada instalaci\u00f3n de producci\u00f3n durante doce horas consecutivas, una vez cada semana.
\n\u2022 Aquellas restricciones a la explotaci\u00f3n de los embalses de regulaci\u00f3n que eventualmente puedan existir.
\n\u2022 Variaciones previsibles de disponibilidad de las instalaciones de producci\u00f3n hidr\u00e1ulicas y de bombeo.
\n4.3.2 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A t\u00e9rmicas de carb\u00f3n. Antes del d\u00eda 20 de cada mes o, en su caso, del d\u00eda h\u00e1bil inmediatamente anterior si aquel fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producci\u00f3n deber\u00e1n enviar al operador del sistema la informaci\u00f3n relativa a combustibles recogida en el apartado 8.2 del PO 9 SENP, con el nivel de detalle all\u00ed indicado, concerniente a adquisiciones durante el mes anterior, consumo de cada grupo, existencias de combustible y an\u00e1lisis de sus especificaciones t\u00e9cnicas. Adicionalmente, debe enviarse la informaci\u00f3n:
\n\u2022 Para los casos excepcionales contemplados en el art\u00edculo 40.3 del Real Decreto 738\/2015, combustible o mezcla de combustible cuya autorizaci\u00f3n de uso se solicita. Se informar\u00e1 de las caracter\u00edsticas de combustible o mezcla y la duraci\u00f3n prevista del cambio. El operador del sistema comunicar\u00e1 al peticionario su decisi\u00f3n en el plazo de 10 d\u00edas naturales en aplicaci\u00f3n de los criterios establecidos en el Anexo VI, punto 2, del Real Decreto 738\/2015.
\n\u2022 Suministros de carb\u00f3n previstos en los pr\u00f3ximos seis meses especificando las cantidades, fechas previstas de entrega y poder calor\u00edfico inferior.
\n\u2022 Variaciones previsibles de la disponibilidad de instalaciones de producci\u00f3n cualquiera que sea su causa.
\n4.3.3 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A de fuel-oil, diesel-oil, gas-oil o gas. Antes del d\u00eda 20 de cada mes o, en su caso, del d\u00eda h\u00e1bil inmediatamente anterior si aqu\u00e9l fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producci\u00f3n deber\u00e1n enviar al operador del sistema la informaci\u00f3n relativa a combustibles recogida en el apartado 8.2 del PO 9 SENP, con el nivel de detalle all\u00ed indicado, concerniente a adquisiciones durante el mes anterior, consumo de cada grupo, existencias de combustible y an\u00e1lisis de sus especificaciones t\u00e9cnicas. Adicionalmente, debe enviarse la informaci\u00f3n siguiente:
\n\u2022 Para los casos excepcionales contemplados en el art\u00edculo 40.3 del Real Decreto 738\/2015, combustible o mezcla de combustible cuya autorizaci\u00f3n de uso se solicita. Se informar\u00e1 de las caracter\u00edsticas de combustible o mezcla y la duraci\u00f3n prevista del cambio. El operador del sistema comunicar\u00e1 al peticionario su decisi\u00f3n en el plazo de 10 d\u00edas naturales en aplicaci\u00f3n de los criterios establecidos en el Anexo VI, punto 2, del Real Decreto 738\/2015.
\n\u2022 Tipos de combustible o, en su caso, mezclas previstas a consumir por cada grupo de la central.
\n\u2022 Suministros de combustibles previstos en los pr\u00f3ximos seis meses especificando las cantidades, fechas previstas de entrega y poder calor\u00edfico inferior.
\n\u2022 Variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
\n\u2022 Situaci\u00f3n de limitaci\u00f3n de horas de funcionamiento del grupo.
\n4.3.4 Instalaciones de producci\u00f3n de cogeneraci\u00f3n de categor\u00eda A.
\n\u2022 Potencia m\u00e1xima a entregar con el m\u00ednimo consumo compatible con el proceso industrial asociado y m\u00ednima potencia a entregar con el proceso asociado al funcionamiento en r\u00e9gimen normal, todo ello para cada hora de los pr\u00f3ximos 12 meses
\n\u2022 Variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
\n4.3.5 Otras instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A con r\u00e9gimen retributivo adicional. Antes del d\u00eda 20 de cada mes o, en su caso, del d\u00eda h\u00e1bil inmediatamente anterior si aquel fuera festivo, las empresas deber\u00e1n enviar al operador del sistema la informaci\u00f3n siguiente:
\n\u2022 Variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
\n4.3.6 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B. Antes del d\u00eda 20 de cada mes o, en su caso, del d\u00eda h\u00e1bil inmediatamente anterior si aqu\u00e9l fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producci\u00f3n deber\u00e1n enviar al operador del sistema la informaci\u00f3n relativa a variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
\n4.3.7 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A que no tengan reconocido r\u00e9gimen retributivo adicional. Antes del d\u00eda 20 de noviembre, los titulares de estas instalaciones deber\u00e1n comunicar los costes variables de despacho de dichas instalaciones, incluyendo los mismos conceptos y con los mismos formatos que los establecidos en el Real Decreto 738\/2015 para las instalaciones de la misma familia con r\u00e9gimen retributivo adicional reconocido. La declaraci\u00f3n tendr\u00e1 efecto del 1 de enero al 31 de diciembre del a\u00f1o siguiente a la declaraci\u00f3n.
\nEn el caso de instalaciones nuevas o que hayan perdido el r\u00e9gimen retributivo adicional la declaraci\u00f3n se realizar\u00e1 antes del d\u00eda 20 del mes siguiente en el que la instalaci\u00f3n se haya habilitado para participar en el despacho econ\u00f3mico en el primer caso o que haya perdido el r\u00e9gimen retributivo adicional en el segundo y tendr\u00e1 efecto el d\u00eda 1 del mes siguiente a la declaraci\u00f3n hasta el 31 de diciembre de ese a\u00f1o, salvo que la declaraci\u00f3n se haya realizado en los meses de noviembre o diciembre, en cuyo caso estar\u00e1 vigente hasta el 31 de diciembre del a\u00f1o siguiente.
\nEn el caso de no haber una nueva declaraci\u00f3n el operador del sistema mantendr\u00e1 los valores previamente declarados.
\n4.3.8 Demandas por nudos. El operador del sistema proceder\u00e1 a hacer un reparto de la demanda global entre los nudos frontera de transporte-distribuci\u00f3n.
\n5. Cobertura y programaci\u00f3n semanal. Tiene por objeto determinar semanalmente el plan de arranques, paradas y modos de funcionamiento en su caso de las instalaciones de producci\u00f3n, minimizando el coste variable de producci\u00f3n, cumpliendo los criterios de garant\u00eda y calidad de suministro prescritos en los procedimientos de operaci\u00f3n y teniendo en cuenta adem\u00e1s las restricciones t\u00e9cnicas.
\n5.1 Plan de cobertura y programa semanal.
\nAntes de las 15 h de cada jueves, el operador del sistema elaborar\u00e1 y publicar\u00e1 la cobertura de la demanda prevista para la semana que comienza a las 0 h del s\u00e1bado inmediatamente siguiente y termina a las 24 h del siguiente viernes.
\nEl programa semanal se publicar\u00e1 a cada uno de los participantes en el despacho econ\u00f3mico con el detalle siguiente:
\n\u2022 Programa semanal desglosado por d\u00edas y con detalle horario, en el que se especificar\u00e1 la carga y modo en su caso de las diferentes instalaciones de producci\u00f3n que contribuyen en cada hora a la cobertura de la demanda correspondiente. En el programa se especificar\u00e1 la energ\u00eda de las interconexiones interinsulares, con su sentido, as\u00ed como la energ\u00eda, con su sentido, en los enlaces con otros sistemas el\u00e9ctricos. Para aquellas instalaciones de producci\u00f3n referidas en la DT 11.1 del Real Decreto 738\/2015 su programaci\u00f3n la realizar\u00e1 el operador del sistema con el nivel de desagregaci\u00f3n que le permita garantizar los principios de maximizaci\u00f3n de integraci\u00f3n de renovables compatible con la seguridad del sistema y el m\u00ednimo coste de producci\u00f3n. El programa de bombeo se realizar\u00e1 en todo caso por unidad f\u00edsica.
\n\u2022 Relaci\u00f3n ordenada de las instalaciones de producci\u00f3n que deban ser arrancadas, paradas o, en su caso, cambiadas de modo en sustituci\u00f3n de las eventuales aver\u00edas e indisponibilidades de las instalaciones de producci\u00f3n inicialmente programadas o ante variaciones de demanda.
\n\u2022 Programa horario de las reservas de regulaci\u00f3n, primaria, secundaria y terciaria previstas, con indicaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n encargadas de suministrarlas y expresi\u00f3n expl\u00edcita de la potencia en reserva en cada una de ellas.
\n5.2 M\u00e9todo utilizado para la elaboraci\u00f3n del programa semanal. El operador del sistema llevar\u00e1 a cabo en cada sistema el despacho econ\u00f3mico por costes variables de la generaci\u00f3n, para cubrir la demanda neta prevista, teniendo en cuenta adem\u00e1s las restricciones anteriormente mencionadas, y garantizando la disponibilidad de reserva definida en el P.O. 1 de los SENP.
\nTendr\u00e1 en cuenta para ello los par\u00e1metros t\u00e9cnicos aprobados en cada instalaci\u00f3n de producci\u00f3n particularmente los siguientes:
\nEn instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A:
\n\u2022 Potencia bruta y neta.
\n\u2022 M\u00ednimo t\u00e9cnico ordinario y extraordinario. Se entender\u00e1 por m\u00ednimo t\u00e9cnico ordinario y extraordinario el definido por orden de la Ministra para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica.
\n\u2022 Rampas de subida y bajada de potencia.
\n\u2022 Tiempos de arranque.
\n\u2022 Datos t\u00e9cnicos de despacho definidos en los art\u00edculos 62 y 63 del Real Decreto 738\/2015.
\nA ello a\u00f1adir\u00e1:
\n\u2022 Capacidad de contribuci\u00f3n a la potencia rodante de regulaci\u00f3n primaria, secundaria y terciaria.
\n\u2022 La informaci\u00f3n comunicada por los agentes de indisponibilidades o necesidades de funcionamiento ajenas a despacho econ\u00f3mico de las instalaciones de producci\u00f3n.
\n\u2022 Limitaciones de funcionamiento autorizadas en grupos, atendiendo a un criterio econ\u00f3mico y de seguridad en un horizonte temporal anual.
\n\u2022 Cotas y vol\u00famenes almacenados en los embalses de los grupos de bombeo.
\n\u2022 Concreci\u00f3n de las horas de uso de la mezcla de combustible que eventualmente haya sido previamente autorizada por el operador del sistema en el proceso de comunicaci\u00f3n mensual de informaci\u00f3n.
\n\u2022 La informaci\u00f3n comunicada por las instalaciones de cogeneraci\u00f3n relativa a la potencia m\u00e1xima a entregar con el m\u00ednimo consumo compatible con el proceso industrial asociado y la m\u00ednima potencia a entregar compatible con el proceso asociado al funcionamiento en r\u00e9gimen normal. Esta informaci\u00f3n se comunicar\u00e1 con desglose horario.
\nEn instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B:
\n\u2022 Disponibilidad horaria.
\n\u2022 Potencia neta o potencia instalada seg\u00fan proceda de acuerdo con la normativa vigente.
\n\u2022 Los programas horarios previstos por los titulares de las unidades de producci\u00f3n para el horizonte de programaci\u00f3n.
\n\u2022 Capacidad de contribuci\u00f3n a la potencia rodante de regulaci\u00f3n primaria
\nEl proceso de despacho constar\u00e1 al menos de tres etapas:
\n1. Despacho inicial con criterio exclusivamente econ\u00f3mico: Se utilizar\u00e1 para ello un modelo de minimizaci\u00f3n de costes variables que tenga en cuenta las caracter\u00edsticas de los datos de entrada antes citados. La generaci\u00f3n prevista de las instalaciones categor\u00eda B se colocar\u00e1 a su precio instrumental definido en el Real Decreto 738\/2015.
\nAdem\u00e1s, en caso de existir equipo hidr\u00e1ulico con embalse, se incorporar\u00e1 como dato de entrada informaci\u00f3n proveniente del valor del agua en los embalses calculado en una optimizaci\u00f3n del sistema a m\u00e1s largo plazo (apartado 4.3).
\nEn el c\u00e1lculo de cobertura para esta primera etapa se cubrir\u00e1 exclusivamente la demanda comunicada por los comercializadores, los consumidores directos y las unidades de producci\u00f3n para su consumo de servicios auxiliares cuando el saldo neto sea comprador en esa hora, considerando las limitaciones autorizadas de horas de funcionamiento en grupos, as\u00ed como las limitaciones, para las instalaciones de producci\u00f3n, tanto indisponibilidades como necesidades de funcionamiento ajenas a despacho econ\u00f3mico comunicadas y, en su caso, autorizadas. Se considerar\u00e1 la previsi\u00f3n de producci\u00f3n comunicada de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de este procedimiento. Para las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B menores de 0,5 MW, fuera del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de este procedimiento, el operador del sistema utilizar\u00e1 su mejor previsi\u00f3n.
\n2. An\u00e1lisis con criterio econ\u00f3mico y de seguridad: En esta segunda etapa la generaci\u00f3n y reserva rodante de cada instalaci\u00f3n de producci\u00f3n, para cada una de las horas, es asignada como nudo \u00fanico.
\nComo reserva rodante se considerar\u00e1 el m\u00ednimo de generaci\u00f3n gestionable necesaria que proporcione la inercia, reservas de regulaci\u00f3n y garant\u00eda de cobertura suficientes para la explotaci\u00f3n de los sistemas el\u00e9ctricos en condiciones de seguridad y estabilidad.
\nSe considerar\u00e1 la mejor previsi\u00f3n de demanda horaria del sistema disponible, la mejor previsi\u00f3n disponible para la generaci\u00f3n a partir de fuentes renovables de categor\u00eda B y la mejor previsi\u00f3n posible de autoconsumo, o en su defecto, la afecci\u00f3n del autoconsumo sobre la demanda.
\nEn el c\u00e1lculo de la cobertura de la curva de demanda la generaci\u00f3n prevista en las instalaciones de categor\u00eda B se colocar\u00e1 a su precio instrumental hasta el l\u00edmite de integraci\u00f3n que permita salvaguardar las condiciones de seguridad y calidad de suministro.
\nSe utilizar\u00e1 para ello un modelo de minimizaci\u00f3n de costes variables que tenga en cuenta las caracter\u00edsticas de los datos de entrada antes citados y sin partir de los resultados de la simulaci\u00f3n de la primera etapa.
\n3. An\u00e1lisis de las posibles restricciones impuestas por la red de transporte y distribuci\u00f3n al despacho anterior, por violaci\u00f3n de los l\u00edmites impuestos en estado normal de funcionamiento a las variables de control del sistema, y ante las contingencias establecidas en el P.O. 1 de los SENP.
\nSe proceder\u00e1 a un reajuste de la generaci\u00f3n si fuera necesario, con criterios de seguridad y econom\u00eda, identificando condiciones de funcionamiento obligadas en las instalaciones de producci\u00f3n como consecuencia de las restricciones de la red de transporte, y distribuci\u00f3n en su caso, y recalculando con estas condiciones el despacho econ\u00f3mico de la cobertura del modo que mejor se asegure el cumplimiento de los l\u00edmites impuestos por los criterios de seguridad en funcionamiento normal, seg\u00fan el P.O. 1 de los SENP antes citado.
\nEn caso del Sistema El\u00e9ctrico Balear se tendr\u00e1 en consideraci\u00f3n lo especificado en el PO SENP 2.3, contemplando la conexi\u00f3n entre sistemas, siempre que esta est\u00e9 disponible, y con respeto de la carga m\u00ednima t\u00e9cnica de dicha conexi\u00f3n.
\n5.3 Informaci\u00f3n semanal a suministrar al operador del sistema.
\n5.3.1 Generaci\u00f3n:
\n5.3.1.1 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A. Antes de las 14 h de cada martes, o del d\u00eda h\u00e1bil inmediatamente anterior si aquel hubiera sido festivo, los titulares de las instalaciones de producci\u00f3n pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicaci\u00f3n que establezca el operador del sistema, la informaci\u00f3n siguiente:
\n5.3.1.1.1 Instalaciones de producci\u00f3n hidr\u00e1ulicas.
\n\u2022 Cotas y vol\u00famenes almacenados en los embalses.
\n\u2022 Caudales previstos.
\n\u2022 Restricciones a la explotaci\u00f3n de los embalses de regulaci\u00f3n.
\n\u2022 Necesidades de funcionamiento ajenas a despacho econ\u00f3mico.
\n\u2022 En cada sistema hidr\u00e1ulico:
\n\u25cb Potencia hidroel\u00e9ctrica m\u00e1xima que, con los caudales previstos, puede mantener durante 4 horas consecutivas.
\n\u25cb Potencia hidroel\u00e9ctrica m\u00e1xima que, con los caudales previstos, puede mantener durante 12 horas consecutivas.
\n\u2022 Indisponibilidades totales o parciales de las instalaciones de producci\u00f3n hidr\u00e1ulicas y de bombeo.
\n5.3.1.1.2. Instalaciones de producci\u00f3n t\u00e9rmicas. En su caso, la existencia de eventuales problemas de suministros de combustibles.
\n\u2022 Indisponibilidades totales o parciales de las instalaciones de producci\u00f3n, cualquiera que sea su causa, y variaciones en los mantenimientos que pudieran alterar el plan anual.
\n\u2022 Necesidades de funcionamiento ajenas a despacho econ\u00f3mico.
\n\u2022 Horas de uso de la mezcla de combustible que eventualmente haya sido previamente autorizada por el operador del sistema en el proceso de comunicaci\u00f3n mensual de informaci\u00f3n.
\n\u2022 En las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A de cogeneraci\u00f3n, la potencia m\u00e1xima a entregar con el m\u00ednimo consumo compatible con el proceso industrial asociado y m\u00ednima potencia a entregar con el proceso asociado al funcionamiento en r\u00e9gimen normal, todo ello para cada hora del horizonte de programaci\u00f3n.
\n5.3.1.2. Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B. Antes de las 14 h de cada martes, o del d\u00eda h\u00e1bil inmediatamente anterior si aqu\u00e9l hubiera sido festivo, los titulares de las instalaciones de producci\u00f3n pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicaci\u00f3n que establezca el operador del sistema:
\nLa informaci\u00f3n relativa a indisponibilidades totales o parciales de las instalaciones de producci\u00f3n, cualquiera que sea su causa, y variaciones en los mantenimientos que pudieran alterar el plan anual.
\nEl programa de energ\u00eda horaria previsto de producci\u00f3n, con desglose por tipo de generaci\u00f3n, durante la semana que comienza a las 0 h del s\u00e1bado inmediato y acaba a las 24 h del viernes siguiente. Dicha comunicaci\u00f3n se efectuar\u00e1 por los medios y en la forma que especifique el operador del sistema.
\n5.3.2 Demanda.
\n5.3.2.1 Comercializadores, consumidores directos y los generadores para su consumo de servicios auxiliares cuando el saldo neto sea comprador, deber\u00e1n comunicar al operador del sistema antes de las 14 h de cada martes, o del d\u00eda h\u00e1bil inmediatamente anterior si aquel fuera festivo, por los medios y formas que especifique el operador del sistema, sus previsiones de demandas horarias estimadas por sistema, en barras de central, para la semana comprendida entre las 0 h del s\u00e1bado inmediato y las 24 h del siguiente viernes.
\n5.3.3 Red de distribuci\u00f3n: En el caso de restricciones con origen en la red de distribuci\u00f3n estas ser\u00e1n comunicadas de forma fehaciente por el gestor de distribuci\u00f3n al operador del sistema indicado el riesgo existente en la red de distribuci\u00f3n objeto de su gesti\u00f3n, los d\u00edas y periodos de programaci\u00f3n afectados, las medidas a tomar, y los programas de producci\u00f3n, en el caso de que as\u00ed sean necesarios. En esta comunicaci\u00f3n el gestor de la red de distribuci\u00f3n deber\u00e1 justificar detalladamente dichos requerimientos, el riesgo existente en la red de distribuci\u00f3n y la imposibilidad de adoptar otras medidas alternativas (medidas topol\u00f3gicas u otras) que pudieran evitar, o al menos reducir, la introducci\u00f3n de restricciones en el programa semanal.
\nAntes de las 15 h de cada jueves el operador del sistema comunicar\u00e1 a las empresas generadoras y distribuidoras la programaci\u00f3n completa, que incluir\u00e1 los puntos 1, 2 y 3 del apartado 5.1, por el procedimiento que especifique el operador del sistema. Si el jueves fuera festivo la programaci\u00f3n se adelantar\u00e1 al mi\u00e9rcoles anterior o, en su caso, podr\u00e1 acordarse el d\u00eda m\u00e1s conveniente.
\n6. Programaci\u00f3n diaria. Trata de adaptar los programas provenientes del horizonte semanal antes descritos, a la situaci\u00f3n conocida de los sistemas, tanto en cuanto se refiere a la generaci\u00f3n como al estado de la red, el d\u00eda anterior al primero objeto de esta programaci\u00f3n.
\nEn consecuencia, su objeto es la obtenci\u00f3n, en el d\u00eda D, de un programa con un contenido semejante al programa semanal antes descrito y con los mismos requisitos en cuanto a cumplimiento de criterios de calidad y seguridad y minimizaci\u00f3n de costes variables, que contemple, al menos, el d\u00eda D+1.
\n6.1 Plan de cobertura y programa diario.
\nAntes de las 14 h de cada d\u00eda D, o antes de la hora l\u00edmite establecida para la publicaci\u00f3n del Programa Diario Viable Provisional (PDVP) en el sistema el\u00e9ctrico peninsular (SEP), en aquellos sistemas conectados el\u00e9ctricamente con el SEP, el operador del sistema elaborar\u00e1 la cobertura de la demanda prevista para, al menos, el d\u00eda D+1.
\n6.2 M\u00e9todo utilizado para la elaboraci\u00f3n del programa diario. El despacho econ\u00f3mico, los par\u00e1metros utilizados, y el proceso de c\u00e1lculo, seguir\u00e1n las mismas pautas que en la cobertura semanal (apartado 5.2), para el \u00e1mbito temporal del per\u00edodo D+1.
\n6.3 Informaci\u00f3n diaria a suministrar al operador del sistema.
\n6.3.1 Generaci\u00f3n.
\n6.3.1.1 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A. Antes de las 10.00 h del d\u00eda D, las empresas de producci\u00f3n pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicaci\u00f3n que especifique el operador del sistema, la informaci\u00f3n siguiente:
\nActualizaci\u00f3n, por variaciones, de la informaci\u00f3n requerida para la programaci\u00f3n semanal (apartado 5.3.1), en el horizonte D+1 a final del siguiente viernes. Se confirmar\u00e1, en su caso, el uso de la mezcla de combustible que eventualmente haya sido previamente autorizada por el operador del sistema en el proceso de comunicaci\u00f3n mensual de informaci\u00f3n y comunicada en la programaci\u00f3n semanal. No se autorizar\u00e1n mezclas que previamente no hayan sido comunicadas en el \u00e1mbito de la programaci\u00f3n semanal, a\u00fan cuando hubieran sido autorizadas en el proceso mensual de comunicaci\u00f3n de informaci\u00f3n.
\n6.3.1.2. Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B. Antes de las 8.30 h del d\u00eda D, las empresas de producci\u00f3n pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicaci\u00f3n que especifique el operador del sistema, la informaci\u00f3n relativa a la actualizaci\u00f3n, por variaciones, de la informaci\u00f3n requerida para la programaci\u00f3n semanal (apartado 5.3.1), en el horizonte D+1 a final del siguiente viernes.
\n6.3.2 Demanda. Comercializadores, consumidores directos y los generadores para consumo de servicios auxiliares cuando el saldo neto sea comprador, deber\u00e1n comunicar al operador del sistema antes de las 8.30 h del d\u00eda D, por los medios y formas que especifique el operador del sistema, sus demandas horarias estimadas por sistema, en barras de central, para el per\u00edodo horario que media entre las 0 h del D+1 y las 24 h del viernes inmediato.
\n6.3.3 Red de distribuci\u00f3n. En el caso de restricciones con origen en la red de distribuci\u00f3n estas ser\u00e1n comunicadas de forma fehaciente por el gestor de distribuci\u00f3n al operador del sistema indicado el riesgo existente en la red de distribuci\u00f3n objeto de su gesti\u00f3n, los periodos de programaci\u00f3n afectados, las medidas a tomar, y los programas de producci\u00f3n, en el caso de que as\u00ed sean necesarios. En esta comunicaci\u00f3n el gestor de la red de distribuci\u00f3n deber\u00e1 justificar detalladamente dichos requerimientos, el riesgo existente en la red de distribuci\u00f3n y la imposibilidad de adoptar otras medidas alternativas (medidas topol\u00f3gicas u otras) que pudieran evitar, o al menos reducir, la introducci\u00f3n de restricciones en el programa diario.
\nTodos los d\u00edas antes de las 14 h, o antes de la hora l\u00edmite establecida para la publicaci\u00f3n del Programa Diario Viable Provisional (PDVP) en el sistema el\u00e9ctrico peninsular (SEP), en aquellos sistemas conectados el\u00e9ctricamente con el SEP, el operador del sistema comunicar\u00e1 a las empresas generadoras y distribuidoras la programaci\u00f3n diaria completa, por el procedimiento que especifique el operador del sistema.
\n7. Programaci\u00f3n intradiaria. Para desv\u00edos de generaci\u00f3n-consumo de duraci\u00f3n prevista superior a dos horas el Operador del Sistema realizar\u00e1 una programaci\u00f3n intradiaria que abarcar\u00e1 hasta las 24 horas del d\u00eda en curso, en el caso de ser publicada antes de las 21 horas, y hasta las 24 horas del d\u00eda siguiente, en el caso de ser publicada a partir de las 21 horas. El nuevo programa ser\u00e1 comunicado a los sujetos afectados con una antelaci\u00f3n superior a una hora y tendr\u00e1 en cuenta la informaci\u00f3n que haya sido comunicada al operador de sistema al menos dos horas antes de la comunicaci\u00f3n del programa.
\n7.1 Programa intradiario. Una hora antes del inicio del horizonte intradiario, el operador del sistema publicar\u00e1 la cobertura de la demanda prevista para el horizonte intradiario.
\n7.2 Informaci\u00f3n intradiaria a suministrar al operador del sistema. El operador del sistema solicitar\u00e1 90 minutos antes de la publicaci\u00f3n del programa intradiario la siguiente informaci\u00f3n y realizar\u00e1 dicho programa con la informaci\u00f3n recibida al menos una hora antes de la publicaci\u00f3n del programa.
\nEn caso de no recibir informaci\u00f3n en el plazo establecido se considerar\u00e1 vigente la informaci\u00f3n comunicada para la realizaci\u00f3n del programa diario. En el caso de que los cambios contenidos en la informaci\u00f3n recibida no tengan la entidad suficiente el operador del sistema podr\u00e1 cancelar el proceso de publicaci\u00f3n del programa intradiario.
\n7.2.1 Generaci\u00f3n.
\n7.2.1.1 Instalaciones de producci\u00f3n dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de este procedimiento pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicaci\u00f3n que especifique el operador del sistema, las actualizaciones de la informaci\u00f3n requerida en la programaci\u00f3n diaria.
\n7.2.1.2 Las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de este procedimiento deber\u00e1n comunicar al operador del sistema la mejor previsi\u00f3n de producci\u00f3n de energ\u00eda horaria, con desglose por tipo de generaci\u00f3n, en el horizonte de programaci\u00f3n intradiaria. Dicha comunicaci\u00f3n se efectuar\u00e1 por los medios y en la forma que especifique el operador del sistema.
\n8. Altas en el despacho econ\u00f3mico.
\n8.1 Altas de nuevas instalaciones de producci\u00f3n.
\n8.1.1 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A. Los requisitos necesarios para la incorporaci\u00f3n al despacho econ\u00f3mico de un nuevo agente o instalaci\u00f3n de producci\u00f3n de categor\u00eda A son los siguientes:
\n\u2022 Informar al operador del sistema de la autorizaci\u00f3n correspondiente otorgada por la Comunidad Aut\u00f3noma o Ciudad Aut\u00f3noma respectiva, as\u00ed como presentar la correspondiente inscripci\u00f3n provisional en el Registro Administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica del Ministerio competente, tal y como se especifica en los art\u00edculos 9 y 10 del Real Decreto 738\/2015.
\n\u2022 Obtenci\u00f3n del certificado del operador del sistema de adecuaci\u00f3n t\u00e9cnica para la incorporaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A en el despacho de generaci\u00f3n lo que supone:
\n\u25cb En caso de que la instalaci\u00f3n se conecte en la red de transporte, cumplir los requisitos t\u00e9cnicos de acceso impuestos por el operador del sistema tal y como se especifica en el Procedimiento de operaci\u00f3n 12.1 de los SENP
\n\u25cb Comunicar al operador del sistema los par\u00e1metros t\u00e9cnicos y econ\u00f3micos requeridos para el despacho de cobertura, que est\u00e9n validados y aprobados por Resoluci\u00f3n de la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas en la que se establezcan los par\u00e1metros t\u00e9cnicos con incidencia en la retribuci\u00f3n econ\u00f3mica de la nueva instalaci\u00f3n de producci\u00f3n tal y como se especifica en los art\u00edculos 11 y 12 del Real Decreto 738\/2015
\n\u25cb Realizar sin fallo las pruebas de comunicaci\u00f3n con el sistema de informaci\u00f3n y de medidas del operador del sistema, seg\u00fan las especificaciones de intercambio de informaci\u00f3n establecidas por el operador del sistema.
\n\u25cb Comunicar al operador del sistema la informaci\u00f3n especificada en el procedimiento de operaci\u00f3n 9 de los SENP, correspondiente a las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A.
\n\u25cb Cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento Unificado de Puntos de Medida y dem\u00e1s normativa aplicable.
\nUna vez transcurridos tres d\u00edas h\u00e1biles desde el cumplimiento de los condicionantes anteriores, el nuevo participante quedar\u00e1 incorporado al despacho econ\u00f3mico en la siguiente programaci\u00f3n semanal.
\n8.1.2 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B. Los requisitos necesarios para la incorporaci\u00f3n al despacho econ\u00f3mico de un nuevo agente o instalaci\u00f3n de producci\u00f3n de categor\u00eda B son los siguientes:
\n\u2022 Presentar al operador del sistema el certificado del Ministerio competente donde conste la inscripci\u00f3n provisional de la instalaci\u00f3n en el Registro Administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica (secci\u00f3n segunda)
\n\u2022 Obtenci\u00f3n del certificado del operador del sistema de adecuaci\u00f3n t\u00e9cnica para la incorporaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B en el despacho de generaci\u00f3n lo que supone:
\n\u25cb Comunicar al operador del sistema la informaci\u00f3n especificada en el procedimiento de operaci\u00f3n 9 de los SENP, correspondiente a las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B.
\n\u25cb En caso de que la instalaci\u00f3n se conecte a la red de transporte, cumplir los requisitos t\u00e9cnicos de acceso y conexi\u00f3n impuestos por el operador del sistema tal y como se especifica en el procedimiento de operaci\u00f3n 12.1 de los SENP.
\n\u25cb Cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento Unificado de Puntos de Medida y dem\u00e1s normativa aplicable.
\n\u25cb Todas las instalaciones de generaci\u00f3n renovable, cogeneraci\u00f3n y residuos, con potencia superior a 0,5 MW, o inferior a 0,5 MW pero que formen parte de una agrupaci\u00f3n de instalaciones cuya suma de potencias sea mayor de 0,5 MW y aquellas instalaciones que establezca la Comunidad Aut\u00f3noma correspondiente, deber\u00e1n estar adscritas a un centro de control de instalaciones de producci\u00f3n, que actuar\u00e1 como interlocutor con el operador del sistema, remiti\u00e9ndole la informaci\u00f3n en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema el\u00e9ctrico.
\n\u25cb Realizar, sin fallo, las pruebas de comunicaci\u00f3n con el sistema de informaci\u00f3n y de medidas del operador del sistema, seg\u00fan las especificaciones de intercambio de informaci\u00f3n establecidas por el operador del sistema.
\nUna vez transcurridos tres d\u00edas h\u00e1biles desde el cumplimiento de los condicionantes anteriores, el nuevo participante quedar\u00e1 incorporado al despacho econ\u00f3mico en la siguiente programaci\u00f3n semanal.
\n8.2 Altas de nuevos compradores. Los requisitos necesarios para la incorporaci\u00f3n al despacho econ\u00f3mico de un nuevo agente comprador son los siguientes:
\n8.2.1 Comercializadores. Realizar sin fallo las pruebas de comunicaci\u00f3n con el sistema de informaci\u00f3n y de medidas del operador del sistema, seg\u00fan las especificaciones de intercambio de informaci\u00f3n establecido por el operador del sistema, si procede.
\n8.2.2 Consumidores directos. Realizar sin fallo las pruebas de comunicaci\u00f3n con el sistema de informaci\u00f3n y de medidas del operador del sistema, seg\u00fan las especificaciones de intercambio de informaci\u00f3n establecidas por el operador del sistema, si procede.
\nUna vez transcurridos tres d\u00edas h\u00e1biles desde el cumplimiento de los condicionantes anteriores, el nuevo participante quedar\u00e1 incorporado al despacho econ\u00f3mico en la siguiente programaci\u00f3n semanal
\nP.O. SENP 3.1 Programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n en tiempo real
\n1. Objeto. El objeto de este procedimiento es establecer el proceso para la resoluci\u00f3n de los desv\u00edos en tiempo real entre generaci\u00f3n y consumo, as\u00ed como la resoluci\u00f3n de las restricciones t\u00e9cnicas que puedan aparecer en los sistemas el\u00e9ctricos no peninsulares (SENP).
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este Procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los siguientes sujetos:
\na) Operador del sistema.
\nb) Transportista \u00fanico y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
\nc) Los titulares de instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A, y de categor\u00eda B mayores de 0,5 MW de acuerdo con la definici\u00f3n del art. 7.c del Real Decreto 413\/2014.
\nd) Distribuidores y gestores de distribuci\u00f3n
\ne) Consumidores directos.
\nf) Consumidores conectados a la Red de Transporte.
\ng) Comercializadores.
\nh) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producci\u00f3n anteriormente mencionadas.
\ni) Los representantes de las instalaciones de producci\u00f3n, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participaci\u00f3n en el despacho de producci\u00f3n y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre.
\n3. Resoluci\u00f3n de los desv\u00edos generaci\u00f3n-consumo.
\n3.1 Definici\u00f3n del proceso. El operador del sistema identificar\u00e1 y resolver\u00e1 los desv\u00edos que puedan existir entre la generaci\u00f3n y el consumo programados y los que realmente se produzcan para garantizar la cobertura de la demanda de cada sistema de cada SENP.
\nLos titulares de las instalaciones de producci\u00f3n deber\u00e1n comunicar al operador del sistema, tan pronto como sea posible, todas las indisponibilidades o necesidades de programas ajenos a despacho econ\u00f3mico que se presenten en instalaciones de producci\u00f3n, explicitando su duraci\u00f3n prevista. La identificaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n se realizar\u00e1 de acuerdo a lo establecido en el P.O. 2.5 SENP. Estas comunicaciones se realizar\u00e1n mediante fichero de intercambio de informaci\u00f3n con las aplicaciones del operador del sistema, para permitir el tratamiento inform\u00e1tico de las mismas.
\nAsimismo, los comercializadores deber\u00e1n comunicar al operador del sistema todas las variaciones que prevean en su demanda respecto de la programada para todo el periodo de programaci\u00f3n.
\nEl operador del sistema efectuar\u00e1 previsiones de la demanda, de producci\u00f3n de las instalaciones categor\u00eda B, y de las instalaciones de producci\u00f3n de autoconsumo que ser\u00e1n utilizadas para efectuar la programaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n categor\u00eda A y que, junto con la informaci\u00f3n comunicada de indisponibilidades y necesidades de programas ajenos a despacho por los titulares de las instalaciones de producci\u00f3n, dar\u00e1 lugar a la estimaci\u00f3n de los desv\u00edos previstos hasta el final del periodo de programaci\u00f3n.
\n3.2 Programaci\u00f3n de reserva terciaria. Para desv\u00edos de generaci\u00f3n-consumo de duraci\u00f3n prevista inferior a dos horas o sobrevenidas en tiempo real, el operador del sistema har\u00e1 uso de la reserva terciaria disponible con el criterio de m\u00ednimo coste y siempre que no se generen restricciones de red. La programaci\u00f3n de reserva terciaria podr\u00e1 realizarse para el siguiente periodo horario completo, o programaci\u00f3n intrahoraria.
\n4. Proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en tiempo real.
\n4.1 Definici\u00f3n de restricci\u00f3n t\u00e9cnica. Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situaci\u00f3n del sistema producci\u00f3n-transporte y en su caso distribuci\u00f3n, que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a trav\u00e9s de los correspondientes procedimientos de operaci\u00f3n, requiera, a criterio t\u00e9cnico del OS, la modificaci\u00f3n de los programas de energ\u00eda.
\nEn particular pueden identificarse restricciones debidas a:
\na) Incumplimiento de las condiciones de seguridad en r\u00e9gimen permanente y\/o tras contingencia, definidas en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico.
\nb) Insuficiente reserva de regulaci\u00f3n secundaria y\/o terciaria.
\nc) Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensi\u00f3n en la Red de Transporte.
\n4.2 Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas. Para la resoluci\u00f3n de una restricci\u00f3n t\u00e9cnica que exija la modificaci\u00f3n de los programas de una o varias instalaciones de producci\u00f3n, el operador del sistema adoptar\u00e1 de entre las soluciones que resuelven la restricci\u00f3n aquella que represente el m\u00ednimo sobrecoste.
\n5. Comunicaci\u00f3n entre el operador del sistema y los agentes. Los agentes comunicar\u00e1n al operador del sistema, tan pronto como sea posible, cualquier incidencia que pueda afectar a la programaci\u00f3n de la cobertura en particular y a la operaci\u00f3n del sistema en general.
\nEl operador del sistema comunicar\u00e1 a los productores afectados las asignaciones de reserva terciaria realizadas quince minutos antes del cambio de hora.
\nAsimismo, para las asignaciones de reserva terciaria que no comprendan periodos horarios completos, el operador del sistema transmitir\u00e1 a los agentes a la mayor brevedad posible las instrucciones que se requieran para la programaci\u00f3n de la cobertura y la resoluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas.
\nEl intercambio de informaci\u00f3n se realizar\u00e1 mediante un sistema de telecomunicaciones redundante que posibilite el tratamiento inform\u00e1tico de la misma.
\n6. Mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n. En el caso en que, por razones de urgencia o por indisponibilidad de los sistemas inform\u00e1ticos u otra causa justificada, no sea posible resolver un desv\u00edo o una restricci\u00f3n t\u00e9cnica mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, el operador del sistema podr\u00e1 adoptar las decisiones de operaci\u00f3n que resulten necesarias para garantizar el suministro y su prestaci\u00f3n en condiciones de seguridad al menor coste posible. Tales decisiones deber\u00e1n ser comunicadas a la Administraci\u00f3n competente, a los agentes afectados y a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y de la Competencia en el plazo de un mes, debiendo hacerse en dicha comunicaci\u00f3n referencia expresa tanto a las causas que originaron la situaci\u00f3n excepcional, como a las razones y prioridades tenidas en cuenta para la adopci\u00f3n de la concreta decisi\u00f3n.
\nP.O. SENP 3.7 Programaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda b
\n1. Objeto. Este procedimiento describe los flujos de informaci\u00f3n y los procesos necesarios para la programaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B que utilicen fuentes de energ\u00eda renovables, con el fin de garantizar la operaci\u00f3n segura de los Sistemas El\u00e9ctricos No Peninsulares (SENP).
\nToda la generaci\u00f3n de los Sistemas El\u00e9ctricos No Peninsulares, incluida aquella objeto de este procedimiento, est\u00e1 sujeta, de forma general, a lo dispuesto en los Procedimientos de Operaci\u00f3n SENP y en particular en el PO-SENP 3.1 \u00abProgramaci\u00f3n de la Generaci\u00f3n en Tiempo Real\u00bb.
\nDado el car\u00e1cter no gestionable de las fuentes primarias de energ\u00eda de algunas instalaciones de producci\u00f3n, estas deben tratar de transformar en energ\u00eda el\u00e9ctrica toda la energ\u00eda primaria que reciben, evitando vertidos de energ\u00eda primaria. El objeto de este procedimiento ha de ser, en consecuencia, establecer las medidas de operaci\u00f3n de los Sistemas en su conjunto y de estas instalaciones de producci\u00f3n en particular, que permitan la m\u00e1xima integraci\u00f3n posible de la potencia y energ\u00eda compatible con la operaci\u00f3n segura y estable de los Sistemas.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los siguientes sujetos:
\na) Operador del Sistema (OS).
\nb) Transportista \u00fanico y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
\nc) Los titulares de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B mayores de 0,5 MW de acuerdo con la definici\u00f3n del art\u00edculo 7.c) del Real Decreto 413\/2014.
\nd) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producci\u00f3n anteriormente mencionadas.
\ne) Distribuidores y gestores de distribuci\u00f3n.
\nf) Los representantes de las instalaciones de producci\u00f3n a los efectos de su participaci\u00f3n en el despacho de producci\u00f3n y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre.
\n3. Definiciones. Las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A e instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B son aquellas definidas en el art\u00edculo 2 del Real Decreto 738\/2015 de 31 de julio.
\n4. Informaci\u00f3n a suministrar al operador del sistema. Adem\u00e1s de lo dispuesto en el PO-SENP 9 \u00abInformaci\u00f3n a Intercambiar con el Operador del Sistema\u00bb, los Centros de Control a los que es de aplicaci\u00f3n el presente procedimiento, enviar\u00e1n al Operador del Sistema, dentro de los diez primeros d\u00edas naturales de cada mes, una actualizaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de este procedimiento a ellos adscritas. La informaci\u00f3n se remitir\u00e1 conforme a los formularios que al efecto disponga el Operador del Sistema e incluir\u00e1, al menos, la siguiente informaci\u00f3n para cada unidad de producci\u00f3n:
\na) C\u00f3digo de identificaci\u00f3n en el registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica del Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica.
\nb) C\u00f3digo de Instalaci\u00f3n a efectos de Liquidaci\u00f3n (CIL) de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n o de cada una de las unidades que componen la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n,
\nc) Subgrupo normativo del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014, o normativa que lo sustituya, de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n.
\nd) Nombre de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n.
\ne) Propietario.
\nf) Isla o Ciudad Aut\u00f3noma en la cual se encuentra instalada la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n.
\ng) N\u00famero y tecnolog\u00eda de las instalaciones generadoras que integran cada instalaci\u00f3n de producci\u00f3n, as\u00ed como, en su caso, equipo asociado.
\nh) Potencia m\u00e1xima de las instalaciones de producci\u00f3n de Categor\u00eda B.
\ni) Nudo de la Red de Transporte sobre el que vierte su generaci\u00f3n.
\nj) Mecanismos disponibles de control de la potencia y energ\u00eda, as\u00ed como caracter\u00edsticas de dichos sistemas de control asociados a la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n.
\nk) Cualquier informaci\u00f3n que el Centro de Control considere relevante para la mejor programaci\u00f3n de estas instalaciones de producci\u00f3n.
\nl) Protecciones y ajustes de la Instalaci\u00f3n de Producci\u00f3n.
\n5. Programaci\u00f3n de las modificaciones de producci\u00f3n. El Operador del Sistema, como resultado del an\u00e1lisis y supervisi\u00f3n que realiza de la seguridad de los SENP en distintos horizontes temporales, puede detectar diferentes condiciones que supongan un riesgo cierto para la calidad y continuidad del suministro. En el \u00e1mbito de las restricciones t\u00e9cnicas descritas en el presente procedimiento y solo en aquellos casos en los que no existan otros medios para evitar dicho riesgo, actuando en tiempo real o con la antelaci\u00f3n suficiente, bien porque ya se haya actuado sobre las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A o bien porque el problema a resolver solo sea resoluble con la actuaci\u00f3n sobre las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B, el Operador del Sistema dar\u00e1 las instrucciones oportunas de modificaci\u00f3n de producci\u00f3n a las instalaciones objeto de este procedimiento por medio de los respectivos Centros de Control. En ese caso, el Operador del Sistema identificar\u00e1 las producciones m\u00e1ximas admisibles por nudo de la Red de Transporte y para cada tecnolog\u00eda de producci\u00f3n en los casos en que esta sea relevante.
\nDe forma rutinaria, el Gestor de la Red de Transporte comunicar\u00e1 a los Gestores de las Redes de Distribuci\u00f3n correspondientes las instalaciones de producci\u00f3n conectadas a la red de distribuci\u00f3n que est\u00e1n conectadas a cada Centro de Control, as\u00ed como los cambios que se produzcan en dicha adscripci\u00f3n.
\nEn los casos de restricciones en instalaciones que vierten su energ\u00eda a la red de distribuci\u00f3n, el operador del sistema comunicar\u00e1 al gestor de esta red, las instrucciones dadas al Centro de Control correspondiente.
\nEn los Centros de Control se deber\u00e1 disponer de registros de las consignas de reducci\u00f3n dadas por el operador del sistema y por el propio centro de control, as\u00ed como la ejecuci\u00f3n real de los recortes y reducciones de producci\u00f3n, para que puedan ser utilizados en la resoluci\u00f3n de posibles conflictos.
\n5.1 Modificaci\u00f3n de producci\u00f3n. El Operador del Sistema informar\u00e1 a los Centros de Control afectados, de la m\u00e1xima producci\u00f3n que cada una de las instalaciones bajo su control puede verter, de forma que no se supere la m\u00e1xima producci\u00f3n admisible en cada uno de los nudos de la Red de Transporte, siendo esta \u00faltima la variable de control b\u00e1sica de la generaci\u00f3n. El reparto de dicha producci\u00f3n m\u00e1xima por nudo se realizar\u00e1 de forma proporcional a la potencia programada o en producci\u00f3n, seg\u00fan sea el \u00e1mbito temporal en que tenga lugar la modificaci\u00f3n propuesta, gestionada por cada uno de los Despachos en cada uno de los nudos. Dicha producci\u00f3n debe ser alcanzada en un plazo m\u00e1ximo, una vez recibida la instrucci\u00f3n de modificaci\u00f3n, de cinco minutos para las instalaciones puestas en funcionamiento o sobre las que se realice una modificaci\u00f3n sustancial con posterioridad a la entrada en vigor del presente Procedimiento de Operaci\u00f3n, o bien quince minutos para aquellas instalaciones existentes en dicha fecha de entrada en vigor y sobre las que no se realice modificaci\u00f3n sustancial posteriormente.
\nAlternativamente a la metodolog\u00eda descrita, cada Centro de Control podr\u00e1 realizar otro reparto interno de la generaci\u00f3n, siempre que se respete la limitaci\u00f3n en cada uno de los nudos de la Red de Transporte, de acuerdo con lo establecido en el punto 6 de este Procedimiento de Operaci\u00f3n. En cualquier caso, el Operador del Sistema suministrar\u00e1, a cada Centro de Control, la informaci\u00f3n relativa a la producci\u00f3n de cada instalaci\u00f3n bajo su responsabilidad que se ha considerado para llegar a la producci\u00f3n por nudo. Dicha producci\u00f3n por instalaci\u00f3n se calcular\u00e1 sobre la premisa del reparto proporcional a la potencia programada o en producci\u00f3n.
\nEn el caso de que un Centro de Control realice un reparto interno diferente al enviado por el Operador del Sistema tras recibir una instrucci\u00f3n de reducci\u00f3n, el Operador del Sistema deber\u00e1 recibir de dicho Centro de Control, antes de la 1.00 horas del d\u00eda siguiente, la potencia asignada a cada instalaci\u00f3n de producci\u00f3n en cada periodo horario para que pueda ser tenida en consideraci\u00f3n, siempre que dicho reparto cumpla con las condiciones establecidas. En otro caso el Operador del Sistema considerar\u00e1 que el reparto realizado se corresponde con el por \u00e9l enviado. El formato y las condiciones de dicho env\u00edo ser\u00e1n determinados por el Operador del Sistema.
\nSi las condiciones de operaci\u00f3n permiten levantar parcialmente la limitaci\u00f3n, el orden de levantamiento de dicha limitaci\u00f3n ser\u00e1 el inverso al empleado para establecer la limitaci\u00f3n.
\n5.2 Tipos de reducci\u00f3n de la producci\u00f3n. Dependiendo del problema identificado por el Operador del Sistema se pueden distinguir los siguientes casos:
\n5.2.1 Congesti\u00f3n en la evacuaci\u00f3n de generaci\u00f3n. Se entiende por congesti\u00f3n la aparici\u00f3n de sobrecargas inadmisibles, de acuerdo con los criterios de seguridad establecidos en el PO-SENP 1 \u00abFuncionamiento de los Sistemas El\u00e9ctricos No Peninsulares\u00bb, en elementos de la Red de Transporte, debido a un exceso de producci\u00f3n en una zona respecto a la capacidad de evacuaci\u00f3n de la misma, as\u00ed como la imposibilidad parcial o total de evacuaci\u00f3n por indisponibilidad de las instalaciones que permiten dicha evacuaci\u00f3n. La modificaci\u00f3n de la producci\u00f3n para la soluci\u00f3n de dicha congesti\u00f3n se realizar\u00e1 seg\u00fan lo establecido en el PO-SENP 3.1 \u00abProgramaci\u00f3n de la Generaci\u00f3n en Tiempo Real\u00bb sin ninguna consideraci\u00f3n adicional.
\nSi se produjeran casos de frecuente reducci\u00f3n de la producci\u00f3n de un nudo de la red de transporte por congesti\u00f3n en la evacuaci\u00f3n, determinados por un n\u00famero superior a 3 veces en un mes o 10 veces en el conjunto de un a\u00f1o, el operador del sistema debe presentar en el plazo m\u00e1ximo de 6 meses, ante el organismo competente en materia de energ\u00eda, la soluci\u00f3n de la planificaci\u00f3n que resuelva la restricci\u00f3n correspondiente.
\nCuando el gestor de la red de distribuci\u00f3n de una zona detecte en el proceso de programaci\u00f3n o bien en tiempo real un problema de congesti\u00f3n en la red bajo su responsabilidad, que no sea posible resolver por un medio diferente a la modificaci\u00f3n de la producci\u00f3n de instalaciones objeto de este procedimiento, lo comunicar\u00e1 al Operador del Sistema, dejando constancia escrita mediante fax o correo electr\u00f3nico del incumplimiento de las condiciones de seguridad detectadas y las causas a que es debido, as\u00ed como la potencia m\u00e1xima de cada una de las instalaciones de producci\u00f3n afectadas por la modificaci\u00f3n. El Operador del Sistema proceder\u00e1 a ordenar la reducci\u00f3n a los Centros de Control, pudiendo, bajo petici\u00f3n, distribuir la solicitud realizada por el Distribuidor a los Centros de Control afectados.
\n5.2.2 Estabilidad. Los problemas de estabilidad ir\u00e1n asociados a la m\u00e1xima p\u00e9rdida de generaci\u00f3n instant\u00e1nea que el sistema puede soportar debido a un hueco de tensi\u00f3n, producido como consecuencia de una falta en una instalaci\u00f3n de la Red de Transporte, que sea despejada en un tiempo igual o inferior a 100 ms. En las circunstancias que el sistema lo requiera, de acuerdo con la normativa vigente, el Operador del Sistema podr\u00e1 postular tiempos de despeje de 250 ms.
\nEl Operador del Sistema evaluar\u00e1, con antelaci\u00f3n suficiente y en tiempo real, con desagregaci\u00f3n por nudo de la Red de Transporte, la m\u00e1xima potencia de generaci\u00f3n de origen renovable no gestionable que se puede integrar en el sistema sin comprometer su seguridad, atendiendo a p\u00e9rdidas instant\u00e1neas de generaci\u00f3n provocadas por huecos de tensi\u00f3n. Para ello tendr\u00e1 en cuenta la tecnolog\u00eda de cada una de las instalaciones de producci\u00f3n, as\u00ed como el comportamiento contrastado en incidentes anteriores, considerando los requisitos t\u00e9cnicos vigentes en materia de huecos de tensi\u00f3n, con objeto de minimizar la modificaci\u00f3n de generaci\u00f3n necesaria, reduci\u00e9ndose en primer lugar las producciones de las instalaciones m\u00e1s sensibles a dichos huecos de tensi\u00f3n.
\n5.2.3 Potencia de cortocircuito. Cuando el Operador del Sistema detecte en nudos de la Red de Transporte valores de potencia de cortocircuito que pongan en riesgo la calidad del suministro, de acuerdo con la normativa vigente, el Operador de Sistema identificar\u00e1 la m\u00e1xima producci\u00f3n admisible bajo criterios de seguridad. Para ello tendr\u00e1 en cuenta la tecnolog\u00eda de cada una de las instalaciones de producci\u00f3n con objeto de minimizar la modificaci\u00f3n de generaci\u00f3n necesaria.
\n5.2.4 Viabilidad de los balances de potencia. En la programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n el Operador del Sistema debe asegurar la viabilidad de los balances de potencia activa y reactiva, teniendo en cuenta las circunstancias singulares de operaci\u00f3n y los l\u00edmites t\u00e9cnicos de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A que sean imprescindibles para cubrir la demanda en per\u00edodos horarios pr\u00f3ximos al per\u00edodo afectado, de lo que podr\u00e1n resultar restricciones t\u00e9cnicas sobre las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B. En este caso, asociado a horizontes diarios de programaci\u00f3n, el \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n ser\u00e1 generalmente el del conjunto del Sistema, teniendo relevancia la tecnolog\u00eda de las instalaciones de generaci\u00f3n.
\nEn aquellas situaciones de demanda de energ\u00eda el\u00e9ctrica que lo requieran, y una vez agotados los mecanismos normales para programar la cobertura y sus reservas correspondientes y para garantizar niveles de tensi\u00f3n adecuados en los nudos de la red de transporte, el Operador del Sistema solicitar\u00e1 el control de la producci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B con objeto de garantizar la existencia de los servicios complementarios suficientes (regulaci\u00f3n de frecuencia y tensi\u00f3n), en funci\u00f3n del aporte de cada tecnolog\u00eda a dichos servicios complementarios.
\nEl Operador del Sistema establecer\u00e1 las modificaciones precisas para cada instalaci\u00f3n de producci\u00f3n.
\n5.2.5 Excedentes de generaci\u00f3n no integrables en el Sistema. En determinadas circunstancias, en las que se presente una demanda inferior a la prevista y\/o una producci\u00f3n de las instalaciones objeto de este procedimiento superior a las previsiones realizadas anteriormente, el Operador del Sistema podr\u00e1 precisar reducir la producci\u00f3n de la generaci\u00f3n objeto del presente procedimiento.
\nPara ello se tendr\u00e1 en cuenta la tecnolog\u00eda de cada una de las instalaciones de producci\u00f3n, con objeto de minimizar la modificaci\u00f3n de generaci\u00f3n necesaria.
\n6. Mecanismos de gesti\u00f3n de potencia de los generadores en los centros de control. De forma general, el reparto interno que realice cada Centro de Control, siempre respetando la limitaci\u00f3n en cada uno de los nudos de la Red de Transporte comunicada por el Operador del Sistema, ser\u00e1 igualmente proporcional a la potencia programada o en producci\u00f3n, seg\u00fan sea el \u00e1mbito temporal en que tenga lugar la modificaci\u00f3n propuesta.
\nAlternativamente a este criterio general de gesti\u00f3n de potencia, y siempre que se asegure un efecto equivalente o m\u00e1s favorable en la resoluci\u00f3n de la restricci\u00f3n t\u00e9cnica de que se trate, sobre las redes de transporte y distribuci\u00f3n y el sistema en su conjunto, la asignaci\u00f3n a las distintas instalaciones de producci\u00f3n podr\u00e1 ser realizada por los Centros de Control sobre las instalaciones a ellos adscritas.
\nSobre el \u00e1mbito y magnitud de actuaci\u00f3n establecidos por el Operador del Sistema, los Centros de Control podr\u00e1n instrumentar mecanismos en los que se sustituya una actuaci\u00f3n sobre un conjunto de instalaciones de producci\u00f3n afectadas, por otra actuaci\u00f3n sobre un subconjunto de dichas instalaciones que, con una consecuencia igual o m\u00e1s favorable para el sistema, pueda resultar m\u00e1s eficiente para los generadores y, prioritariamente, m\u00e1s segura para el sistema.
\nA tal efecto, para cada uno de los \u00e1mbitos de restricci\u00f3n previstos, los Centros de Control deber\u00e1n proponer al Operador del Sistema los mecanismos alternativos a aplicar justificando y documentando su consistencia y contribuci\u00f3n a la seguridad y eficiencia anteriormente rese\u00f1adas. A este respecto, se identificar\u00e1n las instalaciones asociadas a dichos \u00e1mbitos de restricci\u00f3n y, dentro de los mismos, aquellas sobre las que se actuar\u00e1 en cada caso y para cada situaci\u00f3n previsible.
\nEl Operador del Sistema valorar\u00e1 y, en su caso, autorizar\u00e1 la aplicaci\u00f3n de dichos mecanismos de gesti\u00f3n, informando de ello a la CNMC y al Centro Directivo competente en materia de energ\u00eda del SENP correspondiente.
\nPor otra parte, queda fuera del \u00e1mbito de este procedimiento y de las funciones del Operador del Sistema asegurar, supervisar o valorar la aplicaci\u00f3n de los mecanismos de gesti\u00f3n de las distintas instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda B adscritas a los Centros de Control, siempre que ello no tenga relevancia para la seguridad del sistema.
\n7. Mecanismo excepcional de resoluci\u00f3n. En el caso de que, ante situaciones de emergencia o por razones de urgencia, causadas por fuerza mayor o por otra \u00edndole no prevista o controlable, no sea posible resolver las restricciones mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, el Operador del Sistema podr\u00e1 adoptar las decisiones de programaci\u00f3n que considere oportunas, justificando sus actuaciones a posteriori ante los agentes afectados, ante el Centro Directivo competente en materia de energ\u00eda del SENP correspondiente y ante la CNMC, sin perjuicio de la retribuci\u00f3n econ\u00f3mica de las mismas que sea de aplicaci\u00f3n en cada caso.
\nP.O. SENP 9 Informaci\u00f3n a intercambiar con el operador del sistema
\n1. Objeto. El objeto de este procedimiento es definir la informaci\u00f3n que debe intercambiar el operador del sistema con el objeto de realizar las funciones que tiene encomendadas, as\u00ed como la forma y los plazos en los que debe comunicarla o publicarla.
\nDicha informaci\u00f3n incluye, entre otras, la correspondiente a datos estructurales de las instalaciones de los SENP, la relativa a la situaci\u00f3n en tiempo real de las mismas (estado, medidas, etc.), la informaci\u00f3n intercambiada para la adecuada operaci\u00f3n del sistema, la informaci\u00f3n necesaria para la elaboraci\u00f3n de estad\u00edsticas relativas a la operaci\u00f3n de los SENP, la requerida para el an\u00e1lisis de los incidentes de los SENP, as\u00ed como la que se refiere a los datos para las liquidaciones de las transacciones de energ\u00eda el\u00e9ctrica efectuadas.
\nSe establece en este procedimiento, con el detalle que procede en cada caso, la forma en que se realizar\u00e1 el intercambio de la informaci\u00f3n entre el OS y los distintos agentes de los SENP, el modo de acceso a la informaci\u00f3n, la forma de estructurarla y organizarla (bases de datos), su car\u00e1cter (p\u00fablico o confidencial) y su tratamiento posterior (an\u00e1lisis, estad\u00edsticas e informes).
\nAdem\u00e1s de la informaci\u00f3n incluida en el presente procedimiento, deber\u00e1n tambi\u00e9n tenerse en cuenta las necesidades de informaci\u00f3n recogidas en el resto de procedimientos de operaci\u00f3n, en los que se describen m\u00e1s detalladamente los procesos necesarios para realizar las funciones que el OS tiene encomendadas.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Dentro del \u00e1mbito de los Sistemas El\u00e9ctricos de los territorios no Peninsulares:
\na) Operador del sistema (OS).
\nb) Los titulares de instalaciones de producci\u00f3n, de acuerdo con la definici\u00f3n del art\u00edculo 2 del Real Decreto 738\/2015.
\nd) Distribuidores y gestores de las redes de distribuci\u00f3n.
\ne) Transportista y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
\nf) Comercializadores.
\ng) Consumidores conectados a la red de transporte.
\nh) Consumidores directos.
\ni) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producci\u00f3n anteriormente mencionadas.
\nj) Los representantes de las instalaciones de producci\u00f3n, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participaci\u00f3n en el despacho de producci\u00f3n y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre.
\n3. Procesos de gesti\u00f3n de informaci\u00f3n en los que interviene el operador del sistema. Los procesos de intercambio de informaci\u00f3n en los que interviene el OS se agrupan de la siguiente forma:
\na) Datos estructurales del sistema el\u00e9ctrico.
\nb) Sistema de operaci\u00f3n y sistema de liquidaci\u00f3n de los Sistemas El\u00e9ctricos de los territorios no Peninsulares.
\nc) Concentrador de medidas el\u00e9ctricas.
\nd) STR: Sistema de Control de la Operaci\u00f3n en Tiempo Real.
\ne) Otras informaciones que deban enviar los agentes del sistema.
\nf) Estad\u00edsticas e informaci\u00f3n p\u00fablica relativa a la operaci\u00f3n del sistema.
\ng) An\u00e1lisis e informaci\u00f3n de incidentes en los SENP.
\nh) Liquidaci\u00f3n bajo responsabilidad del operador del sistema.
\nEn lo que se refiere a los ep\u00edgrafes a), b), c), d), e) y f), los agentes del sistema deber\u00e1n facilitar al OS toda la informaci\u00f3n requerida, de acuerdo con lo establecido en el presente procedimiento, y ser\u00e1n responsables de hacer llegar al OS sin dilaci\u00f3n, cualquier posible actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n previamente comunicada.
\nEn lo que se refiere a los ep\u00edgrafes b), c), d), e) y f), los agentes del sistema ser\u00e1n responsables de depositar en los sistemas de informaci\u00f3n del OS la informaci\u00f3n recogida en el presente procedimiento, as\u00ed como de proveer los mecanismos de comunicaci\u00f3n necesarios y hacerse cargo de sus costes.
\nLos agentes garantizar\u00e1n que:
\na) La informaci\u00f3n suministrada es la correcta.
\nb) La informaci\u00f3n est\u00e1 disponible para el OS con el m\u00ednimo retraso de tiempo posible y con el estampado de tiempos adecuado.
\nc) Los sistemas de comunicaciones son redundantes, fiables y seguros.
\nd) La transmisi\u00f3n de informaci\u00f3n se ajusta a las caracter\u00edsticas de protocolos de comunicaci\u00f3n y frecuencia de env\u00edo de informaci\u00f3n definidas por el OS.
\n4. Datos estructurales del sistema el\u00e9ctrico. Son los datos de las instalaciones de la red de transporte y la red observable, as\u00ed como de las instalaciones de producci\u00f3n, consumidores y elementos de control y protecci\u00f3n, que el OS precisa para ejecutar sus funciones facilitando los an\u00e1lisis de seguridad y estudios de funcionamiento de los SENP.
\n4.1 Responsabilidades. El OS es responsable de recopilar, mantener y actualizar los datos estructurales de los SENP. La informaci\u00f3n se estructura y organiza en la Base de Datos Estructurales del Sistema El\u00e9ctrico (BDE).
\nLos productores y consumidores conectados a la red de transporte, el transportista, las empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte, los distribuidores (incluidos los que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte) y los gestores de las redes de distribuci\u00f3n, vendr\u00e1n obligados a suministrar al OS la informaci\u00f3n necesaria de los elementos de su propiedad o a los que representen para mantener el contenido de la BDE actualizado y fiable.
\n4.2 Contenido y estructura de la base de datos. La BDE incluir\u00e1 los registros de todos los elementos dados de alta en los SENP gestionados por el OS. Igualmente incluir\u00e1 los registros de elementos en proyecto y construcci\u00f3n y de elementos planificados, con los valores disponibles, si bien \u00e9stos se considerar\u00e1n provisionales hasta su puesta en servicio. Estos \u00faltimos registros tendr\u00e1n car\u00e1cter confidencial, y se dar\u00e1n de alta para facilitar la realizaci\u00f3n de los estudios de planificaci\u00f3n de la red de transporte y los diferentes an\u00e1lisis de previsiones de los SENP.
\nEl contenido de la BDE responde a la siguiente estructura:
\na) Sistema de Producci\u00f3n.
\n\u2022 Instalaciones de producci\u00f3n basadas en generadores s\u00edncronos conectados directamente a la red (hidr\u00e1ulica, t\u00e9rmica, solar t\u00e9rmica).
\n\u2022 Instalaciones e\u00f3licas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producci\u00f3n cuya tecnolog\u00eda no emplee un generador s\u00edncrono conectado directamente a la red.
\n\u2022 Informaci\u00f3n b\u00e1sica necesaria para la programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n y la participaci\u00f3n en los servicios de ajuste del sistema.
\nb) Red de Transporte.
\n\u2022 Subestaciones.
\n\u2022 Parques.
\n\u2022 L\u00edneas y cables.
\n\u2022 Transformadores.
\n\u2022 Elementos de control de potencia activa o reactiva.
\nc) Instalaciones de Consumo conectadas a la Red de Transporte.
\nd) Red Observable.
\n\u2022 Subestaciones.
\n\u2022 Parques.
\n\u2022 L\u00edneas y cables.
\n\u2022 Transformadores.
\n\u2022 Elementos de control de potencia reactiva.
\nLa estructura y relaci\u00f3n de datos que deben suministrar al OS los diferentes agentes del sistema se recogen en el documento \u00abContenido de la base de datos estructural del operador del sistema\u00bb, incluido en el anexo I.
\n4.3 Proceso de carga. El OS definir\u00e1 el soporte inform\u00e1tico empleado y habilitar\u00e1 las plantillas de las fichas de datos con los formatos necesarios.
\nEl OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del agente propietario o representante del elemento al que se refiere toda la informaci\u00f3n de que disponga acerca de cada elemento.
\nLos agentes efectuar\u00e1n una comprobaci\u00f3n de la informaci\u00f3n disponible y cumplimentar\u00e1n las fichas relativas a sus instalaciones con la mejor informaci\u00f3n disponible.
\nUna vez cumplimentadas y validadas las fichas por parte de cada agente, \u00e9ste comunicar\u00e1 al OS el resultado de su revisi\u00f3n.
\n4.4 Actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n. La actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n contenida en la BDE puede ser propiciada por cualquiera de las tres circunstancias siguientes:
\n\u2022 Por haberse producido modificaciones de dise\u00f1o en alg\u00fan elemento.
\n\u2022 Por alta o baja de alg\u00fan elemento.
\n\u2022 Por haberse detectado un valor err\u00f3neo en alg\u00fan campo.
\nCuando se produzca alguna de las tres circunstancias anteriores, el agente propietario del elemento correspondiente o el agente que act\u00fae en su representaci\u00f3n deber\u00e1 comunicar al OS las modificaciones necesarias a incorporar.
\nEl OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de cada agente los datos de los elementos de su propiedad o de aquellos a quienes represente recogidos en la base de datos con objeto de que los agentes puedan comprobar su adecuada correspondencia con los datos reales de las instalaciones y, en su caso, comunicar al OS las modificaciones necesarias a introducir.
\n4.5 Confidencialidad de la informaci\u00f3n. La informaci\u00f3n contenida en la BDE tendr\u00e1 car\u00e1cter confidencial para todos los agentes excepto para:
\nLa Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que podr\u00e1 disponer de toda la informaci\u00f3n.
\nLa Administraci\u00f3n competente en materia de energ\u00eda, que podr\u00e1 disponer de toda la informaci\u00f3n.
\nLos gestores de las redes de distribuci\u00f3n que podr\u00e1n disponer de todos aquellos datos de las instalaciones ubicadas en la red de distribuci\u00f3n bajo su \u00e1mbito de gesti\u00f3n salvo la informaci\u00f3n singular, seg\u00fan la definici\u00f3n incluida posteriormente en este mismo apartado.
\nAquellos terceros a los que el OS tenga necesidad de ceder informaci\u00f3n para el ejercicio de sus funciones y obligaciones, minimizando, en todo caso, el volumen de informaci\u00f3n transmitida y contando siempre con la autorizaci\u00f3n de los titulares de la informaci\u00f3n generada y la firma de un acuerdo de confidencialidad entre el receptor de la informaci\u00f3n y el OS.
\nNo obstante, cuando la informaci\u00f3n consista en los modelos que caracterizan el comportamiento est\u00e1tico y din\u00e1mico de las instalaciones o equipamiento y configuraci\u00f3n de los sistemas de protecci\u00f3n, siempre que no adopten un formato de informaci\u00f3n singular seg\u00fan se define a continuaci\u00f3n, ser\u00e1 suficiente con la firma de un acuerdo de confidencialidad y limitaci\u00f3n de uso, entre el receptor de la informaci\u00f3n y el OS.
\nA los efectos de la aplicaci\u00f3n de este apartado se considera informaci\u00f3n singular tanto los c\u00f3digos de programa fuente de los modelos que caracterizan el comportamiento est\u00e1tico y din\u00e1mico de las instalaciones, como los informes de validaci\u00f3n de la idoneidad de cualquier modelo de estudio o de simulaci\u00f3n.
\nTodos los agentes podr\u00e1n disponer de los datos relativos a las instalaciones en servicio de la red de transporte.
\n5. Sistema de operaci\u00f3n y liquidaci\u00f3n de los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares. Los datos que, en el cumplimiento de sus funciones, el OS debe manejar para realizar los procesos que tiene encomendados, para la definici\u00f3n de cada una de las programaciones horarias y la asignaci\u00f3n de los servicios complementarios a los distintos agentes, ser\u00e1n gestionados por el Sistema de Informaci\u00f3n de la Operaci\u00f3n de los Sistemas El\u00e9ctricos de los territorios no Peninsulares.
\nEl sistema realizar\u00e1 los procesos de programaci\u00f3n y despacho de generaci\u00f3n, y el registro y archivo de datos y resultados necesarios para el proceso de liquidaci\u00f3n.
\nEl sistema deber\u00e1 garantizar en la ejecuci\u00f3n de los procesos e intercambio de informaci\u00f3n indicados en el p\u00e1rrafo anterior la confidencialidad en el tratamiento de la informaci\u00f3n de su responsabilidad, teniendo en cuenta la propiedad correspondiente a cada agente.
\nLa informaci\u00f3n gestionada y almacenada por los Sistemas de Informaci\u00f3n del operador del sistema ser\u00e1 asimismo utilizada con posterioridad en los procesos liquidatorios que son responsabilidad del OS.
\n5.1 Bases de datos del sistema. El OS mantendr\u00e1 en las bases de datos del Sistema de Operaci\u00f3n y Liquidaci\u00f3n de los Sistemas El\u00e9ctricos de los territorios no Peninsulares toda la informaci\u00f3n necesaria para la correcta gesti\u00f3n de los procesos de su responsabilidad.
\nLas bases de datos cumplir\u00e1n los siguientes requisitos:
\na) Dimensionamiento adecuado para permitir el almacenamiento de toda la informaci\u00f3n.
\nb) Toda la informaci\u00f3n de las bases de datos estar\u00e1 validada.
\nc) Integridad referencial de los datos grabados.
\nd) Gesti\u00f3n hist\u00f3rica asociada a toda la informaci\u00f3n.
\n5.2 Acceso al sistema. El acceso al Sistema de Operaci\u00f3n y Liquidaci\u00f3n de los Sistemas El\u00e9ctricos de los territorios no Peninsulares por parte de los agentes, de otros agentes del sistema el\u00e9ctrico o del p\u00fablico en general, se har\u00e1 en funci\u00f3n del car\u00e1cter de la informaci\u00f3n a la que se tiene acceso, ya sea p\u00fablica o confidencial de acuerdo con los criterios que se recogen en el apartado 5.8.
\n5.3 Medios de intercambio de informaci\u00f3n. La comunicaci\u00f3n entre el OS y los agentes, as\u00ed como la divulgaci\u00f3n de la informaci\u00f3n p\u00fablica de libre acceso se har\u00e1 por medios electr\u00f3nicos de intercambio de informaci\u00f3n, utilizando en cada momento las tecnolog\u00edas que, en conformidad con los requisitos indicados en el apartado 5.1, sean m\u00e1s adecuadas.
\nLa adopci\u00f3n de nuevos medios electr\u00f3nicos de intercambio de informaci\u00f3n, as\u00ed como la suspensi\u00f3n de alguno de los existentes, se comunicar\u00e1 a los usuarios con la suficiente antelaci\u00f3n de forma que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informaci\u00f3n.
\nEl OS publicar\u00e1 los medios electr\u00f3nicos de intercambio de informaci\u00f3n disponibles y sus caracter\u00edsticas, aquellos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, as\u00ed como los plazos previstos para ello.
\n5.4 Comunicaciones. Para la realizaci\u00f3n de los intercambios de informaci\u00f3n, el OS dispondr\u00e1 de diversos medios alternativos de uso com\u00fan para acceder tanto al sistema principal como al de respaldo y comunicar\u00e1 a los usuarios los detalles t\u00e9cnicos necesarios para el acceso y los procedimientos de actuaci\u00f3n en caso de conmutaci\u00f3n entre los dos sistemas.
\nLa instalaci\u00f3n, mantenimiento y configuraci\u00f3n de los canales de comunicaci\u00f3n para acceder al Sistema de Operaci\u00f3n y Liquidaci\u00f3n de los Sistemas El\u00e9ctricos de los territorios no Peninsulares ser\u00e1 responsabilidad de los usuarios y correr\u00e1 a cargo de los mismos, salvo acuerdo bilateral expreso en contra. El OS indicar\u00e1 en cada caso las normas y procedimientos aplicables a los equipos a instalar en sus instalaciones.
\n5.5 Servicios de acceso. Seg\u00fan el tipo de informaci\u00f3n, existir\u00e1n dos servicios de acceso: privado y p\u00fablico.
\nEl servicio privado estar\u00e1 reservado \u00fanicamente a los agentes del sistema el\u00e9ctrico.
\nLas direcciones electr\u00f3nicas de los servicios de acceso privado y p\u00fablico ser\u00e1n facilitadas por el operador del sistema.
\nLos servicios de acceso, tanto privados como p\u00fablicos utilizar\u00e1n las tecnolog\u00edas m\u00e1s adecuadas en cada caso.
\nPara la utilizaci\u00f3n del servicio de acceso privado ser\u00e1 necesario un certificado digital personal otorgado por el OS de acuerdo a la normativa en vigor. Para la utilizaci\u00f3n del servicio de acceso p\u00fablico no ser\u00e1 necesario ning\u00fan tipo de certificado.
\n5.5.1 Seguridad del servicio de acceso privado. En la actualidad, el sistema de seguridad del servicio de acceso privado se basa en la utilizaci\u00f3n de los siguientes elementos:
\na) Canal de comunicaci\u00f3n cifrado para asegurar la privacidad de la informaci\u00f3n intercambiada.
\nb) Uso de certificados digitales para la autenticaci\u00f3n al realizar las conexiones con el Sistema de Operaci\u00f3n y Liquidaci\u00f3n de los Sistemas El\u00e9ctricos de los territorios no Peninsulares, la firma de los documentos electr\u00f3nicos que constituyen los intercambios de informaci\u00f3n y garantizar el no repudio de dichos documentos.
\nLos certificados del apartado b) anterior, se emitir\u00e1n por defecto almacenados en un fichero en alguno de los formatos est\u00e1ndar del mercado. El fichero estar\u00e1 protegido por una contrase\u00f1a para evitar su utilizaci\u00f3n indebida en caso de robo o extrav\u00edo. Los depositarios del certificado ser\u00e1n los responsables de la gesti\u00f3n de esta contrase\u00f1a, pudiendo modificarla cuando lo crean conveniente.
\nSer\u00e1 responsabilidad del titular de cada certificado la guarda y custodia del mismo. Asimismo, en caso de robo o extrav\u00edo deber\u00e1 comunicar este hecho lo antes posible al OS, para que este proceda a dar de baja, a la mayor brevedad posible, el certificado.
\nLos certificados digitales ser\u00e1n emitidos por el OS actuando como autoridad certificadora. Los usuarios reconocen al OS como autoridad certificadora de confianza por el mero hecho de la utilizaci\u00f3n del certificado digital.
\nLos certificados digitales se emitir\u00e1n con fecha de caducidad. Ser\u00e1 responsabilidad del usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar en su caso, la renovaci\u00f3n del certificado con una antelaci\u00f3n no inferior a cinco d\u00edas laborables respecto a la fecha de caducidad.
\nAsimismo, ser\u00e1 responsabilidad del agente solicitar la anulaci\u00f3n de los certificados cuando lo consideren conveniente (por ejemplo, cese de actividad de usuarios responsables de los certificados).
\n5.6 Gesti\u00f3n de la informaci\u00f3n. El OS podr\u00e1 establecer con el exterior intercambios de informaci\u00f3n en ambos sentidos:
\n\u2022 Informaci\u00f3n comunicada por el OS.
\n\u2022 Informaci\u00f3n comunicada al OS.
\nLa informaci\u00f3n intercambiada por el OS podr\u00e1 tener distinto car\u00e1cter:
\n\u2022 P\u00fablico.
\n\u2022 Confidencial en los t\u00e9rminos que se establecen en los apartados 5.8 y 5.10.
\n5.7 Intercambios de informaci\u00f3n. Todos los intercambios de informaci\u00f3n se realizar\u00e1n mediante documentos electr\u00f3nicos de contenido y formato determinados, que ser\u00e1n publicados por el OS. Utilizando estos documentos electr\u00f3nicos los agentes del sistema remitir\u00e1n al Sistema de Operaci\u00f3n y Liquidaci\u00f3n de los Sistemas El\u00e9ctricos de los territorios no Peninsulares la informaci\u00f3n correspondiente, por los medios que se establezcan, y en los horarios especificados en los correspondientes procedimientos de operaci\u00f3n.
\nLos documentos electr\u00f3nicos intercambiados con los agentes del sistema, su contenido, formato y plazos de publicaci\u00f3n o recepci\u00f3n por el OS se describen en un \u00fanico documento denominado \u00abIntercambio de Informaci\u00f3n con el operador del sistema\u00bb, en su volumen 4 denominado \u00abIntercambio de Informaci\u00f3n con el OS Extrapeninsulares\u00bb:
\nEste volumen y sus modificaciones ser\u00e1n publicados, con la antelaci\u00f3n suficiente antes de su entrada en vigor, en la web p\u00fablica www.esios.ree.es del sistema de informaci\u00f3n del OS.
\n5.8 Criterios de publicidad de la informaci\u00f3n. La programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n se realiza mediante un proceso de despacho econ\u00f3mico de los grupos, por lo que los datos referentes al resultado de dicha programaci\u00f3n no son confidenciales y se consideran p\u00fablicos para todos los agentes.
\nLos criterios de publicidad de la informaci\u00f3n gestionada por el OS son los siguientes:
\n\u2022 El OS har\u00e1 p\u00fablico el resultado de los procesos de operaci\u00f3n t\u00e9cnica de su responsabilidad, as\u00ed como las curvas de demanda y programas de generaci\u00f3n correspondientes.
\n\u2022 En todo caso el OS, garantizar\u00e1 el secreto de la informaci\u00f3n de car\u00e1cter confidencial puesta a su disposici\u00f3n por los agentes.
\n5.9 Informaci\u00f3n p\u00fablica. Es la informaci\u00f3n que el OS hace p\u00fablica sobre los procesos de operaci\u00f3n de los SENP.
\nEsta informaci\u00f3n, que depende del periodo al que afecta la informaci\u00f3n y del momento en que se hace p\u00fablica, ser\u00e1 publicada en la web p\u00fablica del Sistema de Informaci\u00f3n del OS (www.esios.ree.es).
\n5.9.1 En tiempo real. La informaci\u00f3n que el OS publicar\u00e1 despu\u00e9s de cada proceso de reprogramaci\u00f3n se referir\u00e1 al nuevo programa de generaci\u00f3n horaria, incluyendo la reasignaci\u00f3n de reserva y la resoluci\u00f3n de restricciones y desequilibrios generaci\u00f3n-demanda, seg\u00fan se necesite y para el sistema que lo requiera.
\nTodos estos procesos est\u00e1n regulados y desarrollados en los procedimientos de operaci\u00f3n de los SENP. La informaci\u00f3n y el momento de comunicaci\u00f3n sobre cada uno de ellos est\u00e1n establecidos en los correspondientes procedimientos de operaci\u00f3n.
\n5.9.2 Diariamente. Con periodicidad diaria se publicar\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n:
\nAl realizar despacho de generaci\u00f3n diario, la informaci\u00f3n sobre el d\u00eda siguiente correspondiente a:
\n\u2022 Previsi\u00f3n de la demanda de cada SENP.
\n\u2022 Programa horario de generaci\u00f3n para cada SENP, incluyendo las reservas asignadas.
\n\u2022 Cierre diario del programa final de generaci\u00f3n.
\nEn aquellos sistemas conectados el\u00e9ctricamente con otros sistemas se publicar\u00e1:
\n\u2022 La capacidad programable en los enlaces existentes.
\n\u2022 Programa en los enlaces existentes.
\n\u2022 Valor del precio final horario de generaci\u00f3n, distinguiendo entre el precio marginal horario de la energ\u00eda en el mercado diario, el resultante del despacho econ\u00f3mico antes de integrar el intercambio y el correspondiente al despacho econ\u00f3mico con el programa de intercambio de energ\u00eda a trav\u00e9s de los enlaces.
\n5.9.3 Semanalmente. Con periodicidad semanal se elabora la cobertura de la demanda prevista para la semana siguiente y se publicar\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Previsi\u00f3n de la demanda de cada SENP.
\n\u2022 Programa horario de generaci\u00f3n para cada SENP.
\n\u2022 Programa de reserva de potencia de regulaci\u00f3n primaria y secundaria.
\n\u2022 Programa del servicio de regulaci\u00f3n terciaria.
\n\u2022 Orden de arranque de grupos para sustituci\u00f3n en caso de aver\u00eda o indisponibilidad.
\nEn aquellos sistemas conectados el\u00e9ctricamente con otros sistemas se publicar\u00e1:
\n\u2022 La capacidad programable en los enlaces existentes.
\n\u2022 Programa por los enlaces existentes.
\n5.10 Gesti\u00f3n de Informaci\u00f3n Estructural. Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS es necesario conocer y mantener informaci\u00f3n relativa a los agentes del sistema, Unidades de Programaci\u00f3n (UP), y F\u00edsicas (UF), as\u00ed como una serie de datos adicionales y par\u00e1metros t\u00e9cnicos necesarios para la programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema. Toda esta informaci\u00f3n se recoge bajo el nombre de datos estructurales.
\n5.11 Solicitud de modificaci\u00f3n de informaci\u00f3n estructural. La modificaci\u00f3n de la informaci\u00f3n estructural ser\u00e1 solicitada mediante el env\u00edo al OS del correspondiente formulario disponible en la p\u00e1gina Web debidamente cumplimentado y acompa\u00f1ado del soporte documental justificativo del cambio.
\nUna vez revisada la modificaci\u00f3n solicitada por el agente del sistema, el OS comunicar\u00e1 al agente del sistema la fecha para la cual se realizar\u00e1 el cambio solicitado, o bien, en su caso, el motivo de la no realizaci\u00f3n del mismo.
\n5.12 Informaci\u00f3n a facilitar al OS para el despacho de producci\u00f3n. Los agentes deber\u00e1n comunicar al OS la informaci\u00f3n necesaria para realizar la funci\u00f3n de despacho de producci\u00f3n. Esta informaci\u00f3n est\u00e1 definida en el art\u00edculo 68 del Real Decreto 738\/2015, y en los procedimientos de operaci\u00f3n SENP 2.2 y 3.1, y se facilitar\u00e1 seg\u00fan los plazos especificados en los citados procedimientos de operaci\u00f3n SENP 2.2 y 3.1.
\nEl coste de cada uno de los combustibles utilizados en los SENP ser\u00e1 el establecido por el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica en el caso de las instalaciones de categor\u00eda A que tengan derecho a la percepci\u00f3n del r\u00e9gimen retributivo adicional. En el caso de las instalaciones de tipo A que no tengan derecho a la percepci\u00f3n de dicha retribuci\u00f3n, los costes variables de despacho deber\u00e1n ser comunicados al OS.
\nAsimismo los agentes deber\u00e1n proporcionar adicionalmente la informaci\u00f3n que se requiera en los distintos Procedimientos de Operaci\u00f3n.
\n5.13 Modificaci\u00f3n de la mezcla de combustible en unidades de producci\u00f3n. En aquellos grupos para los que no sea posible determinar a priori una mezcla de combustible habitual, al utilizar combustibles procedentes de otros procesos asociados o combustibles cuyas caracter\u00edsticas t\u00e9cnicas no sean est\u00e1ndares, los agentes podr\u00e1n solicitar la utilizaci\u00f3n de una mezcla de combustible variable dentro de un rango, que deber\u00e1 ser autorizada por la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas previo informe de la CNMC. En dichos casos, el titular de la instalaci\u00f3n deber\u00e1 comunicar al OS, con un plazo de una semana, las horas de uso de la mezcla de combustible autorizada para su utilizaci\u00f3n a efectos de despacho y liquidaci\u00f3n.
\nEn los casos en los que una unidad de producci\u00f3n necesite temporalmente utilizar un combustible o mezcla de combustible distinta de las autorizadas para mantener su programa previsto de producci\u00f3n, informar\u00e1 al OS de las caracter\u00edsticas de combustible o mezcla de combustible y la duraci\u00f3n prevista del cambio, con una antelaci\u00f3n m\u00ednima de un mes. El operador del sistema comunicar\u00e1 al peticionario su decisi\u00f3n en el plazo de 10 d\u00edas naturales. Dicha comunicaci\u00f3n se realizar\u00e1 de acuerdo a lo establecido en el Anexo VI.2 del Real Decreto 738\/2015. Las autorizaciones excepcionales ser\u00e1n informadas anualmente a la DGPEM indicando las causas que motivaron el cambio de combustible o mezcla, las caracter\u00edsticas t\u00e9cnicas del combustible o mezcla autorizada y la duraci\u00f3n de la autorizaci\u00f3n.
\n6. Concentrador de medidas el\u00e9ctricas del SENP. El Concentrador de Medidas El\u00e9ctricas del SENP que corresponda es el sistema con el que el OS gestiona la informaci\u00f3n de medidas en cada SENP de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.
\n6.1 Contenido de la base de datos del Concentrador de Medidas El\u00e9ctricas. La base de datos del Concentrador de Medidas del SENP recoge los datos necesarios para la gesti\u00f3n del sistema de medidas y ser\u00e1 al menos la siguiente:
\na) La informaci\u00f3n estructural residente en el Concentrador de Medidas del SENP para fronteras en las que el OS es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110\/2007 por el que se aprueba el reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico o normativa que lo sustituya:
\n\u2022 Puntos de Medida.
\n\u2022 Puntos frontera.
\n\u2022 Relaciones de puntos de medida con los puntos frontera.
\n\u2022 Contadores.
\n\u2022 Registradores.
\n\u2022 Transformadores de medida.
\nb) La informaci\u00f3n de medidas residente en el Concentrador de Medidas del SENP para fronteras en las que el OS es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110\/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico o normativa que lo sustituya:
\n\u2022 Medidas horarias en los puntos de medida.
\n\u2022 Medidas de generaci\u00f3n neta cuando sea de aplicaci\u00f3n.
\n\u2022 Datos horarios de las medidas calculadas en los puntos frontera.
\n\u2022 Datos horarios de las medidas calculadas en las entidades de liquidaci\u00f3n.
\nc) La informaci\u00f3n estructural residente en el Concentrador de Medidas del SENP para fronteras de las que el OS no es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110\/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico o normativa que lo sustituya.
\nd) La informaci\u00f3n de medidas residente en el Concentrador de Medidas para fronteras de las que el OS no es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110\/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico o normativa que lo sustituya. Adicionalmente, a efectos de liquidaci\u00f3n, el Concentrador de Medidas recibir\u00e1 de cada distribuidor, para los puntos frontera de los que es encargado de lectura, agregaciones de puntos frontera y\/o medidas individualizadas en cada punto frontera, seg\u00fan lo indicado en los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas.
\ne) Adicionalmente dispondr\u00e1 de otra informaci\u00f3n que incluir\u00e1 al menos:
\n\u2022 Datos horarios de las medidas calculadas en las entidades de liquidaci\u00f3n.
\n\u2022 P\u00e9rdidas de la red de transporte, en su caso.
\n\u2022 Acumulados entre actividades.
\n\u2022 Perfiles de consumo.
\n6.2 Acceso a la informaci\u00f3n del Concentrador de Medidas del SENP. El OS gestiona el acceso a la informaci\u00f3n de medidas residente en el Concentrador de Medidas del SENP de acuerdo a lo indicado en la normativa vigente.
\n6.3 Informaci\u00f3n de libre acceso. El OS publica diversos informes de car\u00e1cter general a partir de los datos de energ\u00eda e inventarios disponibles en el Concentrador de Medidas del SENP.
\nDicha informaci\u00f3n estar\u00e1 disponible en la direcci\u00f3n de Internet del OS (http:\/\/www.ree.es) y en la web p\u00fablica de esios (www.esios.ree.es).
\n6.4 Informaci\u00f3n para los participantes del sistema de medidas. La informaci\u00f3n contenida en el Concentrador de Medidas El\u00e9ctricas del SENP es de car\u00e1cter restringido, de forma que \u00fanicamente cada participante del sistema de medidas podr\u00e1 acceder a los datos de los puntos frontera, CUPS y\/o agregaciones de los que es part\u00edcipe.
\nCada participante del sistema de medidas podr\u00e1 consultar al menos la siguiente informaci\u00f3n residente en el Concentrador de Medidas El\u00e9ctricas del SENP, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110\/2007 por el que se aprueba el reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico o normativa que lo sustituya:
\n\u2022 Medidas horarias de los puntos de medida de los que el OS es encargado de la lectura.
\n\u2022 Medidas horarias de los puntos frontera de los que el OS es encargado de la lectura.
\n\u2022 Medidas horarias de los puntos de generaci\u00f3n neta cuando sean de aplicaci\u00f3n de los que el OS es el encargado de la lectura.
\n\u2022 Configuraci\u00f3n de c\u00e1lculo de los puntos frontera de los que el OS es encargado de la lectura.
\n\u2022 Inventario de los puntos frontera y de medida de los que el OS es encargado de la lectura.
\n\u2022 Inventario de CUPS tipos 1 y 2 y de agregaciones para fronteras de las que el OS no es el encargado de la lectura.
\n\u2022 Medidas horarias para fronteras de las que el OS no es el encargado de la lectura.
\nEn la secci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas de la web p\u00fablica se indican los requisitos y procedimientos a seguir para la utilizaci\u00f3n de dicho acceso seguro al Concentrador de Medidas El\u00e9ctricas del SENP.
\nAdicionalmente el OS publicar\u00e1 e intercambiar\u00e1 informaci\u00f3n de medidas con los concentradores secundarios de acuerdo al protocolo definido en el procedimiento de operaci\u00f3n P.O. 10.4 y con los usuarios del Concentrador Principal. El contenido y formato de los distintos datos de medidas intercambiados por los participantes del sistema de medidas ser\u00e1n los recogidos en la \u00faltima versi\u00f3n del documento \u2018Ficheros para el Intercambio de Informaci\u00f3n de Medidas\u2019. La redacci\u00f3n de este documento es responsabilidad del OS y estar\u00e1 disponible en la secci\u00f3n de documentaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas de su p\u00e1gina web.
\n6.5 Gesti\u00f3n de la informaci\u00f3n. El concentrador de medidas recibe y gestiona la informaci\u00f3n intercambiada entre los puntos frontera de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.
\n6.6 Alta de puntos frontera, CUPS, agregaciones y resto de datos estructurales. El alta, baja y\/o modificaci\u00f3n de fronteras, CUPS y agregaciones junto con el resto de datos estructurales se realizar\u00e1 de acuerdo a la legislaci\u00f3n vigente atendiendo a los documentos y gu\u00edas de desarrollo publicadas en la secci\u00f3n de documentaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas de la p\u00e1gina web del OS.
\n6.7 Recepci\u00f3n de medidas del Concentrador de Medidas del SENP. El env\u00edo de datos de medidas al Concentrador de Medidas del SENP se realizar\u00e1 de acuerdo a los medios, protocolos y plazos establecidos en la legislaci\u00f3n vigente.
\n6.8 Otras consideraciones sobre la informaci\u00f3n de medidas. La informaci\u00f3n sobre medidas el\u00e9ctricas estar\u00e1 disponible en el concentrador de medidas durante un periodo m\u00ednimo de seis a\u00f1os naturales, contados a partir del 1 de enero del a\u00f1o siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a informaci\u00f3n de m\u00e1s de dos a\u00f1os de antig\u00fcedad podr\u00e1 requerir un procedimiento especial.
\n7. Sistema de control de la operaci\u00f3n en tiempo real (STR). El OS deber\u00e1 recibir en su Sistema de Tiempo Real y de forma autom\u00e1tica toda la informaci\u00f3n de las instalaciones de transporte, de las instalaciones de distribuci\u00f3n pertenecientes a la red observable \u2013seg\u00fan se define esta \u00faltima en el procedimiento de operaci\u00f3n 8.1 de los SENP por el que se definen las redes operadas y observadas por el OS\u2013 y de las instalaciones de producci\u00f3n y generaci\u00f3n asociada a autoconsumo con obligaci\u00f3n de env\u00edo de telemedidas en tiempo real o de adscripci\u00f3n a un centro de control de generaci\u00f3n que le sea precisa para operar en el sistema el\u00e9ctrico. Para ello el OS dispondr\u00e1 de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Tiempo Real (BDTR).
\nLa informaci\u00f3n en tiempo real relativa a las instalaciones de producci\u00f3n y generaci\u00f3n asociada a autoconsumo, de transporte o de la red observable deber\u00e1 ser captada por medios propios y facilitada al OS a trav\u00e9s de los enlaces ordenador-ordenador entre el OS y un centro de control. Para la realizaci\u00f3n de esta funci\u00f3n estos centros de control podr\u00e1n ser propios o de terceros que representen al titular de la instalaci\u00f3n, conforme a lo dispuesto en la normativa del sector el\u00e9ctrico. La informaci\u00f3n en tiempo real que se debe facilitar al OS se especifica en el documento \u00abInformaci\u00f3n a enviar al OS en tiempo real\u00bb, incluido en el Anexo II del presente Procedimiento.
\nCada instalaci\u00f3n debe estar asociada a un \u00fanico centro de control. Este centro de control de instalaciones de producci\u00f3n ser\u00e1 el responsable del env\u00edo al OS de toda la informaci\u00f3n en tiempo real correspondiente a la instalaci\u00f3n, as\u00ed como el interlocutor por parte de la instalaci\u00f3n en todas las comunicaciones con el OS en relaci\u00f3n con la operaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n, incluidos todos los intercambios de informaci\u00f3n relativos a la participaci\u00f3n de la misma en los servicios del sistema y en el despacho econ\u00f3mico.
\n7.1 Contenido y estructura de la Base de Datos del STR (BDCO). En la Base de Datos del STR se recibir\u00e1 la informaci\u00f3n que se indica a continuaci\u00f3n y con las especificaciones t\u00e9cnicas que se reflejan a continuaci\u00f3n. Esta informaci\u00f3n se complementar\u00e1 con la informaci\u00f3n estructural necesaria para la correcta identificaci\u00f3n de las instalaciones. La solicitud de alta o modificaci\u00f3n de esta informaci\u00f3n en tiempo real se enviar\u00e1 al OS al menos 15 d\u00edas antes de la fecha en la cual se haga efectiva.
\n7.1.1 Requerimientos T\u00e9cnicos. El intercambio en tiempo real con REE se realizar\u00e1 mediante el protocolo est\u00e1ndar de comunicaciones denominado ICCP-TASE2, por medio de los bloques de intercambio de informaci\u00f3n definidos como 1 y 2.
\nPara llevar a cabo dicho intercambio de informaci\u00f3n, el Centro de Control que se comunique con el OS, establecer\u00e1 con cada uno de los Centros de Control del OS en el SENP correspondiente (Principal y Respaldo) dos l\u00edneas de comunicaci\u00f3n del tipo punto a punto, redundantes entre si y dedicadas exclusivamente al intercambio de esta informaci\u00f3n. Las caracter\u00edsticas t\u00e9cnicas de estas cuatro l\u00edneas, ser\u00e1n id\u00e9nticas, y deber\u00e1n de estar securizadas y aisladas totalmente de internet. El OS facilitar\u00e1 previamente al establecimiento del enlace informaci\u00f3n t\u00e9cnica adicional desarrollando lo indicado anteriormente.
\nUn centro de control no podr\u00e1 compartir ni su sistema de control ni las comunicaciones con el OS ni el personal que constituya el turno cerrado de operaci\u00f3n con otro centro de control. El turno de operaci\u00f3n estar\u00e1 f\u00edsicamente en la direcci\u00f3n postal comunicada por el centro de control al OS.
\nLa periodicidad de la informaci\u00f3n a intercambiar para los datos de regulaci\u00f3n secundaria ser\u00e1 igual o inferior al ciclo de regulaci\u00f3n. En cuanto a las medidas de frecuencia, el OS deber\u00e1 recibir al menos una medida con precisi\u00f3n de mHz por cada sistema aislado de los SENP con una periodicidad de 1 segundo. El resto de la informaci\u00f3n en tiempo real ser\u00e1 intercambiada con una periodicidad a determinar por el OS con cada agente, y en ning\u00fan caso superar\u00e1 los doce segundos.
\nEl OS mantendr\u00e1 la confidencialidad de la informaci\u00f3n recibida. No obstante, podr\u00e1 enviar a los agentes aquella informaci\u00f3n que soliciten, siempre y cuando estos justifiquen que dicha informaci\u00f3n es imprescindible para garantizar el desarrollo de sus funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensi\u00f3n, planes de salvaguarda, emergencia y reposici\u00f3n del servicio) y se cuente con la autorizaci\u00f3n del titular de la informaci\u00f3n generada.
\n7.1.2 Informaci\u00f3n necesaria. Se requerir\u00e1 informaci\u00f3n de las instalaciones que se enumeran a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Red de Transporte.
\n\u2022 Red Observable.
\n\u2022 Instalaciones de Generaci\u00f3n.
\n\u2022 Instalaciones de Generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo.
\n\u2022 Nivel de llenado de los embalses en las centrales de bombeo.
\n7.1.3 Definici\u00f3n y criterios generales de captaci\u00f3n normalizada de se\u00f1ales y medidas. En este procedimiento, se entiende por posici\u00f3n el conjunto de los elementos asociados a l\u00ednea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operaci\u00f3n.
\nEl estado (abierto\/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dar\u00e1 mediante 2 bits. El resto de las se\u00f1ales se dar\u00e1 con uno solo.
\nDada su singularidad, se han considerado de forma separada los Compensadores S\u00edncronos y Condensadores.
\nEn cuanto a la forma de captaci\u00f3n de las se\u00f1ales se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:
\na) Bajo el ep\u00edgrafe de transformadores se consideran incluso los de grupos y los de consumo.
\nb) Se ha realizado la siguiente clasificaci\u00f3n de la informaci\u00f3n a captar:
\n1. Se\u00f1alizaciones. Incluye los estados (abierto\/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomal\u00edas o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aqu\u00ed los estados topol\u00f3gicos de la red (estados abierto\/cerrado de interruptores y seccionadores).
\n2. Medidas. Incluye las medidas anal\u00f3gicas o digitales para magnitudes num\u00e9ricas discretas de la instalaci\u00f3n (p.e. indicaci\u00f3n de tomas de transformadores).
\nLa informaci\u00f3n detallada de se\u00f1ales a captar se recoge en el anexo 2.
\n7.1.4 Criterios de validaci\u00f3n de calidad de telemedidas recibidas en tiempo real de potencia activa de generaci\u00f3n. La informaci\u00f3n a enviar al OS deber\u00e1 tener una calidad m\u00ednima para considerar el cumplimiento de los requisitos de env\u00edo de telemedidas en tiempo real establecidos.
\nDe forma general, la determinaci\u00f3n de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del Operador del sistema se realizar\u00e1 mensualmente determinando su error con respecto al acumulado mensual de las energ\u00edas horarias liquidables registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el reglamento unificado del puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico, en adelante equipos de medida horaria.
\nSe define para una instalaci\u00f3n\/agrupaci\u00f3n:
\n\u2022 Telemedida horaria integrada para la hora h (THIh): es la integral horaria de las telemedidas de potencia activa recibidas en tiempo real por el OS durante la hora h, y representa, por tanto, la energ\u00eda producida1 por la instalaci\u00f3n\/agrupaci\u00f3n en la hora h calculada a partir de las telemedidas en tiempo real.
\n1 La integral horaria de las telemedidas se realiza con su signo correspondiente, de forma que un valor final positivo indica energ\u00eda producida, mientras que si es negativo, representar\u00eda un consumo de energ\u00eda activa por parte de la instalaci\u00f3n\/agrupaci\u00f3n.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria registrada para la hora h (EHRh): es la energ\u00eda horaria registrada por los equipos de medida horaria calculada como la diferencia entre la \u00abenerg\u00eda exportada\u00bb AS y la \u00abenerg\u00eda importada\u00bb AE.
\n\u2022 Horas totales (H): conjunto total de las horas mensuales del mes m.
\n\u2022 Horas registradas (I): subconjunto de las horas mensuales del mes m en las que se dispone para la instalaci\u00f3n\/agrupaci\u00f3n de medida de energ\u00eda horaria liquidable registrada.
\nEl OS considerar\u00e1 que la calidad de las telemedidas del mes m para una determinada instalaci\u00f3n\/agrupaci\u00f3n es v\u00e1lida si y solo si se cumplen todas y cada una de las siguientes condiciones:<\/p>\n

Para cada periodo de liquidaci\u00f3n contemplado en los procedimientos de medidas, el OS pondr\u00e1 en conocimiento de los centros de control los incumplimientos en la validaci\u00f3n de la calidad de las telemedidas de potencia o si no se cumplen las condiciones para la validaci\u00f3n de las mismas. Asimismo, informar\u00e1 a la CNMC para los efectos oportunos si durante 3 meses continuados se producen estos incumplimientos.
\nEn el caso particular de las instalaciones en r\u00e9gimen de autoconsumo con obligaci\u00f3n de enviar telemedidas al operador del sistema de forma individual, la determinaci\u00f3n de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizar\u00e1 determinando su desviaci\u00f3n con respecto al acumulado mensual de las energ\u00edas netas generadas registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico. Las condiciones para considerar v\u00e1lida la calidad de la telemedida ser\u00e1n las mismas que para el resto de instalaciones.
\nAdicionalmente el OS podr\u00e1 realizar las verificaciones que estime convenientes y est\u00e9n a su alcance para asegurar que las telemedidas enviadas corresponden con el perfil de las producciones realmente realizadas. En el caso de identificar, a criterio del OS, una manipulaci\u00f3n fraudulenta de las telemedidas enviadas se pondr\u00e1 en conocimiento de la CNMC para los efectos oportunos.
\n8. Otras informaciones que los agentes deben enviar al operador del sistema. El OS ser\u00e1 el responsable de recopilar toda aquella otra informaci\u00f3n relativa a la operaci\u00f3n de los SENP descrita en este apartado.
\nEs responsabilidad de los distribuidores, y en su caso el transportista, por una parte, y los propietarios de instalaciones de producci\u00f3n conectadas a la red de transporte y de instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo conectadas a la red de transporte y de instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y los gestores de la red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte, por otra, facilitar al OS la informaci\u00f3n que \u00e9ste le requiera para el ejercicio de sus funciones. Ser\u00e1 obligatorio el env\u00edo al OS, por parte de distribuidores, empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte y del transportista \u00fanico, del listado de agrupaciones de instalaciones de producci\u00f3n de potencia neta no superior a 15 MW (tipo B) conectadas a sus redes.
\nAsimismo, los gestores de distribuci\u00f3n recabar\u00e1n de las instalaciones tipo B de su \u00e1mbito, la informaci\u00f3n necesaria para la operaci\u00f3n y la enviar\u00e1n al OS con la periodicidad que este precise.
\nEn caso de no poder disponer de algunos de estos datos, har\u00e1n llegar al OS su mejor estimaci\u00f3n de los mismos.
\nLos datos que se indican a continuaci\u00f3n ser\u00e1n enviados al OS bajo la forma de valores agregados diarios, en tres horizontes temporales: a los tres d\u00edas (d\u00eda D+4, siendo el d\u00eda D el d\u00eda de programaci\u00f3n), antes del d\u00eda 20 del mes M+1, y antes del d\u00eda 20 del mes de enero de cada a\u00f1o, al objeto de mantener las series estad\u00edsticas relativas a los balances energ\u00e9ticos y el funcionamiento del sistema, as\u00ed como para realizar la previsi\u00f3n de cobertura y an\u00e1lisis de seguridad.
\n8.1 Datos a enviar a los tres d\u00edas. Los agentes de los SENP facilitar\u00e1n al OS todos los datos necesarios para la elaboraci\u00f3n de las estad\u00edsticas oficiales, utilizando para ello los cauces de intercambio de informaci\u00f3n establecidos. Todos los valores de las magnitudes enumeradas a continuaci\u00f3n se dar\u00e1n con la mayor desagregaci\u00f3n posible en unidades f\u00edsicas.
\nProducciones de los grupos t\u00e9rmicos en bornes del alternador (b.a.).
\nProducciones de las centrales hidr\u00e1ulicas (CCHH) (b.a.).
\nConsumos propios de generaci\u00f3n.
\nConsumos de centrales de bombeo.
\nEnerg\u00eda acumulada disponible para generaci\u00f3n en centrales de bombeo.
\nConsumo de combustible en centrales t\u00e9rmicas.
\nExistencias de combustible en centrales t\u00e9rmicas.
\nInformaci\u00f3n hidrol\u00f3gica:
\n\u2022 Reservas hidroel\u00e9ctricas por embalses (en hm3 y MWh), teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.
\n\u2022 Vertidos.
\nIncidentes en la Red de Transporte.
\nProducci\u00f3n de instalaciones tipo B (b.c.).
\n8.2 Datos a enviar antes del d\u00eda 20 del mes M+1. Los datos mensuales que se indican a continuaci\u00f3n ser\u00e1n enviados al OS antes del d\u00eda 20 del mes siguiente con el m\u00e1ximo nivel de desagregaci\u00f3n posible en unidades f\u00edsicas:
\nProducci\u00f3n diaria bruta de grupos t\u00e9rmicos.
\nProducci\u00f3n diaria hidroel\u00e9ctrica (CCHH) (b.a.).
\nP\u00e9rdidas de turbinaci\u00f3n en centrales hidr\u00e1ulicas.
\nConsumos propios de generaci\u00f3n.
\nConsumos y producci\u00f3n de centrales de bombeo.
\nEnerg\u00eda acumulada disponible para generaci\u00f3n en centrales de bombeo.
\nReservas hidroel\u00e9ctricas por embalses en hm3 y MWh, teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.
\nEntrada de combustible en centrales \/ grupos t\u00e9rmicos (en toneladas o metros c\u00fabicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carb\u00f3n y por clase de combustible para el resto.
\nConsumo de combustible en centrales \/ grupos t\u00e9rmicos (en toneladas o metros c\u00fabicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carb\u00f3n y por clase de combustible para el resto.
\nExistencias de combustible en centrales \/ grupos t\u00e9rmicos (en toneladas o metros c\u00fabicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carb\u00f3n y por clase de combustible para el resto.
\nResultados de los an\u00e1lisis de comprobaci\u00f3n de las especificaciones t\u00e9cnicas de cada partida de combustible adquirida.
\nPlan previsto de entregas mensualizadas de carb\u00f3n para los pr\u00f3ximos doce meses (expresadas en toneladas y en termias (PCI y PCS)) y cantidades del cupo del a\u00f1o en curso realmente entregadas hasta la fecha.
\nVariaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producci\u00f3n (t\u00e9rmicos, hidr\u00e1ulicos y de bombeo), de acuerdo con lo indicado en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los planes de mantenimiento de las unidades de producci\u00f3n.
\n8.3 Datos Anuales. Antes del d\u00eda 20 del mes de enero, ser\u00e1n enviados al OS los datos anuales de capacidad m\u00e1xima de cada embalse, teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.
\n9. Estad\u00edsticas e informaci\u00f3n p\u00fablica relativa a la operaci\u00f3n del sistema. El OS publicar\u00e1 los datos que m\u00e1s adelante se indican sobre la operaci\u00f3n realizada, incluyendo el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generaci\u00f3n.
\n9.1 Informaci\u00f3n diaria. La informaci\u00f3n que el OS publicar\u00e1 diariamente es la curva de carga del sistema.
\n9.2 Informaci\u00f3n a los tres d\u00edas. El OS publicar\u00e1 el d\u00eda D + 4 la informaci\u00f3n del balance el\u00e9ctrico de producci\u00f3n desglosado por tipo de producci\u00f3n\/combustible, correspondiente al d\u00eda D y el estado de las reservas hidroel\u00e9ctricas.
\n9.3 Informaci\u00f3n mensual. Mensualmente el OS publicar\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Estad\u00edsticas de Operaci\u00f3n de los SENP.
\n\u2022 Disponibilidad del equipo t\u00e9rmico de generaci\u00f3n.
\n\u2022 Tasa de indisponibilidad de las l\u00edneas, transformadores y elementos de gesti\u00f3n de activa y reactiva de la red de transporte.
\n\u2022 Estad\u00edsticas de incidentes.
\n\u2022 Evoluci\u00f3n de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.
\n\u2022 Calidad de servicio referente a Energ\u00eda No Suministrada (ENS) y Tiempo de Interrupci\u00f3n Medio (TIM) de la Red de Transporte.
\n\u2022 Precio de los derechos de emisi\u00f3n de despacho, expresados en \u20ac\/tCO2, conforme a lo indicado en el art\u00edculo 66 del Real Decreto 738\/2015, de 31 de julio.
\n9.4 Informaci\u00f3n anual. El OS publicar\u00e1 anualmente la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Tasa de disponibilidad del equipo generador.
\n\u2022 Tasa de Disponibilidad de la red de transporte.
\n\u2022 Evoluci\u00f3n anual de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.
\n\u2022 Calidad de servicio referente a energ\u00eda no suministrada (ENS) y tiempo de interrupci\u00f3n medio (TIM) de la Red de Transporte.
\n\u2022 L\u00edmites t\u00e9rmicos estacionales de la red de transporte.
\nAdem\u00e1s el OS mantendr\u00e1 actualizadas y disponibles series hist\u00f3ricas de:
\n\u2022 Potencia instalada en cada SENP.
\n\u2022 Energ\u00eda generada por tipo de producci\u00f3n\/combustible.
\n\u2022 Energ\u00eda generada por instalaciones de producci\u00f3n tipo A y tipo B.
\n\u2022 Consumo de bombeo.
\n\u2022 Demanda de cada SENP.
\n\u2022 Producible hidroel\u00e9ctrico.
\n\u2022 Reservas hidroel\u00e9ctricas.
\n\u2022 Tasas de disponibilidad del equipo generador.
\n\u2022 Tasas de disponibilidad de la red de transporte.
\n\u2022 Calidad de servicio referente a energ\u00eda no suministrada (ENS) y tiempo de interrupci\u00f3n medio (TIM) de la Red de Transporte.
\n10. An\u00e1lisis e informaci\u00f3n de incidentes.
\n10.1 Incidentes. Los eventos que definen aquellos incidentes de los sistemas el\u00e9ctricos que son objeto de informaci\u00f3n, en el \u00e1mbito de este procedimiento, por parte del agente titular de las instalaciones afectadas o del responsable del suministro a los consumidores finales afectados son los siguientes:
\na) La p\u00e9rdida de una o varias instalaciones de transporte y\/o de otros elementos de los sistemas el\u00e9ctricos (generaci\u00f3n, distribuci\u00f3n y\/o transformaci\u00f3n transporte-distribuci\u00f3n o transporte\/generaci\u00f3n) cuando esta resulte en una violaci\u00f3n de los criterios de funcionamiento y seguridad de los sistemas el\u00e9ctricos establecidos en el correspondiente procedimiento de operaci\u00f3n o en una p\u00e9rdida directa de suministro.
\nb) Cualquier otra circunstancia que resulte en:
\na. Da\u00f1o mayor a cualquiera de los elementos del sistema el\u00e9ctrico.
\nb. Fallo, degradaci\u00f3n, o actuaci\u00f3n incorrecta del sistema de protecci\u00f3n, de automatismos o de cualquier otro sistema que no requiera intervenci\u00f3n manual por parte del operador.
\nc. Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje electr\u00f3nico o f\u00edsico, terrorismo dirigido contra los sistemas el\u00e9ctricos o sus componentes con intenci\u00f3n de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad de los sistemas el\u00e9ctricos en su conjunto.
\nd. P\u00e9rdida de suministro, independientemente del incidente que la haya producido y del nivel de tensi\u00f3n en el que este haya acontecido, significativa o solicitada por el OS.
\ne. Otras circunstancias an\u00f3malas para el sistema el\u00e9ctrico \u2013por ejemplo, oscilaciones significativas\u2013 no asociadas a p\u00e9rdida de instalaciones de la red de transporte o a p\u00e9rdidas de suministro.
\n10.2 Comunicaci\u00f3n al operador del sistema. En el caso de que se produzca alg\u00fan incidente de los definidos en el apartado anterior en las instalaciones de la Red Observable, o en Instalaciones de Producci\u00f3n monitorizadas por el OS, con independencia de la red donde se conecten, el agente titular de las instalaciones o responsable del suministro afectado deber\u00e1 facilitar al OS y en un plazo de 2 horas la mejor informaci\u00f3n de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta informaci\u00f3n que constituye el informe preliminar del incidente contendr\u00e1, al menos, los aspectos a), b), c) y d) que se recogen en el anexo 3 que resulten de aplicaci\u00f3n.
\nEl OS podr\u00e1, cuando as\u00ed lo estime necesario, realizar consultas adicionales con objeto de clarificar el contenido de dicho informe preliminar quedando el emisor del mismo obligado a atender la consulta en ese momento o tan pronto como disponga de la informaci\u00f3n adicional necesaria.
\nCuando el OS determine que el evento constituye una incidente significativo para alg\u00fan sistema el\u00e9ctrico, proceder\u00e1 a notificarlo al agente titular o representante de la instalaci\u00f3n o al responsable del suministro de los consumidores finales afectados.
\nDicho agente deber\u00e1 remitir un informe escrito al OS en un plazo no superior a 15 d\u00edas h\u00e1biles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisar\u00e1 y completar\u00e1 la informaci\u00f3n remitida en el informe preliminar (anexo 3) y se incluir\u00e1n las posibles acciones identificadas por el agente para evitar o minimizar el efecto de incidentes similares que pudieran producirse en el futuro.
\n10.3 Comunicaci\u00f3n del Operador del sistema. Cuando se produzca un incidente de los definidos en el apartado 10.1, el OS incluir\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente en un \u00abParte Diario de Incidentes\u00bb que se pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los agentes antes de las doce horas del d\u00eda siguiente a la ocurrencia de la misma.
\nCuando el OS considere un incidente de especial relevancia elaborar\u00e1 un informe escrito, una vez disponga de la informaci\u00f3n definitiva del mismo. Este informe incluir\u00e1 las medidas a tomar para evitar la repetici\u00f3n del incidente o la minimizaci\u00f3n de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situaci\u00f3n similar en el futuro. Este informe se remitir\u00e1 a los agentes afectados, a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y al para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica en un plazo no superior a 60 d\u00edas h\u00e1biles tras la ocurrencia del incidente.
\nLos informes correspondientes a los incidentes m\u00e1s significativos ser\u00e1n presentados y analizados en las reuniones del Grupo de An\u00e1lisis de Incidentes que convocar\u00e1 el Operador del sistema.
\n10.4 Investigaciones Conjuntas. Para aquellos incidentes en que, por su importancia o naturaleza el OS lo juzgue necesario, propondr\u00e1 a la mayor brevedad posible la realizaci\u00f3n de un an\u00e1lisis conjunto con los restantes agentes involucrados o afectados. Los resultados de dicho an\u00e1lisis se incorporar\u00e1n en el informe que elabore el OS sobre el incidente.
\n11. Informaci\u00f3n de las liquidaciones responsabilidad del operador del sistema.
\n11.1 Informaci\u00f3n confidencial. La informaci\u00f3n confidencial correspondiente a las liquidaciones efectuadas por el OS es aquella que se comunica a los agentes del mercado de forma individual sin que pueda tener acceso a ella el resto de agentes.
\nTodos los procesos asociados a esta informaci\u00f3n quedan definidos en los procedimientos de liquidaciones.
\n11.2 Informaci\u00f3n p\u00fablica. La informaci\u00f3n agregada de liquidaciones que se pone a disposici\u00f3n de los agentes se pondr\u00e1 asimismo a disposici\u00f3n del p\u00fablico en general en el mismo d\u00eda.
\nANEXO I
\nContenido de la base de datos estructural del OS
\nNotas generales y abreviaturas.
\n\u2022 Como norma general, los datos deben expresarse en unidades del sistema internacional, salvo que expresamente se indique otra cosa.
\n\u2022 De los datos de impedancia se debe indicar la tensi\u00f3n a la que est\u00e1n referidos o los valores de base, en su caso.
\n\u2022 Los datos facilitados al OS deber\u00e1n ser, en su caso, coherentes con los incluidos en los Registros Administrativos Ministeriales correspondientes.
\n\u2022 La clasificaci\u00f3n de las unidades de producci\u00f3n en categor\u00eda A y B responde a la definici\u00f3n del art\u00edculo 2 del Real Decreto 738\/2015:
\na. Instalaciones categor\u00eda A. Dentro de esta categor\u00eda se incluyen los grupos de generaci\u00f3n hidroel\u00e9ctricos no fluyentes y t\u00e9rmicos que utilicen como fuentes de energ\u00eda carb\u00f3n, hidrocarburos, biomasa, biog\u00e1s, geotermia, residuos y energ\u00edas residuales procedentes de cualquier instalaci\u00f3n, m\u00e1quina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica, as\u00ed como las instalaciones de cogeneraci\u00f3n de potencia neta superior a 15 MW.
\nb. Instalaciones categor\u00eda B. Dentro de este grupo se incluyen las instalaciones de generaci\u00f3n no incluidas en el p\u00e1rrafo anterior que utilicen fuentes de energ\u00eda renovables e instalaciones de cogeneraci\u00f3n de potencia neta inferior o igual a 15 MW.
\n\u2022 En el caso de instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo, adem\u00e1s de lo recogido en este anexo se deber\u00e1 proveer la siguiente informaci\u00f3n:
\nc. Modalidad de autoconsumo, secci\u00f3n y subsecci\u00f3n (en caso de acogerse a alguna de las modalidades de autoconsumo establecidas en la legislaci\u00f3n vigente).
\nd. Indicar modalidad de autoconsumo Individual\/Colectivo.
\nEstructura del anexo I.
\nEl presente anexo est\u00e1 organizado de acuerdo a la siguiente estructura:
\n1. Sistema de producci\u00f3n.
\n1.1 Instalaciones de producci\u00f3n basadas en generadores s\u00edncronos conectados directamente a la red (hidr\u00e1ulica, t\u00e9rmica, solar t\u00e9rmica) incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.
\n1.1.1 Embalses.
\n1.1.2 Centrales y grupos hidr\u00e1ulicos.
\n1.1.2.1 Datos generales e hidr\u00e1ulicos de la instalaci\u00f3n.
\n1.1.2.1.1 Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n1.1.2.1.2 Centrales de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\n1.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulaci\u00f3n primaria.
\n1.1.2.2.1 Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n1.1.2.2.2 Centrales de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\n1.1.2.2.3 Centrales de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.
\n1.1.2.3 Datos principales de los equipos de control de tensi\u00f3n (en el caso de centrales de m\u00e1s de 1 MW o conectadas a la red de transporte).
\n1.1.2.4 Otros datos.
\n1.1.3 Unidades t\u00e9rmicas.
\n1.1.3.1 Datos generales de la instalaci\u00f3n.
\n1.1.3.1.1 Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n1.1.3.1.2 Centrales de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\n1.1.3.1.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.
\n1.1.3.2 Datos de cada generador.
\n1.1.3.2.1 Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n1.1.3.2.2 Centrales de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\n1.1.3.2.3 Centrales de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.
\n1.1.3.3 Datos de cada grupo y de los equipos de regulaci\u00f3n primaria.
\n1.1.3.3.1 Centrales de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\n1.1.3.3.2 Centrales de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.
\n1.1.3.4 Datos principales de los equipos de control de tensi\u00f3n (en el caso de centrales de m\u00e1s de 1 MW o conectadas a la red de transporte).
\n1.1.3.5 Otros datos: Planes de reposici\u00f3n, transformador, l\u00ednea o cable, protecciones y datos necesarios para programaci\u00f3n (v\u00e9anse apartados correspondientes).
\n1.1.4 Solar t\u00e9rmica.
\n1.1.4.1 Datos de la instalaci\u00f3n y de los grupos.
\n1.1.4.1.1 General.
\n1.1.4.1.2 Datos adicionales en el caso de generadores o agrupaci\u00f3n de generadores de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia total o conectados a la red de transporte.
\n1.1.4.1.2.1 General.
\n1.1.4.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulaci\u00f3n primaria.
\n1.1.4.1.3 Centrales de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los anteriores
\n1.1.4.1.3.1 General.
\n1.1.4.1.3.2 Datos adicionales en el caso de conexi\u00f3n a la red de transporte.
\n1.1.4.2 Datos principales de los equipos de control de tensi\u00f3n para plantas de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la RdT.
\n1.1.4.3 Otros datos: Planes de reposici\u00f3n, transformador, l\u00ednea o cable, protecciones y datos necesarios para programaci\u00f3n (v\u00e9anse apartados correspondientes).
\n1.1.5 Datos necesarios para los planes de reposici\u00f3n del servicio
\n1.1.6 Datos de los transformadores de grupo.
\n1.1.6.1 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A no conectadas a la red de transporte.
\n1.1.6.1.1 Centrales conectadas a la red de transporte.
\n1.1.7 Datos de la l\u00ednea o cable de evacuaci\u00f3n.
\n1.1.7.1 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A no conectadas a la red de transporte.
\n1.1.7.2 Centrales conectadas a la red de transporte.
\n1.1.8 Datos de las protecciones.
\n1.1.8.1 Centrales de potencia inferior o igual a 1 MW que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n1.1.8.2 Centrales de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\n1.1.8.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.
\n1.1.8.3.1 Protecciones de la Central.
\n1.1.8.3.2 Protecciones asociadas a la instalaci\u00f3n de enlace.
\n1.1.8.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.
\n1.2 Instalaciones e\u00f3licas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producci\u00f3n cuya tecnolog\u00eda no emplee un generador s\u00edncrono conectado directamente a red incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.
\n1.2.1 Plantas fotovoltaicas mayores de 50 kW y hasta 500 kW de potencia.
\n1.2.2 Caracter\u00edsticas a suministrar de cada instalaci\u00f3n mayor de 0,5 MW.
\n1.2.3 Datos del transformador de conexi\u00f3n a la red.
\n1.2.4 Datos de la l\u00ednea o cable de conexi\u00f3n a la red.
\n1.2.5 Datos de las protecciones.
\n1.2.5.1 Protecciones de la instalaci\u00f3n.
\n1.2.5.2 Protecciones asociadas a cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.)
\n1.2.5.3 Protecciones asociadas a la instalaci\u00f3n de enlace.
\n1.2.6 Datos adicionales en el caso de instalaciones conectadas a la red de transporte.
\n1.2.6.1 Caracter\u00edsticas de cada instalaci\u00f3n.
\n1.2.6.2 Datos del transformador de la instalaci\u00f3n (en caso de ser \u00e9ste el transformador de conexi\u00f3n a la red, ver punto 1.2.6.4).
\n1.2.6.3 Datos de la l\u00ednea o cable de evacuaci\u00f3n de cada instalaci\u00f3n (en caso de ser esta la l\u00ednea o cable de conexi\u00f3n a la red de transporte, ver punto 1.2.6.5).
\n1.2.6.4 Datos del transformador de conexi\u00f3n a la red.
\n1.2.6.5 Datos de la l\u00ednea o cable de evacuaci\u00f3n (en su caso).
\n1.2.6.6 Datos de las protecciones.
\n1.2.6.6.1 Protecciones de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n.
\n1.2.6.6.2 Protecciones asociadas a la instalaci\u00f3n de enlace.
\n1.2.6.6.3 Teledisparo ante contingencias en la red.
\n1.2.7 Datos principales de los equipos de control de tensi\u00f3n para las instalaciones de m\u00e1s de 1 MW.
\n1.3 Informaci\u00f3n de regulaci\u00f3n primaria, secundaria y terciaria.
\n1.3.1 Informaci\u00f3n de regulaci\u00f3n primaria.
\n1.3.2 Informaci\u00f3n de regulaci\u00f3n secundaria.
\n1.3.3 Informaci\u00f3n de regulaci\u00f3n terciaria.
\n2. Red de transporte.
\n2.1 Subestaciones.
\n2.2 Parques.
\n2.3 L\u00edneas y cables.
\n2.4 Transformadores.
\n2.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.
\n3. Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte.
\n4. Elementos de almacenamiento.
\n5. Red observable.
\n5.1 Subestaciones.
\n5.2 Parques.
\n5.3 L\u00edneas y cables.
\n5.4 Transformadores.
\n5.5 Elementos de control de potencia reactiva.
\nANEXO II
\n1. Informaci\u00f3n de la red de transporte y de la red observable que se enviar\u00e1 al OS en tiempo real.
\n1.1 Interruptores.
\n1.2 Seccionadores.
\n1.3 L\u00edneas.
\n1.4 Transformadores (incluye transporte, generaci\u00f3n y consumo), reactancias y condensadores.
\n1.5 Acoplamiento de barras.
\n1.6 Barras.
\n1.7 Grupos t\u00e9rmicos y grupos hidr\u00e1ulicos con capacidad de regulaci\u00f3n.
\n1.8 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A.
\n1.9 Resto de instalaciones de potencia superior a 50 MW o conectadas a la red de transporte.
\n1.10 Instalaciones de generaci\u00f3n con obligaci\u00f3n de adscripci\u00f3n a un centro de control de generaci\u00f3n.
\n1.11 Resto de instalaciones de generaci\u00f3n con obligaci\u00f3n de env\u00edo de telemedidas en tiempo real.
\n1.12 Compensadores s\u00edncronos.
\n1.13 Instalaciones de producci\u00f3n del tipo descrito en la DT und\u00e9cima Real Decreto 738\/2015.
\nANEXO III
\n1. Sistema de producci\u00f3n.
\n1.1 Instalaciones de producci\u00f3n basadas en generadores s\u00edncronos conectados directamente a la red (hidr\u00e1ulica, t\u00e9rmica, solar t\u00e9rmica) incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.
\n1.1.1 Embalses.
\n\u2022 Nombre del embalse.
\n\u2022 Empresa o empresas propietarias o concesionarias:
\n\u2022 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2013 Porcentaje de participaci\u00f3n.
\n\u2013 Cuenca (r\u00edo).
\n\u2022 Situaci\u00f3n: Provincia, t\u00e9rmino municipal, paraje o predio.
\n\u2022 Fecha de terminaci\u00f3n.
\n\u2022 Capacidad en energ\u00eda el\u00e9ctrica (MWh).
\n\u2022 Serie hist\u00f3rica de aportaciones parciales al embalse en t\u00e9rminos mensual y semanal (m3).
\n\u2022 Volumen m\u00e1ximo (hm3).
\n\u2022 Volumen m\u00ednimo (hm3).
\n\u2022 Curva cota de embalse en funci\u00f3n de volumen \u00fatil (m\u00ednimo 3\u00ba grado).
\n\u2022 Cota m\u00e1xima de explotaci\u00f3n (m).
\n\u2022 Cota m\u00ednima de explotaci\u00f3n (m).
\n\u2022 Caudal m\u00ednimo ecol\u00f3gico a mantener aguas abajo.
\n\u2022 Coeficiente de regulaci\u00f3n (d\u00edas), definido como el cociente entre el volumen del embalse y la aportaci\u00f3n media anual al embalse.
\n\u2022 Tiempo de vaciado del embalse (horas) con turbinaci\u00f3n a plena carga de la propia central.
\n\u2022 Uso (Hidroel\u00e9ctrico, Mixto).
\n\u2022 Restricciones de explotaci\u00f3n (detracciones, riegos, etc.).
\n1.1.2 Centrales y grupos hidr\u00e1ulicos.
\n1.1.2.1 Datos generales e hidr\u00e1ulicos de la instalaci\u00f3n.
\n\u25cb Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Nombre de la Central.
\n\u2022 Domicilio de la Central: municipio, c\u00f3digo postal y provincia.
\n\u2022 Empresa o empresas propietarias:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2013 Porcentaje de participaci\u00f3n.
\n\u2022 Empresa o empresas explotadoras:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2022 Cuenca (r\u00edo) en que est\u00e1 ubicada la central.
\n\u2022 Embalse asociado.
\n\u2022 Subestaci\u00f3n \/ parque de conexi\u00f3n a la red (Nombre, kV).
\n\u2022 Unidad de Gesti\u00f3n Hidr\u00e1ulica a la que pertenece, en su caso.
\n\u2022 N.\u00ba de grupos.
\n\u2022 Potencia nominal.
\n\u2022 Caudal nominal (m3\/s).
\n\u2022 Salto neto nominal (m).
\n\u2022 Categor\u00eda de la instalaci\u00f3n (A o B).
\n\u25cb Centrales de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Nombre de la Central.
\n\u2022 Domicilio de la Central: municipio, c\u00f3digo postal y provincia.
\n\u2022 Localizaci\u00f3n geogr\u00e1fica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci\u00f3n con influencia en la red de transporte): planos (detalle m\u00ednimo de situaci\u00f3n particular E 1:50.000 y de situaci\u00f3n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l\u00edneas y nudos de conexi\u00f3n a la red).
\n\u2022 Coordenadas UTM de la instalaci\u00f3n (dar un punto de referencia).
\n\u2022 Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci\u00f3n de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci\u00f3n de tensi\u00f3n superior a 10 kV con influencia en la red de transporte).
\n\u2022 Empresa o empresas propietarias:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2013 Porcentaje de participaci\u00f3n.
\n\u2022 Empresa o empresas explotadoras:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2022 Cuenca (r\u00edo) en que est\u00e1 ubicada la central.
\n\u2022 Esquema del subsistema hidr\u00e1ulico.
\n\u2022 Embalse asociado.
\n\u2022 Subestaci\u00f3n \/ parque de conexi\u00f3n a la red (nombre, kV).
\n\u2022 Unidad de Gesti\u00f3n Hidr\u00e1ulica a la que pertenece, en su caso.
\n\u2022 Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.
\n\u2022 Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.
\n\u2022 Canal de conducci\u00f3n\/galer\u00eda de presi\u00f3n (s\u00ed\/no). En caso afirmativo, longitud(es) y di\u00e1metro(s).
\n\u2022 Dep\u00f3sito o c\u00e1mara de carga (s\u00ed\/no). En caso afirmativo, volumen.
\n\u2022 Tuber\u00eda forzada (s\u00ed\/no). En caso afirmativo, longitud(es) y di\u00e1metro(s).
\n\u2022 N.\u00ba de grupos.
\n\u2022 Potencia nominal.
\n\u2022 Caudal nominal (m3\/s).
\n\u2022 Caudal m\u00e1ximo de turbinaci\u00f3n (m3\/s).
\n\u2022 Caudal m\u00ednimo de turbinaci\u00f3n (m3\/s).
\n\u2022 Salto bruto m\u00e1ximo (m).
\n\u2022 Salto bruto m\u00ednimo (m).
\n\u2022 Salto neto nominal (m).
\n\u2022 Salto neto m\u00e1ximo (m).
\n\u2022 Salto neto m\u00ednimo (m).
\n\u2022 P\u00e9rdidas en las conducciones en funci\u00f3n del caudal.
\n\u2022 Curvas de rendimiento en funci\u00f3n del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).
\n\u2022 En el caso de grupos reversibles o de bombeo:
\n\u2013 Potencia nominal.
\n\u2013 Altura efectiva nominal (m).
\n\u2013 Altura de impulsi\u00f3n nominal (m).
\n\u2013 Caudal nominal de bombeo (m3\/s).
\n\u2013 Caudal m\u00e1ximo de bombeo (m3\/s).
\n\u2013 Caudal m\u00ednimo de bombeo (m3\/s).
\n\u2013 \u00cdndice de acumulaci\u00f3n por bombeo (%), definido como la relaci\u00f3n entre la energ\u00eda el\u00e9ctrica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energ\u00eda consumida para su elevaci\u00f3n.
\n\u2013 P\u00e9rdidas en la aspiraci\u00f3n e impulsi\u00f3n en funci\u00f3n del caudal.
\n\u2013 Curvas de rendimiento en funci\u00f3n del caudal bombeado y de la altura manom\u00e9trica (alternativa: Tablas de potencia para distintas alturas manom\u00e9tricas y distintos caudales para cada altura manom\u00e9trica).
\n\u2013 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte:
\n\u2013 Diagrama f\u00edsico (esquema general en planta) de la instalaci\u00f3n de enlace.
\n\u2013 Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generaci\u00f3n hasta el punto de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2013 Esquema unifilar de protecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n.
\n\u2013 Categor\u00eda de la instalaci\u00f3n (A o B).
\n1.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulaci\u00f3n primaria.
\n\u25cb Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 N\u00famero de identificaci\u00f3n en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica).
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n en su caso).
\n\u2022 Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).
\n\u2022 Potencia nominal en turbinaci\u00f3n (MW).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV).
\n\u2022 M\u00e1xima tensi\u00f3n de generaci\u00f3n (kV).
\n\u2022 M\u00ednima tensi\u00f3n de generaci\u00f3n (kV).
\n\u2022 Velocidad nominal.
\n\u2022 Caudal nominal (m3\/s).
\n\u2022 Salto nominal (m).
\n\u2022 M\u00ednimo t\u00e9cnico neto, es decir, en barras de central (MW).
\n\u2022 En el caso de grupos reversibles o de bombeo:
\n\u2013 Potencia nominal.
\n\u2013 Altura efectiva nominal (m).
\n\u2013 Caudal nominal de bombeo (m3\/s).
\n\u25cb Centrales de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 N\u00famero de identificaci\u00f3n en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica).
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n en su caso).
\n\u2022 Tipo de turbina.
\n\u2022 Velocidad nominal (rpm).
\n\u2022 Potencia nominal en turbinaci\u00f3n (MW).
\n\u2022 Caudal nominal (m3\/s).
\n\u2022 Salto neto nominal (m).
\n\u2022 M\u00ednimo t\u00e9cnico neto, es decir, en barras de central (MW).
\n\u2022 Caudal m\u00e1ximo de turbinaci\u00f3n (m3\/s).
\n\u2022 Caudal m\u00ednimo de turbinaci\u00f3n (m3\/s).
\n\u2022 Salto bruto m\u00e1ximo (m).
\n\u2022 Salto bruto m\u00ednimo (m).
\n\u2022 Salto neto m\u00e1ximo (m).
\n\u2022 Salto neto m\u00ednimo (m).
\n\u2022 P\u00e9rdidas en las conducciones en funci\u00f3n del caudal.
\n\u2022 Curvas de rendimiento en funci\u00f3n del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).
\n\u2022 En el caso de grupos reversibles o de bombeo:
\n\u2013 Tipo de bomba.
\n\u2013 Potencia nominal.
\n\u2013 Velocidad nominal (rpm).
\n\u2013 Altura efectiva nominal (m).
\n\u2013 Caudal nominal de bombeo (m3\/s).
\n\u2013 Caudal m\u00e1ximo de bombeo (m3\/s).
\n\u2013 Caudal m\u00ednimo de bombeo (m3\/s).
\n\u2013 P\u00e9rdidas en la aspiraci\u00f3n e impulsi\u00f3n en funci\u00f3n del caudal.
\n\u2013 Curvas de rendimiento en funci\u00f3n del caudal bombeado y de la altura manom\u00e9trica (alternativa: tablas de potencia para distintas alturas manom\u00e9tricas y distintos caudales para cada altura manom\u00e9trica).
\n\u2013 Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).
\n\u2013 M\u00e1xima generaci\u00f3n de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.
\n\u2013 M\u00e1xima generaci\u00f3n de reactiva al m\u00ednimo t\u00e9cnico (MVAr) en b.c.
\n\u2013 M\u00e1xima absorci\u00f3n de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.
\n\u2013 M\u00e1xima absorci\u00f3n de reactiva al m\u00ednimo t\u00e9cnico (MVAr) en b.c.
\n\u2013 Factor de potencia nominal.
\n\u2013 Posibilidad de funcionamiento como compensador s\u00edncrono (S\u00cd\/NO).
\n\u2013 Potencia absorbida en funcionamiento como compensador s\u00edncrono (MW).
\n\u2013 Datos principales de turbina y de los equipos de regulaci\u00f3n primaria
\n\u2013 Caracter\u00edsticas de la turbina: fabricante y modelo.
\n\u2013 Disponibilidad de regulaci\u00f3n primaria o regulaci\u00f3n de velocidad (S\u00cd\/NO).
\n\u2022 En caso de disponer de regulaci\u00f3n primaria propia, ind\u00edquese:
\n\u2013 Caracter\u00edsticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci\u00f3metro motorizado, consigna digital,…
\n\u2013 Estatismo permanente:
\nRango de ajuste.
\nValor ajustado.
\nPosibilidad de telemedida del valor ajustado.
\n\u2013 Velocidad de variaci\u00f3n de la potencia en MW\/s, por variaci\u00f3n de frecuencia.
\n\u2013 Caracter\u00edsticas del regulador: fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci\u00f3n por realimentaci\u00f3n mediante estatismo transitorio,…) y tecnolog\u00eda (hidr\u00e1ulico, electrohidr\u00e1ulico…).
\n\u2013 Compensaciones din\u00e1micas: funci\u00f3n de transferencia de la compensaci\u00f3n din\u00e1mica (estatismo transitorio, compensador serie,…). Se ha de especificar el rango de cada par\u00e1metro y su valor de ajuste o consigna.
\n\u25cb Centrales de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.
\n\u2022 Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los par\u00e1metros que en los esquemas est\u00e9n representados. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\n\u2022 A trav\u00e9s de un modelo incluido en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionada por el propio OS, o bien a trav\u00e9s de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n\u2022 En ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n\u2022 Reactancias no saturadas s\u00edncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base m\u00e1quina (Xd, Xq, X\u2019d, X\u2019q, X\u2019\u2019d y X\u2019\u2019q. Simbolog\u00eda conforme a norma UNE-EN 60034-4)
\n\u2022 Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s) (T\u2019d, T\u2019q, T\u2019\u2019d y T\u2019\u2019q. Simbolog\u00eda conforme a norma UNE-EN 60034-4).
\n\u2022 Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s) (T\u2019d0, T\u2019q0, T\u2019\u2019d0 y T\u2019\u2019q0. Simbolog\u00eda conforme a norma UNE-EN 60034-4).
\n\u2022 Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: m\u00e1quina el\u00e9ctrica, excitatriz y turbina.
\n\u2022 Reactancia de fuga no saturada (p.u.) (Xl).
\n\u2022 Saturaci\u00f3n de la m\u00e1quina a tensi\u00f3n 1.0 p.u., seg\u00fan figura 1.
\n\u2022 Saturaci\u00f3n de la m\u00e1quina a tensi\u00f3n 1.2 p.u., seg\u00fan figura 1.
\n\u2022 Curvas de capacidad P-Q (l\u00edmites de funcionamiento del generador).<\/p>\n

Figura 1. Factores de saturaci\u00f3n
\n1.1.2.3 Datos principales de los equipos de control de tensi\u00f3n (en el caso de centrales de m\u00e1s de 1 MW o conectadas a la red de transporte).
\n\u2022 Breve descripci\u00f3n del regulador de tensi\u00f3n-excitatriz, que incluir\u00e1 el nombre y tipo del regulador.
\n\u2022 Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par\u00e1metros que en los esquemas est\u00e9n representados, de los reguladores de tensi\u00f3n-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\n\u2022 A trav\u00e9s de un modelo incluido en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionada por el propio OS,
\n\u2022 O bien, a trav\u00e9s de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n\u2022 En ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensi\u00f3n-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n1.1.2.4 Otros datos.
\n\u2022 Planes de reposici\u00f3n, transformador, l\u00ednea o cable, protecciones y datos necesarios para programaci\u00f3n (v\u00e9anse apartados correspondientes).
\n1.1.3 Unidades t\u00e9rmicas.
\n\u2022 Nota: Las unidades solares t\u00e9rmicas se tratan en el apartado 1.1.4.
\n1.1.3.1 Datos generales de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Para cogeneraciones: V\u00e9anse tambi\u00e9n instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte.
\n\u25cb Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Denominaci\u00f3n de la central. Empresa o empresas propietarias:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2013 Porcentaje de participaci\u00f3n.
\n\u2022 Empresa o empresas explotadoras:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2022 N\u00famero de identificaci\u00f3n en el RAIPEE.
\n\u2022 Domicilio de la central: municipio, c\u00f3digo postal y provincia.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Combustibles principal y alternativo.
\n\u2022 Subestaci\u00f3n \/ parque de conexi\u00f3n a la red (Nombre, kV).
\n\u2022 Categor\u00eda de la instalaci\u00f3n (A o B).
\n\u25cb Centrales de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Denominaci\u00f3n de la central.
\n\u2022 Empresa o empresas propietarias:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2013 Porcentaje de participaci\u00f3n.
\n\u2022 Empresa o empresas explotadoras:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2022 N\u00famero de identificaci\u00f3n en el RAIPEE.
\n\u2022 Domicilio de la central: municipio, c\u00f3digo postal y provincia.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Combustibles principal y alternativo.
\n\u2022 Subestaci\u00f3n \/ parque de conexi\u00f3n a la red (Nombre, kV).
\n\u2022 Denominaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Localizaci\u00f3n geogr\u00e1fica (solicitudes de acceso): planos (detalle m\u00ednimo de situaci\u00f3n particular E 1:50.000 y de situaci\u00f3n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l\u00edneas y nudos de conexi\u00f3n a la red).
\n\u2022 Coordenadas UTM de la instalaci\u00f3n (dar un punto de referencia).
\n\u2022 Configuraci\u00f3n general de la instalaci\u00f3n, indicando en su caso caracter\u00edsticas de acoplamiento entre elementos (p.e. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), as\u00ed como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.
\n\u2022 Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (\u00edndices anuales y estacionales si procede).
\n\u2022 Eficiencia neta (consumo espec\u00edfico neto) referida a PCI de cada unidad t\u00e9rmica y del conjunto para distintos reg\u00edmenes de carga (Kcal\/kWh).
\n\u2022 Capacidad m\u00e1xima de almacenamiento de combustibles principal y alternativo (T).
\n\u2022 Reserva de energ\u00eda el\u00e9ctrica (parque de almacenamiento de combustibles) (MWh) para combustibles principal y alternativo.
\n\u2022 N\u00famero m\u00e1ximo de horas de funcionamiento a plena carga sin suministro externo para combustibles principal y alternativo.
\n\u2022 R\u00e9gimen de funcionamiento previsto.
\n\u2022 Categor\u00eda de la instalaci\u00f3n (A o B).
\n\u25cb Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci\u00f3n de enlace a la red (solicitudes de acceso).
\n\u2022 Diagrama f\u00edsico (esquema general en planta) de la instalaci\u00f3n de enlace.
\n\u2022 Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generaci\u00f3n hasta el punto de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 Esquemas unifilares de protecci\u00f3n y medida de la instalaci\u00f3n hasta el punto de conexi\u00f3n a la red, incluidos servicios auxiliares y transformador de arranque, en su caso.
\n1.1.3.2 Datos de cada generador.
\n\u25cb Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Potencia aparente instalada (MVA).
\n\u2022 Potencia activa neta instalada en b.c. (MW).
\n\u2022 M\u00ednimo t\u00e9cnico en b.c. (MW).
\n\u2022 M\u00e1xima generaci\u00f3n de reactiva al m\u00ednimo t\u00e9cnico (MVAr) en b.a.
\n\u2022 M\u00e1xima absorci\u00f3n de reactiva al m\u00ednimo t\u00e9cnico (MVAr) en b.a.
\n\u25cb Centrales de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\nEn el caso de generadores dependientes entre s\u00ed, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar tambi\u00e9n los datos de potencia activa y reactiva, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duraci\u00f3n, por ejemplo, con turbina de vapor fuera de servicio.
\n\u2022 Potencia aparente instalada (MVA).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal de generaci\u00f3n (kV).
\n\u2022 M\u00e1xima tensi\u00f3n de generaci\u00f3n (kV).
\n\u2022 M\u00ednima tensi\u00f3n de generaci\u00f3n (kV).
\n\u2022 Potencia activa instalada en b.a. (MW)
\n\u2022 Potencia activa neta instalada en b.c. (MW).
\n\u2022 Potencia activa neta efectiva de invierno en b.c. (MW).
\n\u2022 Potencia activa neta efectiva de verano en b.c. (MW).
\n\u2022 M\u00ednimo t\u00e9cnico en b.a. (MW)
\n\u2022 M\u00ednimo t\u00e9cnico en b.c. (MW).
\n\u2022 M\u00ednimo t\u00e9cnico especial en b.a. (MW).
\n\u2022 M\u00ednimo t\u00e9cnico especial en b.c. (MW).
\n\u2022 Tiempo que puede mantenerse el m\u00ednimo t\u00e9cnico especial (h).
\n\u2022 M\u00e1xima generaci\u00f3n de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.
\n\u2022 M\u00e1xima generaci\u00f3n de reactiva al m\u00ednimo t\u00e9cnico (MVAr) en b.a.
\n\u2022 M\u00e1xima absorci\u00f3n de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.
\n\u2022 M\u00e1xima absorci\u00f3n de reactiva al m\u00ednimo t\u00e9cnico (MVAr) en b.a.
\n\u2022 Consumo de servicios auxiliares en b.a. a plena carga, potencia activa (MW).
\n\u2022 Consumo de servicios auxiliares en b.a. a plena carga, potencia reactiva (MVAr).
\n\u2022 Consumo de servicios auxiliares en b.a. a m\u00ednimo t\u00e9cnico, potencia activa (MW).
\n\u2022 Consumo de servicios auxiliares en b.a. a m\u00ednimo t\u00e9cnico, potencia reactiva (MVAr).
\n\u2022 Factor de potencia nominal.
\n\u25cb Centrales de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.
\n\u2022 Reactancias no saturadas s\u00edncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso (p.u.) base m\u00e1quina (Xd, Xq, X\u2019d, X\u2019q, X\u2019\u2019d y X\u2019\u2019q. Simbolog\u00eda conforme a norma UNE-EN 60034-4).
\n\u2022 Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s). (T\u2019d, T\u2019q, T\u2019\u2019d y T\u2019\u2019q. Simbolog\u00eda conforme a norma UNE-EN 60034-4).
\n\u2022 Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s). (T\u2019d0, T\u2019q0, T\u2019\u2019d0 y T\u2019\u2019q0. Simbolog\u00eda conforme a norma UNE-EN 60034-4).
\n\u2022 Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: M\u00e1quina el\u00e9ctrica, excitatriz y turbina.
\n\u2022 Reactancia de fuga no saturada (p.u.). (Xl).
\n\u2022 Saturaci\u00f3n de la m\u00e1quina a tensi\u00f3n 1.0 p.u. (p.u.), seg\u00fan figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).
\n\u2022 Saturaci\u00f3n de la m\u00e1quina a tensi\u00f3n 1.2 p.u. (p.u.), seg\u00fan figura 1. (en apartado 1.1.2.2.3).
\n\u2022 Curvas de capacidad P-Q (l\u00edmites de funcionamiento del generador).
\n1.1.3.3 Datos de cada grupo y de los equipos de regulaci\u00f3n primaria.
\n\u25cb Centrales de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\nEn el caso de ciclos combinados de m\u00faltiple eje, la informaci\u00f3n aqu\u00ed solicitada se enviar\u00e1 por separado para cada turbina de gas y de vapor.
\n\u2022 Caracter\u00edsticas de la turbina de gas (en su caso): fabricante y modelo.
\n\u2022 Caracter\u00edsticas de la turbina de vapor (en su caso): fabricante y modelo.
\n\u2022 Disponibilidad de regulaci\u00f3n primaria o regulaci\u00f3n de velocidad (S\u00cd\/NO).
\n\u2022 En caso de disponer de regulaci\u00f3n primaria propia, ind\u00edquese:
\n\u2022 Caracter\u00edsticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci\u00f3metro motorizado, consigna digital,…
\n\u2022 Estatismo permanente:
\n\u2013 Rango de ajuste.
\n\u2013 Valor ajustado.
\n\u2013 Posibilidad de telemedida del valor ajustado.
\n\u2022 Velocidad de variaci\u00f3n de la potencia en MW\/s, por variaci\u00f3n de frecuencia.
\n\u2022 Caracter\u00edsticas del regulador (o de los reguladores, en su caso): fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci\u00f3n por realimentaci\u00f3n mediante estatismo transitorio,…) y tecnolog\u00eda (hidr\u00e1ulico, electrohidr\u00e1ulico…).
\n\u2022 Compensaciones din\u00e1micas: funci\u00f3n de transferencia de la compensaci\u00f3n din\u00e1mica (estatismo transitorio, compensador serie,…). Se han de especificar el rango de cada par\u00e1metro y su valor de consigna.
\n\u25cb Centrales de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.
\n\u2022 Esquema de bloques del regulador (o de los reguladores, en su caso) de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los par\u00e1metros que en los esquemas est\u00e9n representados. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\n\u2022 A trav\u00e9s de un modelo incluido en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionada por el propio OS,
\n\u2022 O bien a trav\u00e9s de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n\u2022 En ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n1.1.3.4 Datos principales de los equipos de control de tensi\u00f3n (en el caso de centrales de m\u00e1s de 1 MW o conectadas a la red de transporte).
\nEn el caso de ciclos combinados de m\u00faltiple eje, la informaci\u00f3n aqu\u00ed solicitada se enviar\u00e1 por separado para cada generador de turbina de gas y de vapor.
\n\u2022 Breve descripci\u00f3n del regulador de tensi\u00f3n-excitatriz, que incluir\u00e1 el nombre y tipo del regulador.
\n\u2022 Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par\u00e1metros que en los esquemas est\u00e9n representados, de los reguladores de tensi\u00f3n-excitatriz y del sistema estabilizador (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\n\u2022 A trav\u00e9s de un modelo incluido en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionada por el propio OS,
\n\u2022 o bien a trav\u00e9s de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n\u2022 En ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensi\u00f3n-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n1.1.3.5 Otros datos: Planes de reposici\u00f3n, transformador, l\u00ednea o cable, protecciones y datos necesarios para programaci\u00f3n (v\u00e9anse apartados correspondientes).
\n1.1.4 Solar t\u00e9rmica. Instalaciones de producci\u00f3n basadas en generadores s\u00edncronos conectados directamente a la red mayores de 1 MW o conectados a la red de transporte o que participen, individualmente o de forma agrupada, en los servicios de ajuste del sistema.
\n1.1.4.1 Datos de la instalaci\u00f3n y de los grupos.
\n\u25cb General.
\n\u2022 Nombre de la central.
\n\u2022 Localizaci\u00f3n geogr\u00e1fica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci\u00f3n con influencia en la red de transporte): planos (detalle m\u00ednimo de situaci\u00f3n particular E 1:50.000 y de situaci\u00f3n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l\u00edneas y nudos de conexi\u00f3n a la red).
\n\u2022 Empresa o empresas propietarias:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2013 Porcentaje de participaci\u00f3n.
\n\u2022 N\u00famero de identificaci\u00f3n en el RAIPEE.
\n\u2022 Unidad de oferta a la que pertenece, en su caso.
\n\u2022 Domicilio de la central: Municipio, c\u00f3digo postal y provincia.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Tipo de central.
\n\u2022 A\u00f1o final de la concesi\u00f3n.
\n\u2022 Normativa aplicable.
\n\u2022 Compa\u00f1\u00eda Distribuidora.
\n\u2022 Subestaci\u00f3n \/ parque de conexi\u00f3n a la red (nombre, kV).
\n\u2022 N\u00famero de grupos.
\n\u2022 Datos de los sistemas de almacenamiento energ\u00e9tico y apoyo mediante combustible complementario en el caso de centrales termosolares con capacidad de almacenamiento:
\n\u2013 M\u00e9todo de almacenamiento energ\u00e9tico (vapor, aceite, sales\u2026).
\n\u2013 Curvas de tiempo de recuperaci\u00f3n de la energ\u00eda primaria almacenada.
\n\u2013 Curvas de p\u00e9rdida de energ\u00eda primaria almacenada.
\n\u2022 Tipo de apoyo con combustible complementario, potencia suministrable con dicho combustible y autonom\u00eda del mismo (en horas a potencia nominal).
\n\u2022 Potencia m\u00e1xima que puede suministrar el sistema de almacenamiento y energ\u00eda m\u00e1xima que puede acumular.
\n\u2022 % de sobredimensionamiento de la planta para el almacenamiento.
\n\u2022 Potencia aparente instalada (MVA) de las unidades generadoras.
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV).
\n\u2022 M\u00e1xima tensi\u00f3n de generaci\u00f3n (kV).
\n\u2022 M\u00ednima tensi\u00f3n de generaci\u00f3n (kV).
\n\u2022 Velocidad nominal.
\n\u2022 Potencia acogida al Real Decreto 413\/2014 por el que se regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos o reglamentaci\u00f3n alternativa que sea de aplicaci\u00f3n (MW).
\n\u2022 Potencia no acogida (MW).
\n\u2022 Potencia activa neta y m\u00ednimo t\u00e9cnico (MW) disponibles para la red: distribuci\u00f3n estad\u00edstica por deciles de potencias o energ\u00edas horarias vertidas a la red desde que la planta entr\u00f3 en funcionamiento o estimada.
\n\u25cb Datos adicionales en el caso de generadores o agrupaci\u00f3n de generadores de m\u00e1s de 0,5 MW de potencia total o conectados a la red de transporte.
\n1.1.4.1.2.1 General.
\n\u2022 Coordenadas UTM de la instalaci\u00f3n (dar un punto de referencia).
\n\u2022 Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci\u00f3n de enlace a la red.
\n\u2022 R\u00e9gimen de funcionamiento previsto (ciclos diarios, semanales, estacionales, si procede).
\n\u2022 Rampa de subida (MW\/min).
\n\u2022 Rampa de bajada (MW\/min).
\n\u2022 Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.
\n\u2022 Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.
\n\u2022 M\u00e1xima generaci\u00f3n de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 M\u00e1xima generaci\u00f3n de reactiva al m\u00ednimo t\u00e9cnico (MVAr) en el punto de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 M\u00e1xima absorci\u00f3n de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 M\u00e1xima absorci\u00f3n de reactiva al m\u00ednimo t\u00e9cnico (MVAr) en el punto de conexi\u00f3n a la red.
\n1.1.4.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulaci\u00f3n primaria.
\n\u2022 Caracter\u00edsticas de la turbina: Fabricante y modelo.
\n\u2022 En caso de disponer de regulaci\u00f3n propia, ind\u00edquese:
\n\u2022 Caracter\u00edsticas del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenci\u00f3metro motorizado, consigna digital,..
\n\u2022 Estatismo permanente:
\n\u2013 Rango de ajuste.
\n\u2013 Valor ajustado.
\n\u2013 Posibilidad de telemedida del valor ajustado.
\n\u2022 Velocidad de variaci\u00f3n de la potencia en MW\/s, por variaci\u00f3n de frecuencia. La insensibilidad del regulador (mHz) no ha de ser superior a 10 mHz.
\n\u2022 Caracter\u00edsticas del regulador: Fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensaci\u00f3n por realimentaci\u00f3n mediante estatismo transitorio,…) y tecnolog\u00eda (hidr\u00e1ulico, electrohidr\u00e1ulico.).
\n\u2022 Compensaciones din\u00e1micas: Funci\u00f3n de transferencia de la compensaci\u00f3n din\u00e1mica (estatismo transitorio, compensador serie,\u2026). Se ha de especificar el rango de cada par\u00e1metro y su valor actual.
\n\u25cb Centrales de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los anteriores.
\n1.1.4.1.3.1 General.
\n\u2022 Reactancias no saturadas s\u00edncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base m\u00e1quina (Xd, Xq, X\u2019d, X\u2019q, X\u2019\u2019d y X\u2019\u2019q. Simbolog\u00eda conforme a norma UNE-EN 60034-4).
\n\u2022 Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s). (T\u2019d, T\u2019q, T\u2019\u2019d y T\u2019\u2019q. Simbolog\u00eda conforme a norma UNE-EN 60034-4).
\n\u2022 Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s). (T\u2019d0, T\u2019q0, T\u2019\u2019d0 y T\u2019\u2019q0. Simbolog\u00eda conforme a norma UNE-EN 60034-4).
\n\u2022 Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: m\u00e1quina el\u00e9ctrica, excitatriz y turbina.
\n\u2022 Reactancia de fuga no saturada (p.u.) (Xl).
\n\u2022 Saturaci\u00f3n de la m\u00e1quina a tensi\u00f3n 1.0 p.u., seg\u00fan figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).
\n\u2022 Saturaci\u00f3n de la m\u00e1quina a tensi\u00f3n 1.2 p.u., seg\u00fan figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).
\n\u2022 Curvas de capacidad P-Q (l\u00edmites de funcionamiento del generador).
\n\u2022 Datos principales de turbina y de los equipos de regulaci\u00f3n primaria.
\n\u2022 Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los par\u00e1metros que en los esquemas est\u00e9n representados. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\n\u2013 A trav\u00e9s de un modelo incluido en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionado por el propio OS,
\n\u2013 O bien, a trav\u00e9s de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento elaborado al efecto por el OS.
\n\u2013 En ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n1.1.4.1.3.2 Datos adicionales en el caso de conexi\u00f3n a la red de transporte.
\n\u2022 Datos de la instalaci\u00f3n en el punto de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 Diagrama f\u00edsico (esquema general en planta) de la instalaci\u00f3n de enlace.
\n\u2022 Diagrama unifilar de detalle con todos los elementos componentes de la instalaci\u00f3n de enlace desde las distintas unidades de generaci\u00f3n hasta el punto de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 Configuraci\u00f3n general de la instalaci\u00f3n, indicando en su caso caracter\u00edsticas de acoplamiento entre elementos (p.ej. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), as\u00ed como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.
\n\u2022 Esquema unifilar de protecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n.
\n1.1.4.2 Datos principales de los equipos de control de tensi\u00f3n para plantas de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la RdT.
\n\u2022 Para cada grupo:
\n\u2013 Breve descripci\u00f3n del regulador de tensi\u00f3n-excitatriz, que incluir\u00e1 el nombre y tipo del regulador.
\n\u2013 Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par\u00e1metros que en los esquemas est\u00e9n representados, de los reguladores de tensi\u00f3n-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\nA trav\u00e9s de un modelo incluido en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionada por el propio OS,
\nO bien, a trav\u00e9s de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n\u2013 En ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensi\u00f3n-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n1.1.4.3 Otros datos: Planes de reposici\u00f3n, transformador, l\u00ednea o cable, protecciones y datos necesarios para programaci\u00f3n (v\u00e9anse apartados correspondientes).
\n1.1.5 Datos necesarios para los planes de reposici\u00f3n del servicio
\nEste apartado aplica a instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A, o conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Alimentaci\u00f3n de SSAA (salvo CCHH).
\n\u2022 Esquema simplificado y descripci\u00f3n del proceso de alimentaci\u00f3n de SSAA en los siguientes supuestos:
\n\u2013 Normal.
\n\u2013 Arranque.
\n\u2013 Otras alternativas (Grupos Diesel\/Bater\u00edas\/Otras).
\n\u2013 Tensi\u00f3n de alimentaci\u00f3n de SSAA.
\n\u2013 Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia activa (MW).
\n\u2013 Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia reactiva (MVAr).
\n\u2013 Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia activa (MW).
\n\u2013 Especificar distintas posibilidades: Arranque en fr\u00edo\/ Arranque en caliente.
\n\u2022 Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia reactiva (MVAr). Especificar distintas posibilidades: Arranque en fr\u00edo\/ Arranque en caliente.
\n\u2013 Capacidad de arranque aut\u00f3nomo.
\n\u2022 Medios propios para energizar los servicios auxiliares necesarios para el arranque:
\n\u2013 Bater\u00eda.
\n\u2013 Grupo Diesel.
\n\u2013 Otros.
\n\u2022 Diagramas unifilares.
\n\u2022 Tiempo de autonom\u00eda (horas).
\n\u2022 Tipo de arranque:
\n\u2013 Por control remoto.
\n\u2013 Operaci\u00f3n local (se indicar\u00e1 la disponibilidad horaria de personal).
\n\u2022 El tiempo m\u00ednimo garantizado de funcionamiento continuo a plena carga durante el proceso de reposici\u00f3n (reservas m\u00ednimas de energ\u00eda primaria).
\n\u2022 Posibilidad de realizar un determinado n\u00famero de arranques consecutivos en un tiempo determinado (en caso de posibles disparos durante el proceso de reposici\u00f3n): n\u00famero de ciclos de arranque y parada, y duraci\u00f3n del ciclo.
\n\u2022 En caso de CCHH: N\u00famero m\u00ednimo de grupos que han de funcionar en paralelo.
\n\u2022 Posibilidad de arranque en cascada de un conjunto de grupos.
\n\u2013 Reconexi\u00f3n del grupo a la red (salvo CCHH).
\n\u2022 Tiempo m\u00ednimo de arranque en fr\u00edo (desde que se recibe alimentaci\u00f3n en los SSAA hasta listo para sincronizaci\u00f3n).
\n\u2022 Tiempo m\u00ednimo de arranque en caliente (desde que se recibe alimentaci\u00f3n en los SSAA hasta listo para sincronizaci\u00f3n).
\n\u2022 Tiempo m\u00e1ximo de parada para que el arranque sea en caliente.
\n\u2013 Capacidad de mantenerse estable tras una desconexi\u00f3n de la red exterior con p\u00e9rdida brusca de la plena carga, alimentando \u00fanicamente sus consumos propios.
\n\u2013 Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado m\u00ednima que es capaz de alimentar la planta en situaci\u00f3n de isla.
\n\u2013 Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes (salvo CCHH).
\n\u2013 Otros datos (salvo CCHH).
\n\u2022 Caracter\u00edsticas de los motores y cargas de servicios auxiliares y datos sobre protecciones y ajustes, en su caso.
\n\u2022 Dependencia de infraestructuras ajenas de suministro de combustible para el proceso de reposici\u00f3n.
\n1.1.6 Datos de los transformadores de grupo. Este apartado aplica a instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A, o conectadas a la red de transporte.
\n1.1.6.1 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A no conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Potencia nominal (MVA).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV) de primario y secundario.
\n\u2022 Grupo de conexi\u00f3n.
\n\u2022 P\u00e9rdidas debidas a la carga (kW).
\n\u2022 Tensi\u00f3n de cortocircuito (% en base m\u00e1quina).
\n\u2022 Impedancia homopolar (% en base m\u00e1quina).
\n\u25cb Centrales conectadas a la red de transporte.
\nVer transformadores de transporte.
\n1.1.7 Datos de la l\u00ednea o cable de evacuaci\u00f3n. Este apartado aplica a instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A o conectadas a la red de transporte.
\n1.1.7.1 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A no conectadas a la red de transporte.
\nV\u00e9anse l\u00edneas y cables de red observable.
\n1.1.7.2 Centrales conectadas a la red de transporte. V\u00e9anse l\u00edneas y cables de transporte.
\n1.1.8 Datos de las protecciones.
\n1.1.8.1 Centrales de potencia inferior o igual a 1 MW que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n) ante perturbaciones internas a la central (s\u00ed\/no). Indicar particularidades, en su caso.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de m\u00ednima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de sobrefrecuencia. Ajustes.
\n\u2022 En caso de que el tiempo cr\u00edtico en el nudo de conexi\u00f3n a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:
\n\u2022 Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.
\n\u2022 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n.
\n1.1.8.2 Centrales de m\u00e1s de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n) ante perturbaciones internas a la central (s\u00ed\/no). Indicar particularidades, en su caso.
\n\u2022 Rel\u00e9s de m\u00ednima tensi\u00f3n: ajustes.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de m\u00ednima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de sobrefrecuencia. Ajustes.
\n\u2022 Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.
\n\u2013 En caso de que el tiempo cr\u00edtico en el nudo de conexi\u00f3n a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:
\n\u25cb Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.
\n\u25cb Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n.
\n\u25cb Esquema unifilar de protecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n.
\n1.1.8.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.
\n1.1.8.3.1 Protecciones de la Central.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci\u00f3n (S\u00cd\/NO) con las protecciones de la red.
\n\u2022 Protecci\u00f3n ante p\u00e9rdida de sincronismo: indicar tipo de protecci\u00f3n, n\u00famero de deslizamientos para el disparo y si ante este el grupo queda sobre auxiliares.
\n\u2022 Rel\u00e9 de sobretensi\u00f3n: Ajustes.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de secuencia inversa: indicar estado de coordinaci\u00f3n de esta protecci\u00f3n con el reenganche monof\u00e1sico y los rel\u00e9s de discordancia de polos de la red.
\n\u2022 Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.
\n1.1.8.3.2 Protecciones asociadas a la instalaci\u00f3n de enlace.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci\u00f3n (S\u00cd\/NO) con las protecciones de la red.
\n\u2022 Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de generaci\u00f3n. Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n.
\n\u2022 Rel\u00e9 de m\u00ednima tensi\u00f3n: ajustes.
\n1.1.8.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.
\n\u2022 Capacidad de teledisparo (s\u00ed\/no).
\n\u2022 Tiempo de actuaci\u00f3n del teledisparo desde que se recibe la se\u00f1al.
\n\u2022 L\u00f3gica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.
\n1.2 Instalaciones e\u00f3licas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producci\u00f3n cuya tecnolog\u00eda no emplee un generador s\u00edncrono conectado directamente a red incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.
\n1.2.1 Plantas fotovoltaicas mayores de 50 kW y hasta 500 kW de potencia.
\n\u2022 Nombre de la central.
\n\u2022 N\u00famero catastral de la finca.
\n\u2022 Empresa o empresas propietarias:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2013 Porcentaje de participaci\u00f3n.
\n\u2022 N\u00famero de identificaci\u00f3n en el RAIPEE.
\n\u2022 Domicilio de la central: Municipio, c\u00f3digo postal y provincia.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Compa\u00f1\u00eda Distribuidora.
\n1.2.2 Caracter\u00edsticas a suministrar de cada instalaci\u00f3n mayor de 0,5 MW.
\n\u2022 Nombre de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Localizaci\u00f3n geogr\u00e1fica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci\u00f3n con influencia en la red de transporte): planos (detalle m\u00ednimo de situaci\u00f3n particular E 1:50.000 y de situaci\u00f3n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l\u00edneas y nudos de conexi\u00f3n a la red).
\n\u2022 Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci\u00f3n de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci\u00f3n de tensi\u00f3n superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).
\n\u2022 Empresa propietaria:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2022 N\u00famero de identificaci\u00f3n en el Registro Administrativo correspondiente.
\n\u2022 Fecha de inscripci\u00f3n en el Registro Administrativo correspondiente.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Domicilio de la instalaci\u00f3n: municipio, c\u00f3digo postal y provincia.
\n\u2022 Coordenadas UTM de la poligonal del parque, huerta, etc.
\n\u2022 Compa\u00f1\u00eda Distribuidora.
\n\u2022 Potencia instalada: aparente bruta (MVA) y activa neta (MW). La potencia aparente debe incluir toda la compensaci\u00f3n de reactiva de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Subestaci\u00f3n \/ parque de conexi\u00f3n a la red de transporte (nombre, kV).
\n\u2022 R\u00e9gimen de operaci\u00f3n previsto de la instalaci\u00f3n:
\n\u2013 Horas de utilizaci\u00f3n (a plena potencia) referidas a per\u00edodos anual y estacionales.
\n\u2013 Curva de potencia activa en del recurso primario (velocidad del viento en el caso de plantas e\u00f3licas, irradiancia en el caso de huertas solares, etc.) incluyendo indicaci\u00f3n de las velocidades m\u00e1ximas de viento para las cuales los aerogeneradores, paneles, captadores parab\u00f3licos, etc. dejan de aportar potencia.
\n\u2022 Cumplimiento de los requisitos de respuesta ante huecos de tensi\u00f3n (s\u00ed\/no).
\n\u2022 Datos de cada modelo de cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.):
\n\u2013 N\u00famero de unidades generadoras del mismo modelo.
\n\u2013 Fabricante y modelo.
\n\u2013 Tecnolog\u00eda: m\u00e1quina de inducci\u00f3n o as\u00edncrona de jaula de ardilla, m\u00e1quina de inducci\u00f3n o as\u00edncrona de deslizamiento variable, m\u00e1quina de inducci\u00f3n o as\u00edncrona doblemente alimentada, aerogeneradores con conversi\u00f3n total de potencia (full converter), inversores, etc. En caso de otras tecnolog\u00edas no indicadas, aportar breve descripci\u00f3n.
\n\u2013 Potencia activa instalada de cada unidad generadora (kW).
\n\u2013 Potencia aparente instalada de cada unidad generadora (kVA) incluyendo, en su caso, su compensaci\u00f3n de reactiva interna.
\n\u2013 Curva de potencia reactiva en funci\u00f3n de la potencia activa considerando, en su caso, la compensaci\u00f3n de reactiva interna de cada unidad generadora.
\n\u2013 En el caso de instalaciones de m\u00e1s de 1 MW o conectadas a la red de transporte, se aportar\u00e1 un modelo de la instalaci\u00f3n que debe describir su comportamiento din\u00e1mico desde el punto de vista del sistema el\u00e9ctrico al que se conecta, ante cualquier perturbaci\u00f3n en el mismo. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\nO a trav\u00e9s de un modelo incluido en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionada por el propio OS,
\no bien a trav\u00e9s de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n\u2013 En ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n\u2022 Compensaci\u00f3n de reactiva en bornas de cada unidad generadora excluida, en su caso, la compensaci\u00f3n interna:
\n\u2013 Compensaci\u00f3n est\u00e1tica y din\u00e1mica de potencia reactiva (valores nominales en MVAr).
\n\u2013 Posibilidad de regulaci\u00f3n.
\n\u2022 Compensaci\u00f3n de reactiva en bornas de la instalaci\u00f3n excluida, en su caso, la asociada a cada unidad generadora:
\n\u2013 Compensaci\u00f3n est\u00e1tica y\/o din\u00e1mica de potencia reactiva total (valor nominal en MVAr).
\n\u2013 Posibilidad de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Bater\u00edas de condensadores (s\u00ed\/no).
\nPotencia total (MVAr).
\nN\u00famero de escalones.
\nTipo de control de los escalones.
\n\u2013 Sistemas de compensaci\u00f3n o regulaci\u00f3n continua basados en electr\u00f3nica de potencia (FACTS) (s\u00ed\/no).
\nPotencia total instalada (MVAr).
\n1.2.3 Datos del transformador de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 Empresa o empresas propietarias:
\n\u2013 Nombre.
\n\u2013 NIF\/CIF.
\n\u2013 Direcci\u00f3n.
\n\u2022 Potencia nominal (MVA).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV) de primario y secundario.
\n\u2022 Grupo de conexi\u00f3n.
\n\u2022 P\u00e9rdidas debidas a la carga (kW).
\n\u2022 Tensi\u00f3n de cortocircuito (% en base m\u00e1quina).
\n\u2022 Impedancia homopolar (% en base m\u00e1quina).
\n1.2.4 Datos de la l\u00ednea o cable de conexi\u00f3n a la red. Ver l\u00edneas y cables de red observable.
\n1.2.5 Datos de las protecciones.
\n1.2.5.1 Protecciones de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n) ante perturbaciones internas a la instalaci\u00f3n (s\u00ed\/no). Indicar particularidades, en su caso.
\n\u2022 Rel\u00e9 de m\u00ednima tensi\u00f3n: indicar fases en que mide y ajustes.
\n\u2022 Rel\u00e9 de sobretensi\u00f3n: ajustes.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de m\u00ednima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de sobrefrecuencia. Ajustes.
\n\u2022 Dispositivos autom\u00e1ticos de reposici\u00f3n por frecuencia: Confirmar que no existen o que est\u00e1n deshabilitados.
\n1.2.5.2 Protecciones asociadas a cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.).
\n\u2022 Rel\u00e9 de m\u00ednima tensi\u00f3n: indicar fases en que mide y ajustes.
\n\u2022 Rel\u00e9 de sobretensi\u00f3n: ajustes.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de m\u00ednima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de sobrefrecuencia. Ajustes.
\n\u2022 -Dispositivos autom\u00e1ticos de reposici\u00f3n por frecuencia: Confirmar que no existen o que est\u00e1n deshabilitados.
\n\u2022 Disparo por sobrevelocidad, en su caso. Valor de disparo.
\n1.2.5.3 Protecciones asociadas a la instalaci\u00f3n de enlace:
\n\u2022 Rel\u00e9 de m\u00ednima tensi\u00f3n: ajustes.
\n\u2022 En caso de que el tiempo cr\u00edtico en el nudo de conexi\u00f3n a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:
\n\u2022 Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.
\n\u2022 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n.
\n1.2.6 Datos adicionales en el caso de instalaciones conectadas a la red de transporte.
\n1.2.6.1 Caracter\u00edsticas de cada instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Diagrama f\u00edsico (esquema general en planta) de la instalaci\u00f3n de enlace.
\n\u2022 Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generaci\u00f3n hasta el punto de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 Intensidad de cortocircuito aportada por la instalaci\u00f3n a un cortocircuito en el punto de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 Informe con el contenido m\u00e1ximo de distorsi\u00f3n arm\u00f3nica garantizado:
\n\u2013 Bien a trav\u00e9s de una previsi\u00f3n a nivel de instalaci\u00f3n, seg\u00fan se indica en CEI 61000-3-6, de los arm\u00f3nicos de tensi\u00f3n e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsi\u00f3n arm\u00f3nica.
\n\u2013 o bien realizar medidas a nivel de instalaci\u00f3n de los arm\u00f3nicos de tensi\u00f3n e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsi\u00f3n arm\u00f3nica, en per\u00edodos m\u00ednimos de una semana seg\u00fan se indica en CEI 61000-4-30.
\n\u2022 Nivel de tensi\u00f3n (kV) de la red interna de conexi\u00f3n de las unidades generadoras.
\n\u2022 Esquema unifilar de protecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n y de la instalaci\u00f3n de enlace.
\n1.2.6.2 Datos del transformador de la instalaci\u00f3n (en caso de ser este el transformador de conexi\u00f3n a la red, ver punto 1.2.6.4).
\n\u2022 Potencia nominal (MVA).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV) de primario y secundario.
\n\u2022 Grupo de conexi\u00f3n.
\n\u2022 P\u00e9rdidas debidas a la carga (kW).
\n\u2022 Tensi\u00f3n de cortocircuito (%).
\n\u2022 Impedancia homopolar (% en base m\u00e1quina).
\n1.2.6.3 Datos de la l\u00ednea o cable de evacuaci\u00f3n de cada instalaci\u00f3n (en caso de ser esta la l\u00ednea o cable de conexi\u00f3n a la red de transporte, ver punto 1.2.6.5). Ver l\u00edneas y cables de red observable.
\n1.2.6.4 Datos del transformador de conexi\u00f3n a la red. Ver transformadores de transporte.
\n1.2.6.5 Datos de la l\u00ednea o cable de evacuaci\u00f3n (en su caso). Ver l\u00edneas y cables de transporte.
\n1.2.6.6 Datos de las protecciones.
\n\u25cb Protecciones de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n.
\n\u2022 Condiciones de sincronismo para el acoplamiento. Automatismos y ajustes.
\n\u25cb Protecciones asociadas a la instalaci\u00f3n de enlace.
\n\u2022 Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de Criterios Generales de Protecci\u00f3n.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci\u00f3n (s\u00ed\/no) con las protecciones de la red.
\n\u25cb Teledisparo ante contingencias en la red.
\n\u2022 Capacidad de teledisparo (s\u00ed\/no).
\n\u2022 Tiempo de actuaci\u00f3n del teledisparo desde que se recibe la se\u00f1al (indicar tambi\u00e9n tiempos de apertura de interruptor).
\n\u2022 L\u00f3gica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.
\n1.2.7 Datos principales de los equipos de control de tensi\u00f3n para las instalaciones de m\u00e1s de 1 MW.
\nEl OS podr\u00e1 solicitar una descripci\u00f3n de la implementaci\u00f3n f\u00edsica del control de tensi\u00f3n de r\u00e9gimen permanente establecido en la instalaci\u00f3n mostrando como participan las din\u00e1micas fundamentales de los generadores individuales (inversores en su caso) as\u00ed como las din\u00e1micas del control en el punto de conexi\u00f3n a la red de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n. En tal caso, se aportar\u00e1n los correspondientes esquemas de bloques con los valores correspondientes de los par\u00e1metros que en el esquema est\u00e1n representados.
\n1.3 Informaci\u00f3n de regulaci\u00f3n primaria, secundaria y terciaria.
\n1.3.1 Informaci\u00f3n de regulaci\u00f3n primaria.
\n\u2022 Disponibilidad de regulaci\u00f3n primaria o regulaci\u00f3n de velocidad (S\u00cd\/NO). En caso afirmativo indicar:
\n\u2013 Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.
\n\u2013 Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):
\nRango de ajuste.
\nValor Ajustado: confirmar que el valor ajustado es cero.
\nPosibilidad de telemedida del valor ajustado
\n\u2022 En caso de no disponer de regulaci\u00f3n primaria propia, aportar documentaci\u00f3n que acredite la prestaci\u00f3n del servicio por otra unidad generadora, indicando:
\n\u2013 Unidad que presta el servicio.
\n\u2013 Confirmaci\u00f3n de insensibilidad no superior a 10 mHz.
\n\u2013 Confirmaci\u00f3n de banda muerta voluntaria nula.
\n1.3.2 Informaci\u00f3n de regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2022 En caso de participaci\u00f3n activa en el servicio:
\n\u2013 Informaci\u00f3n detallada de la conexi\u00f3n del sistema de regulaci\u00f3n con el AGC: caracter\u00edsticas de la se\u00f1al de consigna, procesamiento de la se\u00f1al, l\u00edmites,…
\n\u2013 Potencia activa m\u00e1xima y m\u00ednima de regulaci\u00f3n en b.a. (MW)
\n\u2013 Limitaciones en la subida y bajada de carga en MW\/min: rango de ajuste y valores de consigna para rampa continua y escal\u00f3n.
\n1.3.3 Informaci\u00f3n de regulaci\u00f3n terciaria.
\n\u2022 En el caso de generadores dependientes entre s\u00ed, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar tambi\u00e9n los datos solicitados, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duraci\u00f3n, por ejemplo, arranque de la segunda turbina de gas en caso de estar funcionando con una turbina de gas y la turbina de vapor.
\n\u2022 En caso de participaci\u00f3n activa en el servicio:
\n\u2013 Tiempo m\u00ednimo de arranque:
\nEn fr\u00edo (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci\u00f3n).
\nEn caliente (desde orden de arranque hasta listo para sincronizaci\u00f3n).
\n\u2013 Tiempo m\u00ednimo de arranque de programaci\u00f3n:
\nDesde sincronizaci\u00f3n hasta m\u00ednimo t\u00e9cnico (min). Desglosar arranque en fr\u00edo y en caliente.
\nDesde sincronizaci\u00f3n hasta plena carga (min). Desglosar arranque en fr\u00edo y en caliente.
\n\u2013 Tiempo m\u00ednimo de parada de programaci\u00f3n (desde plena carga hasta desconexi\u00f3n) (min).
\n\u2013 M\u00e1xima rampa ascendente de regulaci\u00f3n terciaria (MW en 15 min).
\n\u2013 M\u00e1xima rampa descendente de regulaci\u00f3n terciaria (MW en 15 min).
\n2. Red de transporte.
\n2.1 Subestaciones.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n.
\n\u2022 Domicilio: municipio, c\u00f3digo postal y provincia.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n2.2 Parques.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n.
\n\u2022 Tensi\u00f3n (kV).
\n\u2022 Coordenadas UTM del parque (dar un punto de referencia).
\n\u2022 Configuraci\u00f3n.
\n\u2022 Propietario de cada posici\u00f3n.
\n\u2022 Propietario de cada barra.
\n\u2022 Intensidad m\u00e1xima de cortocircuito admisible de los distintos elementos del parque.
\n\u2022 Poder de corte nominal en cortocircuito de los interruptores.
\n\u2022 Esquemas unifilares de protecci\u00f3n y medida.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Protecciones:
\n\u2013 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n). Indicar particularidades, en su caso.
\n\u2013 Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos. Tiempo cr\u00edtico contemplado.
\n\u2013 Protecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci\u00f3n (S\u00cd\/NO) con las protecciones de otros elementos.
\n\u2013 Esquema unifilar de protecci\u00f3n y medida.
\n\u2013 Rel\u00e9s de m\u00ednima tensi\u00f3n: l\u00f3gica de disparo e interruptores sobre los que act\u00faan.
\n2.3 L\u00edneas y cables.
\n\u2022 Denominaci\u00f3n de l\u00ednea.
\n\u2022 Parques extremos de la l\u00ednea.
\n\u2022 N\u00famero de circuitos y longitud en km.
\n\u2022 Propietario o conjunto de propietarios y participaci\u00f3n en su caso.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal de funcionamiento y m\u00e1xima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variaci\u00f3n) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con caracter\u00edsticas homog\u00e9neas.
\n\u2022 Resistencia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia directa (\u03bcS).
\n\u2022 Resistencia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia homopolar (\u03bcS).
\n\u2022 Datos adicionales solo para l\u00edneas y cables de la red de transporte, propiamente dichos:
\n\u2022 Valores estacionales (verano, oto\u00f1o, invierno, primavera) de:
\n\u2013 Capacidad nominal de transporte de la l\u00ednea (MVA).
\n\u2013 Elemento limitante.
\n\u2013 L\u00edmite t\u00e9rmico permanente del conductor (MVA).
\n\u2022 Temperatura m\u00e1xima de funcionamiento del conductor (0C).
\n\u2022 Longitud en apoyos compartidos, en su caso (en una misma zanja o galer\u00eda, si de cables aislados se trata).
\n\u2022 Configuraci\u00f3n de la l\u00ednea.
\n\u2022 Conductor: Denominaci\u00f3n \/ material \/ secci\u00f3n total (mm2).
\n\u2022 Cables de tierra: Denominaci\u00f3n \/ material \/ secci\u00f3n total (mm2).
\n\u2022 Configuraci\u00f3n de puesta a tierra (solo para cables aislados): Tipo\/longitud de las secciones.
\n\u2022 N\u00famero de conductores por fase.
\n\u2022 Protecciones:
\n\u2013 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n). Indicar particularidades, en su caso.
\n\u2013 Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos. Tiempo cr\u00edtico contemplado.
\n\u2013 Protecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci\u00f3n (s\u00ed\/no) con las protecciones de otros elementos.
\n\u2013 Esquema unifilar de protecci\u00f3n y medida.
\n\u2013 Acopladores de red o teleacopladores: existencia y ajustes.
\n\u2013 Rel\u00e9s de sincronismo: existencia y ajustes. Desglosar, en caso necesario, entre supervisi\u00f3n del reenganche y del cierre voluntario.
\n\u2013 Rel\u00e9s de m\u00ednima tensi\u00f3n: l\u00f3gica de disparo e interruptores sobre los que act\u00faan.
\n\u2013 Protecci\u00f3n de sobretensi\u00f3n: existencia y ajustes.
\n\u2013 Dispositivos autom\u00e1ticos de reposici\u00f3n: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.
\n\u2013 Reenganche:
\nPosici\u00f3n del reenganchador en condiciones normales de operaci\u00f3n (no activo\/mono\/mono+tri\/tri).
\nExtremo que lanza tensi\u00f3n en el reenganche trif\u00e1sico.
\nSupervisi\u00f3n de sincronismo en el reenganche trif\u00e1sico (s\u00ed\/no).
\n\u2013 Teledisparo:
\nTeledisparo ante apertura voluntaria (s\u00ed\/no).
\nTeledisparo ante apertura de interruptor (s\u00ed\/no).
\n2.4 Transformadores. Los transformadores que alimentan cargas y los conectados a redes no observables se tratan bajo el ep\u00edgrafe \u00abInstalaciones de consumo\u00bb.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n y parque del nivel de tensi\u00f3n m\u00e1s alto.
\n\u2022 N\u00famero de orden.
\n\u2022 Localizaci\u00f3n geogr\u00e1fica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci\u00f3n con influencia en la red de transporte): planos (detalle m\u00ednimo de situaci\u00f3n particular E 1:50.000 y de situaci\u00f3n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l\u00edneas y nudos de conexi\u00f3n a la red).
\n\u2022 Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci\u00f3n de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci\u00f3n de tensi\u00f3n superior a 10 kV con influencia en la red de transporte).
\n\u2022 Diagrama f\u00edsico (esquema general en planta) de la instalaci\u00f3n de enlace.
\n\u2022 Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalaci\u00f3n de enlace a la red.
\n\u2022 Propietario o conjunto de propietarios y participaci\u00f3n en su caso.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Tipo de transformador: configuraci\u00f3n (trif\u00e1sico o banco), autotransformador \/ transformador, circuito magn\u00e9tico (n.\u00ba de columnas).
\n\u2022 Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).
\n\u2022 Tipo de refrigeraci\u00f3n.
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal de cada arrollamiento (kV).
\n\u2022 Tensi\u00f3n m\u00e1xima de servicio de cada arrollamiento (kV).
\n\u2022 Grupo de conexi\u00f3n.
\n\u2022 Tipo de regulaci\u00f3n en cada arrollamiento (carga o vac\u00edo). Posibilidad de regulaci\u00f3n autom\u00e1tica y de su bloqueo ante colapso.
\n\u2022 N\u00famero de tomas en cada arrollamiento y extensi\u00f3n de tomas (%). N\u00famero de la toma principal (correspondiente a la tensi\u00f3n nominal del transformador), de la toma habitual (regulaci\u00f3n en vac\u00edo) y de la toma m\u00e1xima. Para transformadores de generaci\u00f3n, adem\u00e1s, n\u00fameros de la toma habitual (cambiador de tomas en vac\u00edo) o de las m\u00e1s frecuentes (cambiador de tomas en carga).
\n\u2022 Relaci\u00f3n de transformaci\u00f3n entre primario y secundario para cada una de las posibles tomas del transformador o autotransformador.
\n\u2022 P\u00e9rdidas en el transformador:
\n\u2013 P\u00e9rdidas debidas a la carga entre cada pareja de arrollamientos (kW).
\n\u2013 P\u00e9rdidas en vac\u00edo (kW).
\n\u2013 P\u00e9rdidas en los equipos auxiliares (kW).
\n\u2022 Tensi\u00f3n de cortocircuito entre cada pareja de arrollamientos en las tomas principal, m\u00e1xima y m\u00ednima en su caso (%). Toma principal en transformadores de generaci\u00f3n.
\n\u2022 Impedancias homopolares entre cada arrollamiento y su borne neutro en las tomas principal, m\u00e1xima y m\u00ednima en su caso (% en base m\u00e1quina). Toma principal en transformadores de generaci\u00f3n.
\n\u2022 Datos adicionales para transformadores de la red de transporte y de la red observable, propiamente dichos:
\n\u2013 Protecciones:
\nCumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n). Indicar particularidades, en su caso.
\nEsquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos. Tiempo cr\u00edtico contemplado.
\nProtecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci\u00f3n (S\u00cd\/NO) con las protecciones de otros elementos.
\nEsquema unifilar de protecci\u00f3n y medida.
\n\u2013 Rel\u00e9s de m\u00ednima tensi\u00f3n: l\u00f3gica de disparo e interruptores sobre los que act\u00faan.
\nProtecci\u00f3n de sobretensi\u00f3n: existencia y ajustes.
\n2.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n y parque en que se sit\u00faa.
\n\u2022 Tipo (Reactancia o Condensador o Est\u00e1tica; se replicar\u00e1 la informaci\u00f3n en caso de elementos con posibilidades de compensaci\u00f3n inductiva y capacitiva).
\n\u2022 N\u00famero de orden.
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV).
\n\u2022 Potencia nominal (MVAr).
\n\u2022 Tensi\u00f3n de conexi\u00f3n (kV).
\n\u2022 Situaci\u00f3n (barras o terciario de transformador).
\n\u2022 Propietario.
\n\u2022 P\u00e9rdidas en el hierro (kW).
\n\u2022 P\u00e9rdidas en el cobre (kW).
\n\u2022 P\u00e9rdidas totales incluidas adicionales (kW)
\n\u2022 Tipo de conexi\u00f3n.
\n\u2022 N\u00famero de escalones.
\n\u2022 Para cada escal\u00f3n:
\n\u2013 N.\u00ba de bloques.
\n\u2013 Potencia nominal de cada bloque (MVAr).
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Protecciones:
\n\u2013 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n). Indicar particularidades, en su caso.
\n\u2013 Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos. Tiempo cr\u00edtico contemplado.
\n\u2013 Protecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci\u00f3n (s\u00ed\/no) con las protecciones de otros elementos.
\n\u2013 Esquema unifilar de protecci\u00f3n y medida.
\n\u2013 Rel\u00e9s de m\u00ednima tensi\u00f3n: l\u00f3gica de disparo e interruptores sobre los que act\u00faan.
\n\u2013 Protecci\u00f3n de sobretensi\u00f3n: existencia y ajustes.
\n\u2013 Dispositivos autom\u00e1ticos de reposici\u00f3n: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.
\n3. Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte. En lo que a transformadores se refiere, el presente ep\u00edgrafe es de aplicaci\u00f3n a los que alimentan cargas y a los conectados a redes no observables. Los transformadores de la red observable se tratan en el cap\u00edtulo de Red Observable.
\n\u2022 Denominaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 N\u00famero de orden.
\n\u2022 Localizaci\u00f3n geogr\u00e1fica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribuci\u00f3n con influencia en la red de transporte): planos (detalle m\u00ednimo de situaci\u00f3n particular E 1:50.000 y de situaci\u00f3n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l\u00edneas y nudos de conexi\u00f3n a la red).
\n\u2022 Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalaci\u00f3n de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci\u00f3n de tensi\u00f3n superior a 10 kV con influencia en la red de transporte).
\n\u2022 Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalaci\u00f3n de enlace a la red.
\n\u2022 Propietario.
\n\u2022 Domicilio de la instalaci\u00f3n. Municipio, c\u00f3digo postal y provincia.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Tipo de carga (red de distribuci\u00f3n, servicios auxiliares, consumidor).
\n\u2022 Subestaci\u00f3n y parque de conexi\u00f3n a la red (nombre, kV).
\n\u2022 Configuraci\u00f3n general de la instalaci\u00f3n, modularidad y flexibilidad de funcionamiento.
\n\u2022 Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (\u00edndices anuales y estacionales si procede).
\n\u2022 R\u00e9gimen de funcionamiento previsto. Previsi\u00f3n de consumo (MW, MVAr) en el punto de conexi\u00f3n a la red en las situaciones horarias y estacionales significativas, as\u00ed como energ\u00eda estimada anual.
\n\u2022 Transformador de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 Tipo de transformador: configuraci\u00f3n (trif\u00e1sico o banco), autotransformador \/transformador, circuito magn\u00e9tico (n.\u00ba de columnas)
\n\u2022 Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal y m\u00e1xima de servicio de cada arrollamiento (kV).
\n\u2022 Grupo de conexi\u00f3n.
\n\u2022 P\u00e9rdidas debidas a la carga (kW).
\n\u2022 Tensi\u00f3n de cortocircuito (%).
\n\u2022 Impedancia homopolar (% en base m\u00e1quina).
\n\u2022 Caracter\u00edsticas principales de composici\u00f3n de la carga (si procede):
\n\u2013 Proporci\u00f3n de motores de inducci\u00f3n (% sobre la carga total).
\n\u2013 Del resto de la carga que no se corresponda con motores de inducci\u00f3n:
\nProporci\u00f3n asimilable a carga de potencia constante (%).
\nProporci\u00f3n asimilable a carga de impedancia constante (% sobre).
\nProporci\u00f3n asimilable a carga de intensidad constante (%).
\n\u2022 Informaci\u00f3n adicional para hornos de arco en corriente alterna:
\n\u2013 Tensi\u00f3n de alta (kV).
\n\u2013 Tensi\u00f3n de media (kV).
\n\u2013 Tensi\u00f3n de baja (kV).
\n\u2013 Potencia del horno (MVA).
\n\u2013 Compensaci\u00f3n de reactiva: tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexi\u00f3n.
\n\u2013 Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.
\n\u2013 Impedancia de la reactancia serie, si la hubiere.
\n\u2013 Impedancia de los cables de baja tensi\u00f3n, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexi\u00f3n a la red hasta el electrodo.
\n\u2013 Cos \u03c6 de las impedancias anteriores.
\n\u2022 Informaci\u00f3n adicional para hornos de arco en corriente continua:
\n\u2013 Tensi\u00f3n de alta (kV).
\n\u2013 Tensi\u00f3n de media (kV).
\n\u2013 Tensi\u00f3n de baja (kV).
\n\u2013 Potencia de rectificaci\u00f3n (MW).
\n\u2013 N\u00famero de pulsos.
\n\u2013 Compensaci\u00f3n de reactiva: tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexi\u00f3n.
\n\u2013 Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.
\n\u2013 Impedancia de los cables de baja tensi\u00f3n, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexi\u00f3n a la red hasta el electrodo.
\n\u2013 Cos \u03c6 de la impedancia de los cables de baja tensi\u00f3n.
\n\u2013 Filtros de arm\u00f3nicos: orden de arm\u00f3nico al que est\u00e1 sintonizado cada filtro y potencia unitaria (MVAr).
\n\u2022 L\u00ednea o cable de conexi\u00f3n a la red de transporte (en su caso):
\n\u2013 N\u00famero de circuitos y longitud en km.
\n\u2013 Propietario o conjunto de propietarios y participaci\u00f3n en su caso.
\n\u2013 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2013 Tensi\u00f3n nominal de funcionamiento y m\u00e1xima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variaci\u00f3n) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con caracter\u00edsticas homog\u00e9neas.
\n\u2013 Resistencia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2013 Reactancia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2013 Susceptancia de secuencia directa (\u03bcS).
\n\u2013 Resistencia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2013 Reactancia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2013 Susceptancia de secuencia homopolar (\u03bcS).
\n\u2013 Protecciones:
\nCumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n). Indicar particularidades, en su caso.
\nEsquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos. Tiempo cr\u00edtico contemplado.
\nProtecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinaci\u00f3n (S\u00cd\/NO) con las protecciones de otros elementos.
\nEsquema unifilar de protecci\u00f3n y medida.
\nRel\u00e9s de m\u00ednima tensi\u00f3n: l\u00f3gica de disparo e interruptores sobre los que act\u00faan.
\nProtecci\u00f3n de sobretensi\u00f3n: existencia y ajustes.
\nCaracter\u00edsticas y ajuste del rel\u00e9 de frecuencia:
\nFrecuencia: Rango de ajuste, escalonamiento y valor de ajuste (Hz).
\nTemporizaci\u00f3n: Rango de ajuste y valor de ajuste (s).
\nExistencia de mecanismo de reposici\u00f3n (s\u00ed\/no). En caso afirmativo, confirmar su no habilitaci\u00f3n.
\nCargas m\u00ednima y m\u00e1xima desconectadas por el rel\u00e9 (MW).
\nIdentificaci\u00f3n del interruptor sobre el que act\u00faa el rel\u00e9.
\nDispositivos autom\u00e1ticos de reposici\u00f3n no asociados al rel\u00e9 de frecuencia: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.
\n4. Elementos de almacenamiento. Las instalaciones de almacenamiento de energ\u00eda a afectos de la informaci\u00f3n estructural a remitir al OS ser\u00e1n consideradas tanto como instalaciones de producci\u00f3n como de consumo, por lo que le ser\u00e1n de aplicaci\u00f3n los apartados 1 y 3 de este anexo, en base a las caracter\u00edsticas t\u00e9cnicas de las mismas. Adicionalmente se requiere la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Tecnolog\u00eda de almacenamiento empleada.
\n\u2022 Capacidad de almacenamiento energ\u00e9tico (MWh).
\n\u2022 Capacidad de arranque aut\u00f3nomo.
\n5. Red observable.
\n5.1 Subestaciones.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n.
\n\u2022 Domicilio: municipio, c\u00f3digo postal y provincia.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n5.2 Parques.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n.
\n\u2022 Tensi\u00f3n (kV).
\n\u2022 Configuraci\u00f3n. Unifilar de detalle.
\n\u2022 Propietario de cada posici\u00f3n.
\n\u2022 Propietario de cada barra.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n5.3 L\u00edneas y cables.
\n\u2022 Denominaci\u00f3n de l\u00ednea.
\n\u2022 Parques extremos de la l\u00ednea.
\n\u2022 N\u00famero de circuito y longitud en km.
\n\u2022 Propietario o conjunto de propietarios y participaci\u00f3n en su caso.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Resistencia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia directa (\u03bcS).
\n\u2022 Resistencia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia homopolar (\u03bcS).
\n\u2022 Datos adicionales en caso de l\u00edneas y cables de la red observable, propiamente dichos:
\n\u2022 Capacidad nominal de transporte de la l\u00ednea (MVA), valores estacionales (verano, oto\u00f1o, invierno, primavera).
\n5.4 Transformadores. Los transformadores conectados a la red de transporte se tratan en el cap\u00edtulo de \u00abRed de Transporte\u00bb.
\n5.5 Elementos de control de potencia reactiva. El presente ep\u00edgrafe es de aplicaci\u00f3n a los elementos directamente conectados a nudos de la red observable.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n y parque en que se sit\u00faa.
\n\u2022 Tipo (Reactancia o Condensador o Est\u00e1tica).
\n\u2022 N\u00famero de orden.
\n\u2022 Propietario.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n en su caso).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV).
\n\u2022 Potencia nominal (MVAr).
\nANEXO II
\nInformaci\u00f3n que se enviar\u00e1 al OS en tiempo real
\nEl objeto de este documento es determinar la informaci\u00f3n que debe ser enviada en tiempo real al operador del sistema para el adecuado ejercicio de sus funciones.
\n1. Informaci\u00f3n de la red de transporte y de la red observable que se enviar\u00e1 al OS en tiempo real.
\n1.1 Interruptores.
\n\u2013 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los interruptores.
\n1.2 Seccionadores.
\n\u2013 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los seccionadores.
\n1.3 L\u00edneas.
\n\u2013 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva (MVAr).
\n1.4 Transformadores (incluye transporte, generaci\u00f3n y consumo), reactancias y condensadores.
\n\u2013 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los interruptores.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los seccionadores.
\n\u25cb Control autom\u00e1tico de tensi\u00f3n (solo transformadores).
\n\u2013 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa primario de transformador (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva primario de transformador (MVAr).
\n\u25cb Potencia activa secundario de transformador (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva secundario de transformador (MVAr).
\n\u25cb Potencia activa terciario de transformador (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva terciario de transformador (MVAr).
\n\u25cb Toma del regulador en carga (solo transformadores).
\n\u25cb Posici\u00f3n del regulador en vac\u00edo (si existe y s\u00f3lo transformadores).
\n\u25cb Potencia reactiva en reactancias (MVAr).
\n1.5 Acoplamiento de barras.
\n\u2013 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los interruptores.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los seccionadores.
\n\u2013 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva (MVAr).
\n1.6 Barras.
\n\u2013 Medidas.
\n\u25cb Tensi\u00f3n por secci\u00f3n de barra (kV).
\n\u25cb Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz).
\n2. Informaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n y de las instalaciones de generaci\u00f3n asociada a autoconsumo que se enviar\u00e1 al os en tiempo real. En el caso de instalaciones con autoconsumo: potencia activa consumida (MW) y potencia reactiva consumida (MVAr) por el consumidor asociado, exceptuando los servicios auxiliares de generaci\u00f3n.
\n2.1 Grupos t\u00e9rmicos y grupos hidr\u00e1ulicos con capacidad de regulaci\u00f3n.
\n\u2013 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Estado local\/remoto de regulaci\u00f3n del grupo.
\n\u25cb Tipo de regulaci\u00f3n, control\/no control.
\n2.2 Instalaciones de producci\u00f3n de categor\u00eda A:
\n\u2013 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los interruptores de grupo.
\n\u2013 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa en alta del transformador de m\u00e1quina (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva en alta del transformador de m\u00e1quina (MVAr).
\n\u25cb Potencia activa en baja del transformador de m\u00e1quina (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva en baja del transformador de m\u00e1quina (MVAr).
\n\u25cb Tensi\u00f3n de generaci\u00f3n.
\n2.3 Instalaciones de generaci\u00f3n de categor\u00eda B.
\n\u2013 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los interruptores de grupo.
\n\u2013 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa en alta del transformador de m\u00e1quina (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva en alta del transformador de m\u00e1quina (MVAr).
\n\u25cb Medidas de tensi\u00f3n en barras de central (kV).
\n\u25cb En el caso de instalaciones de bombeo puro: horas de bombeo y turbinaci\u00f3n disponibles (horas*grupo). Con actualizaci\u00f3n horaria.
\n\u25cb En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014:
\n\u2022 Potencia m\u00e1xima producible en las condiciones actuales (MW).
\n\u2022 Producci\u00f3n horaria esperada en las horas h+1, h+2, h+3 y h+4 (MWh). Con actualizaci\u00f3n horaria.
\n2.4 Instalaciones de generaci\u00f3n con obligaci\u00f3n de adscripci\u00f3n a un centro de control de generaci\u00f3n.
\n\u2013 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Estado de conexi\u00f3n de la instalaci\u00f3n con la red de distribuci\u00f3n o de transporte.
\n\u2013 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalaci\u00f3n, descontando los consumos propios de las unidades de generaci\u00f3n.
\n\u25cb Potencia reactiva producida\/absorbida (MVAr) por el conjunto de la instalaci\u00f3n, descontando los consumos propios de las unidades de generaci\u00f3n.
\n\u25cb Medida de tensi\u00f3n en barras de central (kV).
\nEn el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014:
\n\u25cb Potencia m\u00e1xima producible en las condiciones actuales (MW).
\n\u25cb Producci\u00f3n horaria esperada en las horas h+1, h+2, h+3 y h+4 (MWh). Con actualizaci\u00f3n horaria.
\n2.5 Resto de instalaciones de generaci\u00f3n con obligaci\u00f3n de env\u00edo de telemedidas en tiempo real.
\n\u2013 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalaci\u00f3n, descontando los consumos propios de las unidades de generaci\u00f3n.
\n2.6 Compensadores s\u00edncronos.
\n\u2013 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Estado de conexi\u00f3n.
\n\u2013 Medidas.
\n\u25cb Potencia reactiva (MVAr).
\n\u25cb Tensi\u00f3n (kV).
\n2.7 Instalaciones de producci\u00f3n del tipo descrito en la DT und\u00e9cima Real Decreto 738\/2015.
\nPara las instalaciones que por sus caracter\u00edsticas singulares no puedan incluirse dentro de ninguna de las tecnolog\u00edas definidas en el art\u00edculo 2 el operador del sistema podr\u00e1 requerir la informaci\u00f3n en tiempo real que considere necesaria para ejercer sus funciones.
\n3. Instalaciones de almacenamiento. Para las instalaciones de almacenamiento se requiere, adem\u00e1s de lo propio para una instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n y consumo, lo siguiente:
\n\u2013 Medidas.
\n\u25cb Uso de la capacidad energ\u00e9tica disponible.
\nANEXO III
\nInformes de incidentes
\nLos contenidos que deben incluirse en el informe sobre un incidente son los que resulten de aplicaci\u00f3n de entre los que se enumeran a continuaci\u00f3n:
\na) Fecha y hora del incidente.
\nb) Instalaciones de transporte, distribuci\u00f3n y\/o elementos del sistema el\u00e9ctrico directamente involucrados y afectados por el incidente, duraci\u00f3n de la p\u00e9rdida de servicio (con indicaci\u00f3n de si se trata de dato o previsi\u00f3n).
\nc) Afectaci\u00f3n directa a los consumidores finales: ubicaci\u00f3n (municipio y provincia), tipo (urbana, semiurbana, rural concentrada y rural dispersa) y n\u00famero de clientes afectados (con detalle espec\u00edfico del n\u00famero de clientes de cada uno de los tipos anteriores), demanda (en MW) interrumpida, energ\u00eda no suministrada (en MWh) y la duraci\u00f3n de la interrupci\u00f3n (con indicaci\u00f3n de si se trata de dato o previsi\u00f3n). Asimismo se dar\u00e1 informaci\u00f3n lo m\u00e1s detallada posible de la reposici\u00f3n del servicio, indicando las potencias y los tiempos de interrupci\u00f3n correspondientes a cada etapa de la reposici\u00f3n. En caso de que exista punto frontera, se especificar\u00e1 la informaci\u00f3n anterior desagregada por cada uno de los puntos frontera.
\nd) Afectaci\u00f3n a la generaci\u00f3n: grupo o grupos afectados, generaci\u00f3n interrumpida (MW) y duraci\u00f3n de la interrupci\u00f3n (con indicaci\u00f3n de si se trata de dato o previsi\u00f3n). Da\u00f1os constatados.
\ne) Descripci\u00f3n del incidente (cronolog\u00eda de eventos, actuaci\u00f3n de sistemas de protecci\u00f3n y automatismos,\u2026).
\nf) Otra documentaci\u00f3n y\/o registros de equipos que pudiera ser solicitada por el OS por causas justificadas y\/o para el cumplimiento de las funciones asignadas en la regulaci\u00f3n vigente.
\nP.O. 9 Informaci\u00f3n intercambiada por el operador del sistema
\n1. Objeto. Constituye el objeto de este procedimiento de operaci\u00f3n:
\na) La definici\u00f3n de la informaci\u00f3n que debe intercambiar el operador del sistema (OS) con el resto de sujetos del sistema el\u00e9ctrico peninsular para el cumplimiento de sus funciones y obligaciones, sin perjuicio de cualquier otro intercambio de informaci\u00f3n establecido reglamentariamente.
\nb) El establecimiento de los procedimientos y plazos de intercambio de la informaci\u00f3n definida, aplicables tanto al OS como al resto de los sujetos del sistema el\u00e9ctrico peninsular.
\nc) La definici\u00f3n de los criterios y mecanismos para el tratamiento de la informaci\u00f3n gestionada por el OS.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. El presente procedimiento de operaci\u00f3n es de aplicaci\u00f3n a los sujetos definidos en el art\u00edculo 6 de la Ley 24\/2013 del Sector El\u00e9ctrico, de 27 de diciembre, o normativa que la sustituya, y que realicen su actividad dentro del \u00e1mbito peninsular, as\u00ed como a otras entidades participantes en el proceso de la operaci\u00f3n conforme a la regulaci\u00f3n vigente.
\n3. Informaci\u00f3n necesaria para los procesos del operador del sistema. Sin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementaci\u00f3n del Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gesti\u00f3n de la red de transporte de electricidad, la informaci\u00f3n necesaria para los procesos que lleva a cabo el OS se clasifica a los efectos del presente procedimiento en los siguientes grupos de informaci\u00f3n:
\na) Datos estructurales del sistema el\u00e9ctrico.
\nb) Informaci\u00f3n para la programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica e informaci\u00f3n de la operaci\u00f3n que debe recibir el OS (Sistema SIOS).
\nc) Informaci\u00f3n sobre las medidas el\u00e9ctricas (Sistema SIMEL).
\nd) Informaci\u00f3n de telemedidas en tiempo real (Sistema de Tiempo Real STR).
\ne) Informaci\u00f3n de car\u00e1cter general relativa a la operaci\u00f3n del sistema.
\nf) Informaci\u00f3n de incidentes en el sistema el\u00e9ctrico.
\ng) Informaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad (Sistema SCECI).
\nLos sujetos deber\u00e1n facilitar al OS toda la informaci\u00f3n requerida, de acuerdo con lo establecido en el presente procedimiento, y ser\u00e1n responsables de hacer llegar al OS, sin dilaci\u00f3n, cualquier posible actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n previamente comunicada. En el caso de los requerimientos de informaci\u00f3n correspondientes a los ep\u00edgrafes b, c, d y g, los sujetos ser\u00e1n responsables de depositar en los propios sistemas de informaci\u00f3n del OS la informaci\u00f3n recogida en el presente procedimiento, as\u00ed como de proveer los mecanismos de comunicaci\u00f3n necesarios y hacerse cargo de sus costes.
\nEl OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los sujetos la informaci\u00f3n a la que tengan derecho de la indicada en este procedimiento a trav\u00e9s de los medios definidos y en los plazos establecidos en este procedimiento de operaci\u00f3n.
\n4. Car\u00e1cter y tratamiento de la informaci\u00f3n. La informaci\u00f3n recibida por el OS y a la que resulte de aplicaci\u00f3n el presente procedimiento de operaci\u00f3n ser\u00e1 gestionada por el OS con los siguientes criterios generales en cuanto al car\u00e1cter y tratamiento de la informaci\u00f3n:
\na) Se considera informaci\u00f3n confidencial aquella de la que solo dispone el sujeto titular de la informaci\u00f3n generada, y que no puede ser difundida a otros sujetos ni a terceros sin previa autorizaci\u00f3n expresa por parte del sujeto titular de la informaci\u00f3n o, en su caso, transcurridos los plazos y en la forma y condiciones previstos en el presente procedimiento de operaci\u00f3n. El OS mantendr\u00e1 la confidencialidad de la informaci\u00f3n recibida.
\nb) Se considera informaci\u00f3n de car\u00e1cter p\u00fablico, aquella que puede ser difundida tanto a otros sujetos como a terceros, en la forma y condiciones previstos en el presente procedimiento de operaci\u00f3n. Se refiere tanto a los datos recibidos por el OS como a los resultados de los procesos de operaci\u00f3n competencia del OS.
\nNo obstante, lo anterior, podr\u00e1n disponer de toda la informaci\u00f3n, la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas y la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.
\nLos gestores de la red de distribuci\u00f3n podr\u00e1n disponer de la informaci\u00f3n confidencial expl\u00edcitamente indicada en cada apartado del presente procedimiento relativa a las instalaciones en servicio conectadas en las redes de distribuci\u00f3n bajo su gesti\u00f3n.
\nEl OS, en caso de considerar necesaria la inclusi\u00f3n de la informaci\u00f3n indicada en cada apartado del presente procedimiento que no corresponda a la propia zona del gestor de una red de distribuci\u00f3n, podr\u00e1 determinar una propuesta de red observable para este gestor, incluyendo la exposici\u00f3n de motivos por los cuales se considera necesaria la inclusi\u00f3n de esta informaci\u00f3n adicional.
\nSe entiende como red observable por un distribuidor la constituida por aquellas otras instalaciones cuya topolog\u00eda y variables de control deben ser conocidas en tiempo real por este distribuidor para operar adecuadamente su red y efectuar los estudios de seguridad en todos los horizontes temporales con suficiente precisi\u00f3n, seg\u00fan se disponga normativamente. Los gestores de la red de distribuci\u00f3n no podr\u00e1n comunicar la informaci\u00f3n ni de los generadores, ni de los consumidores ni de los distribuidores conectados a la red observable por ellos mismos ni de la red de distribuci\u00f3n que forme parte de la red observable por ellos mismos a un tercero sin la autorizaci\u00f3n del sujeto al que pertenece la informaci\u00f3n.
\nDe acuerdo con estos criterios generales, aplicar\u00e1n las condiciones particulares que para cada tipo o grupo de informaci\u00f3n se reflejan en el presente procedimiento.
\nLos sujetos podr\u00e1n tener acceso a la informaci\u00f3n por ellos aportada.
\n5. Datos estructurales del sistema el\u00e9ctrico.
\n5.1 Descripci\u00f3n de la informaci\u00f3n. Son los datos de las instalaciones de la red de transporte y de la red observable, as\u00ed como de las instalaciones de producci\u00f3n, consumidores y elementos de control y protecci\u00f3n, que el OS precisa para ejercer sus funciones.
\nEst\u00e1n igualmente contemplados los elementos en proyecto y construcci\u00f3n y los elementos planificados, con los valores disponibles, si bien estos se considerar\u00e1n provisionales hasta su puesta en servicio.
\n5.2 Sujetos y responsabilidades. El OS ser\u00e1 responsable de recopilar y de mantener y actualizar el archivo de los datos estructurales de las instalaciones indicadas en el apartado anterior.
\nLos sujetos a los que resulte de aplicaci\u00f3n el presente procedimiento de operaci\u00f3n vendr\u00e1n obligados a suministrar al OS la informaci\u00f3n necesaria de los elementos pertenecientes a las instalaciones de su propiedad o bajo su gesti\u00f3n para mantener el archivo de los datos estructurales actualizado y fiable.
\n5.3 Detalle de la informaci\u00f3n. La informaci\u00f3n responder\u00e1 a la siguiente estructura:
\n\u2022 Instalaciones de producci\u00f3n.
\n\u2022 Instalaciones de consumo.
\n\u2022 Red de Transporte.
\n\u2022 Red Observable del OS.
\nSin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementaci\u00f3n del Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gesti\u00f3n de la red de transporte de electricidad, la relaci\u00f3n de datos se recoge en el documento \u2018Contenido de la base de datos estructural del operador del sistema\u2019, incluido como Anexo I. No obstante, cuando dicha informaci\u00f3n dentro del ejercicio de las funciones del OS resulte insuficiente por ser requerida diferente o mayor informaci\u00f3n para poder efectuar an\u00e1lisis de seguridad y estudios de funcionamiento del sistema el\u00e9ctrico menos habituales o m\u00e1s espec\u00edficos, este podr\u00e1 requerir dicha informaci\u00f3n adicional a los sujetos justificando y poniendo en conocimiento tal circunstancia a la Administraci\u00f3n competente en materia de energ\u00eda y los sujetos vendr\u00e1n obligados a suministrar tal informaci\u00f3n salvo valoraci\u00f3n en sentido contrario por parte de la mencionada administraci\u00f3n.
\n5.4 Car\u00e1cter de la informaci\u00f3n. La informaci\u00f3n relativa a datos estructurales del sistema el\u00e9ctrico tendr\u00e1 car\u00e1cter confidencial, de acuerdo con lo previsto en el apartado 4. No obstante lo anterior, la informaci\u00f3n relativa al comportamiento est\u00e1tico de las instalaciones en servicio que constituyen la red de transporte, podr\u00e1 ser puesta a disposici\u00f3n de los sujetos no titulares de la informaci\u00f3n generada.
\nEn el caso de que el OS necesite comunicar informaci\u00f3n confidencial (excluyendo la informaci\u00f3n relativa a los c\u00f3digos fuente de los modelos que caracterizan el comportamiento din\u00e1mico de las instalaciones, que no podr\u00e1 ser transmitida en ning\u00fan caso) a un tercero para el cumplimiento de sus funciones y obligaciones, ser\u00e1 necesaria previamente la firma de un acuerdo de confidencialidad entre el receptor de la informaci\u00f3n y el OS que establezca, entre otros aspectos, el uso exclusivo de la informaci\u00f3n para los fines acordados, minimizando, en todo caso, el volumen de informaci\u00f3n transmitida.
\nLos gestores de la red de distribuci\u00f3n podr\u00e1n disponer de la informaci\u00f3n confidencial (excluyendo la informaci\u00f3n relativa a los c\u00f3digos fuente de los modelos que caracterizan el comportamiento din\u00e1mico de las instalaciones) relativa a las instalaciones en servicio conectadas en las redes de distribuci\u00f3n bajo su gesti\u00f3n.
\n5.5 Plazos. La informaci\u00f3n deber\u00e1 ser comunicada al OS en los plazos requeridos en el procedimiento de operaci\u00f3n que regula las solicitudes de acceso para la conexi\u00f3n de nuevas instalaciones a la red de transporte, en los casos de alta o de modificaci\u00f3n de dise\u00f1o o de baja de alg\u00fan elemento.
\nCuando la actualizaci\u00f3n sea consecuencia de pruebas posteriores que hayan verificado alg\u00fan valor distinto al anterior, o por haberse detectado alg\u00fan valor err\u00f3neo u obsoleto, la comunicaci\u00f3n al OS deber\u00e1 producirse en el menor plazo posible.
\nTras un suceso imprevisto, o con antelaci\u00f3n a un suceso programado, en una instalaci\u00f3n de consumo o distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte, y siempre que conlleve cambios en la potencia de cortocircuito prevista superiores al 10% de la comunicada previamente al OS, se proceder\u00e1 conforme a los plazos indicados en el apartado 9.4.2.
\nEl OS pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de cada responsable del suministro de informaci\u00f3n los datos actualizados de los que dispone, con objeto de que \u00e9ste pueda comprobar y completar su adecuada correspondencia con los datos reales de las instalaciones y, en su caso, comunicar al OS las modificaciones necesarias.
\n5.6 Sistemas de informaci\u00f3n. La informaci\u00f3n se archivar\u00e1 en la Base de Datos Estructural del Sistema El\u00e9ctrico (BDE).
\nEl OS definir\u00e1 el soporte inform\u00e1tico empleado y habilitar\u00e1 las plantillas para el intercambio de la informaci\u00f3n.
\n6. Informaci\u00f3n para la programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica e informaci\u00f3n de la operaci\u00f3n que debe recibir el OS (Sistema SIOS).
\n6.1 Descripci\u00f3n de la informaci\u00f3n. Los datos que, en el cumplimiento de sus funciones, el OS debe manejar para realizar los procesos de programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica que tiene encomendados, desde la comunicaci\u00f3n a los Sujetos del Mercado de informaci\u00f3n previa a los mercados diario e intradiario, la asignaci\u00f3n de capacidad de intercambio, la nominaci\u00f3n de los contratos bilaterales, la asignaci\u00f3n de los servicios de ajuste del sistema y la comunicaci\u00f3n de desv\u00edos e indisponibilidades al OS, hasta el establecimiento de cada una de las programaciones horarias, incluyendo la programaci\u00f3n en las interconexiones internacionales, ser\u00e1n gestionados por el Sistema SIOS. Esta informaci\u00f3n ser\u00e1 posteriormente utilizada en los procesos liquidatorios que son responsabilidad del OS.
\nEl SIOS tambi\u00e9n gestionar\u00e1 toda aquella informaci\u00f3n facilitada por los Sujetos del Mercado al OS necesaria para mantener las series estad\u00edsticas relativas a los balances energ\u00e9ticos y al funcionamiento del sistema, as\u00ed como para realizar la previsi\u00f3n de cobertura y an\u00e1lisis de seguridad.
\n6.2 Sujetos a los que aplica. Los intercambios de informaci\u00f3n realizados a trav\u00e9s del sistema SIOS afectan a los sujetos del sistema que act\u00faan en el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica o a sus representantes, en adelante, Sujetos del Mercado, al Operador del Mercado, a los distribuidores y, en su caso, a otras entidades relacionadas con el proceso de programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n, conforme a la regulaci\u00f3n vigente.
\n6.3 Intercambios de informaci\u00f3n. El OS podr\u00e1 establecer con el exterior intercambios de informaci\u00f3n en ambos sentidos:
\n\u2022 Informaci\u00f3n comunicada por el OS.
\n\u2022 Informaci\u00f3n comunicada al OS.
\nEn el anexo II se encuentra el detalle de la informaci\u00f3n asociada al proceso de programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n.
\nEn el anexo III se detalla la informaci\u00f3n a facilitar por los Sujetos del Mercado al OS necesaria para mantener las series estad\u00edsticas relativas a los balances energ\u00e9ticos y al funcionamiento del sistema, as\u00ed como para realizar la previsi\u00f3n de cobertura y an\u00e1lisis de seguridad.
\n6.4 Sistemas de intercambio de informaci\u00f3n del SIOS. Dentro del SIOS, se distinguen los siguientes sistemas de informaci\u00f3n:
\n\u2022 Sistema e\u2022sios, que realizar\u00e1 los procesos de subasta, c\u00e1lculo, registro y archivo de datos intermedios y resultados de los procesos de programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\n\u2022 Sistema OSbi, que realizar\u00e1 el archivo, gesti\u00f3n y publicaci\u00f3n de la informaci\u00f3n hist\u00f3rica asociada a los procesos anteriores.
\n6.5 Sistema de gesti\u00f3n de datos estructurales para la programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n. Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS en relaci\u00f3n con la programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema en el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica es necesario conocer y mantener la informaci\u00f3n relativa a los SM, Unidades de Programaci\u00f3n (UP), Unidades de Oferta (UO) y F\u00edsicas (UF), Contratos Bilaterales, as\u00ed como una serie de datos adicionales y par\u00e1metros t\u00e9cnicos.
\nToda esta informaci\u00f3n se recoge bajo el nombre de Sistema de Gesti\u00f3n de Datos Estructurales del SIOS (GDE).
\nLos datos tratados se agrupar\u00e1n de la siguiente manera:
\n\u2022 Informaci\u00f3n sobre Sujetos del Mercado: datos de los Sujetos del Mercado y en su caso, de sujetos que act\u00faan en representaci\u00f3n de otros.
\n\u2022 Informaci\u00f3n sobre Unidades de Programaci\u00f3n y su relaci\u00f3n con las Unidades de oferta utilizadas en los mercados diario e intradiario.
\n\u2022 Informaci\u00f3n sobre unidades de programaci\u00f3n y su desagregaci\u00f3n en unidades f\u00edsicas y unidades f\u00edsicas equivalentes.
\n\u2022 Informaci\u00f3n de car\u00e1cter diverso: Tipos de mercado, tipos de unidad, tarjetas de seguridad.
\n\u2022 Diversos tipos de par\u00e1metros que afectan al sistema.
\n\u2022 Informaci\u00f3n sobre las distintas sesiones que componen y definen los diferentes mercados gestionados por el OS.
\nSin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementaci\u00f3n del Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gesti\u00f3n de la red de transporte de electricidad, los datos de car\u00e1cter estructural correspondientes a la unidad f\u00edsica y de programaci\u00f3n ser\u00e1n los que se desglosan en detalle en el apartado 1.3 del Anexo I.
\n6.5.1 Visualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n estructural. Mediante la p\u00e1gina Web de Sujetos del Mercado del e\u2022sios: https:\/\/sujetos.esios.ree.es, los SM podr\u00e1n acceder a la informaci\u00f3n estructural confidencial correspondiente a:
\n\u2022 Unidades de Programaci\u00f3n (incluidas Unidades de Programaci\u00f3n Gen\u00e9ricas) de su propiedad o a las que representen en el mercado de producci\u00f3n.
\n\u2022 Unidades f\u00edsicas de su propiedad o a las que representen en el mercado de producci\u00f3n.
\n\u2022 Contratos bilaterales en los que participen Unidades de Programaci\u00f3n de su propiedad o a las que representen en el mercado de producci\u00f3n.
\n\u2022 Unidades de Prestaci\u00f3n del Servicio de Control de Tensi\u00f3n.
\nAsimismo, mediante la p\u00e1gina web dispuesta para este fin por el OS, los SM tendr\u00e1n acceso a la informaci\u00f3n estructural no confidencial correspondiente a Unidades de Programaci\u00f3n, Unidades f\u00edsicas, Zonas de Regulaci\u00f3n y Sujetos del Mercado.
\n6.5.2 Solicitud de modificaci\u00f3n de informaci\u00f3n estructural del SIOS. La modificaci\u00f3n de la informaci\u00f3n estructural ser\u00e1 solicitada mediante el correspondiente formulario disponible en la p\u00e1gina Web de Sujetos del Mercado del e\u2022sios: https:\/\/sujetos.esios.ree.es, debidamente cumplimentado por el SM y acompa\u00f1ado del soporte documental justificativo del cambio.
\nUna vez revisada la modificaci\u00f3n solicitada por el SM, el OS comunicar\u00e1 al SM la fecha para la cual se realizar\u00e1 el cambio solicitado, o bien, en su caso, el motivo de la no realizaci\u00f3n del mismo.
\n6.6 Requisitos t\u00e9cnicos. En la ejecuci\u00f3n de los procesos e intercambios de informaci\u00f3n sobre los datos gestionados y almacenados por el SIOS, el OS deber\u00e1 garantizar:
\na) Confidencialidad absoluta y a toda prueba de la informaci\u00f3n propiedad de cada Sujeto del Mercado (SM).
\nb) Acuse de recibo a cada Sujeto de Mercado de sus ofertas, con indicaci\u00f3n de fecha y hora.
\nc) Sistema de acceso remoto, r\u00e1pido, fiable y f\u00e1cilmente utilizable.
\nCon objeto de garantizar la m\u00e1xima disponibilidad, los Sistemas de Informaci\u00f3n del SIOS ser\u00e1n sistemas redundantes. Adem\u00e1s, el e\u2022sios dispondr\u00e1 de un sistema de respaldo en una localizaci\u00f3n diferente del sistema principal. El OS informar\u00e1 a los usuarios de los modos de acceso a ambos sistemas.
\nCon una periodicidad a establecer por el OS, los procesos realizados por el e\u2022sios se ejecutar\u00e1n en el centro de respaldo, siendo responsabilidad de los Sujetos del Mercado (SM), el OM y, en su caso, de otras entidades participantes en el proceso de programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n, conforme a la regulaci\u00f3n vigente, el disponer de los medios de comunicaci\u00f3n con este centro de respaldo utilizando los modos de acceso definidos por el OS.
\n6.6.1 Medios de intercambio de informaci\u00f3n. La comunicaci\u00f3n entre el OS, el OM y los Sujetos del Mercado y otras entidades participantes en el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica conforme a la normativa vigente, as\u00ed como la divulgaci\u00f3n de la informaci\u00f3n p\u00fablica de libre acceso se har\u00e1 por medios electr\u00f3nicos de intercambio de informaci\u00f3n, utilizando en cada momento las tecnolog\u00edas que, en conformidad con los requisitos indicados en este apartado, sean m\u00e1s adecuadas.
\nLa adopci\u00f3n de nuevos medios electr\u00f3nicos de intercambio de informaci\u00f3n, as\u00ed como la suspensi\u00f3n de la utilizaci\u00f3n de alguno de los existentes, se comunicar\u00e1 a los usuarios con la suficiente antelaci\u00f3n de forma que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informaci\u00f3n.
\nEl OS publicar\u00e1 los medios electr\u00f3nicos disponibles de intercambio de informaci\u00f3n y sus caracter\u00edsticas, aquellos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, as\u00ed como los plazos previstos para ello.
\n6.6.2 Comunicaciones. Para la realizaci\u00f3n de los intercambios de informaci\u00f3n, el OS dispondr\u00e1 diversos medios alternativos de uso com\u00fan para el acceso tanto al sistema principal como al de respaldo, y comunicar\u00e1 a los usuarios los detalles t\u00e9cnicos necesarios para el acceso y los procedimientos de actuaci\u00f3n en caso de conmutaci\u00f3n entre los dos sistemas.
\nLa instalaci\u00f3n, mantenimiento y configuraci\u00f3n de los canales de comunicaci\u00f3n para acceder al SIOS ser\u00e1 responsabilidad y correr\u00e1 a cargo de los usuarios, salvo acuerdo bilateral expreso contrario. El OS indicar\u00e1 en cada caso las normas y procedimientos aplicables a los equipos a instalar en sus instalaciones.
\n6.6.3 Servicios de acceso al SIOS. El acceso al SIOS por parte de los Sujetos del Mercado, del OM, de otras entidades relacionadas con el proceso de programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n o del p\u00fablico en general, se har\u00e1 en funci\u00f3n del car\u00e1cter de la informaci\u00f3n a la que se tiene acceso, ya sea p\u00fablica o confidencial.
\nSeg\u00fan el tipo de informaci\u00f3n, existir\u00e1n dos servicios de acceso: Privado y p\u00fablico.
\nEl servicio privado estar\u00e1 reservado \u00fanicamente a los Sujetos del Mercado, al OM y a otras entidades involucradas en el proceso de programaci\u00f3n del mercado de producci\u00f3n conforme a la normativa vigente.
\nLos servicios de acceso, tanto privados como p\u00fablicos utilizar\u00e1n las tecnolog\u00edas m\u00e1s adecuadas en cada caso. Las direcciones electr\u00f3nicas de los servicios de acceso privado y p\u00fablico ser\u00e1n facilitadas por el OS.
\na) Servicio de acceso p\u00fablico: Para la utilizaci\u00f3n del servicio de acceso p\u00fablico no ser\u00e1 necesario ning\u00fan tipo de certificado.
\nb) Servicio de acceso privado: Para la utilizaci\u00f3n del servicio de acceso privado ser\u00e1 necesario un certificado digital personal otorgado por el OS de acuerdo a la normativa en vigor.
\nEl sistema de seguridad del servicio de acceso privado se basa en la utilizaci\u00f3n de los siguientes elementos:
\na) Canal de comunicaci\u00f3n cifrado para asegurar la privacidad de la informaci\u00f3n intercambiada.
\nb) Uso de certificados digitales para la autenticaci\u00f3n al realizar las conexiones con el SIOS, la firma de los documentos electr\u00f3nicos que constituyen los intercambios de informaci\u00f3n, y garantizar el no repudio de dichos documentos.
\nLos certificados del apartado b) anterior se emitir\u00e1n almacenados en un fichero en alguno de los formatos est\u00e1ndar del mercado. El fichero estar\u00e1 protegido por una contrase\u00f1a para evitar su utilizaci\u00f3n indebida. Los SM y otros sujetos y entidades de mercado de producci\u00f3n podr\u00e1n solicitar uno o varios certificados digitales.
\nSer\u00e1 responsabilidad del titular de cada certificado la guarda y custodia del mismo. Asimismo, en caso de robo o extrav\u00edo deber\u00e1 comunicar este hecho lo antes posible al OS, para que este proceda a dar de baja, a la mayor brevedad posible, el certificado.
\nLos certificados digitales ser\u00e1n emitidos por el OS actuando como Autoridad Certificadora. Los usuarios reconocen al OS como Autoridad Certificadora de confianza por el mero hecho de la utilizaci\u00f3n del certificado digital.
\nLos certificados digitales se emitir\u00e1n con fecha de caducidad. Ser\u00e1 responsabilidad del usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar, en su caso, la renovaci\u00f3n del certificado con una antelaci\u00f3n no inferior a 5 d\u00edas laborables respecto a la fecha de caducidad.
\nAsimismo, ser\u00e1 responsabilidad del SM o entidad de mercado solicitar la anulaci\u00f3n de los certificados cuando lo consideren conveniente (por ejemplo, cese de actividad de usuarios responsables de los certificados).
\n6.6.4 Formatos de intercambio de informaci\u00f3n. Todos los intercambios de informaci\u00f3n se realizar\u00e1n mediante documentos electr\u00f3nicos de contenido y formato determinados, que ser\u00e1n publicados por el OS en el SIOS. Utilizando estos documentos electr\u00f3nicos los SM, OM y otros sujetos o entidades participantes en el mercado de producci\u00f3n remitir\u00e1n al SIOS la informaci\u00f3n correspondiente, por los medios que se establezcan, y en los horarios especificados en los correspondientes procedimientos de operaci\u00f3n.
\nLos documentos electr\u00f3nicos intercambiados con los Sujetos del Mercado y otros sujetos y entidades del mercado el\u00e9ctrico, y su contenido, formato y plazos de publicaci\u00f3n o recepci\u00f3n por el OS, se describen en un \u00fanico documento denominado \u00abIntercambio de Informaci\u00f3n con el Operador del Sistema\u00bb, organizado en una serie de vol\u00famenes:
\n\u2022 Volumen 1. Mercado de Producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\n\u2022 Volumen 2. Liquidaciones.
\n\u2022 Volumen 3. Control de Tensi\u00f3n.
\n\u2022 Volumen 4. Previsi\u00f3n Cobertura y An\u00e1lisis.
\nEstos vol\u00famenes y sus modificaciones ser\u00e1n publicados, con la antelaci\u00f3n suficiente antes de su entrada en vigor, en la web dispuesta para este fin por el OS.
\nLos documentos intercambiados con el Operador del Mercado, y su contenido, formato y plazos de publicaci\u00f3n o recepci\u00f3n por el OS, se describen en el documento denominado \u00abModelo de Ficheros para el Intercambio de Informaci\u00f3n entre el OS y el OM\u00bb que ser\u00e1 publicado conjuntamente por el OS y el OM por los medios que cada operador establezca.
\n7. Informaci\u00f3n sobre las medidas el\u00e9ctricas (SIMEL).
\n7.1 Descripci\u00f3n de la informaci\u00f3n. El Concentrador Principal (o Sistema de Informaci\u00f3n de Medidas, SIMEL) es el sistema de informaci\u00f3n que recoge de forma centralizada las medidas del sistema el\u00e9ctrico nacional. El SIMEL est\u00e1 constituido por un sistema inform\u00e1tico que recibe, trata, almacena y difunde los datos de los equipos de medida necesarios para el c\u00e1lculo y la comprobaci\u00f3n de las liquidaciones, de acuerdo con los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones t\u00e9cnicas complementarias y los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas.
\nLa base de datos del SIMEL recoge los datos necesarios para la gesti\u00f3n del sistema de medidas y contendr\u00e1 al menos la siguiente informaci\u00f3n:
\na) Informaci\u00f3n estructural de puntos frontera de los que el OS es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones t\u00e9cnicas complementarias y los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas:
\n\u2013 Puntos de Medida.
\n\u2013 Puntos frontera.
\n\u2013 Relaciones de puntos de medida con los puntos frontera.
\n\u2013 Contadores.
\n\u2013 Registradores.
\n\u2013 Transformadores de medida.
\nb) Informaci\u00f3n de medidas de energ\u00eda de puntos frontera de los que el OS es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones t\u00e9cnicas complementarias y los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas:
\n\u2013 Medidas horarias en los puntos de medida.
\n\u2013 Medidas horarias calculadas en los puntos frontera.
\n\u2013 Medidas de generaci\u00f3n neta cuando sea de aplicaci\u00f3n.
\n\u2013 Medidas horarias calculadas en las Unidades F\u00edsicas
\nc) Informaci\u00f3n estructural de puntos frontera de los que el distribuidor es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones t\u00e9cnicas complementarias y los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas.
\nd) Informaci\u00f3n de medidas para puntos frontera de los que el distribuidor es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus instrucciones t\u00e9cnicas complementarias y los procedimientos de medidas. Adicionalmente, a efectos de liquidaci\u00f3n, el SIMEL recibir\u00e1 de cada distribuidor, para los puntos frontera de los que es encargado de lectura, agregaciones de puntos frontera y\/o medidas individualizadas en cada punto frontera, seg\u00fan lo indicado en los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas.
\ne) Adicionalmente dispondr\u00e1 de otra informaci\u00f3n que incluir\u00e1 al menos:
\n\u2013 Medidas horarias calculadas en las Unidades de Programaci\u00f3n.
\n\u2013 P\u00e9rdidas horarias de la red de transporte.
\n\u2013 Acumulados entre actividades.
\n\u2013 Perfiles de consumo.
\n7.2 Sujetos a los que aplica. El OS gestiona el acceso a la informaci\u00f3n del SIMEL, de forma que se garantiza su confidencialidad. Podr\u00e1n acceder a SIMEL los participantes en la medida, esto es, los titulares de las instalaciones a ambos lados de un punto frontera, as\u00ed como el encargado de la lectura, los comercializadores, consumidores conectados a la red de transporte, consumidores interrumpibles, interlocutores \u00fanicos de nudo, centros de control y otros sujetos que, sin tener instalaciones, hayan establecido contratos de compraventa de energ\u00eda el\u00e9ctrica en ese punto.
\n7.3 Intercambios de informaci\u00f3n. El SIMEL recibir\u00e1 y gestionar\u00e1 la informaci\u00f3n intercambiada entre los puntos frontera del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol de acuerdo con los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones t\u00e9cnicas complementarias y los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas.
\nEl OS gestionar\u00e1 el acceso a la informaci\u00f3n de medidas residente en el SIMEL de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones t\u00e9cnicas complementarias y los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas.
\n\u2022 Informaci\u00f3n p\u00fablica: El OS publicar\u00e1 diversos informes de car\u00e1cter general elaborados a partir de los datos de energ\u00eda e inventarios disponibles en SIMEL de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones t\u00e9cnicas complementarias y los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas. Esta informaci\u00f3n estar\u00e1 disponible en la p\u00e1gina Web dispuesta para este fin por el OS.
\n\u2022 Informaci\u00f3n confidencial para los participantes del sistema de medidas: La informaci\u00f3n contenida en SIMEL ser\u00e1 de car\u00e1cter confidencial, de forma que \u00fanicamente cada participante del sistema de medidas podr\u00e1 acceder a los datos de los puntos frontera y\/o agregaciones de los que es part\u00edcipe.
\nCada participante del sistema de medidas podr\u00e1 consultar al menos la siguiente informaci\u00f3n residente en SIMEL, a trav\u00e9s de la Web de participantes https:\/\/participantes.int.simel.ree.es\/, de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones t\u00e9cnicas complementarias y los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas:
\n\u2013 Medidas horarias de los puntos de medida de los que el OS es encargado de la lectura.
\n\u2013 Medidas horarias de los puntos frontera de los que el OS es el encargado de la lectura.
\n\u2013 Medidas horarias de los puntos de generaci\u00f3n neta cuando sean de aplicaci\u00f3n de los que el OS es el encargado de la lectura.
\n\u2013 Configuraci\u00f3n de c\u00e1lculo de los puntos frontera de los que el OS es encargado de la lectura.
\n\u2013 Inventario de los puntos de frontera y de medida de los que el OS es encargado de la lectura.
\n\u2013 Inventario de los puntos de frontera de los que el distribuidor es encargado de la lectura (adicionalmente, a efectos de liquidaci\u00f3n, agregaciones de puntos fronteras seg\u00fan lo indicado en los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas).
\n\u2013 Medidas horarias para puntos fronteras de las que el distribuidor es el encargado de la lectura.
\nAdicionalmente el OS publicar\u00e1 e intercambiar\u00e1 informaci\u00f3n de datos estructurales y de medidas con los concentradores secundarios de acuerdo al protocolo definido en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se definen los sistemas de comunicaci\u00f3n con los concentradores de medidas el\u00e9ctricas.
\nLa informaci\u00f3n sobre medidas el\u00e9ctricas estar\u00e1 disponible en el SIMEL durante un periodo m\u00ednimo de seis a\u00f1os naturales, contados a partir del 1 de enero del a\u00f1o siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a informaci\u00f3n de m\u00e1s de dos a\u00f1os de antig\u00fcedad podr\u00e1 requerir un procedimiento especial.
\n7.4 Requisitos t\u00e9cnicos. En la ejecuci\u00f3n de los procesos e intercambios de informaci\u00f3n sobre los datos gestionados y almacenados por SIMEL, el OS deber\u00e1 garantizar:
\na) Confidencialidad absoluta y a toda prueba de la informaci\u00f3n propiedad de cada participante del sistema de medidas
\nc) Sistema de acceso remoto, r\u00e1pido, fiable y f\u00e1cilmente utilizable.
\nCon objeto de garantizar la m\u00e1xima disponibilidad, el SIMEL es un sistema redundante. Adem\u00e1s, el SIMEL dispondr\u00e1 de un sistema de respaldo en una localizaci\u00f3n diferente del sistema principal.
\n7.4.1 Base de dato de SIMEL. El OS mantendr\u00e1 en su base de datos toda la informaci\u00f3n necesaria para la correcta gesti\u00f3n del sistema de medidas que est\u00e1 bajo su responsabilidad.
\nLa base de datos de SIMEL cumplir\u00e1 los siguientes requisitos:
\na) Dimensionamiento adecuado para permitir el almacenamiento de toda la informaci\u00f3n.
\nb) Toda la informaci\u00f3n de las bases de datos estar\u00e1 validada.
\nc) Integridad referencial de los datos grabados.
\nd) Gesti\u00f3n hist\u00f3rica asociada a toda la informaci\u00f3n.
\n7.4.2 Medios de intercambio de informaci\u00f3n. La comunicaci\u00f3n entre el OS y los participantes del sistema de medidas, as\u00ed como la divulgaci\u00f3n de la informaci\u00f3n p\u00fablica de libre acceso se har\u00e1 por medios electr\u00f3nicos de intercambio de informaci\u00f3n, utilizando en cada momento las tecnolog\u00edas que, en conformidad con los requisitos indicados en este apartado 7, sean m\u00e1s adecuadas.
\nLa adopci\u00f3n de nuevos medios electr\u00f3nicos de intercambio de informaci\u00f3n, as\u00ed como la suspensi\u00f3n de la utilizaci\u00f3n de alguno de los existentes, se comunicar\u00e1 a los usuarios con la suficiente antelaci\u00f3n de forma que estos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de informaci\u00f3n.
\nEl OS publicar\u00e1 los medios electr\u00f3nicos disponibles de intercambio de informaci\u00f3n y sus caracter\u00edsticas, aquellos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, as\u00ed como los plazos previstos para ello.
\n7.4.3 Comunicaciones Para la realizaci\u00f3n de los intercambios de informaci\u00f3n, el OS dispondr\u00e1 diversos medios alternativos de uso com\u00fan para el acceso al sistema, y comunicar\u00e1 a los usuarios los detalles t\u00e9cnicos necesarios para el acceso.
\nLa instalaci\u00f3n, mantenimiento y configuraci\u00f3n de los canales de comunicaci\u00f3n para acceder al SIMEL ser\u00e1 responsabilidad y correr\u00e1 a cargo de los usuarios, salvo acuerdo bilateral expreso contrario. El OS indicar\u00e1 en cada caso las normas y procedimientos aplicables a los equipos a instalar en sus instalaciones.
\n7.4.4 Servicios de acceso al SIMEL. El acceso al SIMEL por parte de los participantes del sistema de medidas o del p\u00fablico en general, se har\u00e1 en funci\u00f3n del car\u00e1cter de la informaci\u00f3n a la que se tiene acceso, ya sea p\u00fablica o confidencial.
\nSeg\u00fan el tipo de informaci\u00f3n, existir\u00e1n dos servicios de acceso: Privado y p\u00fablico.
\nEl servicio privado estar\u00e1 reservado \u00fanicamente a los participantes del sistema de medidas conforme a la normativa vigente.
\nLos servicios de acceso, tanto privados como p\u00fablicos utilizar\u00e1n las tecnolog\u00edas m\u00e1s adecuadas en cada caso. Las direcciones electr\u00f3nicas de los servicios de acceso privado y p\u00fablico ser\u00e1n facilitadas por el OS.
\na) Servicio de acceso p\u00fablico: Para la utilizaci\u00f3n del servicio de acceso p\u00fablico no ser\u00e1 necesario ning\u00fan tipo de certificado. Esta informaci\u00f3n est\u00e1 disponible en la p\u00e1gina Web dispuesta para este fin por el OS.
\nb) Servicio de acceso privado: Para la utilizaci\u00f3n del servicio de acceso privado ser\u00e1 necesario un certificado digital personal otorgado por el OS de acuerdo a la normativa en vigor.
\nEl sistema de seguridad del servicio de acceso privado se basa en la utilizaci\u00f3n de los siguientes elementos:
\na) Canal de comunicaci\u00f3n cifrado para asegurar la privacidad de la informaci\u00f3n intercambiada.
\nb) Uso de certificados digitales para la autenticaci\u00f3n al realizar las conexiones con el SIMEL, la firma de los documentos electr\u00f3nicos que constituyen los intercambios de informaci\u00f3n, y garantizar el no repudio de dichos documentos.
\nLos certificados del apartado b) anterior se emitir\u00e1n almacenados en un fichero en alguno de los formatos est\u00e1ndar del mercado. El fichero estar\u00e1 protegido por una contrase\u00f1a para evitar su utilizaci\u00f3n indebida. Los participantes del sistema de medidas podr\u00e1n solicitar uno o varios certificados digitales.
\nSer\u00e1 responsabilidad del titular de cada certificado la guarda y custodia del mismo. Asimismo, en caso de robo o extrav\u00edo deber\u00e1 comunicar este hecho lo antes posible al OS, para que este proceda a dar de baja, a la mayor brevedad posible, el certificado.
\nLos certificados digitales ser\u00e1n emitidos por el OS actuando como Autoridad Certificadora. Los usuarios reconocen al OS como Autoridad Certificadora de confianza por el mero hecho de la utilizaci\u00f3n del certificado digital.
\nLos certificados digitales se emitir\u00e1n con fecha de caducidad. Ser\u00e1 responsabilidad del usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar, en su caso, la renovaci\u00f3n del certificado con una antelaci\u00f3n no inferior a 5 d\u00edas laborables respecto a la fecha de caducidad.
\nAsimismo, ser\u00e1 responsabilidad del participante del sistema de medidas solicitar la anulaci\u00f3n de los certificados cuando lo consideren conveniente (por ejemplo, cese de actividad de usuarios responsables de los certificados).
\n7.4.5 Formatos de intercambio de informaci\u00f3n: Todos los intercambios de informaci\u00f3n se realizar\u00e1n mediante documentos electr\u00f3nicos de contenido y formato determinados, que ser\u00e1n publicados por el OS en el SIMEL. El contenido y formato de los distintos ficheros de datos estructurales y de medidas intercambiados por los participantes del sistema de medidas ser\u00e1n los recogidos en \u00faltima versi\u00f3n del documento \u00abFicheros para el Intercambio de Informaci\u00f3n de Medidas\u00bb. La redacci\u00f3n de este documento es responsabilidad del OS y estar\u00e1 disponible en la p\u00e1gina Web dispuesta para este fin por el OS.
\nEste documento y sus modificaciones ser\u00e1n publicados, con la antelaci\u00f3n suficiente antes de su entrada en vigor, en la web dispuesta para este fin por el OS.
\n8. Informaci\u00f3n de telemedidas en tiempo real (STR).
\n8.1 Descripci\u00f3n de la informaci\u00f3n. El OS deber\u00e1 recibir en su Sistema de Tiempo Real, de forma autom\u00e1tica, toda la informaci\u00f3n de las instalaciones de transporte, la red observable \u2013seg\u00fan se define esta \u00faltima en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se definen las redes operadas y observadas por el OS\u2013 y de las instalaciones de producci\u00f3n y generaci\u00f3n asociada a autoconsumo con obligaci\u00f3n de env\u00edo de telemedidas en tiempo real o de adscripci\u00f3n a un centro de control de generaci\u00f3n que le sea preciso para operar en el sistema el\u00e9ctrico.
\n8.2 Sujetos y responsabilidades. Los propietarios de las instalaciones de producci\u00f3n y generaci\u00f3n asociada a autoconsumo, el transportista \u00fanico y los gestores de las redes de distribuci\u00f3n suministrar\u00e1n al OS la informaci\u00f3n en tiempo real necesaria de los elementos de su propiedad con la calidad requerida.
\nLa informaci\u00f3n en tiempo real relativa a las instalaciones de producci\u00f3n y generaci\u00f3n asociada a autoconsumo, deber\u00e1 ser facilitada al OS a trav\u00e9s de un centro de control de generaci\u00f3n. Para la realizaci\u00f3n de esta funci\u00f3n estos centros de control de generaci\u00f3n podr\u00e1n ser propios o de terceros que representen al titular de la instalaci\u00f3n, conforme a lo dispuesto en la normativa del sector el\u00e9ctrico.
\nCada instalaci\u00f3n debe estar asociada a un \u00fanico centro de control. En el caso de que la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n est\u00e9 integrada en una zona de regulaci\u00f3n, su centro de control ser\u00e1 el despacho de generaci\u00f3n del propietario de dicha zona de regulaci\u00f3n.
\nEn el caso de instalaciones de producci\u00f3n o generaci\u00f3n asociada a autoconsumo sin obligaci\u00f3n de adscripci\u00f3n a un centro de control, estas telemedidas en tiempo real podr\u00e1n ser transmitidas a trav\u00e9s de los centros de control de la empresa distribuidora, si as\u00ed lo acordaran con esta.
\n8.3 Detalle de la informaci\u00f3n. Se requerir\u00e1 informaci\u00f3n de las instalaciones que se enumeran a continuaci\u00f3n:
\nRed de Transporte.
\nRed Observable.
\nInstalaciones de Generaci\u00f3n.
\nSin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementaci\u00f3n del Reglamento (UE) 2017\/1485 de la Comisi\u00f3n de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gesti\u00f3n de la red de transporte de electricidad, la informaci\u00f3n en tiempo real que se debe facilitar al OS se especifica en el documento \u00abInformaci\u00f3n a enviar al OS en tiempo real\u00bb, incluido en el Anexo IV del presente procedimiento.
\nEn este anexo se entiende por posici\u00f3n el conjunto de los elementos y protecciones asociados a l\u00ednea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operaci\u00f3n.
\nEl estado (abierto\/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dar\u00e1 mediante 2 bits. El resto de las se\u00f1ales se dar\u00e1 con uno solo.
\nEn cuanto a la forma de captaci\u00f3n de las se\u00f1ales se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:
\na) Bajo el ep\u00edgrafe de transformadores se consideran incluso los de grupos y los de consumo.
\nb) Se ha realizado la siguiente clasificaci\u00f3n de la informaci\u00f3n a captar:
\n1. Se\u00f1alizaciones: Incluye los estados (abierto\/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomal\u00edas o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aqu\u00ed los estados topol\u00f3gicos de la red (estados abierto\/cerrado de interruptores y seccionadores).
\n2. Medidas: Incluye las medidas anal\u00f3gicas o digitales para magnitudes num\u00e9ricas discretas de la instalaci\u00f3n (p.ej. indicaci\u00f3n de tomas de transformadores, actuaci\u00f3n de protecciones, etc).
\n8.4 Car\u00e1cter de la informaci\u00f3n. La informaci\u00f3n en tiempo real enviada por los Sujetos del Mercado, el transportista \u00fanico y los gestores de las redes de distribuci\u00f3n al operador del sistema, tendr\u00e1 car\u00e1cter confidencial.
\nPodr\u00e1 ser enviada por el operador del sistema a cada gestor de la red de distribuci\u00f3n la informaci\u00f3n de telemedidas en tiempo real disponible correspondientes a:
\n\u2022 Instalaciones de producci\u00f3n e instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo conectadas a su red de distribuci\u00f3n.
\n\u2022 Instalaciones de producci\u00f3n e instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo de la red observable por dicho distribuidor.
\n\u2022 Instalaciones de red correspondientes a la red bajo su gesti\u00f3n.
\n\u2022 Instalaciones de red de la red observable por dicho distribuidor.
\nLa informaci\u00f3n que sea imprescindible para garantizar el desarrollo de las funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensi\u00f3n, planes de salvaguarda, emergencia y reposici\u00f3n del servicio) podr\u00e1 ser enviada a los sujetos que as\u00ed lo justifiquen, siempre que se cuente con la autorizaci\u00f3n del titular de la informaci\u00f3n.
\n8.5 Plazos de provisi\u00f3n de la informaci\u00f3n \/ publicaci\u00f3n. La informaci\u00f3n se enviar\u00e1 en tiempo real tan pronto como sea captada por los elementos de medici\u00f3n.
\nLa periodicidad de la informaci\u00f3n a intercambiar para los datos de regulaci\u00f3n secundaria ser\u00e1 igual o inferior al ciclo del regulador maestro. El resto de la informaci\u00f3n en tiempo real ser\u00e1 intercambiado con una periodicidad a determinar por el OS con cada sujeto, y en ning\u00fan caso superar\u00e1 los doce segundos.
\n8.6 Sistemas de informaci\u00f3n. El OS dispondr\u00e1 de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Tiempo Real para la identificaci\u00f3n y gesti\u00f3n de las telemedidas en tiempo real recibidas.
\nEn la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real se recibir\u00e1 la informaci\u00f3n estructural necesaria para la correcta identificaci\u00f3n de las telemedidas de las instalaciones. La solicitud de alta o modificaci\u00f3n de esta informaci\u00f3n en tiempo real por parte de los centros de control se enviar\u00e1 al OS al menos quince d\u00edas antes de la fecha en la cual el alta o modificaci\u00f3n debe quedar implementada en la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real.
\n8.7 Requisitos t\u00e9cnicos.
\n8.7.1 Requisitos t\u00e9cnicos de los centros de control. La informaci\u00f3n en tiempo real relativa a las instalaciones de producci\u00f3n y a las instalaciones de generaci\u00f3n asociada a autoconsumo, de transporte o de la red observable deber\u00e1 ser captada por medios propios y facilitada al OS a trav\u00e9s de los enlaces ordenador-ordenador entre el OS y el centro de control de la instalaci\u00f3n.
\nEl intercambio de informaci\u00f3n en tiempo real con el operador del sistema se realizar\u00e1 mediante el protocolo est\u00e1ndar de comunicaciones denominado ICCP-TASE2, por medio de los bloques de intercambio de informaci\u00f3n definidos como 1 y 2.
\nPara llevar a cabo dicho intercambio de informaci\u00f3n, el Centro de Control que se comunique con el OS establecer\u00e1 con cada uno de los Centros de Control del OS (Principal y Respaldo) dos l\u00edneas de comunicaci\u00f3n del tipo punto a punto, redundantes entre si y dedicadas exclusivamente al intercambio de esta informaci\u00f3n. Las caracter\u00edsticas t\u00e9cnicas de estas 4 l\u00edneas, ser\u00e1n id\u00e9nticas, y deber\u00e1n de estar securizadas y aisladas totalmente de internet. El operador del sistema facilitar\u00e1 previamente al establecimiento del enlace informaci\u00f3n t\u00e9cnica adicional desarrollando lo indicado anteriormente.
\nUn centro de control no podr\u00e1 compartir ni su sistema de control ni las comunicaciones con el OS ni el personal que constituya el turno cerrado de operaci\u00f3n con otro centro de control. El turno de operaci\u00f3n estar\u00e1 f\u00edsicamente en la direcci\u00f3n postal comunicada por el centro de control al OS. Cada centro de control tendr\u00e1 una \u00fanica localizaci\u00f3n f\u00edsica y la capacidad de interlocuci\u00f3n con el OS para todas las instalaciones adscritas a \u00e9l, pudiendo contar con otras ubicaciones de respaldo.
\nEl centro de control deber\u00e1 superar las pruebas establecidas por el operador del sistema incluyendo pruebas de control de producci\u00f3n con bajada real de producci\u00f3n en al menos una instalaci\u00f3n. La no superaci\u00f3n de estas pruebas conllevar\u00e1 la denegaci\u00f3n de la constituci\u00f3n de un centro de control.
\nEl operador del sistema podr\u00e1 verificar en cualquier momento la capacidad de los centros de control y los requisitos recogidos en la normativa. Si de dicha verificaci\u00f3n se derivara la anulaci\u00f3n de esta condici\u00f3n a un centro de control ya constituido, el operador del sistema informar\u00e1 a la CNMC quien resolver\u00e1 el conflicto t\u00e9cnico planteado.
\nA solicitud de los distribuidores, el OS les facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n relativa a la adscripci\u00f3n a centros de control de las instalaciones conectadas a la red bajo su gesti\u00f3n o a la red observable por cada distribuidor.
\n8.7.2 Criterios de validaci\u00f3n de calidad de telemedidas de potencia activa de generaci\u00f3n recibidas en tiempo real:
\nLa informaci\u00f3n a enviar al OS deber\u00e1 tener una calidad m\u00ednima para considerar el cumplimiento de los requisitos de env\u00edo de telemedidas en tiempo real establecidos.
\nDe forma general la determinaci\u00f3n de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizar\u00e1 mensualmente determinando su desviaci\u00f3n con respecto al acumulado mensual de las energ\u00edas horarias liquidables registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico, en adelante equipos de medida horaria.
\nSe define para una instalaci\u00f3n\/agrupaci\u00f3n:
\n\u2013 Telemedida horaria integrada para la hora h (THIh): Es la integral horaria de las telemedidas de potencia Activa Saliente recibidas en tiempo real por el OS durante la hora h, y representa, por tanto, la energ\u00eda producida por la instalaci\u00f3n\/agrupaci\u00f3n en la hora h calculada a partir de las telemedidas en tiempo real. En el c\u00e1lculo de la telemedida horaria integrada, si durante alg\u00fan periodo esta telemedida no se renovara, se considerar\u00e1 en la integral el \u00faltimo valor v\u00e1lido.
\n\u2013 Energ\u00eda horaria registrada para la hora h (EHRh): Es la energ\u00eda horaria registrada por los equipos de medida horaria calculada como la \u00abenerg\u00eda exportada\u00bb Activa Saliente en el punto frontera de la instalaci\u00f3n seg\u00fan el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico.
\n\u2013 Horas totales (H): Conjunto total de las horas del mes m.
\n\u2013 Horas registradas (I): Subconjunto de las horas del mes m en las que se dispone para la instalaci\u00f3n\/agrupaci\u00f3n de medida de energ\u00eda horaria liquidable registrada.
\nEl OS considerar\u00e1 que la calidad de las telemedidas del mes m para una determinada instalaci\u00f3n\/agrupaci\u00f3n es v\u00e1lida solo si se cumplen todas y cada una de las siguientes condiciones:<\/p>\n

Para cada periodo de liquidaci\u00f3n contemplado en los Procedimientos de Operaci\u00f3n de Medidas, el OS publicar\u00e1 la telemedida horaria integrada a los centros de control de generaci\u00f3n y los incumplimientos en la validaci\u00f3n de la calidad de las telemedidas de potencia o si no se cumplen las condiciones para la validaci\u00f3n a los representantes y a los centros de control de las instalaciones de las mismas a trav\u00e9s de SIMEL. Asimismo informar\u00e1 a la CNMC para los efectos oportunos si durante tres meses continuados se producen estos incumplimientos.
\nEn el caso particular de las instalaciones en r\u00e9gimen de autoconsumo con obligaci\u00f3n de enviar telemedidas al operador del sistema de forma individual, la determinaci\u00f3n de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizar\u00e1 determinando su desviaci\u00f3n con respecto al acumulado mensual de las energ\u00edas netas generadas registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico. Las condiciones para considerar v\u00e1lida la calidad de la telemedida ser\u00e1n las mismas que para el resto de instalaciones.
\nAdicionalmente el OS podr\u00e1 realizar las comprobaciones que estime convenientes y est\u00e9n a su alcance para asegurar que las telemedidas enviadas se corresponden con el perfil de las producciones realmente realizadas. En el caso de identificar, a criterio del OS, una manipulaci\u00f3n fraudulenta de las telemedidas enviadas, esta situaci\u00f3n se pondr\u00e1 en conocimiento de la CNMC para los efectos oportunos.
\n9. Informaci\u00f3n de car\u00e1cter general relativa a la operaci\u00f3n del sistema.
\n9.1 Descripci\u00f3n de la informaci\u00f3n. Se trata aqu\u00ed la informaci\u00f3n de car\u00e1cter general relativa a la operaci\u00f3n que por una parte genera y por otra requiere el OS.
\n9.2 Sujetos a los que aplica. El OS, por una parte, los distribuidores, y en su caso el transportista \u00fanico, por otra, y los propietarios de instalaciones de producci\u00f3n conectadas a la red de transporte y de instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo conectadas a la red de transporte y de instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y los gestores de la red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte, por una tercera parte, son los responsables de aportar la informaci\u00f3n tratada en este apartado.
\n9.3 Informaci\u00f3n generada por el OS. La informaci\u00f3n que el OS publicar\u00e1 a trav\u00e9s de la web corporativa de Red El\u00e9ctrica www.ree.es, y que incluye el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generaci\u00f3n, ser\u00e1 la siguiente:
\nInformaci\u00f3n diaria:
\n\u2013 Curva de carga del sistema.
\n\u2013 Balance el\u00e9ctrico de producci\u00f3n desglosado por tipo de producci\u00f3n\/combustible.
\n\u2013 Estado de las reservas hidroel\u00e9ctricas de la semana previa al d\u00eda D-4.
\nInformaci\u00f3n mensual:
\n\u2013 Estad\u00edsticas de Operaci\u00f3n del Sistema El\u00e9ctrico.
\n\u2013 Disponibilidad del equipo t\u00e9rmico de generaci\u00f3n.
\nInformaci\u00f3n anual:
\n\u2013 Estad\u00edsticas de Operaci\u00f3n del Sistema El\u00e9ctrico
\n\u2013 Tasa de disponibilidad del equipo generador.
\n\u2013 \u00cdndices de disponibilidad de la red de transporte.
\n\u2013 Calidad de servicio referente a energ\u00eda no suministrada (ENS) y tiempo de interrupci\u00f3n medio (TIM) de la Red de Transporte.
\n\u2013 Evoluci\u00f3n anual de la potencia o corriente de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.
\n\u2013 Corriente m\u00e1xima de cortocircuito en el punto de conexi\u00f3n que deben soportar, al menos, las instalaciones de generaci\u00f3n, consumo o distribuci\u00f3n directamente conectadas a la red de transporte como valor m\u00ednimo de dise\u00f1o de dichas instalaciones de acuerdo a lo especificado en el P.O. 12.2.
\nSeries hist\u00f3ricas de:
\n\u2013 Potencia instalada en el sistema.
\n\u2013 Energ\u00eda generada por tipo de producci\u00f3n\/combustible.
\n\u2013 Consumo de bombeo.
\n\u2013 Intercambios internacionales.
\n\u2013 Demanda del sistema el\u00e9ctrico.
\n\u2013 Producible hidroel\u00e9ctrico.
\n\u2013 Reservas hidroel\u00e9ctricas.
\n\u2013 Tasas de disponibilidad del equipo generador.
\n\u2013 \u00cdndices de disponibilidad de la red de transporte.
\n\u2013 Calidad de servicio referente a energ\u00eda no suministrada (ENS) y tiempo de interrupci\u00f3n medio (TIM) de la Red de Transporte.
\nToda esta informaci\u00f3n tendr\u00e1 car\u00e1cter p\u00fablico.
\nEn el caso de instalaciones de generaci\u00f3n conectadas a la red de transporte a las que sean de aplicaci\u00f3n los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/631 y de instalaciones de demanda o de red de distribuci\u00f3n conectadas a la red de transporte a las que sean de aplicaci\u00f3n los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/1388, el operador del sistema ofrecer\u00e1:
\n\u2022 Con car\u00e1cter particular a cada propietario de instalaci\u00f3n conectada a la red de transporte y con car\u00e1cter previo a la obtenci\u00f3n de la notificaci\u00f3n operacional para energizaci\u00f3n, una estimaci\u00f3n de las corrientes m\u00ednima y m\u00e1xima de cortocircuito previstas en el punto de conexi\u00f3n como un equivalente de la red.
\n\u2022 Tras un suceso imprevisto, el operador del sistema informar\u00e1 al propietario de la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n conectada a la red de transporte, de consumo conectada a la red de transporte o al gestor de la red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte afectados, lo antes posible y dentro del plazo de una semana despu\u00e9s del suceso imprevisto, de los cambios por encima de un umbral del 10 % por encima de la corriente m\u00e1xima de cortocircuito que la instalaci\u00f3n de consumo conectada a la red de transporte o la red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte afectadas podr\u00e1n soportar de la red de transporte en el punto de conexi\u00f3n seg\u00fan lo indicado en el presente apartado.
\n\u2022 Antes de un suceso programado, el operador del sistema informar\u00e1 al propietario de la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n conectada a la red de transporte, de consumo conectada a la red de transporte o al gestor de la red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte afectados, lo antes posible y dentro del plazo de una semana antes del suceso programado, de los cambios por encima de un umbral del 10% por encima de la corriente m\u00e1xima de cortocircuito que la instalaci\u00f3n de consumo conectada a la red de transporte o la red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte afectadas podr\u00e1n soportar de la red de transporte en el punto de conexi\u00f3n seg\u00fan lo indicado en el presente apartado.
\n9.4 Informaci\u00f3n requerida por el OS.
\n9.4.1 Agrupaciones de instalaciones de producci\u00f3n. Los distribuidores, y en su caso, el transportista \u00fanico, deber\u00e1n enviar al OS el listado de agrupaciones de instalaciones de producci\u00f3n conectadas a sus redes en el formato, medio y periodicidad que establezca el OS para cumplir con lo requerido en la normativa. Esta informaci\u00f3n tendr\u00e1 car\u00e1cter confidencial.
\n9.4.2 Instalaciones de producci\u00f3n conectadas a la red de transporte, instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo conectadas a la red de transporte, instalaciones de demanda conectada a la red de transporte o gestores de la red de distribuci\u00f3n conectados a la red de transporte.
\nEl operador del sistema podr\u00e1 solicitar informaci\u00f3n a un propietario de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n as\u00ed como de generaci\u00f3n asociada a autoconsumo, conectadas a la red de transporte, de la instalaci\u00f3n de demanda conectada a la red de transporte o a un gestor de la red de distribuci\u00f3n conectado a la red de transporte sobre la contribuci\u00f3n en t\u00e9rminos de corriente de cortocircuito de dicha instalaci\u00f3n o red. En estos casos, ser\u00e1n necesarios los modelos equivalentes de la red, y la demostraci\u00f3n de esa equivalencia, para el valor de secuencia cero, de secuencia positiva y de secuencia negativa.
\nTras un suceso imprevisto, el propietario de la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n conectada a la red de transporte, de la instalaci\u00f3n de consumo conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte informar\u00e1n al operador del sistema, lo antes posible y en el plazo de una semana despu\u00e9s del suceso imprevisto, de los cambios de corriente de cortocircuito por encima del umbral del 10% por encima de los valores previamente comunicados por el distribuidor o propietario de la instalaci\u00f3n de consumo seg\u00fan lo indicado anteriormente.
\nAntes de un suceso programado, el propietario de la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n conectada a la red de transporte, de la instalaci\u00f3n de consumo conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte informar\u00e1n al operador del sistema, lo antes posible y en el plazo de una semana antes del suceso programado, de los cambios de corriente de cortocircuito que superen un umbral del 10% por encima de los valores previamente comunicados por el distribuidor o propietario de la instalaci\u00f3n de consumo seg\u00fan lo indicado anteriormente.
\n10. Informaci\u00f3n de incidentes en el sistema el\u00e9ctrico.
\n10.1 Descripci\u00f3n de la informaci\u00f3n. La informaci\u00f3n a recibir es aquella necesaria para analizar los incidentes ocurridos en el sistema el\u00e9ctrico, contribuir a identificar la causa del incidente y establecer los planes de mejora necesarios para evitar su repetici\u00f3n o minimizar el impacto sobre la seguridad del suministro. Dicha informaci\u00f3n se recoge en el anexo V del presente procedimiento de operaci\u00f3n.
\n10.2 Sujetos a los que aplica. Este apartado es de aplicaci\u00f3n a todos los sujetos definidos en el apartado 2 que sean titulares de instalaciones del sistema el\u00e9ctrico afectadas por un incidente de referencia seg\u00fan lo establecido en el apartado 10.3 o que sean los responsables de estas instalaciones y a los responsables del suministro a los consumidores finales afectados.
\n10.3 Incidentes. Los eventos que definen aquellos incidentes del sistema el\u00e9ctrico que son objeto de informaci\u00f3n, en el \u00e1mbito de este procedimiento, por parte del sujeto titular de las instalaciones afectadas o del responsable del suministro a los consumidores finales afectados son los siguientes:
\na) La p\u00e9rdida de una o varias instalaciones de transporte y\/o de otros elementos del sistema el\u00e9ctrico (generaci\u00f3n, distribuci\u00f3n y\/o transformaci\u00f3n transporte-distribuci\u00f3n o transporte-generaci\u00f3n) cuando esta resulte en una violaci\u00f3n de los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema el\u00e9ctrico establecidos en el correspondiente procedimiento de operaci\u00f3n o en un corte de suministro que pudiera implicar una interrupci\u00f3n de suministro a consumidores finales o en una p\u00e9rdida de la capacidad de evacuaci\u00f3n de la generaci\u00f3n que conlleve el disparo de grupo o en una degradaci\u00f3n de la calidad de onda en los puntos frontera de la red de transporte en los t\u00e9rminos establecidos en la normativa.
\nb) Cualquier otra circunstancia que resulte en:
\na. Da\u00f1o mayor a cualquiera de los elementos del sistema el\u00e9ctrico.
\nb. Fallo, degradaci\u00f3n, o actuaci\u00f3n incorrecta del sistema de protecci\u00f3n, de automatismos o de cualquier otro sistema que no requiera intervenci\u00f3n manual por parte del operador.
\nc. Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje inform\u00e1tico, electr\u00f3nico o f\u00edsico, o por terrorismo dirigido contra el sistema el\u00e9ctrico o sus componentes con intenci\u00f3n de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad del sistema el\u00e9ctrico en su conjunto.
\nd. Actuaci\u00f3n de cualquier sistema de protecci\u00f3n por cualquier causa y que provoque la desconexi\u00f3n de alg\u00fan elemento de red o de alguna instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n con afecci\u00f3n en la red de transporte.
\n10.4 Car\u00e1cter de la informaci\u00f3n. La informaci\u00f3n recibida en el \u00e1mbito de este apartado se considerar\u00e1 de car\u00e1cter confidencial seg\u00fan lo establecido en el apartado 4 de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\n10.5 Comunicaci\u00f3n al operador del sistema. En el caso de que se produzca alg\u00fan incidente de los definidos en el apartado 10.3 en las instalaciones de la Red Observable, o en Instalaciones de Producci\u00f3n con obligaci\u00f3n de env\u00edo de telemedidas en tiempo real al OS, el sujeto titular de las instalaciones o responsable del suministro afectado deber\u00e1 facilitar al OS, y en un plazo de 2 horas, la mejor informaci\u00f3n de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta informaci\u00f3n que constituye el informe preliminar del incidente contendr\u00e1, al menos, los aspectos a), c) y d), e) que se recogen en el Anexo V de este procedimiento y que resulten de aplicaci\u00f3n.
\nEl OS podr\u00e1, cuando as\u00ed lo estime necesario, realizar consultas adicionales, incluyendo si fuera preciso instalaciones no pertenecientes a la red observable, con objeto de clarificar el contenido de dicho informe preliminar y recabar, mediante la cumplimentaci\u00f3n de un formulario de mayor detalle, la informaci\u00f3n del Anexo V que no se haya recibido y que considere necesaria, quedando el emisor del mismo obligado a atender la consulta en ese momento o tan pronto como disponga de la informaci\u00f3n adicional necesaria,
\nEn particular, para todos aquellos cortes de suministro con afecci\u00f3n a la red de transporte que pudieran ser calificados como interrupciones, el OS requerir\u00e1 de los sujetos la informaci\u00f3n necesaria para su an\u00e1lisis, as\u00ed como en su caso para la valoraci\u00f3n requerida por la Orden ECO 797\/2002, poniendo a disposici\u00f3n de estos un formulario recogiendo todos los aspectos del Anexo V para su cumplimentaci\u00f3n; los sujetos aportar\u00e1n la informaci\u00f3n con el alcance y formato solicitados por el OS en cuanto est\u00e9 disponible y en todo caso en el plazo de un mes.
\nCuando el OS determine que el evento constituye un incidente significativo para el sistema el\u00e9ctrico, proceder\u00e1 a notificarlo al sujeto titular o representante de la instalaci\u00f3n, o al responsable del suministro a los consumidores finales afectados. Dicho sujeto deber\u00e1 remitir un informe escrito al OS en un plazo no superior a 15 d\u00edas h\u00e1biles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisar\u00e1 y completar\u00e1 la informaci\u00f3n remitida en el informe preliminar (Anexo V) y se incluir\u00e1n las posibles acciones identificadas por el sujeto para evitar o minimizar los efectos de incidentes similares que pudieran producirse en el futuro.
\n10.6 Comunicaci\u00f3n del operador del sistema. Cuando se produzca un incidente de los definidos en el apartado 10.3, el OS incluir\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente en un \u00abInforme Diario de Incidencias\u00bb que se pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los Sujetos del Mercado antes de las 12 horas del d\u00eda laborable siguiente a la ocurrencia del mismo.
\nCuando el OS considere un incidente de especial relevancia elaborar\u00e1 un informe escrito, una vez disponga de la informaci\u00f3n definitiva del mismo. Este informe incluir\u00e1 las medidas a tomar para evitar la repetici\u00f3n del incidente o la minimizaci\u00f3n de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situaci\u00f3n similar en el futuro. Este informe se remitir\u00e1 a los sujetos afectados, a la CNMC y a la Administraci\u00f3n competente en materia de energ\u00eda en un plazo de 60 d\u00edas h\u00e1biles tras la ocurrencia del incidente.
\nLos informes correspondientes a los incidentes m\u00e1s significativos ser\u00e1n presentados y analizados en las reuniones del Grupo de An\u00e1lisis de Incidentes que convocar\u00e1 el OS.
\n10.7 Investigaciones Conjuntas. Para aquellos incidentes en los que, por su importancia o naturaleza, el OS lo juzgue necesario, este propondr\u00e1 a la mayor brevedad posible la realizaci\u00f3n de un an\u00e1lisis conjunto con los restantes sujetos involucrados o afectados. Los resultados de dicho an\u00e1lisis se incorporar\u00e1n al informe que elabore el OS sobre el incidente y que podr\u00e1 presentarse en el Grupo de An\u00e1lisis de Incidentes que convocar\u00e1 el OS.
\n10.8 Requisitos t\u00e9cnicos. La informaci\u00f3n de oscilograf\u00eda se facilitar\u00e1 en formato electr\u00f3nico, preferiblemente en formato COMTRADE. La informaci\u00f3n sobre los ajustes de los equipos de protecci\u00f3n se facilitar\u00e1 en formato electr\u00f3nico igualmente.
\n11. Informaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad (SCECI).
\n11.1 Descripci\u00f3n. Es la informaci\u00f3n a intercambiar entre el Operador del Sistema y los proveedores del servicio que permita una correcta gesti\u00f3n del servicio, conforme a lo establecido en la normativa espec\u00edfica del mismo.
\n11.2 Sujetos y responsabilidades. El OS y los sujetos proveedores del servicio de interrumpibilidad.
\n11.3 Detalle de la informaci\u00f3n. El env\u00edo de telemedida de potencia activa y reactiva demandada en tiempo real, el env\u00edo de la generaci\u00f3n neta en tiempo real (en caso de proveedores con generaci\u00f3n asociada), el env\u00edo y gesti\u00f3n de las \u00f3rdenes de reducci\u00f3n de potencia, as\u00ed como la gesti\u00f3n del rel\u00e9 de deslastre por subfrecuencia.
\nIgualmente, los env\u00edos de programas de consumo y generaci\u00f3n (cuando aplique), as\u00ed como la gesti\u00f3n de las indisponibilidades.
\nEl OS recibir\u00e1 la informaci\u00f3n estructural necesaria para la correcta gesti\u00f3n del servicio, en particular, y con car\u00e1cter no limitante:
\n11.3.1 Datos generales.
\n\u2022 Denominaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 C\u00f3digo Universal de punto de suministro (CUPS).
\n\u2022 Denominaci\u00f3n social de la empresa propietaria de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Grupo empresarial al que pertenece.
\n\u2022 Direcci\u00f3n de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Ubicaci\u00f3n geogr\u00e1fica Coordenadas (Latitud, Longitud).
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio.
\n\u2022 Fecha de la \u00faltima modificaci\u00f3n exhaustiva de su acuerdo de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 Nudo de conexi\u00f3n a la red (Nombre, kV).
\n\u2022 Actividad que desarrolla.
\n\u2022 C\u00f3digo actividad econ\u00f3mica CNAE.
\n11.3.2 Datos espec\u00edficos.
\n\u2022 Potencias contratadas por periodo tarifario (kW).
\n\u2022 Datos de contacto para la adecuada gesti\u00f3n del servicio
\n\u2022 Rel\u00e9 de deslastre por subfrecuencia:
\n\u25cb Frecuencia de arranque: Valor de ajuste (Hz).
\n\u25cb Tiempo de medida (ms).
\n\u25cb Temporizaci\u00f3n voluntaria: Valor de ajuste (s).
\n\u25cb Bloqueo por m\u00ednima tensi\u00f3n (%Un)
\n\u25cb Existencia de automatismo de reposici\u00f3n (SI\/NO). En caso afirmativo, confirmar su no habilitaci\u00f3n.
\n\u25cb Cargas m\u00ednima y m\u00e1xima desconectadas por el rel\u00e9 (MW).
\n\u2022 Datos, en su caso, de la generaci\u00f3n asociada:
\n\u25cb C\u00f3digo de la unidad o unidades f\u00edsicas (UF).
\n\u25cb Potencia instalada (MW), o, en su defecto, potencia m\u00e1xima neta (MW).
\n\u25cb Informaci\u00f3n sobre si se encuentra en r\u00e9gimen de autoconsumo y la modalidad del mismo.
\n11.4 Car\u00e1cter de la informaci\u00f3n. La informaci\u00f3n recibida por el OS tendr\u00e1 el car\u00e1cter de confidencial.
\n11.5 Plazos de provisi\u00f3n de la informaci\u00f3n\/publicaci\u00f3n. La periodicidad de la informaci\u00f3n a intercambiar ser\u00e1 la establecida en la normativa espec\u00edfica de aplicaci\u00f3n al servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad. En cualquier caso los cambios en la informaci\u00f3n estructural y espec\u00edfica ser\u00e1n comunicados al OS tan pronto como se tenga constancia de los mismos.
\nLos plazos y procesos para gestionar cambios en la informaci\u00f3n estructural ser\u00e1n los que establezca el Operador del Sistema.
\n11.6 Sistemas de informaci\u00f3n. El OS dispondr\u00e1 de la correspondiente Base de Datos del SCECI a efectos de gestionar el intercambio de informaci\u00f3n relativo a la prestaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad. El SCECI gestionar\u00e1 los intercambios de informaci\u00f3n relativos a la prestaci\u00f3n del servicio
\nEl OS contar\u00e1 con un sistema que permita la comunicaci\u00f3n, ejecuci\u00f3n y control del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad (SCECI), con las caracter\u00edsticas definidas en la normativa correspondiente.
\n11.7 Requisitos t\u00e9cnicos. Los requisitos t\u00e9cnicos del SCECI ser\u00e1n los que se establezcan en la normativa de desarrollo correspondiente del servicio de interrumpibilidad.
\nLos proveedores del servicio deber\u00e1n contar con los equipos y sistemas establecidos en la normativa a los efectos de la correcta prestaci\u00f3n del servicio.
\nSer\u00e1 responsabilidad de los proveedores del servicio el correcto funcionamiento de sus equipos y de los sistemas de comunicaci\u00f3n.
\nANEXO I
\nContenido de la base de datos estructural del operador del sistema
\nEl objeto de este documento es determinar el contenido de la base de datos estructural del operador del sistema para el adecuado ejercicio de sus funciones.
\nNotas generales y abreviaturas:
\n\u2022 Como norma general, los datos deben expresarse en unidades del sistema internacional, salvo que expresamente se indique algo diferente.
\n\u2022 De los datos de impedancia en p.u. o en % se debe indicar la tensi\u00f3n y la potencia base a la que est\u00e1n referidos.
\n\u2022 Los datos facilitados al OS deber\u00e1n ser, en su caso, coherentes con los incluidos en los Registros Administrativos Ministeriales correspondientes.
\n\u00cdNDICE DEL ANEXO I
\n1. Instalaciones de Producci\u00f3n e instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo.
\n1.0 Definici\u00f3n de potencias para instalaciones de generaci\u00f3n.
\n1.1 Datos generales.
\n1.1.1 General.
\n1.1.2 Otros datos.
\n1.2 Datos generales adicionales, espec\u00edficos por tecnolog\u00eda.
\n1.2.1 Centrales Y grupos hidr\u00e1ulicos.
\n1.2.1.1 Embalses.
\n1.2.1.2 Datos de la instalaci\u00f3n.
\n1.2.1.3 Datos de cada grupo.
\n1.2.2 Centrales t\u00e9rmicas.
\n1.2.3 Centrales solares t\u00e9rmicas.
\n1.2.4 Instalaciones e\u00f3licas y fotovoltaicas.
\n1.3 Informaci\u00f3n b\u00e1sica necesaria para la programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n y la participaci\u00f3n en los mercados de servicios de ajuste del sistema.
\n1.3.1 Informaci\u00f3n general.
\n1.3.2 Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y mercado de reserva de potencia adicional a subir.
\n1.3.3 Regulaci\u00f3n primaria.
\n1.3.4 Regulaci\u00f3n secundaria.
\n1.3.5 Regulaci\u00f3n terciaria y gesti\u00f3n de desv\u00edos.
\n1.3.6 Control de tensi\u00f3n de la red de transporte.
\n1.4 Datos necesarios para la realizaci\u00f3n de estudios din\u00e1micos.
\n1.4.1 Instalaciones de producci\u00f3n basadas en generadores s\u00edncronos conectados directamente a la red (hidr\u00e1ulica, t\u00e9rmica, solar t\u00e9rmica).
\n1.4.2 Instalaciones e\u00f3licas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producci\u00f3n cuya tecnolog\u00eda no emplee un generador s\u00edncrono conectado directamente a red.
\n1.4.3 Elementos de almacenamiento.
\n1.5 Datos necesarios para los planes de reposici\u00f3n del servicio
\n1.6 Datos del transformador de conexi\u00f3n a la red.
\n1.7 Datos de la l\u00ednea o cable de evacuaci\u00f3n.
\n1.8 Datos de las protecciones.
\n1.8.1 General.
\n1.8.2 Datos adicionales para instalaciones o agrupaciones de instalaciones de potencia instalada superior a 10 MW que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n1.8.3 Datos adicionales para instalaciones conectadas a la red de transporte.
\n1.8.3.1 Protecciones de la central.
\n2. Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte
\n2.1 General.
\n2.2 Datos necesarios para la realizaci\u00f3n de estudios est\u00e1ticos y din\u00e1micos.
\n2.2.1 Modelado del comportamiento est\u00e1tico y din\u00e1mico de la instalaci\u00f3n de consumo (o carga).
\n2.2.2 Modelado del comportamiento din\u00e1mico de la instalaci\u00f3n de red de distribuci\u00f3n.
\n2.3 Datos de la l\u00ednea o cable.
\n2.4 Datos de las protecciones.
\n3. Red de transporte.
\n3.1 Subestaciones.
\n3.2 Parques.
\n3.3 L\u00edneas y cables.
\n3.4 Transformadores.
\n3.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.
\n4. Red observable.
\n4.1 Parques.
\n4.2 L\u00edneas y cables.
\n4.3 Transformadores.
\n4.4 Elementos de control de potencia reactiva.
\n1. Instalaciones de producci\u00f3n e instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo. Se suministrar\u00e1 la informaci\u00f3n para instalaciones de producci\u00f3n as\u00ed como para instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo, o agrupaciones de las mismas de potencia instalada superior a 1 MW, que es el umbral para env\u00edo de telemedidas al operador del sistema, seg\u00fan se define en el Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio.
\nEl umbral de 10 MW que se utiliza en este apartado para informaci\u00f3n adicional se corresponde con la potencia, en conexiones a la red de distribuci\u00f3n, a partir de la cual se requiere solicitud al operador del sistema de aceptabilidad desde la perspectiva de la red de transporte, seg\u00fan se define en este mismo Real Decreto.
\n1.0 T\u00e9rminos de potencias para instalaciones de producci\u00f3n. Se recogen aqu\u00ed los t\u00e9rminos de potencias, y su definici\u00f3n coherente con la normativa vigente, utilizados en el presente documento.
\nPotencia instalada y potencia nominal:
\nLa potencia instalada y nominal de una unidad de producci\u00f3n se corresponder\u00e1 con la potencia activa m\u00e1xima que puede alcanzar y vendr\u00e1 determinada por la potencia menor de las especificadas en las placas de caracter\u00edsticas de los grupos motor, turbina o alternador instalados en serie. De forma an\u00e1loga, cuando la instalaci\u00f3n est\u00e9 configurada por varios motores, turbinas o alternadores en paralelo, ser\u00e1 la menor de las sumas de las potencias de las placas de caracter\u00edsticas de los motores, turbinas o alternadores que se encuentren en paralelo.
\nEn caso de instalaciones fotovoltaicas, la potencia instalada ser\u00e1 la suma de las potencias m\u00e1ximas unitarias de los m\u00f3dulos fotovoltaicos que configuran dicha instalaci\u00f3n, medidas en condiciones est\u00e1ndar seg\u00fan la norma UNE correspondiente. La potencia nominal para estas instalaciones se considerar\u00e1 como la suma de las potencias activas instaladas de los inversores constituyentes del m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico, considerando el cumplimiento de las capacidades de potencia reactiva requeridas a la capacidad m\u00e1xima de acuerdo al Reglamento (UE) 631\/2016 y desarrolladas en el Procedimiento de Operaci\u00f3n 12.2.
\nLa potencia instalada de una central hidr\u00e1ulica deber\u00e1 tambi\u00e9n considerar la potencia activa m\u00e1xima que puede alcanzar la central teniendo en cuenta elementos comunes tales como las conducciones hidr\u00e1ulicas. Es por ello que nos referimos a potencia instalada de la central y potencia nominal de cada grupo.
\nEn todos los casos, la potencia instalada deber\u00e1 coincidir con la que figure en la autorizaci\u00f3n administrativa y a su vez corresponder\u00e1 a la que se inscriba en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica (RAIPEE).
\nPotencia m\u00e1xima neta. La potencia m\u00e1xima neta es la m\u00e1xima potencia que pueda mantenerse en marcha continua durante un tiempo especificado, suponiendo la totalidad de sus instalaciones en servicio y condiciones \u00f3ptimas especificadas de generaci\u00f3n. Se entiende medida a la salida de la central, es decir, deduciendo la potencia absorbida por sus servicios auxiliares y las p\u00e9rdidas en sus transformadores, si estos existen.
\n1.1 Datos generales.
\n1.1.1 General.
\n\u2022 Nombre de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Direcci\u00f3n de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Empresa o empresas propietarias.
\n\u2022 Subestaci\u00f3n \/ parque de conexi\u00f3n a la red (Nombre, kV).
\n\u2022 Compa\u00f1\u00eda Distribuidora, en el caso de conexi\u00f3n a la red de distribuci\u00f3n.
\n\u2022 N.\u00ba de grupos (salvo e\u00f3licos y fotovoltaicos).
\n\u2022 Datos a aportar para cada grupo, en el caso de centrales t\u00e9rmicas o hidr\u00e1ulicas, y para la instalaci\u00f3n, en el resto de casos:
\n\u2022 Nem\u00f3nico de 8 d\u00edgitos o c\u00f3digo B3 asignado en la contestaci\u00f3n de acceso, en su caso.
\n\u2022 N\u00famero de identificaci\u00f3n en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producci\u00f3n de Energ\u00eda El\u00e9ctrica).
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio.
\n\u2022 Potencia instalada (MW) y potencia nominal (MW), o, en su defecto, potencia m\u00e1xima neta (MW).
\n\u2022 M\u00ednimo t\u00e9cnico (MW), para instalaciones o agrupaciones de las mismas de potencia instalada superior a 5 MW, que es el umbral de obligaci\u00f3n de adscripci\u00f3n a un centro de control, seg\u00fan se define en el Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio.
\n\u2022 Capacidad de control de la potencia reactiva.
\n\u2022 En el caso de que deba cumplir los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/631, deber\u00e1 aportar la correspondiente documentaci\u00f3n acreditativa del cumplimiento de los requisitos del mismo para cada uno de los m\u00f3dulos de generaci\u00f3n de electricidad que definen la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n.
\n\u2022 En el caso de instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo:
\n\u2022 Modalidad de autoconsumo, secci\u00f3n y subsecci\u00f3n (en caso de acogerse a alguna de las modalidades de autoconsumo establecidas en la legislaci\u00f3n vigente).
\n\u2022 Indicar modalidad de autoconsumo Individual\/Colectivo.
\nDatos adicionales para instalaciones o agrupaciones de las mismas de m\u00e1s de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:
\n\u2022 Coordenadas UTM de la instalaci\u00f3n (dar un punto de referencia) y, en su caso, de la poligonal del parque o de la huerta.
\n\u2022 Localizaci\u00f3n geogr\u00e1fica: Planos (detalle m\u00ednimo de situaci\u00f3n particular E 1:50.000 y de situaci\u00f3n general E 1:200.000) y distancias significativas (a l\u00edneas y nudos de conexi\u00f3n a la red).
\n\u2022 Diagrama unifilar simplificado con todos los elementos componentes de la instalaci\u00f3n no transporte desde el punto de conexi\u00f3n a red hasta la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n (s\u00f3lo para solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribuci\u00f3n de tensi\u00f3n superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).
\n\u2022 Datos a aportar para cada grupo, en el caso de centrales hidr\u00e1ulicas y t\u00e9rmicas, y para la instalaci\u00f3n, en el resto de casos:
\n\u2022 Potencia aparente (MVA). Debe incluir toda la compensaci\u00f3n de reactiva de la instalaci\u00f3n, en instalaciones e\u00f3licas y fotovoltaicas.
\n\u2022 Potencia m\u00e1xima neta (MW).
\n\u2022 Consumo de servicios auxiliares en bornes de alternador (b.a.) a plena carga, potencia activa (MW) (s\u00f3lo t\u00e9rmicos).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV).
\n\u2022 Tasas estimadas de indisponibilidad programada.
\nEn el caso de generadores dependientes entre s\u00ed, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar tambi\u00e9n los datos de potencia para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento.
\n1.1.2 Otros datos. V\u00e9anse apartados correspondientes a:
\n\u2022 Datos generales adicionales, espec\u00edficos por tecnolog\u00eda.
\n\u2022 Informaci\u00f3n b\u00e1sica necesaria para la programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n y la participaci\u00f3n en los servicios de ajuste del sistema.
\n\u2022 Datos necesarios para la realizaci\u00f3n de estudios din\u00e1micos.
\n\u2022 Datos necesarios para los planes de reposici\u00f3n del servicio.
\n\u2022 Datos del transformador de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 Datos de la l\u00ednea o cable de evacuaci\u00f3n.
\n\u2022 Datos de las protecciones.
\n1.2 Datos generales adicionales, espec\u00edficos por tecnolog\u00eda.
\n1.2.1 Centrales y grupos hidr\u00e1ulicos.
\n1.2.1.1 Embalses.
\n\u2022 Nombre del embalse.
\n\u2022 Empresa o empresas propietarias o concesionarias.
\n\u2022 Cuenca (r\u00edo).
\n\u2022 Situaci\u00f3n: Provincia, t\u00e9rmino municipal, paraje o predio.
\n\u2022 Fecha de terminaci\u00f3n.
\n\u2022 Capacidad en energ\u00eda el\u00e9ctrica (MWh), teniendo en cuenta todas las centrales situadas aguas abajo del embalse.
\n\u2022 Serie hist\u00f3rica de aportaciones parciales al embalse en t\u00e9rminos mensual y semanal (m3).
\n\u2022 Capacidad total (hm3), entre el fondo y el nivel m\u00e1ximo admitido en explotaci\u00f3n normal.
\n\u2022 Capacidad \u00fatil (hm3), entre los niveles m\u00ednimo y m\u00e1ximo de explotaci\u00f3n.
\n\u2022 Capacidad vaciable (hm3), entre el nivel m\u00e1s bajo de los orificios de desag\u00fce y el nivel m\u00e1ximo admisible en explotaci\u00f3n normal.
\n\u2022 Curva cota de embalse en funci\u00f3n de volumen \u00fatil (m\u00ednimo 3er grado).
\n\u2022 Cota m\u00e1xima de explotaci\u00f3n (m).
\n\u2022 Cota m\u00ednima de explotaci\u00f3n (m).
\n\u2022 Cota base o de desag\u00fce (m).
\n\u2022 Caudal de servidumbre o ecol\u00f3gico a mantener aguas abajo (m3\/s).
\n\u2022 Uso (Hidroel\u00e9ctrico, Mixto).
\n\u2022 Restricciones de explotaci\u00f3n (detracciones, riegos, etc.).
\n5.5.1.1.2 Datos de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Cuenca (r\u00edo) en que est\u00e1 ubicada la central.
\n\u2022 Capacidad de regulaci\u00f3n (fluyente, diario, semanal, anual, hiperanual).
\n\u2022 Embalse asociado.
\n\u2022 Caudal nominal (m3 \/s).
\n\u2022 Salto neto nominal (m).
\nDatos adicionales para centrales o agrupaciones de centrales de m\u00e1s de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:
\n\u2022 Esquema del subsistema hidr\u00e1ulico.
\n\u2022 Canal de conducci\u00f3n \/ galer\u00eda de presi\u00f3n (S\u00cd\/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y di\u00e1metro(s).
\n\u2022 Dep\u00f3sito o c\u00e1mara de carga (S\u00cd\/NO). En caso afirmativo, volumen.
\n\u2022 Tuber\u00eda forzada (S\u00cd\/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y di\u00e1metro(s).
\n\u2022 En el caso de centrales reversibles o de bombeo: \u00cdndice de acumulaci\u00f3n por bombeo (%), definido como la relaci\u00f3n entre la energ\u00eda el\u00e9ctrica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energ\u00eda consumida para su elevaci\u00f3n.
\n1.2.1.3 Datos de cada grupo.
\n\u2022 Caudal nominal (m3\/s).
\n\u2022 Salto neto nominal (m).
\n\u2022 En el caso de grupos reversibles o de bombeo:
\n\u2022 Potencia nominal (MW).
\n\u2022 Altura efectiva (neta) nominal (m).
\n\u2022 Caudal nominal de bombeo (m3\/s).
\nDatos adicionales para centrales o agrupaciones de centrales de m\u00e1s de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:
\n\u2022 Tipo de turbina.
\n\u2022 Velocidad nominal (rpm).
\n\u2022 Caudal m\u00e1ximo de turbinaci\u00f3n (m3\/s).
\n\u2022 Caudal m\u00ednimo de turbinaci\u00f3n (m3\/s).
\n\u2022 Salto bruto m\u00e1ximo (m).
\n\u2022 Salto bruto m\u00ednimo (m).
\n\u2022 Salto neto m\u00e1ximo (m).
\n\u2022 Salto neto m\u00ednimo (m).
\n\u2022 P\u00e9rdidas (m) en las conducciones en funci\u00f3n del caudal (Q\u00b2).
\n\u2022 Curvas de colina de rendimiento en funci\u00f3n del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).
\n\u2022 En el caso de grupos reversibles o de bombeo:
\nTipo de bomba.
\nVelocidad nominal (rpm).
\nCaudal m\u00e1ximo de bombeo (m3\/s).
\nCaudal m\u00ednimo de bombeo (m3\/s).
\nP\u00e9rdidas (m) en la aspiraci\u00f3n e impulsi\u00f3n en funci\u00f3n del caudal (Q\u00b2).
\nCurvas de colina de rendimiento en funci\u00f3n del caudal bombeado y de la altura efectiva (neta) (alternativa: Tablas de potencia para distintos alturas efectiva (neta) y distintos caudales para cada altura efectiva (neta)).
\n\u2022 Factor de potencia nominal en generaci\u00f3n y en bombeo.
\n\u2022 Posibilidad de funcionamiento como compensador s\u00edncrono (SI\/NO).
\n\u2022 Potencia absorbida en funcionamiento como compensador s\u00edncrono (MW).
\n1.2.2 Centrales t\u00e9rmicas.
\nNota: Este apartado es de aplicaci\u00f3n a, entre otros, centrales de tecnolog\u00eda nuclear, ciclos combinados y centrales t\u00e9rmicas de carb\u00f3n. Las unidades solares t\u00e9rmicas se tratan en otro apartado.
\n\u2022 Combustibles principal y alternativo.
\nDatos adicionales para centrales o agrupaciones de centrales de m\u00e1s de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:
\n\u2022 Capacidad m\u00e1xima de almacenamiento de combustibles principales y alternativos (T, m\u00b3).
\n\u2022 Datos a aportar para cada grupo:
\n\u2022 Estructura de consumo de combustible en arranque: porcentaje en t\u00e9rminos de energ\u00eda de cada uno de los combustibles utilizados.
\n\u2022 F\u00f3rmula de consumo en arranque: Expresi\u00f3n que permite calcular este consumo en funci\u00f3n del tiempo de arranque (el transcurrido desde la \u00faltima parada).
\nCt =C0 \u00d7 (1-e-t\/\u03c4).
\nSiendo C0 el consumo t\u00e9rmico en el arranque en fr\u00edo de cada unidad t\u00e9rmica (termias).
\n\u2022 Eficiencia neta (consumo espec\u00edfico neto) referida a PCI de cada unidad t\u00e9rmica para distintos reg\u00edmenes de carga (Kcal\/kWh).
\n\u2022 Factor de potencia nominal.
\n\u2022 Para cogeneraciones conectadas a la red de transporte: V\u00e9anse tambi\u00e9n instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte.
\n1.2.3 Centrales solares t\u00e9rmicas.
\n\u2022 M\u00e9todo de almacenamiento energ\u00e9tico (vapor, aceite, sales,\u2026) en el caso de centrales con capacidad de almacenamiento.
\n\u2022 Potencia el\u00e9ctrica neta que puede suministrar el sistema de almacenamiento y energ\u00eda m\u00e1xima que puede acumular.
\n\u2022 M\u00e9todo de apoyo mediante combustible complementario (ninguno, gas natural, biomasa,\u2026).
\n\u2022 Fracci\u00f3n de potencia m\u00e1xima suministrable con combustible complementario.
\n1.2.4 Instalaciones e\u00f3licas y fotovoltaicas.
\n\u2022 En el caso de que no les sean de aplicaci\u00f3n los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/631, informar\u00e1 sobre el cumplimiento de los requisitos de respuesta ante huecos de tensi\u00f3n, aportando certificado acreditativo.
\n\u2022 En el caso de instalaciones fotovoltaicas: Instalaci\u00f3n sobre edificaci\u00f3n o sobre suelo, y n\u00famero de ejes de seguimiento solar en este segundo caso.
\n1.3 Informaci\u00f3n b\u00e1sica necesaria para la programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n y la participaci\u00f3n en los mercados de servicios de ajuste del sistema.
\n1.3.1 Informaci\u00f3n general. Datos correspondientes a la unidad f\u00edsica.
\n\u2022 Nombre y c\u00f3digo de la unidad f\u00edsica.
\n\u2022 Subgrupo asociado.
\n\u2022 C\u00f3digo de la instalaci\u00f3n a efectos de liquidaci\u00f3n (CIL).
\n\u2022 M\u00e1xima generaci\u00f3n de reactiva al m\u00ednimo t\u00e9cnico (Mvar) en barras de central (b.c.).
\n\u2022 M\u00e1xima absorci\u00f3n de reactiva al m\u00ednimo t\u00e9cnico (Mvar) en b.c.
\n\u2022 M\u00e1xima generaci\u00f3n de reactiva a plena carga (Mvar) en b.c.
\n\u2022 M\u00e1xima absorci\u00f3n de reactiva a plena carga (Mvar) en b.c.
\n\u2022 Tipo de producci\u00f3n.
\n\u2022 M\u00e1xima rampa ascendente (MW\/min).
\n\u2022 M\u00e1xima rampa descendente (MW\/min).
\n\u2022 Punto frontera.
\n\u2022 En su caso, indicaci\u00f3n de los modos de funcionamiento multieje.
\nDatos correspondientes a la unidad de programaci\u00f3n.
\n\u2022 Nombre y c\u00f3digo de:
\nUnidad de programaci\u00f3n.
\nSujeto titular \/ Sujeto representante.
\nUnidad de oferta asociada.
\n\u2022 Potencia m\u00e1xima de la UP (suma de las potencias instaladas, o en su defecto potencias m\u00e1ximas netas, de las UF que la componen).
\n\u2022 M\u00ednimo t\u00e9cnico de la UP.
\n\u2022 Tipo de producci\u00f3n (nuclear, carb\u00f3n, fuel-gas, ciclo combinado, hidr\u00e1ulica, turbinaci\u00f3n bombeo, consumo bombeo, cogeneraci\u00f3n, solar fotovoltaica\/ t\u00e9rmica, e\u00f3lica terrestre\/marina, biomasa, biog\u00e1s, residuos).
\n\u2022 En caso de unidades de programaci\u00f3n de ciclo combinado, indicar si se trata de centrales multieje.
\n\u2022 Indicaci\u00f3n de si la instalaci\u00f3n es:
\nRenovable\/no renovable.
\nCogeneraci\u00f3n de alta eficiencia.
\n\u2022 En su caso, centro de control al que pertenece.
\n\u2022 Indicaci\u00f3n de si la instalaci\u00f3n se encuentra en periodo de pruebas preoperacionales.
\n1.3.2 Soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas y mercado de reserva de potencia adicional a subir.
\n\u2022 Zona el\u00e9ctrica a la que pertenece.
\n\u2022 Tiempo de arranque m\u00ednimo (min) exigible por el OS:
\nDesde orden de arranque hasta listo para sincronizaci\u00f3n (en fr\u00edo\/en caliente).
\nDesde sincronizaci\u00f3n hasta m\u00ednimo t\u00e9cnico (en fr\u00edo\/en caliente).
\nDesde sincronizaci\u00f3n hasta plena carga (en fr\u00edo\/en caliente).
\nEn caso de unidades de programaci\u00f3n t\u00e9rmicas con m\u00e1s de un modo de funcionamiento, se han de aportar los tiempos de arranque solicitados para cada uno de los posibles modos de funcionamiento.
\n\u2022 Tiempo de parada de programaci\u00f3n (min) desde plena carga hasta desconexi\u00f3n.
\n\u2022 Indicar el valor del programa de entrega de energ\u00eda m\u00ednimo necesario para la provisi\u00f3n efectiva al sistema de reserva de potencia adicional a subir.
\n1.3.3 Regulaci\u00f3n primaria. En el caso de que deba cumplir los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/631 se entender\u00e1 que el t\u00e9rmino \u2018regulaci\u00f3n primaria\u2019 en este apartado se refiere al modo de regulaci\u00f3n potencia-frecuencia (MRPF).
\nDisponibilidad de regulaci\u00f3n primaria o regulaci\u00f3n de velocidad (S\u00cd\/NO). En caso afirmativo, indicar:
\n\u2022 Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.
\n\u2022 Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):
\n\u25cb Rango de ajuste.
\n\u25cb Valor ajustado: confirmar que el valor ajustado por defecto es cero si el OS no ha especificado un valor diferente.
\n\u2022 Estatismo permanente:
\n\u25cb Rango de ajuste.
\n\u25cb Valor ajustado.
\nEn caso de no disponer de regulaci\u00f3n primaria propia, aportar documentaci\u00f3n que acredite la prestaci\u00f3n del servicio por otra unidad generadora, indicando:
\n\u25cb Unidad que presta el servicio.
\n\u25cb Confirmaci\u00f3n de insensibilidad no superior a 10 mHz.
\n\u25cb Confirmaci\u00f3n de banda muerta voluntaria nula.
\n1.3.4 Regulaci\u00f3n secundaria. En caso de participaci\u00f3n activa en el servicio:
\n\u25cb Potencia activa m\u00e1xima y m\u00ednima de regulaci\u00f3n en b.a. (MW).
\n\u25cb Limitaciones en la subida y bajada de carga en MW\/min: Rango de ajuste y valores de consigna para rampa continua y escal\u00f3n.
\n1.3.5 Regulaci\u00f3n terciaria y gesti\u00f3n de desv\u00edos. En el caso de generadores dependientes entre s\u00ed, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar tambi\u00e9n los datos solicitados, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duraci\u00f3n, por ejemplo, arranque de la segunda turbina de gas en caso de estar funcionando con una turbina de gas y la turbina de vapor.
\n\u2022 En caso de participaci\u00f3n activa en el servicio:
\n\u25cb M\u00e1xima rampa ascendente de regulaci\u00f3n terciaria\/gesti\u00f3n de desv\u00edos (MW en 15 min\/MW en 30 min).
\n\u25cb M\u00e1xima rampa descendente de regulaci\u00f3n terciaria\/gesti\u00f3n de desv\u00edos (MW en 15 min\/MW en 30 min).
\n1.3.6 Control de tensi\u00f3n de la red de transporte. En caso de instalaciones conectadas a la red de transporte:
\n\u2022 Declaraci\u00f3n expl\u00edcita de cumplimiento o de no aplicabilidad de los requisitos obligatorios de control de tensi\u00f3n establecidos en el procedimiento de operaci\u00f3n en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensi\u00f3n.
\n\u2022 En el caso de que deba cumplir los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/631, declaraci\u00f3n expl\u00edcita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensi\u00f3n establecidos en el procedimiento de operaci\u00f3n en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensi\u00f3n que se desarrolle.
\n\u2022 En el caso de grupos hidr\u00e1ulicos reversibles generador\/motor, completar los datos requeridos en el anexo 1 del PO 7.4 para cada uno de los modos de funcionamiento.
\n\u2022 En el caso de grupos generadores y grupos reversibles que tengan capacidad de funcionar como compensadores s\u00edncronos, se indicar\u00e1n los requisitos t\u00e9cnicos de funcionamiento, y el tiempo requerido para su entrada en funcionamiento.
\n\u2022 Deber\u00e1 indicarse la posibilidad, si existe, de telemandar los grupos de modo que pueda modificarse la consigna de excitaci\u00f3n y\/o las tomas del transformador de salida del grupo desde el despacho de generaci\u00f3n del sujeto titular o representante del grupo, o desde el centro de control correspondiente.
\n1.4 Datos necesarios para la realizaci\u00f3n de estudios din\u00e1micos. En el caso de modelos para la realizaci\u00f3n de estudios din\u00e1micos, la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS est\u00e1 disponible telem\u00e1ticamente en la web del OS. En el caso de modelos para estudios din\u00e1micos no incluidos en dicha lista, los documentos de las caracter\u00edsticas y condiciones que han de cumplir est\u00e1n tambi\u00e9n disponibles telem\u00e1ticamente en la web del OS.
\nSi el titular de la instalaci\u00f3n tiene que proceder a una revisi\u00f3n o actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n entregada al OS, se aplicar\u00e1n los siguientes principios generales al respecto de la informaci\u00f3n asociada a los estudios din\u00e1micos:
\n\u2022 Si se ha modificado el comportamiento din\u00e1mico de la instalaci\u00f3n ante perturbaciones, se proceder\u00e1 como sigue:
\n\u25cb Si el cambio de comportamiento requiere de uno o varios modelos nuevos, ser\u00e1 necesario entregar la informaci\u00f3n asociada a los nuevos modelos y los correspondientes par\u00e1metros que los alimentan as\u00ed como los correspondientes informes de validaci\u00f3n de los nuevos modelos tal como se requiere en los apartados siguientes dependiendo de la tecnolog\u00eda en cuesti\u00f3n.
\n\u25cb Si el cambio de comportamiento solo requiere modificar par\u00e1metros de modelos ya entregados con anterioridad, solo ser\u00e1 necesario entregar los correspondientes par\u00e1metros que justifican el cambio de comportamiento as\u00ed como los correspondientes informes de validaci\u00f3n de los modelos modificados tal como se requiere en los apartados siguientes dependiendo de la tecnolog\u00eda en cuesti\u00f3n.
\n\u2022 Si no ha habido modificaciones en la instalaci\u00f3n que modifiquen el comportamiento din\u00e1mico, el titular de la instalaci\u00f3n entregar\u00e1 una declaraci\u00f3n responsable comunicando que no ha habido cambios en la instalaci\u00f3n que modifiquen el comportamiento din\u00e1mico de la misma y, en consecuencia, siguen siendo v\u00e1lidos los modelos ya entregados con anterioridad al OS.
\n1.4.1 Instalaciones de producci\u00f3n basadas en generadores s\u00edncronos conectados directamente a la red (hidr\u00e1ulica, t\u00e9rmica, solar t\u00e9rmica). En el caso de que le sean de aplicaci\u00f3n los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/631, deber\u00e1 proporcionar, para cada m\u00f3dulo de electricidad s\u00edncrono, la informaci\u00f3n que caracterice la velocidad de respuesta de los modos de regulaci\u00f3n potencia-frecuencia MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF proporcionando los par\u00e1metros que caracterizan dichas respuestas en la forma que se establece para cada modo en dicho reglamento europeo contemplando, adicionalmente, las consideraciones al efecto a que hubiese lugar de la Norma T\u00e9cnica de Supervisi\u00f3n correspondiente.
\nEn el caso de instalaciones o agrupaciones de las mismas de m\u00e1s de 10 MW de potencia instalada o conectados a la red de transporte, se aportar\u00e1 la informaci\u00f3n que se indica en el resto de este apartado independientemente de la normativa de aplicaci\u00f3n.
\nDatos del generador s\u00edncrono:
\n\u2022 Reactancias no saturadas s\u00edncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base m\u00e1quina (Xd, Xq, X\u2019d, X\u2019q, X\u2019\u2019d y X\u2019\u2019q, de acuerdo con la simbolog\u00eda de la norma UNE-EN 60034-4). En el caso de que el generador s\u00edncrono sea de configuraci\u00f3n de polos salientes X\u2019q no se requiere.
\n\u2022 Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso en [s] (T\u2019d0, T\u2019q0, T\u2019\u2019d0 y T\u2019\u2019q0., de acuerdo con la simbolog\u00eda de la norma UNE-EN 60034-4). En el caso de que el generador s\u00edncrono sea de configuraci\u00f3n de polos salientes, T\u2019q0 no se requiere.
\n\u2022 Constante de inercia (H) del conjunto giratorio formado por el generador s\u00edncrono, la excitatriz y la turbina, en [s].
\n\u2022 Reactancia de fuga no saturada en p.u. base m\u00e1quina (Xl, de acuerdo con la simbolog\u00eda de la norma UNE-EN 60034-4).).
\n\u2022 Factores de saturaci\u00f3n a tensi\u00f3n 1.0 p.u. (S(1.0)) y a tensi\u00f3n 1.2 p.u. (S(1.2)). Se calcular\u00e1n seg\u00fan se indica en la figura 1, mediante la curva de saturaci\u00f3n en vac\u00edo y la recta del entrehierro.
\n\u2022 Diagrama de capacidad P-Q (l\u00edmites de funcionamiento del generador) a la tensi\u00f3n asignada Un, a 1,05 Un y a 0,95 Un.<\/p>\n

Figura 1. C\u00e1lculo de los factores de saturaci\u00f3n del generador s\u00edncrono
\nDatos del modelo del equipo de regulaci\u00f3n potencia-frecuencia:
\nEn el caso de ciclos combinados multieje, la informaci\u00f3n que sigue se enviar\u00e1 por separado para cada turbina de gas y de vapor.
\n\u2022 Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los par\u00e1metros que en los esquemas est\u00e9n representados. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\n\u2022 A trav\u00e9s de un modelo incluido en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionada por el propio OS,
\n\u2022 O bien, a trav\u00e9s de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\nEn ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\nDatos del modelo del equipo de control de tensi\u00f3n. En el caso de ciclos combinados multieje, la informaci\u00f3n que sigue se enviar\u00e1 por separado para cada turbina de gas y de vapor.
\n\u2022 Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los par\u00e1metros que en los esquemas est\u00e9n representados, de los reguladores de tensi\u00f3n-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\n\u2022 A trav\u00e9s de un modelo incluido en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionada por el propio OS,
\n\u2022 O bien, a trav\u00e9s de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\nEn ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensi\u00f3n-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n1.4.2 Instalaciones e\u00f3licas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producci\u00f3n cuya tecnolog\u00eda no emplee un generador s\u00edncrono conectado directamente a red.
\nDatos de cada modelo de cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.):
\n\u2022 N\u00famero de unidades generadoras del mismo modelo.
\n\u2022 Fabricante y modelo.
\n\u2022 Tecnolog\u00eda: M\u00e1quina de inducci\u00f3n o as\u00edncrona de jaula de ardilla, m\u00e1quina de inducci\u00f3n o as\u00edncrona de deslizamiento variable, m\u00e1quina de inducci\u00f3n o as\u00edncrona doblemente alimentada, aerogeneradores con conversi\u00f3n total de potencia (full converter), inversores, etc. En caso de otras tecnolog\u00edas no indicadas, aportar breve descripci\u00f3n.
\nEn el caso de que deba cumplir los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/631, cada m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico deber\u00e1 proporcionar adicionalmente:
\n\u2022 Capacidad de evitar el bloqueo de la electr\u00f3nica de potencia voluntariamente para facilitarse soportar huecos de tensi\u00f3n o valor m\u00ednimo de tensi\u00f3n residual para el que pueden aplicarlo a tensiones inferiores a lo exigido en el P.O.12.2.
\n\u2022 La informaci\u00f3n que caracterice la capacidad t\u00e9cnica de soportar sobretensiones transitorias por parte del m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico y de sus unidades de generaci\u00f3n constituyentes.
\n\u2022 La informaci\u00f3n que caracterice la velocidad de respuesta de los modos de regulaci\u00f3n potencia-frecuencia MRPFL-O, MRPFL-U y MRPF que le sea de aplicaci\u00f3n, proporcionando los par\u00e1metros que caracterizan dichas respuestas en la forma que se establece para cada modo en dicho reglamento europeo contemplando, adicionalmente, las consideraciones al efecto a que hubiese lugar de la Norma T\u00e9cnica de Supervisi\u00f3n correspondiente.
\n\u2022 La informaci\u00f3n que caracterice la velocidad de respuesta del control de inyecci\u00f3n de corriente r\u00e1pida de falta proporcionando los par\u00e1metros que caracteriza dicha respuesta en la forma que se establece en dicho reglamento europeo contemplando, adicionalmente, las consideraciones al efecto a que hubiese lugar de la Norma T\u00e9cnica de Supervisi\u00f3n correspondiente.
\n\u2022 La informaci\u00f3n que caracterice la velocidad de respuesta del control de tensi\u00f3n en r\u00e9gimen permanente proporcionando los par\u00e1metros que caracterizan dicha respuesta en la forma que se establece en dicho reglamento europeo contemplando, adicionalmente, las consideraciones al efecto a que hubiese lugar de la Norma T\u00e9cnica de Supervisi\u00f3n correspondiente. Se deber\u00e1n segregar los par\u00e1metros relativos a la respuesta de los inversores de las correspondientes a las compensaciones est\u00e1ticas o movimiento de tomas de transformadores de evacuaci\u00f3n de la producci\u00f3n.
\nDatos adicionales para instalaciones o agrupaciones de las mismas de m\u00e1s de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte independientemente de la normativa de aplicaci\u00f3n:
\n\u2022 Potencia instalada y nominal de cada unidad generadora (kW).
\n\u2022Potencia aparente de cada unidad generadora (kVA) incluyendo, en su caso, su compensaci\u00f3n de reactiva interna.
\n\u2022 Compensaci\u00f3n de reactiva en bornas de cada unidad generadora excluida, en su caso, la compensaci\u00f3n interna:
\n\u2022 Compensaci\u00f3n est\u00e1tica y din\u00e1mica de potencia reactiva (valores nominales en Mvar).
\n\u2022 Posibilidad de regulaci\u00f3n.
\n\u2022 Compensaci\u00f3n de reactiva en bornas de la instalaci\u00f3n excluida, en su caso, la asociada a cada unidad generadora:
\n\u2022 Compensaci\u00f3n est\u00e1tica y\/o din\u00e1mica de potencia reactiva total (valor nominal en Mvar).
\n\u2022 Posibilidad de regulaci\u00f3n.
\n\u2022 Bater\u00edas de condensadores (s\u00ed\/no).
\n\u2022 Potencia total (Mvar).
\n\u2022 N\u00famero de escalones.
\n\u2022 Tipo de control de los escalones.
\n\u2022 Sistemas de compensaci\u00f3n o regulaci\u00f3n continua basados en electr\u00f3nica de potencia (FACTS) (s\u00ed\/no).
\n\u2022 Potencia total instalada (Mvar).
\n\u2022 Curva de potencia reactiva en funci\u00f3n de la potencia activa considerando, en su caso, la compensaci\u00f3n de reactiva interna de cada unidad generadora.
\n\u2022 Se aportar\u00e1 un modelado de la instalaci\u00f3n que debe describir su comportamiento din\u00e1mico desde el punto de vista del sistema el\u00e9ctrico al que se conecta, ante cualquier perturbaci\u00f3n en el mismo. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\n\u2022 A trav\u00e9s de modelos incluidos en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionada por el propio OS,
\n\u2022 O bien, a trav\u00e9s de modelos no incluidos en la lista anterior siempre que cumplan con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\nEn ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n\u2022 En instalaciones conectadas a la red de transporte, informe con el contenido m\u00e1ximo de distorsi\u00f3n arm\u00f3nica garantizado en el punto de conexi\u00f3n de la red de transporte:
\n\u2022 Bien a trav\u00e9s de una previsi\u00f3n, seg\u00fan se indica en CEI 61000-3-6, del nivel de emisi\u00f3n de los arm\u00f3nicos de tensi\u00f3n e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsi\u00f3n arm\u00f3nica ocasionados por dicha instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Bien realizar medidas en dicho punto de conexi\u00f3n de la red de transporte de los arm\u00f3nicos de tensi\u00f3n e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsi\u00f3n arm\u00f3nica, en per\u00edodos m\u00ednimos de una semana seg\u00fan se indica en CEI 61000-4-30.
\n\u2022 En instalaciones conectadas a la red de transporte, el OS podr\u00e1 solicitar una descripci\u00f3n de la implementaci\u00f3n f\u00edsica del control de tensi\u00f3n de r\u00e9gimen permanente establecido en la instalaci\u00f3n mostrando c\u00f3mo participan las din\u00e1micas fundamentales de los generadores individuales (inversores en su caso) as\u00ed como las din\u00e1micas del control en el punto de conexi\u00f3n a la red de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n. En tal caso, se aportar\u00e1n los correspondientes esquemas de bloques con los valores correspondientes de los par\u00e1metros que en el esquema est\u00e1n representados. No obstante, si el titular de la instalaci\u00f3n prefiere entregar directamente un modelo de este control, el OS lo aceptar\u00e1 siempre que cumpla con las mismas condiciones que las requeridas al modelado del comportamiento din\u00e1mico de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 En el caso de instalaciones de generaci\u00f3n del tipo C o D a las que sean de aplicaci\u00f3n los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 631\/2016:
\n\u2022 Se aportar\u00e1 el valor de potencia de cortocircuito m\u00ednimo necesario en el nudo de conexi\u00f3n, de forma que, para cualquier valor superior el titular de la instalaci\u00f3n, garantiza la no aparici\u00f3n de problemas de funcionamiento de los equipos relacionados con acoplamientos oscilatorios ni interacciones entre controles internos. Asimismo, el operador del sistema podr\u00e1 requerir los estudios o informes para justificar la no aparici\u00f3n de problemas de acoplamientos oscilatorios o interacciones entre controles internos.
\n\u2022 Adicionalmente, solo en el caso de necesidad de otros estudios espec\u00edficos como estabilidad de peque\u00f1a se\u00f1al, transitorios electromagn\u00e9ticos, interacci\u00f3n de controles u otros para garantizar la seguridad de suministro en el sistema, el operador del sistema podr\u00e1 solicitar informaci\u00f3n t\u00e9cnica adicional. En el caso de necesitarse modelos RMS, EMT o informaci\u00f3n adicional propia del fabricante, el titular de la instalaci\u00f3n deber\u00e1 aportar dichos modelos o informaci\u00f3n del fabricante. Estos modelos deben cumplir con las condiciones requeridas al modelado del comportamiento din\u00e1mico de la instalaci\u00f3n. Si los citados estudios pusieran de manifiesto la aparici\u00f3n de inestabilidades entre el m\u00f3dulo de parque el\u00e9ctrico con el sistema y\/o con instalaciones cercanas, el operador del sistema podr\u00e1 requerir modificaciones en la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n para solventar las citadas inestabilidades. En funci\u00f3n de la valoraci\u00f3n del operador del sistema, estos estudios podr\u00e1n llevarse a cabo de manera coordinada con el titular de la instalaci\u00f3n.
\n1.4.3 Elementos de almacenamiento. Este apartado es de aplicaci\u00f3n a instalaciones de generaci\u00f3n que incluyan elementos de almacenamiento.
\n\u2022 Potencia instalada de salida (kW).
\n\u2022 Energ\u00eda m\u00e1xima almacenada (kWh)
\n1.5 Datos necesarios para los planes de reposici\u00f3n del servicio. Este apartado es de aplicaci\u00f3n a generadores o agrupaciones de generadores de m\u00e1s de 50 MW de potencia instalada, o conectados a la red de transporte, y de tecnolog\u00eda hidr\u00e1ulica o t\u00e9rmica o solar t\u00e9rmica.
\n1. Alimentaci\u00f3n de SSAA (salvo CCHH).
\n\u2022 Esquema simplificado y descripci\u00f3n del proceso de alimentaci\u00f3n de SSAA en los siguientes supuestos:
\n\u2022 Normal.
\n\u2022 Arranque.
\n\u2022 Otras alternativas (Grupos Diesel\/Bater\u00edas\/Otras).
\n\u2022 Tensi\u00f3n de alimentaci\u00f3n de SSAA.
\n\u2022 Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia activa (MW).
\n\u2022 Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia reactiva (Mvar).
\n\u2022 Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia activa (MW)
\nEspecificar distintas posibilidades: Arranque en fr\u00edo\/ Arranque en caliente.
\n\u2022 Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia reactiva (Mvar)
\nEspecificar distintas posibilidades: Arranque en fr\u00edo\/ Arranque en caliente.
\n2. Capacidad de arranque aut\u00f3nomo. Medios propios para energizar los servicios auxiliares necesarios para el arranque:
\n\u2022 Bater\u00eda.
\n\u2022 Grupo Diesel.
\n\u2022 Otros.
\n\u2022 Diagramas unifilares.
\n\u2022 Tiempo de autonom\u00eda (horas).
\n\u2022 Tipo de arranque:
\n\u2022 Por control remoto.
\n\u2022 Operaci\u00f3n local (se indicar\u00e1 la disponibilidad horaria de personal).
\n\u2022 El tiempo m\u00ednimo garantizado de funcionamiento continuo a plena carga durante el proceso de reposici\u00f3n (reservas m\u00ednimas de energ\u00eda primaria).
\n\u2022 Posibilidad de realizar un determinado n\u00famero de arranques consecutivos en un tiempo determinado (en caso de posibles disparos durante el proceso de reposici\u00f3n): n\u00famero de ciclos de arranque y parada, y duraci\u00f3n del ciclo.
\n\u2022 En el caso de CCHH: N\u00famero m\u00ednimo de grupos que han de funcionar en paralelo.
\n\u2022 Posibilidad de arranque en cascada de un conjunto de grupos.
\n3. Reconexi\u00f3n del grupo a la red (CCHH).
\n\u2022 Tiempo m\u00ednimo de arranque desde puesta en marcha hasta acoplamiento.
\n\u2022 Tiempo m\u00ednimo de arranque desde acoplamiento hasta plena carga.
\n4. Reconexi\u00f3n del grupo a la red (salvo CCHH).
\n\u2022 Tiempo m\u00ednimo de arranque en fr\u00edo (desde que se recibe alimentaci\u00f3n en los SSAA hasta listo para sincronizaci\u00f3n).
\n\u2022 Tiempo m\u00ednimo de arranque en caliente (desde que se recibe alimentaci\u00f3n en los SSAA hasta listo para sincronizaci\u00f3n).
\n\u2022 Tiempo m\u00e1ximo de parada para que el arranque sea en caliente.
\n5. Capacidad de mantenerse estable tras una desconexi\u00f3n de la red exterior con p\u00e9rdida brusca de la plena carga, alimentando \u00fanicamente sus consumos propios.
\n6. Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado m\u00ednima que es capaz de alimentar la planta en situaci\u00f3n de isla.
\n7. Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes (salvo CCHH).
\n8. Otros datos (salvo CCHH).
\n\u2022 Caracter\u00edsticas de los motores y cargas de servicios auxiliares y datos sobre protecciones y ajustes, en su caso.
\n\u2022 Dependencia de infraestructuras ajenas de suministro de combustible para el proceso de reposici\u00f3n.
\n1.6 Datos del transformador de conexi\u00f3n a la red. Este apartado es de aplicaci\u00f3n a centrales o agrupaciones de centrales de m\u00e1s de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Empresa o empresas propietarias.
\n\u2022 Potencia nominal (MVA).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV) de primario y secundario.
\n\u2022 Grupo de conexi\u00f3n.
\n\u2022 P\u00e9rdidas debidas a la carga (kW).
\n\u2022 Tensi\u00f3n de cortocircuito (% en base m\u00e1quina).
\n\u2022 Impedancia homopolar (% en base m\u00e1quina).
\nEsta informaci\u00f3n debe tambi\u00e9n suministrarse del transformador de cada parque o planta, en el caso de conexi\u00f3n a la red de transporte a trav\u00e9s de un transformador colector.
\nDatos adicionales del transformador de conexi\u00f3n a la red para centrales conectadas a la red de transporte:
\n\u2022 N\u00famero de tomas en cada arrollamiento y extensi\u00f3n de tomas (%). N\u00famero de la toma principal (correspondiente a la tensi\u00f3n nominal del transformador) y de la toma m\u00e1xima (toma del regulador en la que se obtiene la tensi\u00f3n m\u00e1s alta).
\n1.7 Datos de la l\u00ednea o cable de evacuaci\u00f3n. Este apartado es de aplicaci\u00f3n a centrales o agrupaciones de centrales de m\u00e1s de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 N\u00famero de circuito y longitud en km.
\n\u2022 Resistencia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia directa (\u03bcS).
\n\u2022 Resistencia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia homopolar (\u03bcS).
\n\u2022 Resistencia mutua homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia mutua homopolar (\u03a9).
\nEsta informaci\u00f3n debe tambi\u00e9n suministrarse de la l\u00ednea o cable de evacuaci\u00f3n de cada parque o planta, en el caso de conexi\u00f3n a la red de transporte a trav\u00e9s de una red colectora.
\n1.8 Datos de las protecciones.
\n1.8.1 General.
\n\u2022 Rel\u00e9 de m\u00ednima tensi\u00f3n: Indicar fases en que mide y ajustes.
\n\u2022 Rel\u00e9 de sobretensi\u00f3n: Ajustes.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de m\u00ednima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los Planes de Seguridad.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de sobrefrecuencia. Ajustes.
\n\u2022 Dispositivos autom\u00e1ticos de reposici\u00f3n por frecuencia: Confirmar que no existen o que est\u00e1n deshabilitados o indicar su actuaci\u00f3n, que ha de ser acorde a lo que se establece en los planes de seguridad.
\n1.8.2 Datos adicionales para instalaciones o agrupaciones de instalaciones de potencia total instalada superior a 10 MW que no est\u00e9n conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 En caso de que el tiempo cr\u00edtico en el nudo de conexi\u00f3n a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:
\n\u2022 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (recogidos en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n) ante perturbaciones internas a la central (s\u00ed\/no). Indicar particularidades, en su caso.
\n\u2022 Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal y ajustes de los mismos.
\n1.8.3 Datos adicionales para instalaciones conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (recogidos en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n) ante perturbaciones internas a la central (s\u00ed\/no). Indicar particularidades, en su caso.
\n\u2022 Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.
\n\u2022 Esquema unifilar de protecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n hasta el punto de conexi\u00f3n a la red, incluidos servicios auxiliares y transformador de arranque, en su caso.
\n1.8.3.1 Protecciones de la Central.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste.
\n\u2022 Estudio de ajustes de protecciones del grupo.
\n\u2022 Protecci\u00f3n ante p\u00e9rdida de sincronismo: Indicar tipo de protecci\u00f3n, n\u00famero de deslizamientos para el disparo y si ante este el grupo queda sobre auxiliares.
\n\u2022 Rel\u00e9 de sobretensi\u00f3n: Ajustes.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de secuencia inversa y de sobreintensidad de neutro del transformador de grupo: Indicar estado de coordinaci\u00f3n de esta protecci\u00f3n con el reenganche monof\u00e1sico y los rel\u00e9s de discordancia de polos de la red.
\n\u2022 Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.
\n\u2022 Rel\u00e9 de m\u00ednima tensi\u00f3n: Indicar fases en que mide y ajustes.
\n2. Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte. El presente ep\u00edgrafe es relativo a consumidores directos o a distribuci\u00f3n conectada a red no observable. Tambi\u00e9n es de aplicaci\u00f3n, en lo que a datos necesarios para el modelado din\u00e1mico se refiere, a los transformadores de conexi\u00f3n con la red observable a los que sean de aplicaci\u00f3n los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/1388 en su consideraci\u00f3n como instalaci\u00f3n de red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte. Los transformadores de conexi\u00f3n con la red observable, por lo dem\u00e1s, se tratan bajo el ep\u00edgrafe de Red de Transporte.
\n2.1 General.
\n\u2022 Denominaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 C\u00f3digo Universal de punto de suministro (CUPS), cuando aplique.
\n\u2022 Tipo de carga (servicios auxiliares, consumidor).
\n\u2022 Propietario.
\n\u2022 Direcci\u00f3n de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio.
\n\u2022 Subestaci\u00f3n y parque de conexi\u00f3n a la red (Nombre, kV).
\n\u2022 Transformador de conexi\u00f3n a la red.
\n\u2022 Tipo de transformador: Configuraci\u00f3n (trif\u00e1sico o banco), autotransformador\/transformador, circuito magn\u00e9tico (n\u00ba de columnas).
\n\u2022 Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal de cada arrollamiento (kV).
\n\u2022 Grupo de conexi\u00f3n.
\n\u2022 Tensi\u00f3n de cortocircuito (% en base m\u00e1quina) entre cada pareja de arrollamientos.
\n\u2022 R\u00e9gimen de funcionamiento previsto. Previsi\u00f3n de consumo (MW, Mvar) en el punto de conexi\u00f3n a la red en las situaciones horarias y estacionales significativas, as\u00ed como energ\u00eda estimada anual para los a\u00f1os integrados en el horizonte correspondiente a la planificaci\u00f3n.
\nInformaci\u00f3n adicional para consumidores ferroviarios:
\nCaracter\u00edsticas de la energ\u00eda consumida:
\n\u2013 Potencia media: Previsiones de demanda con situaci\u00f3n de red de alimentaci\u00f3n \u00edntegra (es decir, sin fallo), con m\u00e1xima intensidad de tr\u00e1fico (valor medio).
\n\u2013 Potencia m\u00e1xima: Previsiones de demanda con situaci\u00f3n de red de alimentaci\u00f3n \u00edntegra (es decir, sin fallo), con m\u00e1xima intensidad de tr\u00e1fico (valor m\u00e1ximo).
\n\u2013 Potencia degradada: Previsiones de demanda con fallo en la red de alimentaci\u00f3n \u00edntegra manteniendo el tr\u00e1fico ferroviario al m\u00e1ximo.
\nInformaci\u00f3n de la energ\u00eda vertida a la red para la subestaci\u00f3n de alimentaci\u00f3n a la subestaci\u00f3n de tracci\u00f3n, con valores de potencia (MW activa y MVAr reactiva) para situaciones de demanda extrema (punta y valle), as\u00ed como energ\u00eda estimada anual (GWh) para los a\u00f1os integrados en el horizonte correspondiente a la planificaci\u00f3n:
\nCaracter\u00edsticas de la energ\u00eda vertida durante el proceso de frenado:
\n\u2013 Potencia media: Previsiones de generaci\u00f3n en situaci\u00f3n de alimentaci\u00f3n \u00edntegra (es decir, sin fallo), con el r\u00e9gimen de tr\u00e1fico que supone mayor cantidad de energ\u00eda vertida a la Red. (valor medio).
\n\u2013 Potencia m\u00e1xima: Previsiones de generaci\u00f3n con situaci\u00f3n de red de alimentaci\u00f3n \u00edntegra (es decir, sin fallo), con el r\u00e9gimen de tr\u00e1fico que supone mayor cantidad de energ\u00eda vertida a la Red. (valor m\u00e1ximo).
\n\u2013 Potencia degradada: Previsiones de generaci\u00f3n con fallo en la red de alimentaci\u00f3n \u00edntegra y frenado simult\u00e1neo de todos los trenes.
\n\u2022 En el caso de que deba cumplir los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/1388, ya sea instalaci\u00f3n de consumo o de red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte, deber\u00e1 aportar la correspondiente documentaci\u00f3n acreditativa del cumplimiento de los requisitos t\u00e9cnicos de dicho reglamento.
\n\u2022 Declaraci\u00f3n expl\u00edcita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensi\u00f3n establecidos en el procedimiento de operaci\u00f3n en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensi\u00f3n.
\n\u2022 Los sistemas de compensaci\u00f3n de potencia reactiva que existan en la instalaci\u00f3n de consumo, sean est\u00e1ticos o de regulaci\u00f3n continua basados en electr\u00f3nica de potencia (FACTS), aportar\u00e1n, en el caso de que la potencia total instalada de dichos sistemas sea superior a 10 Mvar, la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Breve descripci\u00f3n del sistema de compensaci\u00f3n.
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV).
\n\u2022 Potencia nominal (Mvar).
\n2.2 Datos necesarios para la realizaci\u00f3n de estudios est\u00e1ticos y din\u00e1micos. En el caso de modelos para la realizaci\u00f3n de estudios din\u00e1micos, la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS est\u00e1 disponible telem\u00e1ticamente en la web el OS. En el caso de modelos para estudios din\u00e1micos no incluidos en dicha lista, los documentos de las caracter\u00edsticas y condiciones que han de cumplir est\u00e1n tambi\u00e9n disponibles telem\u00e1ticamente en la web del OS.
\nSi el titular de la instalaci\u00f3n tuviese que proceder a una revisi\u00f3n o actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n entregada al OS, se aplicar\u00e1n los mismos principios generales al respecto de la informaci\u00f3n asociada a los estudios din\u00e1micos establecidos para instalaciones de generaci\u00f3n en el apartado 1.4.
\n2.2.1 Modelado del comportamiento est\u00e1tico y din\u00e1mico de la instalaci\u00f3n de consumo (o carga).
\n\u2022 Proporci\u00f3n de motores de inducci\u00f3n (% sobre la carga total sin autoconsumo).
\n\u2022 Proporci\u00f3n de la carga conectada a trav\u00e9s de electr\u00f3nica de potencia (% sobre la carga total sin autoconsumo).
\n\u2022 Del resto de la carga se proporcionar\u00e1 informaci\u00f3n sobre el proceso industrial asociado a dicha carga o bien se proporcionar\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u25cb Proporci\u00f3n asimilable a carga de potencia constante (%).
\n\u25cb Proporci\u00f3n asimilable a carga de impedancia constante (%).
\n\u25cb Proporci\u00f3n asimilable a carga de intensidad constante (%).
\n\u2022 Adicionalmente, se proporcionar\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n relativa a la generaci\u00f3n en autoconsumo:
\n\u25cb Potencia instalada (MW).
\n\u25cb Proporci\u00f3n de generaci\u00f3n s\u00edncrona (% respecto de la potencia instalada en autoconsumo).
\n\u25cb Proporci\u00f3n de generaci\u00f3n fotovoltaica (% respecto de la potencia instalada en autoconsumo).
\n\u25cb Proporci\u00f3n de generaci\u00f3n e\u00f3lica doblemente alimentada (% respecto de la potencia instalada en autoconsumo).
\n\u25cb Proporci\u00f3n de generaci\u00f3n e\u00f3lica \u00abfull converter\u00bb (% respecto de la potencia instalada en autoconsumo).
\n\u25cb Proporci\u00f3n de generaci\u00f3n as\u00edncrona (% respecto de la potencia total en autoconsumo).
\n\u2022 El operador del sistema podr\u00e1 requerir registros de datos de medidas de la potencia activa, potencia reactiva, tensi\u00f3n y frecuencia, con un periodo de muestreo inferior a 50 ms a fin de comparar la respuesta del modelado con registros reales.
\n\u2022 Informaci\u00f3n adicional requerida a los hornos de arco en corriente alterna:
\n\u25cb Tensi\u00f3n de alta (kV).
\n\u25cb Tensi\u00f3n de media (kV).
\n\u25cb Tensi\u00f3n de baja (kV).
\n\u25cb Potencia del horno (MVA).
\n\u25cb Compensaci\u00f3n de reactiva: Tipo, potencia nominal (Mvar) y embarrado de conexi\u00f3n.
\n\u25cb Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.
\n\u25cb Impedancia de la reactancia serie, si la hubiere.
\n\u25cb Impedancia de los cables de baja tensi\u00f3n, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexi\u00f3n a la red hasta el electrodo.
\n\u25cb Cos \u03c6 de las impedancias anteriores.
\n\u2022 Informaci\u00f3n adicional requerida a los hornos de arco en corriente continua:
\n\u25cb Tensi\u00f3n de alta (kV).
\n\u25cb Tensi\u00f3n de media (kV).
\n\u25cb Tensi\u00f3n de baja (kV).
\n\u25cb Potencia de rectificaci\u00f3n (MW).
\n\u25cb N\u00famero de pulsos.
\n\u25cb Compensaci\u00f3n de reactiva: Tipo, potencia nominal (Mvar) y embarrado de conexi\u00f3n.
\n\u25cb Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.
\n\u25cb Impedancia de los cables de baja tensi\u00f3n, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexi\u00f3n a la red hasta el electrodo.
\n\u25cb Cos \u03c6 de la impedancia de los cables de baja tensi\u00f3n.
\n\u25cb Filtros de arm\u00f3nicos: Orden de arm\u00f3nico al que est\u00e1 sintonizado cada filtro y potencia unitaria (Mvar).
\n\u2022 Informaci\u00f3n adicional requerida a los trenes de alta velocidad (TAV) y cargas desequilibradas:
\n\u25cb Tensi\u00f3n nominal (kV).
\n\u25cb Potencia nominal (MVA) y fases entre las que carga.
\n\u25cb Caracter\u00edsticas del equipo de compensaci\u00f3n de desequilibrio, en caso de existir.
\n\u2022 Informaci\u00f3n adicional requerida a los siguientes elementos:
\n\u25cb Motores de inducci\u00f3n de m\u00e1s de 10 MW de potencia nominal pertenecientes a la instalaci\u00f3n de consumo.
\n\u25cb Sistemas de compensaci\u00f3n o regulaci\u00f3n continua basados en electr\u00f3nica de potencia (FACTS), de m\u00e1s de 10 Mvar de potencia instalada, pertenecientes a la instalaci\u00f3n de consumo.
\n\u25cb Cargas de comportamiento din\u00e1mico especial si el OS lo considera necesario.
\nSe aportar\u00e1 un modelo que debe describir el comportamiento din\u00e1mico de la instalaci\u00f3n desde el punto de vista del sistema el\u00e9ctrico al que se conecta, ante cualquier perturbaci\u00f3n en el mismo. Esta informaci\u00f3n se aportar\u00e1 de la siguiente forma:
\n\u25cb A trav\u00e9s de modelos incluidos en la lista de modelos din\u00e1micos admitidos por el OS, y que ser\u00e1 proporcionada por el propio OS,
\n\u25cb O bien, a trav\u00e9s de modelos no incluidos en la lista anterior siempre que cumplan con las caracter\u00edsticas y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\nEn ambos casos, deber\u00e1 acompa\u00f1arse de un informe de validaci\u00f3n de la idoneidad del modelo para representar a este tipo de cargas, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
\n\u2022 En el caso de instalaciones de consumo a las que sean de aplicaci\u00f3n los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/1388 y solo en el caso de necesidad de otros estudios espec\u00edficos como estabilidad de peque\u00f1a se\u00f1al, transitorios electromagn\u00e9ticos, interacci\u00f3n de controles u otros que fueran necesarios para garantizar la seguridad de suministro en el sistema, el operador del sistema podr\u00e1 solicitar informaci\u00f3n t\u00e9cnica adicional a la requerida en el presente procedimiento. En funci\u00f3n de la valoraci\u00f3n del operador del sistema, estos estudios podr\u00e1n llevarse a cabo de manera coordinada con el titular de la instalaci\u00f3n.
\n2.2.2 Modelado del comportamiento din\u00e1mico de la instalaci\u00f3n de red de distribuci\u00f3n. En el caso de la red de distribuci\u00f3n conectada a la red de transporte a las que sean de aplicaci\u00f3n los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/1388, ser\u00e1 necesario que el propietario de dicha red proporcione al operador del sistema, a nivel del punto de conexi\u00f3n a la red de transporte, la siguiente informaci\u00f3n para el adecuado modelado de la caracter\u00edstica est\u00e1tica y din\u00e1mica de la red de distribuci\u00f3n:
\n\u2022 Las fracciones de demanda de caracter\u00edstica residencial, de servicios e industrial que caracteriza la demanda dentro de la red de distribuci\u00f3n de influencia correspondiente a la instalaci\u00f3n de distribuci\u00f3n. Dicha informaci\u00f3n deber\u00e1 ser actualizada cuando alguna de las componentes se vea modificada en m\u00e1s del 10% del valor total de la demanda y haya transcurrido al menos un a\u00f1o de la \u00faltima actualizaci\u00f3n.
\n\u2022 Las potencias instaladas de la generaci\u00f3n de significatividad A y B distinguiendo por tipo y tecnolog\u00edas s\u00edncrona, as\u00edncrona, e\u00f3lica doblemente alimentada, e\u00f3lica de conversi\u00f3n total (\u00abfull converter\u00bb), fotovoltaicas u otras, dentro de la red de distribuci\u00f3n de influencia correspondiente a la conexi\u00f3n con la red de transporte, discerniendo a su vez, entre las conectadas en la red de distribuci\u00f3n y las conectadas en autoconsumo. Dicha informaci\u00f3n deber\u00e1 ser actualizada cuando alguna de las componentes se vea modificada en m\u00e1s del 10% del valor total de la generaci\u00f3n y haya transcurrido al menos un a\u00f1o de la \u00faltima actualizaci\u00f3n.
\n\u2022 El operador del sistema podr\u00e1 requerir registros de medidas de la potencia activa, potencia reactiva, tensi\u00f3n y frecuencia, con un periodo de muestreo menor de 50 ms a los efectos de comparar la respuesta del modelado con registros reales.
\n2.3 Datos de la l\u00ednea o cable.
\n\u2022 L\u00ednea o cable de conexi\u00f3n a la Red de Transporte (en su caso):
\n\u2022 N\u00famero de circuitos y longitud en km.
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal de funcionamiento.
\n\u2022 Resistencia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia directa (\u03bcS).
\n\u2022 Resistencia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia homopolar (\u03bcS).
\n2.4 Datos de las protecciones.
\n\u2022 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (recogidos en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n) ante perturbaciones internas.
\n\u2022 Esquema unifilar de protecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n hasta el punto de conexi\u00f3n a la red, tramo red \u2013 transformador de consumo y ajustes de las mismas.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos en la red: Indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste.
\n\u2022 Estudio de ajustes de protecciones.
\n\u2022 Dispositivos autom\u00e1ticos de reposici\u00f3n: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.
\n3. Red de transporte.
\n3.1 Subestaciones.
\n3.2 Parques.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n.
\n\u2022 Tensi\u00f3n (kV).
\n\u2022 Configuraci\u00f3n.
\n\u2022 Propietario de cada posici\u00f3n.
\n\u2022 Propietario de cada barra.
\n\u2022 Intensidad m\u00e1xima de cortocircuito admisible de los distintos elementos del parque.
\n\u2022 Poder de corte nominal en cortocircuito de los interruptores.
\n\u2022 Esquemas unifilares de protecci\u00f3n y medida.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n3.3 L\u00edneas y cables.
\n\u2022 Denominaci\u00f3n de la l\u00ednea.
\n\u2022 Parques extremos de la l\u00ednea.
\n\u2022 N\u00famero de circuito y longitud en km.
\n\u2022 Propietario o conjunto de propietarios y participaci\u00f3n en su caso.
\n\u2022 Fecha de puesta en tensi\u00f3n o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal de funcionamiento.
\n\u2022 Resistencia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia directa (\u03bcS).
\n\u2022 Resistencia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia homopolar (\u03bcS).
\n\u2022 Valores estacionales (primavera, verano, oto\u00f1o, invierno) de:
\n\u25cb Capacidad nominal de transporte de la l\u00ednea (MVA).
\n\u25cb Elemento limitante.
\n\u25cb L\u00edmite t\u00e9rmico permanente del conductor (MVA).
\n\u2022 Temperatura m\u00e1xima de funcionamiento del conductor (\u00baC).
\n\u2022 Longitud en apoyos compartidos, en su caso (en una misma zanja o galer\u00eda, si de cables aislados se trata).
\n3.4 Transformadores. Este apartado es de aplicaci\u00f3n a transformadores de interconexi\u00f3n de y entre la red de transporte y la red observable.
\nLos transformadores conectados a la red de transporte que alimentan cargas o que conectan con redes no observables se tratan bajo el ep\u00edgrafe \u00abInstalaciones de consumo conectadas a la red de transporte\u00bb.
\nLos transformadores desfasadores se tratan bajo el ep\u00edgrafe \u00abElementos de control de potencia activa o reactiva\u00bb.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n y parque del nivel de tensi\u00f3n m\u00e1s alto.
\n\u2022 N\u00famero de orden.
\n\u2022 Propietario o conjunto de propietarios.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio.
\n\u2022 Tipo de transformador: configuraci\u00f3n (trif\u00e1sico o banco), autotransformador \/transformador, circuito magn\u00e9tico (n\u00ba de columnas).
\n\u2022 Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal de cada arrollamiento (kV).
\n\u2022 Grupo de conexi\u00f3n.
\n\u2022 N\u00famero de tomas en cada arrollamiento y extensi\u00f3n de tomas (%). N\u00famero de la toma principal (correspondiente a la tensi\u00f3n nominal del transformador) y de la toma m\u00e1xima (toma del regulador en la que se obtiene la tensi\u00f3n m\u00e1s alta).
\n\u2022 P\u00e9rdidas en el transformador:
\n\u25cb P\u00e9rdidas debidas a la carga entre cada pareja de arrollamientos (kW).
\n\u25cb P\u00e9rdidas en vac\u00edo (kW).
\n\u25cb P\u00e9rdidas en los equipos auxiliares (kW).
\n\u2022 Tensi\u00f3n de cortocircuito entre cada pareja de arrollamientos en las tomas principal, m\u00e1xima y m\u00ednima, en su caso (% en base m\u00e1quina).
\n\u2022 Impedancias homopolares entre cada arrollamiento y su borne neutro en las tomas principal, m\u00e1xima y m\u00ednima, en su caso (% en base m\u00e1quina).
\n\u2022 Para los transformadores de interconexi\u00f3n entre la red de transporte y la red observable a los que sean de aplicaci\u00f3n los requisitos t\u00e9cnicos del Reglamento (UE) 2016\/1388:
\n\u25cb Datos necesarios para el modelado del comportamiento din\u00e1mico definidos en el ep\u00edgrafe \u00abInstalaciones de consumo conectadas a la red de transporte\u00bb.
\n\u25cb Documentaci\u00f3n acreditativa del cumplimiento de los requisitos t\u00e9cnicos de dicho reglamento.
\n3.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n y parque en que se sit\u00faa.
\n\u2022 Circuito afectado.
\n\u2022 Tipo (Reactancia o Condensador o Din\u00e1mico o Desfasador).
\n\u2022 N\u00famero de orden.
\n\u2022 Propietario.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio o baja (previsi\u00f3n, en su caso).
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV).
\n\u2022 Potencia nominal (MW, Mvar).
\n\u2022 Datos adicionales tipos Reactancia y Condensador: N\u00ba de escalones, rango de reactancia (\u03a9) y distribuci\u00f3n de reactancias (\u03a9).
\n\u2022 Datos adicionales tipo Din\u00e1mico: Par\u00e1metros necesarios para modelar el elemento en el sistema de control.
\n\u2022 Datos adicionales tipo Desfasador:
\n\u25cb \u00c1ngulos extremos de desfase en vac\u00edo.
\n\u25cb N\u00famero de tomas, y n\u00famero de la toma neutra y de la toma de desfase negativo extremo.
\n\u25cb Tensi\u00f3n de cortocircuito en tomas neutra y extremas (% en base m\u00e1quina).
\n\u25cb Impedancias homopolares a neutro de la estrella equivalente entre barras, l\u00ednea y tierra (\u03a9\/fase).
\n3.6 Datos de las protecciones.
\n\u2022 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (de acuerdo con el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n). Indicar particularidades, en su caso.
\n\u2022 Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos. Tiempo cr\u00edtico contemplado.
\n\u2022 Estudio de ajustes de protecciones.
\n\u2022 Ficheros de ajustes de protecciones de los equipos de protecciones.
\n\u2022 Esquema unifilar de protecci\u00f3n y medida.
\n\u2022 Acopladores de red o teleacopladores: Existencia y ajustes.
\n\u2022 Rel\u00e9s de sincronismo: existencia y ajustes. Desglosar, en caso necesario, entre supervisi\u00f3n del reenganche y del cierre voluntario.
\n\u2022 Rel\u00e9s de m\u00ednima tensi\u00f3n: L\u00f3gica de disparo e interruptores sobre los que act\u00faan.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de sobretensi\u00f3n: Existencia y ajustes.
\n\u2022 Dispositivos autom\u00e1ticos de reposici\u00f3n: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.
\n\u2022 Reenganche:
\n\u25cb Posici\u00f3n del reenganchador en condiciones normales de operaci\u00f3n (no activo\/mono\/mono+tri\/tri).
\n\u25cb Extremo que lanza tensi\u00f3n en el reenganche trif\u00e1sico.
\n\u25cb Supervisi\u00f3n de sincronismo en el reenganche trif\u00e1sico (SI\/NO).
\n\u2022 Teledisparo:
\n\u25cb Teledisparo ante apertura voluntaria (S\u00cd\/NO).
\n\u25cb Teledisparo ante apertura de interruptor (SI\/NO).
\n4. Red observable.
\n4.1 Parques.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n.
\n\u2022 Tensi\u00f3n (kV).
\n\u2022 Configuraci\u00f3n. Unifilar de detalle.
\n\u2022 Propietario de cada posici\u00f3n.
\n\u2022 Propietario de cada barra.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio.
\n4.2 L\u00edneas y cables.
\n\u2022 Denominaci\u00f3n de l\u00ednea.
\n\u2022 Parques extremos de la l\u00ednea.
\n\u2022 N\u00famero de circuito y longitud en km.
\n\u2022 Propietario o conjunto de propietarios.
\n\u2022 Fecha de puesta en tensi\u00f3n.
\n\u2022 Resistencia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia directa (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia directa (\u03bcS).
\n\u2022 Resistencia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia de secuencia homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Susceptancia de secuencia homopolar (\u03bcS).
\n\u2022 Resistencia mutua homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Reactancia mutua homopolar (\u03a9).
\n\u2022 Capacidad nominal de transporte de la l\u00ednea (MVA), valores estacionales (primavera, verano, oto\u00f1o, invierno).
\n4.3 transformadores. Transformadores conectados a tensiones superiores: Se tratan en el apartado de \u00abRed de Transporte\u00bb.
\n4.4 Elementos de control de potencia reactiva. El presente ep\u00edgrafe es de aplicaci\u00f3n a los elementos directamente conectados a nudos de la red observable.
\n\u2022 Nombre de la subestaci\u00f3n y parque en que se sit\u00faa.
\n\u2022 Tipo (Reactancia o Condensador o Est\u00e1tica).
\n\u2022 N\u00famero de orden.
\n\u2022 Propietario.
\n\u2022 Fecha de puesta en servicio.
\n\u2022 Tensi\u00f3n nominal (kV).
\n\u2022 Potencia nominal (Mvar).
\n4.5 Datos de las protecciones. Aplicable a las protecciones de los elementos conectados a las barras de BT de los transformadores de conexi\u00f3n a la red de transporte:
\n\u2022 Cumplimiento de los Criterios Generales de Protecci\u00f3n (de acuerdo con el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establecen los Criterios Generales de Protecci\u00f3n). Indicar particularidades, en su caso.
\n\u2022 Esquema de protecci\u00f3n ante cortocircuitos. Tiempo cr\u00edtico contemplado.
\n\u2022 Protecci\u00f3n de apoyo ante cortocircuitos en la red de transporte y en los propios elementos conectados a las barras: indicar tipo(s) de rel\u00e9(s), criterios y valores de ajuste.
\n\u2022 Esquema unifilar de protecci\u00f3n y medida.
\nANEXO II
\nInformaci\u00f3n sobre los procesos de programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica
\n1. Criterios de publicidad aplicables a la informaci\u00f3n sobre los procesos de programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n. Los criterios de publicidad de la informaci\u00f3n gestionada por el OS sobre los procesos relacionados con el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica son los establecidos en el Real Decreto-Ley 6\/2000 de 23 de junio, en el informe 1\/2001 de la CNE (actual CNMC) sobre las propuestas de modificaci\u00f3n de las Reglas de funcionamiento del mercado con objeto de adaptarlas al Real Decreto-Ley 6\/2000, en el Escrito de la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas de fecha 19 de noviembre de 2004 y en lo dispuesto en la regulaci\u00f3n europea vigente en relaci\u00f3n con la transparencia de la informaci\u00f3n sobre el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nAtendiendo a estos criterios:
\n\u2022 El OS har\u00e1 p\u00fablico el resultado de los procesos de operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico, al ser \u00e9stos objeto de su responsabilidad, respetando los plazos que se determinan.
\n\u2022 El OS, en el \u00e1mbito de su competencia, har\u00e1 p\u00fablicos los datos agregados comprensivos de vol\u00famenes y precios, as\u00ed como los datos relativos a las capacidades comerciales, intercambios intracomunitarios e internacionales por interconexi\u00f3n y, en su caso, por sistema el\u00e9ctrico, as\u00ed como las curvas agregadas de oferta y demanda correspondientes.
\n\u2022 El OS, antes de estar obligado a hacerla p\u00fablica, garantizar\u00e1 el secreto de la informaci\u00f3n de car\u00e1cter confidencial puesta a su disposici\u00f3n por los Sujetos del Mercado, tal y como se establece en el apartado 2k) del art\u00edculo 30 de la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre.
\n2. Informaci\u00f3n comunicada por el OS.
\n2.1 Informaci\u00f3n de car\u00e1cter p\u00fablico. Esta informaci\u00f3n se encuentra disponible en la web dispuesta para este fin por el OS.
\nPrevisi\u00f3n de demanda. El OS facilitar\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n relativa a la previsi\u00f3n de demanda (incluido el consumo asociado a autoconsumo) del sistema peninsular espa\u00f1ol:
\n\u2022 Horizonte anual: en los primeros quince d\u00edas del mes de diciembre:
\n\u25cb Previsiones para cada una de las semanas del a\u00f1o siguiente, indicando valor m\u00e1ximo y m\u00ednimo semanal. Esta publicaci\u00f3n se realizar\u00e1 con una semana de antelaci\u00f3n respecto a las asignaciones de capacidad en horizonte anual.
\n\u25cb Margen de las previsiones para el a\u00f1o siguiente.
\n\u2022 Horizonte mensual: en los primeros quince d\u00edas del mes anterior a aqu\u00e9l al que se refiere la previsi\u00f3n:
\n\u25cb Previsiones referidas a meses completos.
\n\u25cb Previsiones para cada una de las semanas del mes siguiente, indicando valor m\u00e1ximo y m\u00ednimo semanal.
\n\u2022 Semanalmente: cada viernes, al menos dos horas antes del cierre del periodo de presentaci\u00f3n de ofertas al mercado diario, el OS publicar\u00e1 los valores m\u00e1ximo y m\u00ednimo de demanda prevista para cada uno de los d\u00edas de la semana natural siguiente.
\n\u2022 Diariamente: con una antelaci\u00f3n no inferior a dos horas respecto a la hora de cierre del periodo de presentaci\u00f3n de ofertas al mercado diario, cubriendo todos y cada uno de los periodos horarios del d\u00eda siguiente.
\n\u2022 En tiempo real: cada hora, con un horizonte previsto de 30 horas.
\nPrevisi\u00f3n producci\u00f3n e\u00f3lica y solar. El OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a las previsiones de generaci\u00f3n (incluida la generaci\u00f3n asociada al autoconsumo) e\u00f3lica y solar:
\n\u2022 Diariamente: Con una antelaci\u00f3n no inferior a las 18h00 CET del d\u00eda anterior al de suministro, la previsi\u00f3n para el d\u00eda siguiente y la semana m\u00f3vil siguiente de la producci\u00f3n e\u00f3lica y de la producci\u00f3n solar t\u00e9rmica y fotovoltaica del sistema peninsular espa\u00f1ol.
\n\u2022 En tiempo real: Cada hora, la previsi\u00f3n de la producci\u00f3n e\u00f3lica, la solar t\u00e9rmica y la solar fotovoltaica del sistema peninsular espa\u00f1ol con horizonte temporal comprendido entre la hora siguiente a dicha publicaci\u00f3n y el per\u00edodo horario final del d\u00eda siguiente.
\nIndisponibilidad de las infraestructuras de transporte. El OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n actualizada diariamente correspondiente a las fechas de inicio y fin asociadas a indisponibilidades y planes de mantenimiento que modifiquen la capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales en un valor igual o superior a 100 MW.
\nDisponibilidad\/indisponibilidad de las unidades de generaci\u00f3n y consumo. El OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a:
\n\u2022 Disponibilidad de generaci\u00f3n: La generaci\u00f3n el\u00e9ctrica disponible agregada por tipo de producci\u00f3n conforme a las categor\u00edas definidas para la generaci\u00f3n en apartado 2.2.1 de este anexo con periodicidad mensual, para el horizonte semanal, mensual, trimestral y anual.
\n\u2022 Planes de mantenimiento e indisponibilidades.
\n\u25cb Horizonte mensual: Con car\u00e1cter mensual, dentro de los primeros 10 d\u00edas de cada mes, se publicar\u00e1n los planes de mantenimiento previstos de unidades de producci\u00f3n previstos para el a\u00f1o m\u00f3vil de unidades de producci\u00f3n de potencia neta igual o superior a 200 MW.
\n\u25cb Horizonte diario y tiempo real:
\nActualizaci\u00f3n de los planes de mantenimiento e indisponibilidades comunicadas no previstas de las unidades de producci\u00f3n y de consumo de bombeo de unidades de potencia neta igual o superior a 100 MW, por unidad.
\nActualizaci\u00f3n de los planes de mantenimiento e indisponibilidades comunicadas no previstas de las unidades de consumo de potencia neta igual o superior a 100 MW, tan pronto como se reciban, por unidad.
\nProgramas de generaci\u00f3n y consumo. El operador del sistema facilitar\u00e1 conforme a los plazos establecidos en el proceso de programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n, la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Programas agregados conforme a las categor\u00edas recogidas en el apartado 2.2.2 de este anexo, tanto de generaci\u00f3n, como de consumo, en los diferentes horizontes de programaci\u00f3n:
\n\u2022 Programaci\u00f3n diaria:
\n\u25cb Programa diario base de funcionamiento (PDBF)
\n\u25cb Programa diario viable provisional (PDVP)
\n\u2022 Programaci\u00f3n intradiaria y tiempo real:
\n\u25cb Programas Horarios Finales (PHF y PHFC)
\n\u25cb Programaci\u00f3n tiempo real: Programa horario operativo (P48).
\n\u2022 Programa horario operativo (P48) por unidad de programaci\u00f3n.
\nInformaci\u00f3n relativa a la capacidad de intercambio y uso de las interconexiones internacionales.
\nEl OS facilitar\u00e1 la informaci\u00f3n correspondiente a:
\n\u2022 Capacidad de intercambio en las interconexiones internacionales:
\n\u25cb Anualmente: Antes de las 18:00 horas CET de cada jueves, se publicar\u00e1n los valores de capacidad de intercambio previstos para el siguiente a\u00f1o m\u00f3vil, con resoluci\u00f3n horaria, agregado por frontera y para cada sentido de flujo de potencia.
\n\u25cb Mensualmente: Antes de las 18:00 horas CET de cada jueves se publicar\u00e1n los valores de la capacidad de intercambio previstos para el mes siguiente, con resoluci\u00f3n horaria, agregado por frontera y para cada sentido de flujo de potencia.
\n\u25cb Semanalmente: Antes de las 18:00 horas CET de cada jueves, se publicar\u00e1n:
\nLos valores previstos para cada per\u00edodo de programaci\u00f3n de las dos semanas el\u00e9ctricas inmediatas siguientes (de s\u00e1bado a viernes), con comienzo a las 00:00 horas CET del s\u00e1bado siguiente, agregado por frontera y para cada sentido de flujo de potencia.
\nLos valores previstos para el siguiente a\u00f1o m\u00f3vil, con resoluci\u00f3n horaria, agregado por frontera y diferenciando cada sentido de flujo.
\n\u25cb Diariamente: Con una antelaci\u00f3n no inferior a una hora respecto a la hora de cierre del periodo de presentaci\u00f3n de ofertas al mercado diario, cubriendo hasta las 24 horas del d\u00eda siguiente. Cualquier modificaci\u00f3n identificada con posterioridad ser\u00e1 actualizada en tiempo real, cubriendo el horizonte diario anteriormente mencionado.
\n\u2022 Subastas de capacidad.
\n\u25cb Las especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas expl\u00edcitas mensuales y anuales de capacidad de la interconexi\u00f3n entre Espa\u00f1a y Francia, y de las subastas coordinadas expl\u00edcitas trimestrales, mensuales y anuales de capacidad entre Espa\u00f1a y Portugal, en la forma y plazos que se establecen en las Reglas HAR.
\n\u25cb El resultado agregado de la subasta de capacidad de intercambio entre contratos bilaterales f\u00edsicos de aquellas interconexiones en las que no existe un mecanismo coordinado de asignaci\u00f3n de capacidad.
\n\u2022 Programas de intercambio internacionales (horizontes PDBF, PDVP, PHF, PHFC):
\n\u25cb Los programas de intercambio internacionales establecidos por los SM por interconexi\u00f3n.
\n\u25cb El saldo neto resultante del acoplamiento del mercado diario en las interconexiones internacionales Francia-Espa\u00f1a y Portugal-Espa\u00f1a.
\n\u25cb El saldo neto resultante del acoplamiento del mercado intradiario en el \u00e1mbito peninsular ib\u00e9rico.
\n\u2022 Programas de intercambio internacional establecidos en tiempo real (P48):
\n\u25cb Programas horarios de intercambios transfronterizos de energ\u00edas de balance en las interconexiones internacionales Francia-Espa\u00f1a y Portugal-Espa\u00f1a.
\n\u25cb Acciones coordinadas de balance que haya sido necesario aplicar para la soluci\u00f3n de congestiones en las interconexiones Francia-Espa\u00f1a y Portugal-Espa\u00f1a.
\n\u25cb Volumen agregado de los redespachos de energ\u00eda en tiempo real aplicados sobre programas de intercambio para la soluci\u00f3n de congestiones en las interconexiones Marruecos-Espa\u00f1a y Andorra-Espa\u00f1a.
\n\u25cb Volumen agregado de los redespachos asociados a desv\u00edos de programas de intercambio internacional establecidos por los SM.
\n\u2022 Renta de congesti\u00f3n y costes de soluci\u00f3n de congestiones en tiempo real (car\u00e1cter mensual):
\n\u25cb Las rentas de congesti\u00f3n procedentes de la gesti\u00f3n de las interconexiones internacionales mediante mecanismos de acoplamiento de mercado o de subastas expl\u00edcitas.
\n\u25cb Los costes derivados de las acciones coordinadas de balance o aplicaci\u00f3n de redespachos de energ\u00eda en tiempo real que haya sido necesario aplicar para la soluci\u00f3n de congestiones en las interconexiones.
\nEnlace sistema el\u00e9ctrico peninsular-sistema el\u00e9ctrico balear.
\n\u2022 La capacidad programable del enlace entre el sistema el\u00e9ctrico peninsular y el sistema el\u00e9ctrico balear, actualizada en tiempo real.
\n\u2022 Resultado agregado del programa de entrega de energ\u00eda a trav\u00e9s del enlace Pen\u00ednsula-Baleares en los diferentes horizontes de programaci\u00f3n PDBF, PDVP, PHF y P48.
\n\u2022 Resultado agregado de los redespachos aplicados en tiempo real sobre el programa de entrega de energ\u00eda a trav\u00e9s del enlace Pen\u00ednsula-Baleares.
\nServicios de ajuste del sistema.
\n\u2013 Requerimientos y necesidades del sistema.
\nEl OS publicar\u00e1 los requerimientos asociados a los siguientes mercados de servicios de ajuste del sistema en los plazos establecidos en el proceso de programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n:
\n\u2022 Reserva de potencia adicional a subir.
\n\u2022 Banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2022 Servicios de regulaci\u00f3n y balance: regulaci\u00f3n terciaria y gesti\u00f3n de desv\u00edos.
\n\u2013 Ofertas. Tras el proceso de asignaci\u00f3n, el OS har\u00e1 p\u00fablica la informaci\u00f3n de:
\n\u2022 La curva agregada de ofertas presentadas por los SM en los siguientes mercados de servicios de ajuste del sistema en los plazos establecidos:
\n\u25cb Reserva de potencia adicional a subir.
\n\u25cb Banda de regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u25cb Servicios de regulaci\u00f3n y balance: regulaci\u00f3n terciaria y gesti\u00f3n de desv\u00edos.
\n\u2022 Ofertas asociadas a los servicios transfronterizos de balance:
\n\u25cb Ofertas de energ\u00edas de balance a subir y a bajar enviadas por el operador de sistema espa\u00f1ol y por los operadores de los sistemas el\u00e9ctricos vecinos interconectados.
\n\u25cb Ofertas de energ\u00edas de balance activadas por el operador del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol y por los operadores de los sistemas el\u00e9ctricos vecinos, en cada una de las interconexiones (Francia-Espa\u00f1a y Portugal-Espa\u00f1a).
\n\u2013 Resultado de la asignaci\u00f3n. Tras el proceso de asignaci\u00f3n, el OS har\u00e1 p\u00fablica la informaci\u00f3n de:
\n\u2022 Proceso de soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas:
\nResultado agregado de energ\u00eda programada y precio medio resultante del proceso de la soluci\u00f3n de restricciones t\u00e9cnicas en el PDBF y durante la operaci\u00f3n en tiempo real.
\nVolumen agregado de limitaciones de programa aplicadas.
\n\u2022 Mercados de reserva: Resultado agregado y precio marginal de las asignaciones de reserva de potencia de regulaci\u00f3n secundaria y de reserva de potencia adicional a subir.
\n\u2022 Servicios de regulaci\u00f3n y balance:
\n\u25cb Resultado agregado y el precio marginal de los mercados de los servicios de regulaci\u00f3n y balance del sistema: regulaci\u00f3n terciaria y de gesti\u00f3n de desv\u00edos.
\n\u25cb Programas horarios y precio medio resultante de intercambios transfronterizos de energ\u00edas de balance en cada una de las interconexiones del sistema el\u00e9ctrico espa\u00f1ol.
\nServicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad.
\n\u2022 Volumen de demanda interrumpible (potencia activa que se podr\u00eda dejar de consumir por los proveedores del servicio de interrumpibilidad en el caso de la aplicaci\u00f3n de una orden de reducci\u00f3n de potencia descontando su potencia residual).
\n\u2022 Tras cada activaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad, el OS har\u00e1 p\u00fablica la informaci\u00f3n de volumen de recurso interrumpible solicitado por aplicaci\u00f3n de interrumpibilidad (MWh).
\nPor criterios econ\u00f3micos.
\nPor criterios t\u00e9cnicos.
\nA efectos de comprobaci\u00f3n del funcionamiento efectivo del servicio.
\nComunicaci\u00f3n de desv\u00edos e indisponibilidades en tiempo real. Durante el proceso de operaci\u00f3n en tiempo real, y al menos con una antelaci\u00f3n de 15 minutos respecto a la hora de programaci\u00f3n, el OS publicar\u00e1 los desv\u00edos y redespachos por indisponibilidad comunicados por los SM.
\nAsimismo, transcurrido el periodo horario de programaci\u00f3n el operador del sistema publicar\u00e1 el precio horario de los desv\u00edos a subir y a bajar.
\nInformaci\u00f3n sobre generaci\u00f3n y demanda real. El operador del sistema facilitar\u00e1, a m\u00e1s tardar, una hora despu\u00e9s del periodo de operaci\u00f3n la informaci\u00f3n de tiempo real correspondiente a valores horarios de:
\n\u2022 Demanda registrada para cada hora.
\n\u2022 Entregas de energ\u00eda de las unidades de generaci\u00f3n agregada por tipos de producci\u00f3n conforme a las categor\u00edas establecidas en el apartado 2.2.1 de este anexo.
\nEn el d\u00eda D+1, estar\u00e1 ya disponible la informaci\u00f3n correspondiente las entregas de energ\u00eda medidas de cada una de las unidades de generaci\u00f3n de potencia neta igual o superior a 100 MW.
\nEl OS publicar\u00e1 semanalmente el \u00edndice de llenado medio semanal agregado de todos los dep\u00f3sitos de agua e instalaciones de almacenamiento hidroel\u00e9ctrico (MWh), correspondiente a la semana anterior, incluyendo la cifra correspondiente a la misma semana del a\u00f1o anterior.
\n2.2 Informaci\u00f3n confidencial comunicada por el OS.
\n2.2.1 A los Sujetos del Mercado. A cada Sujeto del Mercado se le comunicar\u00e1, de forma confidencial, la informaci\u00f3n detallada correspondiente a las unidades programaci\u00f3n de su propiedad, o a las que representen, en los plazos indicados en el procedimiento de operaci\u00f3n por el que se establece la programaci\u00f3n de la generaci\u00f3n, en relaci\u00f3n a los procesos:
\n\u2022 Programaci\u00f3n de la operaci\u00f3n del sistema en el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica (programas PDBF, PDVP, PHF, PHFC y P48).
\n\u2022 Subastas expl\u00edcitas de capacidad.
\n\u2022 Servicios de ajuste del sistema (ofertas y asignaci\u00f3n).
\n\u2022 Comunicaci\u00f3n de desv\u00edos y redespachos por indisponibilidad en tiempo real.
\nLos propietarios de unidades de producci\u00f3n compartidas que no sean responsables del env\u00edo de ofertas para la participaci\u00f3n de la unidad en los mercados de servicios de ajuste del sistema tendr\u00e1n acceso a la informaci\u00f3n del resultado de la participaci\u00f3n de dichas unidades de producci\u00f3n en los mercados de servicios de ajuste del sistema, pero no se les comunicar\u00e1 la informaci\u00f3n de las correspondientes ofertas presentadas a estos mercados.
\nA los propietarios de unidades afectas a contratos bilaterales f\u00edsicos internacionales que no sean responsables de la comunicaci\u00f3n de ofertas para las subastas de capacidad de intercambio de aquellas interconexiones en las que no existe a\u00fan un mecanismo coordinado de asignaci\u00f3n de capacidad, se les comunicar\u00e1 \u00fanicamente la informaci\u00f3n del resultado del proceso de soluci\u00f3n de congestiones en dichas interconexiones.
\nConforme a los criterios de publicidad indicados en el punto 1 de este anexo, la informaci\u00f3n comunicada por el OS sobre los procesos relacionados con el mercado de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica de car\u00e1cter confidencial devendr\u00e1 en p\u00fablica de forma gradual:
\n\u2022 A los tres d\u00edas respecto al d\u00eda de programaci\u00f3n, la informaci\u00f3n de car\u00e1cter confidencial se facilitar\u00e1 agregada conforme a las siguientes categor\u00edas:
\n\u25cb Hidr\u00e1ulica.
\n\u25cb E\u00f3lica.
\n\u25cb Solar fotovoltaica.
\n\u25cb Solar t\u00e9rmica.
\n\u25cb Otras Renovables.
\n\u25cb Nuclear.
\n\u25cb Turbinaci\u00f3n bombeo.
\n\u25cb Ciclo Combinado.
\n\u25cb Carb\u00f3n.
\n\u25cb Fuel-Gas.
\n\u25cb Cogeneraci\u00f3n.
\n\u25cb Residuos no Renovables.
\n\u25cb Consumo Bombeo.
\n\u25cb Programa Enlace Baleares.
\n\u25cb Importaciones.
\n\u25cb Exportaciones.
\n\u25cb Saldo Internacional.
\n\u25cb Comercializadores mercado libre.
\n\u25cb Comercializadores de referencia.
\n\u25cb Consumidores directos en mercado.
\n\u25cb Consumo Servicios Auxiliares.
\n\u25cb Gen\u00e9ricas.
\n\u2022 Transcurrido un mes desde el d\u00eda de programaci\u00f3n, la informaci\u00f3n de car\u00e1cter confidencial ser\u00e1 p\u00fablica agregada por Sujeto del Mercado.
\n\u2022 A los 90 d\u00edas respecto al d\u00eda de programaci\u00f3n, toda la informaci\u00f3n ser\u00e1 p\u00fablica por unidad de programaci\u00f3n, sin nivel alguno de agregaci\u00f3n.
\n2.2.2 Casos PSS\/E. Los casos PSS\/E (software para el an\u00e1lisis de sistemas el\u00e9ctricos de potencia) utilizados para los an\u00e1lisis de restricciones t\u00e9cnicas del PDBF ser\u00e1n puestos a disposici\u00f3n de los Sujetos del Mercado antes de transcurridos tres d\u00edas h\u00e1biles desde el d\u00eda D de operaci\u00f3n.
\n2.2.3 Al Operador del Mercado (OM). Se le comunicar\u00e1 toda la informaci\u00f3n necesaria para la adecuada gesti\u00f3n del mercado diario e intradiario y aquella otra adicional en cumplimiento de lo establecido en la normativa vigente.
\n2.2.4 A los distribuidores. Se les dar\u00e1 acceso a la informaci\u00f3n sobre programas de las instalaciones de generaci\u00f3n de potencia neta registrada superior a 50 MW, de las instalaciones de generaci\u00f3n de potencia neta registrada inferior a dicho valor y conectadas a la red bajo su gesti\u00f3n y a la red observable por ellos mismos. La informaci\u00f3n de generaci\u00f3n se desagregar\u00e1 por unidad de programaci\u00f3n o unidad f\u00edsica, seg\u00fan corresponda, e incluir\u00e1 las indisponibilidades de grupos. La informaci\u00f3n sobre la situaci\u00f3n de la red incluir\u00e1 las indisponibilidades tanto programadas como fortuitas.
\n3. Informaci\u00f3n enviada al OS. Los detalles y plazos de env\u00edo del resto de informaci\u00f3n enviada por los SM al OS a trav\u00e9s del SIOS, necesaria para el desarrollo de los procesos ligados a la operaci\u00f3n del sistema en el mercado de producci\u00f3n (nominaciones, ofertas, comunicaci\u00f3n de desv\u00edos, e indisponibilidades en tiempo real,\u2026) queda incluida dentro de los procedimientos de operaci\u00f3n en los que se recogen espec\u00edficamente estos procesos.
\nANEXO III
\nInformaci\u00f3n a enviar al OS necesaria para las series estad\u00edsticas, la previsi\u00f3n de cobertura y los an\u00e1lisis de seguridad
\n1. Sujetos del Mercado. Los datos que se indican a continuaci\u00f3n ser\u00e1n enviados al OS bajo la forma de valores agregados diarios, en los siguientes horizontes temporales: A los tres d\u00edas (d\u00eda D+4, siendo D el d\u00eda de programaci\u00f3n), y antes del d\u00eda 20 del mes M+1. Los datos son necesarios para mantener las series estad\u00edsticas relativas a los balances energ\u00e9ticos y al funcionamiento del sistema, as\u00ed como para realizar la previsi\u00f3n de cobertura y an\u00e1lisis de seguridad.
\n2. Los intercambios de informaci\u00f3n ser\u00e1n realizados mediante documentos electr\u00f3nicos de contenido y formato determinados, que ser\u00e1n publicados por el OS en el SIOS.
\nEn caso de no poder disponer de algunos de estos datos, har\u00e1n llegar al OS su mejor estimaci\u00f3n de los mismos.
\n2.1 Datos a enviar a los tres d\u00edas:
\n\u2022 Demanda del trasvase Tajo-Segura.
\n\u2022 Embalses:
\nReserva \u00fatil en agua (hm3).
\nReserva en energ\u00eda el\u00e9ctrica (MWh), teniendo en cuenta todas las centrales situadas aguas abajo del embalse.
\nVertidos.
\n2.2 Datos a enviar antes del d\u00eda 20 del mes M+1: Los datos mensuales que se indican a continuaci\u00f3n ser\u00e1n enviados al OS con el m\u00e1ximo nivel de desagregaci\u00f3n posible en unidades f\u00edsicas:
\n\u2022 P\u00e9rdidas de turbinaci\u00f3n en centrales.
\n\u2022 Consumos de generaci\u00f3n (mientras se mantenga la serie hist\u00f3rica de producci\u00f3n bruta).
\n\u2022 Demanda del trasvase Tajo-Segura
\n\u2022 Entrada de combustible en centrales \/ grupos t\u00e9rmicos (en toneladas, metros c\u00fabicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carb\u00f3n y por clase de combustible para el resto.
\n\u2022 Consumo de combustible en centrales \/ grupos t\u00e9rmicos (en toneladas, metros c\u00fabicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carb\u00f3n y por clase de combustible para el resto.
\n\u2022 Existencias de combustible en centrales \/ grupos t\u00e9rmicos (en toneladas, metros c\u00fabicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carb\u00f3n y por clase de combustible para el resto.
\nANEXO IV
\nInformaci\u00f3n a enviar al operador del sistema en tiempo real
\nEl objeto de este documento es determinar la informaci\u00f3n que debe ser enviada en tiempo real al operador del sistema para el adecuado ejercicio de sus funciones.
\n1. Informaci\u00f3n de la red de transporte y de la red observable que se enviar\u00e1 al os en tiempo real.
\n1.1 Interruptores.
\n\u2022 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los interruptores.
\n\u25cb En elementos de la red de transporte y de conexi\u00f3n con la red de transporte, actuaci\u00f3n de fallo de interruptor.
\n1.2 Seccionadores.
\n\u2022 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los seccionadores.
\n1.3 L\u00edneas.
\n\u2022 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva (MVAr).
\n\u25cb En elementos de la red de transporte y de conexi\u00f3n con la red de transporte, disparo del sistema de protecci\u00f3n primaria o secundaria.
\n1.4 Transformadores (incluye transporte, generaci\u00f3n y consumo), reactancias y condensadores.
\n\u2022 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los interruptores.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los seccionadores.
\n\u25cb Control autom\u00e1tico de tensi\u00f3n (s\u00f3lo transformadores).
\n\u25cb En elementos de la red de transporte y de conexi\u00f3n con la red de transporte:
\nActuaci\u00f3n de protecciones que permiten prueba inmediata.
\nActuaci\u00f3n de protecciones que permiten prueba al cabo de un tiempo.
\nActuaci\u00f3n de protecciones que no permiten pruebas.
\n\u2022 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa primario de transformador (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva primario de transformador (Mvar).
\n\u25cb Potencia activa secundario de transformador (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva secundario de transformador (Mvar).
\n\u25cb Potencia activa terciario de transformador (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva terciario de transformador (Mvar).
\n\u25cb Toma del regulador en carga (solo transformadores).
\n\u25cb Posici\u00f3n del regulador en vac\u00edo (si existe y s\u00f3lo transformadores).
\n\u25cb Potencia reactiva en reactancias (Mvar).
\n1.5 Acoplamiento de barras.
\n\u2022 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los interruptores.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los seccionadores.
\n\u25cb Actuaci\u00f3n de protecciones en subestaciones de la red de transporte.
\n\u2022 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva (Mvar).
\n1.6 Barras.
\n\u2022 Medidas.
\n\u25cb Tensi\u00f3n por secci\u00f3n de barra (kV).
\n\u25cb Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz).
\n2. Informaci\u00f3n de las instalaciones de producci\u00f3n y de las instalaciones de generaci\u00f3n asociada a autoconsumo que se enviar\u00e1 al os en tiempo real. Se suministrar\u00e1 la informaci\u00f3n para instalaciones de producci\u00f3n as\u00ed como para instalaciones de generaci\u00f3n asociadas a autoconsumo, o agrupaciones de las mismas de potencia instalada superior a 1 MW, que es el umbral para env\u00edo de telemedidas al operador del sistema, seg\u00fan se define en el Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio.
\n2.1 Grupos habilitados para participar en el servicio de regulaci\u00f3n secundaria.
\n\u2022 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Estado local\/remoto de regulaci\u00f3n secundaria del grupo.
\n\u25cb Tipo de regulaci\u00f3n secundaria, control\/no control.
\n2.2 Grupos t\u00e9rmicos de potencia neta superior a 50 MW o conectados a la red de transporte.
\n\u2022 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los interruptores de grupo.
\n\u2022 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa en alta del transformador de m\u00e1quina (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva en alta del transformador de m\u00e1quina (MVAr).
\n\u25cb Potencia activa en baja del transformador de m\u00e1quina (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva en baja del transformador de m\u00e1quina (MVAr).
\n\u25cb Tensi\u00f3n de generaci\u00f3n
\n\u25cb En el caso de instalaciones con autoconsumo: potencia activa consumida (MW) y potencia reactiva consumida (MVAr) por la instalaci\u00f3n de autoconsumo o cogeneraci\u00f3n, exceptuando los consumos asociados exclusivamente a las unidades de generaci\u00f3n
\n2.3 Resto de instalaciones de potencia superior a 50 MW o conectadas a la red de transporte.
\n\u2022 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Posici\u00f3n de los interruptores de grupo.
\n\u2022 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa en alta del transformador de m\u00e1quina (MW).
\n\u25cb Potencia reactiva en alta del transformador de m\u00e1quina (MVAr).
\n\u25cb Medida de tensi\u00f3n en barras de central (kV).
\n\u25cb En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupo b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014:
\nPotencia m\u00e1xima producible en las condiciones actuales (MW).
\nProducci\u00f3n horaria esperada en la hora h+1 con actualizaci\u00f3n horaria (MWh).
\n2.4 Instalaciones de generaci\u00f3n de potencia neta no superior a 50 MW y con obligaci\u00f3n de adscripci\u00f3n a un centro de control de generaci\u00f3n.
\n\u2022 Se\u00f1alizaciones.
\n\u25cb Estado de conexi\u00f3n de la instalaci\u00f3n con la red de distribuci\u00f3n o de transporte.
\n\u2022 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalaci\u00f3n, descontando los consumos propios de las unidades de generaci\u00f3n
\n\u25cb Potencia reactiva producida\/absorbida (MVAr) por el conjunto de la instalaci\u00f3n, descontando los consumos propios de las unidades de generaci\u00f3n
\n\u25cb Medida de tensi\u00f3n en barras de central (kV)
\n\u25cb En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupo b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del art\u00edculo 2 del Real Decreto 413\/2014:
\nPotencia m\u00e1xima producible en las condiciones actuales (MW).
\nProducci\u00f3n horaria esperada en la hora h+1 con actualizaci\u00f3n horaria (MWh).
\n\u25cb En el caso de instalaciones con autoconsumo: potencia activa consumida (MW) y potencia reactiva consumida (MVAr) por el consumidor asociado, exceptuando los servicios auxiliares de generaci\u00f3n.
\n2.5 Resto de instalaciones de generaci\u00f3n con obligaci\u00f3n de env\u00edo de telemedidas en tiempo real.
\n\u2022 Medidas.
\n\u25cb Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalaci\u00f3n, descontando los consumo propios de las unidades de generaci\u00f3n.
\nANEXO V
\nInforme de incidentes
\nLos contenidos que deben incluirse en el informe sobre un incidente son los que resulten de aplicaci\u00f3n de entre los que se enumeran a continuaci\u00f3n, conforme al formato establecido por el OS:
\na) Fecha y hora del incidente.
\nb) Registros oscilogr\u00e1ficos y, cuando le sea requerido, cronol\u00f3gico de las protecciones que han actuado, cronol\u00f3gico del sistema de control de subestaciones afectadas por el incidente, y ficheros de ajustes completos de los equipos de protecci\u00f3n que han actuado, en formato electr\u00f3nico descargados de los equipos de protecci\u00f3n.
\nc) Instalaciones de transporte, distribuci\u00f3n y\/o elementos del sistema el\u00e9ctrico que est\u00e9n directamente involucrados y tambi\u00e9n afectados por el incidente, y duraci\u00f3n de la p\u00e9rdida de servicio (con indicaci\u00f3n de si se trata de dato registrado o estimado).
\nd) Afectaci\u00f3n directa a los consumidores finales, por cada punto frontera con la red de transporte afectado: nombre del consumidor o distribuidor propietario de la instalaci\u00f3n conectada a la red de transporte, ubicaci\u00f3n (municipio y provincia), tipo (urbana, semiurbana, rural concentrada y rural dispersa) y n\u00famero de clientes afectados (con detalle espec\u00edfico del n\u00famero de clientes de cada uno de los tipos anteriores), demanda interrumpida (en MW), energ\u00eda no suministrada (en MWh) y la duraci\u00f3n de la interrupci\u00f3n (en minutos, con indicaci\u00f3n de si se trata de dato registrado o estimaci\u00f3n). Asimismo, se dar\u00e1 informaci\u00f3n cronol\u00f3gica lo m\u00e1s detallada posible de la reposici\u00f3n del servicio, indicando las potencias y los tiempos de interrupci\u00f3n correspondientes a cada etapa de la reposici\u00f3n.
\ne) Afectaci\u00f3n a la generaci\u00f3n: grupo o grupos afectados, generaci\u00f3n interrumpida (MW) y duraci\u00f3n de la interrupci\u00f3n (con indicaci\u00f3n de si se trata de dato registrado o estimaci\u00f3n). Da\u00f1os constatados.
\nf) Descripci\u00f3n del incidente (cronolog\u00eda de eventos, actuaci\u00f3n de sistemas de protecci\u00f3n y automatismos,\u2026).
\ng) Toda otra documentaci\u00f3n y\/o registros de equipos que pudiera ser solicitada por el OS por causas justificadas y\/o para el cumplimiento de las funciones asignadas en la regulaci\u00f3n vigente.
\nP.O. 10.1. Condiciones de instalaci\u00f3n de los puntos de medida
\n1. Objeto. Este documento tiene por objeto definir las condiciones a que deben ajustarse los equipos de medida del sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas y sus instalaciones, as\u00ed como las inspecciones y verificaciones a las que deben ser sometidos.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los equipos, instalaciones, verificadores de medidas el\u00e9ctricas y participantes del sistema de informaci\u00f3n de medidas, as\u00ed como a los equipos e instalaciones de medida destinados al c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda de los puntos frontera del sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas, de los peajes de acceso a las redes, de los cargos asociados a los costes del sistema el\u00e9ctrico y a cualquier otro requerimiento del sistema de informaci\u00f3n de medidas.
\nEntre los equipos de medida se incluyen tambi\u00e9n los destinados al c\u00e1lculo de cada uno de los componentes de la liquidaci\u00f3n y facturaci\u00f3n de las instalaciones acogidas a la modalidad de autoconsumo de acuerdo al Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica y su normativa de desarrollo.
\n3. Condiciones de instalaci\u00f3n de los equipos de medida.
\n3.1 Tipos 1, 2, y 3.
\n3.1.1 General. El responsable del punto de medida deber\u00e1 instalar los puntos de medida de acuerdo a lo establecido en la normativa en vigor, al Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica y su normativa de desarrollo y a este procedimiento.
\nEl encargado de la lectura deber\u00e1 comprobar que las instalaciones de los puntos de medida cumplen con lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica y su normativa de desarrollo. Los equipos de medida se instalar\u00e1n de modo que funcionen dentro de las condiciones ambientales definidas por el fabricante.
\nSer\u00e1 obligatorio el precintado de los contadores, registradores, transformadores y resto de equipos que se encuentren en los circuitos de medida dentro del \u00e1mbito de aplicaci\u00f3n de este procedimiento, y la verificaci\u00f3n de los contadores de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.2. Con car\u00e1cter general, los posibles dispositivos de comunicaci\u00f3n conectados a los secundarios de los transformadores de tensi\u00f3n para medida no est\u00e1n afectados por esta obligaci\u00f3n de precintado.
\nLos registradores de medidas deber\u00e1n utilizar el protocolo de comunicaci\u00f3n establecido en el P.O. 10.4 y en los sistemas de telegesti\u00f3n y telemedida de acuerdo con el art\u00edculo 9.9 del Reglamento unificado de puntos de medida.
\n3.1.2 Determinaci\u00f3n de la ubicaci\u00f3n de los puntos de medida. La definici\u00f3n de los puntos de medida y la determinaci\u00f3n de la ubicaci\u00f3n de los equipos en los puntos de medida se realizar\u00e1 de acuerdo con lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, de autoconsumo y su normativa de desarrollo.
\nLos equipos de medida principales y redundantes coincidir\u00e1n con la ubicaci\u00f3n del punto frontera, salvo lo dispuesto reglamentariamente para autoconsumo, en los que podr\u00e1n ubicarse en la red interior correspondiente a los sujetos participantes en dicha modalidad de autoconsumo y los comprobantes con aquellas ubicaciones que permitan calcular con la mayor precisi\u00f3n posible la energ\u00eda tal y como se indica en el apartado 4.2 del P.O. 10.5. Cuando el responsable de los equipos de un punto de medida proyecte operar con una configuraci\u00f3n diferente a las establecidas en la normativa deber\u00e1 remitir a los participantes en la medida justificaci\u00f3n detallada por la que propone dicha configuraci\u00f3n. El encargado de la lectura, garantizando que se respeta la definici\u00f3n de los puntos frontera del Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrico y su normativa de desarrollo, comunicar\u00e1 en un plazo inferior a treinta d\u00edas la conformidad o no a la instalaci\u00f3n de los equipos de medida en las condiciones solicitadas. El encargado de lectura informar\u00e1 al otro participante de la respuesta dada a la solicitud de modificaci\u00f3n.
\nDebido a las particularidades del despacho econ\u00f3mico de los territorios no peninsulares (TNP), las fronteras de generaci\u00f3n se definir\u00e1n por grupo generador independientemente del n\u00famero de conexiones entre la central y las barras de distribuci\u00f3n o transporte. Como consecuencia de lo anterior, se equipar\u00e1 con un punto de medida cada una de las salidas de transformador de generaci\u00f3n de grupo y, en caso de existir, se equipar\u00e1n con puntos de medida todas las conexiones de servicios de auxiliares de la central con las redes de transporte y\/o distribuci\u00f3n. Si alguno de los puntos frontera fuese de tipo 1, deber\u00e1n ser equipados los puntos de medida a fin de disponer de medida redundante o comprobante.
\nLos puntos frontera se definir\u00e1n de forma que se pueda realizar la liquidaci\u00f3n de la energ\u00eda y servicios asociados de las mismas.
\nIndependiente de todo lo indicado anteriormente, y previa autorizaci\u00f3n del encargado de la lectura, los participantes de un punto frontera podr\u00e1n establecer puntos de medida alternativos que sean equivalentes y no afecten a la medida en relaci\u00f3n con las liquidaciones y facturaciones de energ\u00eda, aplicando para ello los coeficientes de p\u00e9rdidas que correspondan.
\n3.1.3 Criterios de instalaci\u00f3n de los equipos de los puntos de medida. La instalaci\u00f3n de los equipos de puntos de medida se realizar\u00e1 atendiendo a lo indicado en la normativa vigente, en particular el Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, de autoconsumo, Reglamento sobre condiciones t\u00e9cnicas y garant\u00edas de seguridad en instalaciones el\u00e9ctricas de alta tensi\u00f3n, el Reglamento electrot\u00e9cnico para baja tensi\u00f3n y su normativa de desarrollo.
\nLa relaci\u00f3n de transformaci\u00f3n de los transformadores de intensidad ser\u00e1 tal que la intensidad correspondiente a la potencia aparente nominal o a la mayor potencia contratada se encuentre entre el 45 % (o 20 % para transformadores de clase S) de la intensidad nominal y la intensidad m\u00e1xima de precisi\u00f3n del transformador. En el caso de varias potencias contratadas en puntos frontera de clientes, se seleccionar\u00e1 la relaci\u00f3n de transformaci\u00f3n para estar dentro de dicho rango en el periodo con mayor potencia contratada, en estos casos, podr\u00e1n existir periodos de potencia que se encuentren por debajo de los umbrales anteriormente indicados. En el caso de que alguna instalaci\u00f3n distinta de cliente no pueda cumplir este rango, el responsable de la instalaci\u00f3n deber\u00e1 indicarlo de modo expl\u00edcito, justificando la imposibilidad de cumplimiento de dicho requisito. El encargado de la lectura establecer\u00e1 si la excepci\u00f3n solicitada es o no v\u00e1lida.
\nLa relaci\u00f3n de transformaci\u00f3n de los transformadores de tensi\u00f3n ser\u00e1 un n\u00famero entero tal que la tensi\u00f3n nominal del primario estar\u00e1 comprendida entre el 80% y el 120% de la tensi\u00f3n nominal del circuito de potencia primario.
\nLas caracter\u00edsticas nominales de tensi\u00f3n e intensidad de los contadores ser\u00e1n las adecuadas a los secundarios de los transformadores de medida a que est\u00e1n conectados.
\nEl secundario de los transformadores de medida al que se conecten los contadores deber\u00e1 disponer de una caja de centralizaci\u00f3n precintable o con bornas precintables, preferiblemente independiente del resto de los devanados secundarios o de bornas precintables independientes situadas en una caja de centralizaci\u00f3n com\u00fan a todos los devanados secundarios, con el fin de poder realizar las mediciones necesarias para el c\u00e1lculo de cargas y ca\u00eddas de tensi\u00f3n en dichos secundarios. Dichas cajas deber\u00e1n situarse lo m\u00e1s pr\u00f3ximas posibles a los transformadores de medida, a fin de poder realizar dichas medidas con la m\u00e1xima precisi\u00f3n. Para instalaciones preexistentes al Reglamento unificado de puntos de medida en las que no sea posible cumplir dicho requisito, el responsable del punto de medida deber\u00e1 justificar el incumplimiento al encargado de la lectura que podr\u00e1 aceptar o no dicha instalaci\u00f3n. Una vez aceptada la instalaci\u00f3n, esta aceptaci\u00f3n ser\u00e1 v\u00e1lida hasta que se realicen trabajos de renovaci\u00f3n o modificaci\u00f3n. La instalaci\u00f3n de esta caja de centralizaci\u00f3n no ser\u00e1 obligatoria cuando la tensi\u00f3n nominal de la instalaci\u00f3n sea igual o inferior a 45 kV o para distancias inferiores a 40 metros entre los transformadores de medida y el armario donde se encuentren ubicados los contadores.
\nEn ning\u00fan caso se considerar\u00e1 v\u00e1lido precintar una caja de centralizaci\u00f3n que contenga un dispositivo de protecci\u00f3n o de control que requiera romper sus precintos para su manipulaci\u00f3n manual.
\nPara los transformadores de tensi\u00f3n, cuando existan otros devanados secundarios no dedicados a medida, el responsable del equipo de medida deber\u00e1 justificar, bas\u00e1ndose en los ensayos realizados de acuerdo a la Norma UNE-EN vigente u otro m\u00e9todo v\u00e1lido, que la precisi\u00f3n para la medida es adecuada para un determinado rango de cargas en los otros devanados secundarios. La carga que soporten los secundarios no dedicados a medida deber\u00e1 mantenerse siempre dentro del rango especificado en los ensayos para cada devanado. En todo caso, la carga total para dichos transformadores de tensi\u00f3n no exceder\u00e1 nunca la carga de precisi\u00f3n individual de cada secundario. Los ensayos anteriormente indicados ser\u00e1n custodiados por el responsable del equipo de medida y cualquier participante de la medida podr\u00e1 solicitar una copia de los mismos. Cuando la carga de los secundarios no dedicados a la medida no se mantenga dentro del rango especificado en los ensayos, o no existan ensayos que justifiquen dicho rango, se deben cargar uno o varios de los devanados hasta alcanzar una carga que est\u00e9 entre el 25% y el 100% de la carga de precisi\u00f3n simult\u00e1nea. No se tendr\u00e1n en cuenta, para calcular dicho valor de la carga simult\u00e1nea, los devanados abiertos o conectados en tri\u00e1ngulo abierto.
\nEl encargado de la lectura podr\u00e1 solicitar al responsable del punto de medida la comprobaci\u00f3n de la distribuci\u00f3n de cargas simult\u00e1neas en los distintos secundarios.
\nLa ca\u00edda de tensi\u00f3n no ser\u00e1 superior al 1 por 1000 en el cableado de transformadores de tensi\u00f3n desde el transformador hasta el armario de contadores.
\nLos secundarios de medida, tanto de los transformadores de tensi\u00f3n como de intensidad, deber\u00e1n estar dedicados exclusivamente a los equipos para la medida destinada a la liquidaci\u00f3n o facturaci\u00f3n, considerando como tal a los contadores, registradores, convertidores de medida y equipos para comunicaci\u00f3n remota de los equipos de medida. La conexi\u00f3n de estos convertidores debe restringirse al caso exclusivo de que sean necesarios para la liquidaci\u00f3n de posibles servicios gestionados por el operador del sistema, en cualquier otra situaci\u00f3n no se permitir\u00e1n conexiones de estos equipos en el mismo secundario. Estos equipos deber\u00e1n disponer de bloques de prueba o regletas de verificaci\u00f3n con envolventes precintables como los indicados en 3.1.5 a fin de que se puedan aislar sin afectar al resto del circuito de medida. En estos casos, el contador ser\u00e1 el primer equipo de la cadena de cargas secundarias en los circuitos de tensi\u00f3n e intensidad.
\nSi excepcionalmente se admite la instalaci\u00f3n de alg\u00fan equipo distinto a los mencionados, estos deber\u00e1n tener la posibilidad de precintar sus bornas de conexi\u00f3n con el fin de que el mencionado circuito de medida no sea manipulable.
\nLos dispositivos de medida, instalados desde la entrada en vigor del presente procedimiento de operaci\u00f3n, contar\u00e1n con una toma de corriente de 230 V de corriente alterna con toma de tierra a menos de 10 metros de distancia de los contadores.
\nLos contadores no podr\u00e1n estar instalados de forma que se dificulte su inspecci\u00f3n, lectura local y verificaci\u00f3n. Preferiblemente estar\u00e1n instalados en casetas o edificios dentro de la instalaci\u00f3n, debiendo tener el encargado de lectura y el verificador de medidas libre acceso al mismo.
\nLa instalaci\u00f3n y sus equipos se precintar\u00e1n de forma que no sea posible a\u00f1adir o quitar cargas, ni modificar los par\u00e1metros b\u00e1sicos de medida de energ\u00eda y datos de comunicaci\u00f3n de los registradores sin romper los precintos.
\nCada contador y registrador dispondr\u00e1 de un r\u00f3tulo identificativo que indique a qu\u00e9 punto\/s de medida corresponde.
\n3.1.4 Telemedida. El Reglamento unificado de puntos de medida establece qu\u00e9 puntos deben disponer obligatoriamente de comunicaci\u00f3n, siendo optativo para el resto. El equipo de comunicaci\u00f3n estar\u00e1 dedicado en exclusiva a los equipos contadores-registradores de medida.
\n3.1.5 Elementos auxiliares. Para contadores que requieran verificaci\u00f3n, se instalar\u00e1 un bloque de pruebas o regleta de verificaci\u00f3n de, al menos, seis polos para los circuitos de intensidad y otro bloque de pruebas o regleta de verificaci\u00f3n de, al menos, cuatro polos para los circuitos de tensi\u00f3n, el caso de medida indirecta o un bloque conjunto con las caracter\u00edsticas anteriormente indicadas y un bloque de pruebas o regleta de verificaci\u00f3n de al menos 8 polos para las tensiones y el neutro en el caso de medida directa. Dichos bloques permitir\u00e1n la separaci\u00f3n para la verificaci\u00f3n o sustituci\u00f3n del contador sin necesidad de desconectar la instalaci\u00f3n y, en caso de los transformadores de intensidad, sin interrumpir la continuidad del circuito secundario. Adem\u00e1s permitir\u00e1n que la continuidad de los circuitos de intensidad y la apertura de los circuitos de tensi\u00f3n sea visible y se pueden realizar las operaciones necesarias sin otros elementos externos. Dichos bloques de prueba deber\u00e1n permitir realizar las operaciones que se indican a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Precintar mediante envolvente sus alv\u00e9olos de prueba y elementos cortocircuitables.
\n\u2022 Abrir y cerrar cualquier circuito de tensi\u00f3n.
\n\u2022 Poner en cortocircuito cualquier circuito de intensidad.
\n\u2022 Realizar mediciones en serie y en paralelo de los circuitos de intensidad y tensi\u00f3n.
\n\u2022 Cambiar el contador y modificar las instalaciones sin necesidad de cortar el suministro del punto de medida.
\n\u2022 Verificar el contador.
\n\u2022 Dejar conectados equipos de comprobaci\u00f3n temporalmente sin desconexi\u00f3n del equipo principal.
\n\u2022 Dichos bloques de prueba o regletas de verificaci\u00f3n cumplir\u00e1n con la Norma UNE 201011.
\nLos conductores ir\u00e1n marcados convenientemente mediante anillas de pl\u00e1stico o cualquier otro m\u00e9todo a fin de identificar correctamente cada uno de los circuitos.
\nLas interconexiones entre los cuadros de los contadores y los transformadores de medida se realizar\u00e1n utilizando cables apantallados o blindados, con la secci\u00f3n adecuada para cumplir los criterios establecidos en el apartado 3.1.3. Dichos cables apantallados o blindados podr\u00e1n ser unipolares o multipolares. En ning\u00fan caso estos cables ser\u00e1n de secci\u00f3n inferior a 6 mm2 en los circuitos de intensidad, excepto en el interior de los armarios en que se podr\u00e1n utilizar cables de secciones inferiores hasta 2.5 mm2 para dichos circuitos de intensidad.
\nEn las nuevas instalaciones los cables no deber\u00e1n tener puntos de conexi\u00f3n intermedios. Si estos han de existir, se instalar\u00e1n cajas de conexi\u00f3n intermedia precintables o, en su caso, bornes con envolventes precintables, que ser\u00e1n precintadas por el encargado de la lectura y que impidan la manipulaci\u00f3n. En aquellas instalaciones ya existentes se reducir\u00e1 al m\u00ednimo las conexiones entre paneles, utilizando para \u00e9stas bornes no seccionables y preferiblemente con envolventes precintables.
\n3.1.6 Equipos que no cumplan los requisitos de instalaci\u00f3n. Podr\u00e1n ser utilizados hasta el momento de su sustituci\u00f3n por equipos nuevos aquellos equipos de medida existentes de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y dem\u00e1s normativa de aplicaci\u00f3n.
\nLos equipos de medida que no cumplan todos estos requisitos m\u00ednimos deber\u00e1n ser sustituidos en los plazos que se indican en las disposiciones transitorias del Reglamento unificado de puntos de medida.
\nPara los equipos aprovechables durante las etapas transitorias que fija el Reglamento unificado de puntos de medida y que no cumplan los requisitos de precisi\u00f3n indicados, el encargado de la lectura podr\u00e1 solicitar una verificaci\u00f3n a petici\u00f3n.
\nLos contadores de clase 0,5 S (activa) situados en puntos de medida tipo 2 podr\u00e1n ser utilizados hasta su sustituci\u00f3n por equipo nuevo de al menos clase C.
\nLos contadores de clase 1 o 0,5 S (activa) situados en puntos de medida tipo 3 podr\u00e1n ser utilizados hasta su sustituci\u00f3n por equipo nuevo de al menos clase B.
\n3.2 Tipos 4 y 5.
\n3.2.1 General. Los equipos de medida instalados en puntos de medida tipo 4 y 5, a lo establecido en la normativa en vigor, al Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, de autoconsumo y su normativa de desarrollo, y a este procedimiento.
\n3.2.2 Determinaci\u00f3n de los puntos de medida. El responsable del punto de medida ubicar\u00e1 el punto de medida principal coincidiendo con el punto frontera salvo lo dispuesto reglamentariamente para autoconsumo. Cuando ello no sea posible se aplicar\u00e1 el procedimiento reglamentariamente previsto.
\n3.2.3 Criterios de instalaci\u00f3n de los equipos de los puntos de medida. La instalaci\u00f3n de los equipos de puntos de medida se realizar\u00e1 atendiendo a lo indicado en la normativa vigente, en particular el Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, de autoconsumo y su normativa de desarrollo y el Reglamento electrot\u00e9cnico de baja tensi\u00f3n.
\nSe podr\u00e1n usar centralizaciones de equipos de medida para suministros individuales en funci\u00f3n de la reglamentaci\u00f3n y de la normativa interna de cada encargado de lectura, que en todo caso habr\u00e1 de estar conforme con la normativa vigente. En cualquier caso, tanto las centralizaciones como los suministros individuales deber\u00e1n estar protegidos por paneles aislantes o m\u00f3dulos de aislamiento.
\nEn caso de equipos instalados en un panel de centralizaci\u00f3n, las salidas hacia los contadores deber\u00e1n ser con bornes que tengan una capacidad de embornamiento al menos entre 6 y 25 mm2. Cada salida estar\u00e1 protegida con fusibles de seguridad.
\nEn caso de equipos instalados en envolventes individuales, \u00e9stas deber\u00e1n permitir el alojamiento del contador y base portafusibles.
\nIndependiente de todo lo indicado anteriormente, y previa autorizaci\u00f3n del encargado de la lectura, los participantes de un punto frontera podr\u00e1n establecer puntos de medida alternativos que sean equivalentes, aplicando los correspondientes coeficientes de p\u00e9rdidas.
\nLos distintos encargados de la lectura podr\u00e1n elaborar gu\u00edas de aplicaci\u00f3n para la modificaci\u00f3n de las instalaciones de acuerdo a los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, de autoconsumo y su normativa de desarrollo, y este procedimiento.
\n3.2.4 Equipos que no cumplan los requisitos de instalaci\u00f3n. Podr\u00e1n ser utilizados hasta el momento de su sustituci\u00f3n por equipos nuevos aquellos equipos de medida existentes de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa de aplicaci\u00f3n.
\nLos equipos de medida que no cumplan todos estos requisitos m\u00ednimos deber\u00e1n ser sustituidos en los plazos que se indican en las disposiciones transitorias del Reglamento unificado de puntos de medida.
\nLos contadores de clase 1 (activa) situados en puntos de medida tipo 4 podr\u00e1n ser utilizados hasta su sustituci\u00f3n por equipo nuevo de al menos clase B.
\nLos contadores de clase 2 (activa) situados en puntos de medida tipo 5 podr\u00e1n ser utilizados hasta su sustituci\u00f3n por equipo nuevo de al menos clase A.
\n4. Puesta en servicio de las instalaciones de los puntos de medida.
\n4.1 Tipos 1, 2, y 3.
\n4.1.1 General. El proceso de entrada en funcionamiento de las instalaciones de un punto de medida en el sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas se realizar\u00e1 atendiendo a lo indicado a continuaci\u00f3n y dem\u00e1s normativa de aplicaci\u00f3n, en particular a lo indicado en el Real Decreto 244\/2016, de 3 de junio, por el que se desarrolla la Ley 32\/2014, de 22 de diciembre de Metrolog\u00eda.
\nCaso de detecci\u00f3n de incumplimiento del procedimiento de puesta en servicio en cualquiera de sus fases por el encargado de la lectura, \u00e9ste \u00faltimo ser\u00e1 responsable de comunicarlo a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica por si fueran de aplicaci\u00f3n sanciones por incumplimiento de la normativa vigente.
\n4.1.2 Alta de fronteras en el sistema de informaci\u00f3n de medidas. El responsable del equipo de medida o su empresa delegada solicitar\u00e1 al encargado de la lectura su intenci\u00f3n de entrar en el sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas, con al menos quince d\u00edas de antelaci\u00f3n a la fecha prevista para la puesta en servicio.
\nLa solicitud se realizar\u00e1 de acuerdo a las especificaciones establecidas por el encargado de la lectura. El encargado de la lectura pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los sujetos que lo soliciten dicha especificaci\u00f3n. Para las fronteras de las que el encargado de la lectura es el operador del sistema, el alta de fronteras se realizar\u00e1 de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.7.
\nEl responsable deber\u00e1 enviar, preferiblemente en formato electr\u00f3nico, al encargado de la lectura, al menos, la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Esquema trifilar de potencia mostrando la conexi\u00f3n de los equipos de medida as\u00ed como el de la instalaci\u00f3n de su\/s equipo\/s de medida comprobante\/s o redundante si fuesen de aplicaci\u00f3n.
\n\u2022 Esquema unifilar de la instalaci\u00f3n de potencia mostrando la conexi\u00f3n de los equipos de medida as\u00ed como el de la instalaci\u00f3n de su\/s equipo\/s de medida comprobante\/s o redundante si fuesen de aplicaci\u00f3n.
\n\u2022 Caracter\u00edsticas b\u00e1sicas del punto de medida: Ubicaci\u00f3n, tensi\u00f3n, tipo de punto, potencia aparente y contratada, actividades a ambos lados de la frontera, empresa propietaria, responsable del equipo de medida, configuraci\u00f3n (principal, comprobante o redundante), etc.
\n\u2022 Caracter\u00edsticas principales de cada uno de los equipos de medida: fabricante, modelo, tipo y clase de precisi\u00f3n.
\n\u2022 Aprobaci\u00f3n de modelo y autorizaci\u00f3n de modelo para su uso e instalaci\u00f3n en la red o evaluaci\u00f3n de conformidad de cada uno de los equipos de medida.
\n\u2022 Fotocopia de los ensayos de verificaci\u00f3n en origen indicados en el PO10.2.
\nEn el caso de puntos de medida de clientes, el encargado de lectura dispondr\u00e1 de los plazos indicados en la normativa espec\u00edfica que sea de aplicaci\u00f3n a partir de que el cliente o su representante comunique que dispone de los equipos de medida o que opta por alquilarlos, para la instalaci\u00f3n y precintado de los mismos, siempre y cuando dicho cliente cuente con la concesi\u00f3n de la solicitud de acceso.
\nPara el resto de puntos de medida, el encargado de la lectura comunicar\u00e1 al solicitante su acuerdo o posibles modificaciones necesarias al responsable de los equipos del punto de medida o su representante en el plazo de un mes desde que reciba la solicitud, a fin de acordar la fecha para la inspecci\u00f3n, parametrizaci\u00f3n y precintado de la instalaci\u00f3n que deber\u00e1 efectuarse antes de tres meses desde la puesta en servicio de la instalaci\u00f3n. Asimismo, el encargado de la lectura pondr\u00e1 a su disposici\u00f3n las instrucciones para que el responsable de los equipos del punto de medida o su representante prepare los datos del punto de medida para el env\u00edo de informaci\u00f3n de datos estructurales, de acuerdo a las especificaciones del encargado de la lectura. El encargado de lectura informar\u00e1 al otro participante de proceso de alta.
\nSi tras el an\u00e1lisis de los datos estructurales de la instalaci\u00f3n, el encargado de la lectura considera la instalaci\u00f3n con defectos, lo comunicar\u00e1 antes de quince d\u00edas para fronteras de clientes y de un mes para el resto de fronteras. El responsable del equipo de medida dispondr\u00e1 de un plazo de un mes a contar a partir de la comunicaci\u00f3n para corregir los defectos. El alta de una frontera requerir\u00e1 de pruebas de comunicaci\u00f3n satisfactorias con cada uno de los registradores de los puntos de medida asociados a dicha frontera por parte del encargado de la lectura.
\nPara poder considerar las medidas en el sistema de informaci\u00f3n de medidas es necesario que el encargado de la lectura emita un certificado indicando su acuerdo inicial a los datos aportados por el solicitante. En caso contrario, el punto de medida no se considerar\u00e1 con efecto dentro del alcance del Reglamento unificado de puntos de medida, y\/o el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, de autoconsumo y su normativa de desarrollo.
\nLas medidas procedentes de instalaciones con defectos podr\u00e1n estar sujetas a estimaci\u00f3n de acuerdo al P.O. 10.5
\nCada encargado de la lectura podr\u00e1 desarrollar los canales de informaci\u00f3n y m\u00e9todos que considere m\u00e1s adecuados a fin de dar de alta fronteras en sus sistemas de acuerdo a lo indicado en este procedimiento.
\nLos distintos encargados de la lectura notificar\u00e1n al operador del sistema las altas de nuevas fronteras o agregaciones de las que son encargados de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.4.
\n4.1.3 Procedimiento de verificaci\u00f3n de las instalaciones de un punto de medida. El verificador de medidas coordinar\u00e1 con el responsable de cada equipo de medida y comunicar\u00e1 al resto de participantes de la medida la fecha y lugar de realizaci\u00f3n de la verificaci\u00f3n.
\nEl verificador de medidas realizar\u00e1 la verificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n de acuerdo a la normativa aplicable y levantar\u00e1 acta con el contenido m\u00ednimo descrito en el anexo 1 de este procedimiento. La verificaci\u00f3n comprender\u00e1, al menos, la comprobaci\u00f3n de los siguientes aspectos:
\n\u2022 Verificaci\u00f3n visual de los equipos de medida principal comprobantes y\/o redundantes.
\n\u2022 Comprobaci\u00f3n de cableados y esquema el\u00e9ctrico del sistema de medida.
\n\u2022 Comprobaci\u00f3n de que los equipos de medida disponen de evaluaci\u00f3n de la conformidad o autorizaci\u00f3n del modelo para su uso.
\n\u2022 Comprobaci\u00f3n de que los equipos de medida han superado la verificaci\u00f3n en origen o primitiva.
\n\u2022 Parametrizaci\u00f3n del contador y registrador.
\n\u2022 Precinto de los equipos de medida.
\n\u2022 Pruebas de acceso al equipo
\n\u2022 Realizaci\u00f3n de la primera verificaci\u00f3n sistem\u00e1tica de los contadores de acuerdo al P.O. 10.2.
\nAdicionalmente, previamente o durante la verificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n, el responsable de los puntos de medida deber\u00e1 hacer entrega al encargado de la lectura con copia al otro participante de una carta en la que certifique que todas las fronteras de la instalaci\u00f3n se corresponden con todas las fronteras dadas de alta en el sistema de informaci\u00f3n de medidas y que no existe ning\u00fan punto de interconexi\u00f3n el\u00e9ctrica con otros agentes en dicha instalaci\u00f3n.
\n4.1.4 Proceso de verificaci\u00f3n.
\n4.1.4.1 Verificaci\u00f3n visual. El verificador de medidas realizar\u00e1 la verificaci\u00f3n visual de la instalaci\u00f3n a fin de comprobar que cumple los requisitos establecidos en la normativa vigente y en este procedimiento.
\n4.1.4.2 Comprobaci\u00f3n de cableados. El verificador de medidas comprobar\u00e1 la correcta conexi\u00f3n de los cableados a fin de verificar que los circuitos cumplen los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida y en este procedimiento.
\nEl encargado de la lectura o en su ausencia el verificador de medidas, precintar\u00e1 la caja de bornes de los distintos equipos de medida a fin de asegurar la no manipulaci\u00f3n de los circuitos.
\n4.1.4.3 Comprobaci\u00f3n de la aceptaci\u00f3n de modelo. El verificador de medidas comprobar\u00e1 la validez de las aceptaciones de modelo de los equipos de medida.
\n4.1.4.4 Aceptaci\u00f3n de los ensayos en origen de los equipos de medida El verificador de medidas comprobar\u00e1 que los certificados de verificaci\u00f3n en origen de los distintos equipos de medida son acordes a lo especificado en el PO10.2 y que cumplen los requisitos para el tipo de punto de medida. Para los equipos que dispongan de verificaci\u00f3n primitiva o de evaluaci\u00f3n de conformidad, se aplicar\u00e1 lo dispuesto en su normativa espec\u00edfica.
\n4.1.4.5 Parametrizaci\u00f3n, verificaci\u00f3n y precintado del contador- registrador. El encargado de la lectura realizar\u00e1 y\/o el verificador comprobar\u00e1 la parametrizaci\u00f3n del contador y registrador de acuerdo a lo indicado en este documento y se asegurar\u00e1 que el contador y el registrador no han sufrido deterioro durante su instalaci\u00f3n. Una vez revisada la instalaci\u00f3n y realizadas dichas comprobaciones, se precintar\u00e1n los equipos de medida de acuerdo a lo indicado en el PO10.2.
\n4.1.4.6 Pruebas de acceso al equipo El encargado de la lectura realizar\u00e1 una prueba de lectura local en la instalaci\u00f3n con TPL y otra remota para los puntos de medida que tengan obligaci\u00f3n de disponer de comunicaci\u00f3n remota.
\n4.1.4.7 Datos de inventario. El encargado de la lectura comprobar\u00e1 que los datos de inventario del punto de medida de la instalaci\u00f3n coinciden con los datos disponibles en el concentrador de medidas de su encargado de la lectura.
\n4.1.4.8 Acta de verificaci\u00f3n. Una vez realizadas las comprobaciones, el verificador de medidas levantar\u00e1 acta de verificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n con listado de defectos y pendientes a solucionar de acuerdo a lo indicado en el anexo 1 de este procedimiento.
\nSin perjuicio de lo dispuesto en la correspondiente normativa metrol\u00f3gica de aplicaci\u00f3n, los posibles defectos en las instalaciones de medida se son los que se indican a continuaci\u00f3n:
\na) Defectos relacionados con el cumplimiento de los requisitos de los equipos.
\n\u2013 No dispone de protocolos de ensayo en origen de los transformadores de medida y\/o contador, exceptuando las instalaciones anteriores a la publicaci\u00f3n del R.D. 1110\/2007.
\n\u2013 No cumplimiento de contadores con las clases de precisi\u00f3n definidas en Reglamento unificado de medidas.
\n\u2013 No cumplimiento de transformadores de tensi\u00f3n y\/o intensidad con las clases de precisi\u00f3n definidas en el Reglamento unificado de medidas.
\n\u2013 No dispone de aprobaci\u00f3n de modelo\/autorizaci\u00f3n de uso de los transformadores, contadores o registradores, exceptuando a las instalaciones anteriores al R.D. 1110\/2007. Para los equipos que dispongan de verificaci\u00f3n primitiva o de evaluaci\u00f3n de conformidad, se aplicar\u00e1 lo dispuesto en su normativa espec\u00edfica.
\nb) Defectos relacionados con la configuraci\u00f3n de la medida del punto medida.
\n\u2013 La configuraci\u00f3n de la medida no responde a las previstas en el Reglamento unificado de medidas, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, de autoconsumo y su normativa de desarrollo.
\n\u2013 La configuraci\u00f3n del punto frontera no se corresponde con la documentaci\u00f3n aportada por el responsable de la instalaci\u00f3n al operador del sistema o encargado de lectura.
\n\u2013 La configuraci\u00f3n del punto frontera no es adecuada, o existe energ\u00eda que no se mide por lo que se debe incorporar un nuevo Punto de Medida.
\n\u2013 La instalaci\u00f3n no dispone de esquema trifilar de potencia mostrando la conexi\u00f3n de los distintos equipos de medida.
\n\u2013 El esquema unifilar de medida aportado al operador del sistema o encargado de lectura no se corresponde con la instalaci\u00f3n.
\nc) Defectos posibles relacionados con la adecuaci\u00f3n y conectividad de los equipos de medida.
\n\u2013 La intensidad correspondiente a la potencia aparente nominal o a la mayor potencia contratada en el caso de clientes no se encuentra entre el 45% (o 20% para transformadores de clase 0,2S o 0,5S) de la intensidad nominal y la intensidad m\u00e1xima de precisi\u00f3n del transformador.
\n\u2013 Relaci\u00f3n transformaci\u00f3n de los transformadores de tensi\u00f3n no comprendida entre el 80% y 120% de la tensi\u00f3n nominal del circuito de potencia primario.
\n\u2013 Caracter\u00edsticas de tensi\u00f3n e intensidad de contadores no adecuadas a los transformadores de tensi\u00f3n y\/o intensidad a los que est\u00e1n conectados.
\n\u2013 Secundarios de medida a los que est\u00e1 conectados los contadores no est\u00e1n dedicados en exclusiva a la medida destinada a liquidaci\u00f3n. Se admitir\u00e1n convertidores de medida u otros elementos destinados a liquidaci\u00f3n de energ\u00eda o tarificaci\u00f3n, as\u00ed como dispositivos de comunicaci\u00f3n destinados a la transmisi\u00f3n de datos de medidas.
\n\u2013 El registrador no dispone del protocolo de comunicaciones adecuado.
\n\u2013 Los secundarios de medida a los que est\u00e1n conectados los contadores no est\u00e1n dedicados en exclusiva a la medida destinada a liquidaci\u00f3n. Se admitir\u00e1n convertidores de medida u otros elementos destinados a liquidaci\u00f3n de energ\u00eda o tarificaci\u00f3n, as\u00ed como dispositivos de comunicaci\u00f3n destinados a la transmisi\u00f3n de datos de medidas que cumplan con la misma clase de precisi\u00f3n del punto de medida.
\nd) Defectos relacionados con los Transformadores de Tensi\u00f3n.
\n\u2013 Falta o ilegibilidad en placas de caracter\u00edsticas de los transformadores de tensi\u00f3n.
\n\u2013 Punto de medida principal comparte transformadores de tensi\u00f3n con puntos de medida redundantes y\/o comprobantes en fronteras con una potencia instalada superior a 80MVA.
\n\u2013 Ausencia de caja de centralizaci\u00f3n para transformadores de tensi\u00f3n en distancias superiores a 40 metros entre los transformadores de tensi\u00f3n y el armario de contadores y tensiones nominales superiores a 45 kV.
\n\u2013 Cables de secundarios dedicados a medida no precintables en caja de centralizaci\u00f3n.
\n\u2013 Carga sobre el secundario del o los transformador\/es de tensi\u00f3n por debajo del 25% de la carga de precisi\u00f3n.
\n\u2013 Existencia de transformadores adaptadores que den lugar a una clase de precisi\u00f3n superior a la admisible.
\n\u2013 Ca\u00edda de tensi\u00f3n superior al 1 por 1000 en cableado de transformadores de tensi\u00f3n.
\n\u2013 No corresponden a la tensi\u00f3n nominal de la instalaci\u00f3n.
\n\u2013 No son de la clase de precisi\u00f3n exigida al punto de medida.
\ne) Defectos posibles relacionados con los Transformadores de Intensidad.
\n\u2013 Falta o ilegibilidad en placas de caracter\u00edsticas de los transformadores de Intensidad.
\n\u2013 Punto de medida principal comparte transformadores de intensidad con puntos de medida redundantes y\/o comprobantes en fronteras con una potencia instalada superior a 80MVA.
\n\u2013 Ausencia de caja de centralizaci\u00f3n para transformadores de intensidad en distancias superiores a 40 metros entre los transformadores de tensi\u00f3n y el armario de contadores y tensiones nominales superiores a 45 kV.
\n\u2013 Cables de secundarios dedicados a medida no precintables en caja de centralizaci\u00f3n.
\n\u2013 Carga en el circuito mayor al 100% de la carga de precisi\u00f3n del devanado en transformadores de intensidad.
\n\u2013 Existencia de transformadores adaptadores que den lugar a una clase de precisi\u00f3n superior a la admisible.
\n\u2013 No corresponden a la intensidad nominal de la m\u00e1xima potencia contratada.
\n\u2013 No son de la clase de precisi\u00f3n exigida al punto de medida.
\nf) Defectos relacionados con los cables.
\n\u2013 Cableado con secciones inferiores a las indicadas en el P.O. 10.1.
\n\u2013 Cableado no blindado o no apantallado entre cajas de centralizaci\u00f3n y el armario de contadores.
\n\u2013 Los cables pertenecientes al circuito de medida se encuentran mal identificados.
\n\u2013 Envolventes de bornas de acceso a armario o regleteros intermedios no precintables.
\n\u2013 Los cables se encuentran mal identificados.
\ng) Defectos relacionados con el Contador.
\n\u2013 Falta o ilegibilidad en placas de caracter\u00edsticas de contadores.
\n\u2013 Ausencia de bloque de pruebas.
\n\u2013 Bloque de pruebas inadecuado.
\n\u2013 Disposici\u00f3n f\u00edsica de equipos inadecuada en altura.
\n\u2013 Sistema de medida a tres hilos, sin la necesaria justificaci\u00f3n.
\n\u2013 Contador no precintado o no precintable.
\n\u2013 El contador no dispone del r\u00f3tulo identificativo del c\u00f3digo punto de medida.
\n\u2013 Ubicaci\u00f3n de armario de equipos de medida inadecuada para su funcionamiento o verificaci\u00f3n.
\nh) Defectos relacionados con el Registrador.
\n\u2013 Falta o ilegibilidad en placas de caracter\u00edsticas de registradores.
\n\u2013 Disposici\u00f3n f\u00edsica de equipos inadecuada en altura.
\n\u2013 Registrador no precintable.
\n\u2013 Imposibilidad de comprobaci\u00f3n de la parametrizaci\u00f3n (hora, cambio horario, firmware, c\u00f3digo fabricante, profundidad, periodo de integraci\u00f3n, direcci\u00f3n de enlace).
\n\u2013 Imposibilidad de cargar la clave privada al registrador.
\n\u2013 Imposibilidad de comprobaci\u00f3n de la firma electr\u00f3nica del registrador mediante certificado local.
\n\u2013 La comprobaci\u00f3n de la firma del registrador mediante certificado local ha dado como resultado firma incorrecta.
\n\u2013 Incongruencia con base de datos del concentrador principal en sus par\u00e1metros b\u00e1sicos (direcci\u00f3n de enlace, clave de acceso de escritura, direcci\u00f3n del punto de medida).
\n\u2013 Imposibilidad de lectura local mediante terminal port\u00e1til de lectura.
\nEl responsable del equipo de medida es responsable de subsanar todos los defectos de sus instalaciones en los t\u00e9rminos indicados en el Reglamento unificado de puntos de medidas y dem\u00e1s normativa de aplicaci\u00f3n, en un plazo m\u00e1ximo de tres meses desde que reciba la comunicaci\u00f3n con los defectos encontrados. No obstante, en el acta podr\u00e1n quedar registrados como observaciones otros defectos que no supongan un incumplimiento del Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, de autoconsumo y dem\u00e1s normativa de aplicaci\u00f3n.
\nEl verificador de medidas comunicar\u00e1 al responsable del punto de medida, al encargado de la lectura y a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, los defectos encontrados as\u00ed como los plazos para su resoluci\u00f3n. Cuando los defectos sean considerados infracciones muy graves de acuerdo con el art\u00edculo 65 de la Ley 24\/2013, de 26 de diciembre, del Sector el\u00e9ctrico, lo comunicar\u00e1 adem\u00e1s al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica.
\nEn caso de que el responsable del equipo de medida considere que no es posible subsanar alguno de estos defectos, lo justificar\u00e1 en el plazo de un mes ante el encargado de la lectura, quien dispondr\u00e1 de otro plazo de un mes para comunicar la aceptaci\u00f3n o no de dicha justificaci\u00f3n. La sustituci\u00f3n de equipos que no cumplan los requisitos se realizar\u00e1 de acuerdo a los plazos indicados en el Reglamento unificado de puntos de medida y dem\u00e1s normativa de aplicaci\u00f3n.
\nLa instalaci\u00f3n de medidas debe cumplir todos los requisitos establecidos en la normativa de medidas y que son comprobados seg\u00fan acta con el contenido m\u00ednimo descrito en el anexo I. En caso de existir alg\u00fan incumplimiento, \u00e9ste se considerar\u00e1 como un defecto de la instalaci\u00f3n, que deber\u00e1 ser corregido de acuerdo a los plazos establecidos en el art\u00edculo 14 del Reglamento unificado de puntos de medida. Una vez subsanado el defecto, el responsable de la instalaci\u00f3n deber\u00e1 informar al encargado de lectura y solicitar una nueva verificaci\u00f3n.
\nLas medidas procedentes de instalaciones con defectos podr\u00e1n estar sujetas a estimaci\u00f3n de acuerdo al P.O. 10.5.
\n4.2 Tipos 4, y 5.
\n4.2.1 Solicitud de puesta en servicio y alta de las instalaciones de un punto de medida. El cliente, productor o su empresa delegada solicitar\u00e1 al encargado de la lectura su intenci\u00f3n de entrar en el sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas, en los plazos y con los requisitos especificados en la normativa vigente.
\nEl encargado de lectura, bas\u00e1ndose en el bolet\u00edn emitido por el instalador correspondiente o, en su defecto, mediante verificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n, deber\u00e1 indicar en el plazo normativamente previsto la aceptaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n o las modificaciones a efectuar, indicando el c\u00f3digo universal dentro del sistema de medidas del punto de medida y, en su caso, CIL.
\n5. Auditoria de las instalaciones. El encargado de la lectura y\/o el operador del sistema podr\u00e1n realizar una comprobaci\u00f3n de las instalaciones del punto de medida en cualquier momento, a petici\u00f3n de cualquier participante de la medida o, si observara errores o datos inconsistentes, con el mismo alcance al indicado en el punto 4 de este procedimiento, a fin de comprobar que no se han introducido modificaciones no autorizadas en la instalaci\u00f3n con respecto al acta de verificaci\u00f3n inicial.
\n6. Modificaci\u00f3n de las instalaciones. El responsable de los equipos de cada punto de medida notificar\u00e1 cualquier modificaci\u00f3n que afecte a la medida a su encargado de la lectura con, al menos, quince d\u00edas de antelaci\u00f3n a la fecha prevista de las que se indican a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Modificaci\u00f3n de relaciones de transformaci\u00f3n.
\n\u2022 Sustituci\u00f3n de cualquier equipo de medida.
\n\u2022 Modificaci\u00f3n en el conexionado interno o externo de cualquiera de los equipos de medida.
\n\u2022 Retirada de precintos colocados por el encargado de lectura o por el verificador de medidas.
\n\u2022 Incorporaci\u00f3n o sustituci\u00f3n de cualquier equipo conectado a cualquiera de los devanados secundarios de los transformadores de medida.
\n\u2022 Modificaciones en el circuito de potencia de la instalaci\u00f3n.
\n\u2022 Modificaciones en los par\u00e1metros de comunicaci\u00f3n.
\n\u2022 Modificaci\u00f3n de configuraci\u00f3n de c\u00e1lculo de frontera.
\n\u2022 Modificaci\u00f3n del r\u00e9gimen de venta de energ\u00eda para instalaciones de producci\u00f3n.
\n\u2022 Otras modificaciones que puedan afectar a la medida.
\nIndependientemente de todo lo anterior, el levantamiento de cualquier precinto ya sea planificado o por aver\u00eda se realizar\u00e1 de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.2.
\nLas modificaciones se realizar\u00e1n de acuerdo a las especificaciones establecidas por el encargado de la lectura. El encargado de la lectura pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los sujetos que lo soliciten dicha especificaci\u00f3n. Para las fronteras de las que el operador de sistema es encargado de la lectura, la modificaci\u00f3n de fronteras se realizar\u00e1 de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.7.
\nEl encargado de la lectura informar\u00e1 al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificaci\u00f3n y\/o inspecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n para precintado y\/o nueva parametrizaci\u00f3n de los equipos de medida.
\nEn caso de modificaciones urgentes justificadas por reparaci\u00f3n o aver\u00eda, dichas notificaciones podr\u00e1n comunicarse con un m\u00e1ximo de 24 horas de retraso con respecto a la intervenci\u00f3n.
\nLos encargados de la lectura podr\u00e1n iniciar la baja de puntos frontera de producci\u00f3n si no reciben medidas de energ\u00eda de sus registradores de medidas durante m\u00e1s de tres a\u00f1os desde el cierre de la medida o si se supera en m\u00e1s de dos a\u00f1os el incumplimiento de los plazos normativos de inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n sistem\u00e1tica de todos sus puntos de medida, previa notificaci\u00f3n al interesado con al menos dos meses de antelaci\u00f3n a la baja efectiva del punto frontera.
\n7. Registros de las instalaciones El responsable de los equipos de los puntos de medida custodiar\u00e1 la informaci\u00f3n que se indica en el apartado 4.1.2 de este procedimiento para fronteras de las que es encargado de la lectura el distribuidor o que se indica en el P.O. 10.7 para puntos frontera de los que es encargado de la lectura el operador del sistema junto con:
\n\u2022 Documentaci\u00f3n t\u00e9cnica descriptiva original de los equipos de medida.
\n\u2022 Manuales de uso de los equipos de medida.
\n\u2022 Ensayo de precisi\u00f3n para carga simult\u00e1nea de los distintos devanados secundarios.
\n\u2022 Copia de los protocolos de verificaci\u00f3n realizados al contador de acuerdo al P.O. 10.2.
\n\u2022 Copia del acta de verificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n descrito en el anexo 1 de este procedimiento.
\nEl encargado de la lectura y el operador del sistema podr\u00e1n solicitar al responsable del punto de medida la documentaci\u00f3n anteriormente indicada, que deber\u00e1 remitirla antes de 30 d\u00edas desde su solicitud.
\nLos encargados de la lectura custodiar\u00e1n las dos \u00faltimas actas de inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n de las instalaciones y contadores correspondientes. Las verificaciones ser\u00e1n realizadas por un verificador de medidas autorizado. Los encargados de la lectura podr\u00e1n, de acuerdo con las condiciones establecidas en la normativa, actuar como verificadores de medidas el\u00e9ctricas con car\u00e1cter supletorio y solamente en los siguientes supuestos conjuntamente:
\n\u2013 Si no existen entidades debidamente autorizadas para ejercer la actividad de verificaci\u00f3n de los puntos de medida.
\n\u2013 Cuando el operador del sistema haya manifestado expresamente su no disponibilidad para realizar la verificaci\u00f3n solicitada.
\nANEXO 1
\nContenido m\u00ednimo del acta de verificaci\u00f3n de puntos de medida tipos 1, 2 y 3<\/p>\n

ANEXO 2
\nContenido m\u00ednimo de acta de verificaci\u00f3n de puntos de medida tipos 4 y 5<\/p>\n

P.O. 10.2 Verificaci\u00f3n de los equipos de medida
\n1. Objeto. Este documento tiene por objeto definir las condiciones y el procedimiento de verificaci\u00f3n de los equipos de medida instalados en los puntos de medida del sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los equipos de medida, verificadores de medida y participantes del sistema de informaci\u00f3n de medidas.
\nEntre los equipos de medida se incluyen tambi\u00e9n los destinados al c\u00e1lculo de cada uno de los componentes de la liquidaci\u00f3n y facturaci\u00f3n de las instalaciones acogidas a la modalidad de autoconsumo de acuerdo con el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\n3. Verificaci\u00f3n de los equipos de medida.
\n3.1 Equipos de medida a verificar. Los equipos de medida a verificar, solos o combinados, ser\u00e1n los siguientes:
\n\u2013 Contadores-registradores de energ\u00eda activa y reactiva.
\n\u2013 Otros equipos o dispositivos cuando la normativa as\u00ed lo establezca.
\n3.2 Tipos de verificaciones y periodicidad de las mismas. Los equipos de medida indicados en el apartado 3.1 ser\u00e1n sometidos a los distintos tipos de verificaciones y en los plazos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida, normativa metrol\u00f3gica y dem\u00e1s normativa de aplicaci\u00f3n. Los plazos se cumplir\u00e1n si las verificaciones se realizan dentro del a\u00f1o natural en el que les corresponde.
\nLos equipos de medida instalados en puntos de medida deber\u00e1n disponer de verificaci\u00f3n primitiva o en origen o certificado de evaluaci\u00f3n de la conformidad emitido por un organismo notificado o de control metrol\u00f3gico.
\nLos equipos de medida tipo 1, 2 y 3 ser\u00e1n sometidos a verificaciones sistem\u00e1ticas en los plazos indicados en el Reglamento unificado de puntos de medida y dem\u00e1s normativa de aplicaci\u00f3n.
\nLos equipos de medida instalados en puntos de tipo 4 y 5, ser\u00e1n sometidos a verificaciones peri\u00f3dicas en los plazos indicados y con el sistema establecido en la Orden Ministerial ITC\/3747\/2006 de 22 de noviembre u orden ITC\/3022\/2007 de 18 de octubre, seg\u00fan corresponda, y dem\u00e1s normativa de aplicaci\u00f3n.
\n3.3 Procedimiento de verificaci\u00f3n.
\n3.3.1 Puntos tipo 1, 2, 3. Verificaciones sistem\u00e1ticas.
\n3.3.1.1.1 Coordinaci\u00f3n de la verificaci\u00f3n. La verificaci\u00f3n se realizar\u00e1 a petici\u00f3n del responsable del equipo de medida a un verificador de medidas.
\nPara los casos en que el verificador de medidas no es el encargado de la lectura, el verificador de medidas comunicar\u00e1 al encargado de la lectura la previsi\u00f3n de verificaci\u00f3n de acuerdo al procedimiento descrito en el apartado 3.6 de este procedimiento.
\nEl verificador de medidas atendiendo a las solicitudes recibidas coordinar\u00e1 con el responsable de cada equipo de medida y comunicar\u00e1 al resto de participantes de la medida la fecha y lugar de realizaci\u00f3n de las verificaciones con al menos cinco d\u00edas h\u00e1biles de antelaci\u00f3n.
\nCualquier participante podr\u00e1 presenciar la verificaci\u00f3n.
\n3.3.1.1.2 Lugar de la verificaci\u00f3n. Las verificaciones se realizar\u00e1n siempre en la propia instalaci\u00f3n en la que est\u00e9 el equipo. Cuando se retire un equipo de medida para repararse y contin\u00fae el flujo de energ\u00eda por la frontera, la energ\u00eda en el punto de red se medir\u00e1 con un equipo de clase igual o superior al retirado.
\nEl responsable de un equipo de medida o, en su caso, el propietario de la instalaci\u00f3n de red donde este se instale, deber\u00e1 garantizar el acceso f\u00edsico al encargado de la lectura, al verificador de medidas as\u00ed como a los dem\u00e1s participantes en la medida y a las administraciones competentes para la realizaci\u00f3n de la verificaci\u00f3n.
\n3.3.1.1.3 Procedimiento de verificaci\u00f3n. Las verificaciones se realizar\u00e1n dentro del rango de las condiciones ambientales definidas por el fabricante para cada equipo de medida y para los patrones a utilizar. En el caso de que las condiciones ambientales de los equipos de medida no se encuentren dentro de estos rangos, se indicar\u00e1 esta circunstancia en el protocolo de verificaci\u00f3n y se considerar\u00e1 que el equipo no cumple los requisitos especificados de acuerdo al apartado 3.4 de este procedimiento. El verificador de medidas podr\u00e1 suspender una verificaci\u00f3n si \u00e9sta ha de realizarse a temperaturas inferiores a 10 \u00baC o superiores a 35 \u00baC o en condiciones climatol\u00f3gicas adversas si los equipos est\u00e1n a la intemperie.
\nPara cada equipo a verificar debe generarse un documento espec\u00edfico o protocolo de prueba en el que se indiquen los ensayos realizadas y se registren los resultados obtenidos de acuerdo a los protocolos de verificaci\u00f3n del contador de energ\u00eda con el contenido m\u00ednimo que se incluyen como Anexos I o II, seg\u00fan corresponda por tipo de contador.
\nAntes de proceder a la verificaci\u00f3n de un contador, se comprobar\u00e1 que su parametrizaci\u00f3n es correcta y coincide con la inventariada en el concentrador principal o concentrador del encargado de la lectura. De no ser as\u00ed, el encargado de la lectura realizar\u00e1 las gestiones para asegurar la coherencia de los datos. Asimismo, durante la verificaci\u00f3n se deber\u00e1 realizar una lectura local de toda la profundidad en la primera verificaci\u00f3n o verificaci\u00f3n por sustituci\u00f3n y, de al menos, el \u00faltimo mes en las verificaciones sistem\u00e1ticas siguientes.
\n3.3.1.1.4 Equipos necesarios para la verificaci\u00f3n. Los equipos de inspecci\u00f3n, medici\u00f3n y ensayo que se utilicen en las verificaciones que sirvan para aceptar o rechazar las caracter\u00edsticas especificadas de un equipo de medida, deber\u00e1n cumplir lo indicado en el P.O. 10.3.
\n3.3.1.1.5 Responsables de ejecuci\u00f3n. El verificador de medidas el\u00e9ctricas autorizado ser\u00e1 el responsable de realizar las verificaciones en los puntos de medida de acuerdo a lo indicado en este procedimiento. El responsable del equipo de medida, o su representante, es el encargado de elegir al ejecutor de los trabajos que deber\u00e1 ser un verificador de medidas el\u00e9ctricas de acuerdo a los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida.
\nEl encargado de la lectura participar\u00e1 en el desarrollo de la verificaci\u00f3n con las atribuciones indicadas en el Reglamento unificado de puntos de medida. El participante no responsable del equipo de medida y\/u otros sujetos con inter\u00e9s en la medida podr\u00e1n asistir a la verificaci\u00f3n si as\u00ed lo desean y lo comunican previamente al encargado de la lectura.
\n3.3.1.1.6 Criterios de aceptaci\u00f3n. Los criterios de aceptaci\u00f3n de los equipos a verificar, considerando el grado de incertidumbre de los equipos de verificaci\u00f3n definidos en el P.O. 10.3 utilizados en los diversos ensayos, ser\u00e1n los indicados en las siguientes normas:
\nPara los contadores fabricados seg\u00fan las Normas:
\nUNE-EN 62.052-11.
\nUNE-EN 62.053-11.
\nUNE-EN 62.053-22.
\nUNE-EN 62.053-21.
\nLos criterios de aceptaci\u00f3n seg\u00fan clases de precisi\u00f3n, cargas equilibradas y \u00e1ngulos ser\u00e1n:
\nClase de precisi\u00f3n
\nCarga Cos \u03c6 0,2 S 0,5 S 1 2
\n100 % In 1 \u00b10,2 \u00b10,5 \u00b11,0 \u00b12,0
\n0,5 Ind \u00b10,3 \u00b10,6 \u00b11,0 \u00b12,0
\n0,8 Cap \u00b10,3 \u00b10,6 \u00b11,0 –
\n50 % In 1 \u00b10,2 \u00b10,5 \u00b11,0 \u00b12,0
\n0,5 Ind \u00b10,3 \u00b10,6 \u00b11,0 \u00b12,0
\n0,8 Cap \u00b10,3 \u00b10,6 \u00b11,0 –
\n10 % In 1 \u00b10,2 \u00b10,5 \u00b11,0 \u00b12,0
\n0,5 Ind \u00b10,3 \u00b10,6 \u00b11,5 \u00b12,5
\n0,8 Cap \u00b10,3 \u00b10,6 \u00b11,5 –
\n5 % In 1 \u00b10,2 \u00b10,5 \u00b11,5 \u00b12,5
\n2 % In 0,5 Ind \u00b10,5 \u00b11,0 – –
\n0,8 Cap \u00b10,5 \u00b11,0 – –
\nPara los contadores fabricados seg\u00fan la Norma:
\nUNE-EN 50.470-1.
\nUNE-EN 50.470-2.
\nUNE-EN 50.470-3.
\nLos criterios de aceptaci\u00f3n seg\u00fan \u00edndice de clases de precisi\u00f3n, corrientes y \u00e1ngulos, en condiciones de referencia y con cargas equilibradas, ser\u00e1n:
\n\u00cdndice de clase de precisi\u00f3n
\nCorriente Cos \u03c6 C B A
\n120 % Iref 1 \u00b10,5 \u00b11,0 \u00b12,0
\n0,5 Ind \u00b10,9 \u00b11,3 \u00b12,7
\n0,8 Cap \u00b10,9 \u00b11,3 \u00b12,7
\n100 % Iref 1 \u00b10,5 \u00b11,0 \u00b12,0
\n0,5 Ind \u00b10,9 \u00b11,3 \u00b12,7
\n0,8 Cap \u00b10,9 \u00b11,3 \u00b12,7
\n5 % Iref 1 \u00b10,5 \u00b11,0 \u00b12,0
\n0,5 Ind \u00b10,9 \u00b11,3 \u00b12,7
\n0,8 Cap \u00b10,9 \u00b11,3 \u00b12,7
\n2,5 % Iref 1 \u00b11,0 \u00b11,5 \u00b12,8
\n3.3.1.1.7 Registro. El protocolo de verificaci\u00f3n con el contenido m\u00ednimo indicado en los anexos I o II de este documento debidamente cumplimentado servir\u00e1 como certificado de la verificaci\u00f3n realizada.
\nAdem\u00e1s de los resultados del ensayo, el protocolo deber\u00e1 indicar las anomal\u00edas encontradas en la verificaci\u00f3n, en caso de existir, de acuerdo a la siguiente lista:
\n\u2013 Contador fuera de clase, seg\u00fan criterios de aceptaci\u00f3n establecidos en 3.3.1.1.6.
\n\u2013 Parametrizaci\u00f3n incorrecta de contador o registrador.
\n\u2013 Imposibilidad de comprobaci\u00f3n de parametrizaci\u00f3n, de carga de clave privada o de comprobaci\u00f3n de firma electr\u00f3nica en registradores por desconocimiento de claves de escritura para acceso al registrador. Sujeto a comprobaci\u00f3n posterior.
\n\u2013 Imposibilidad de acceso a registrador.
\n\u2013 Incongruencia con base de datos del concentrador del encargado de lectura.
\n\u2013 Condiciones ambientales fuera de las establecidas por el fabricante.
\n\u2013 Contador \u2013 registrador desprecintado en alg\u00fan punto sin autorizaci\u00f3n.
\n\u2013 Imposibilidad de precintado del bloque de pruebas, registrador o contador.
\n\u2013 Imposibilidad de lectura local mediante terminal port\u00e1til de lectura.
\nEl verificador deber\u00e1 firmar el protocolo de verificaci\u00f3n siendo opcional la firma del resto de los presentes.
\nLos protocolos firmados ser\u00e1n custodiados por el encargado de la lectura durante un plazo al menos doble de la periodicidad de verificaci\u00f3n sistem\u00e1tica para los puntos de medida de tipo 1 y de al menos igual al de la periodicidad de verificaci\u00f3n sistem\u00e1tica para los puntos de medida de tipo 2 y 3 y se har\u00e1n p\u00fablicos a los participantes a trav\u00e9s de las v\u00edas de comunicaci\u00f3n del concentrador del encargado de lectura.
\n3.3.1.1.8 Energ\u00eda no medida durante la verificaci\u00f3n. Siempre que sea posible, los equipos de medida se verificar\u00e1n sin interferir en el funcionamiento normal de la instalaci\u00f3n, es decir, aisl\u00e1ndolos del resto de equipos mediante los adecuados bloques de pruebas pero continuando el flujo de energ\u00eda por la frontera.
\nEn estos casos, la energ\u00eda intercambiada y no medida del punto de red donde se encuentra el equipo a verificar podr\u00e1 obtenerse por cualquiera de los m\u00e9todos y con la prelaci\u00f3n que se indican a continuaci\u00f3n, seg\u00fan criterio del verificador de medidas:
\n\u2013 Punto de medida principal.
\n\u2013 Punto de medida redundante.
\n\u2013 Punto\/s de medida comprobante\/s.
\n\u2013 Equipo auxiliar de medida.
\n\u2013 Estimaci\u00f3n del encargado de la lectura, seg\u00fan el P.O. 10.5.
\nEl equipo de medida auxiliar podr\u00e1 ser otro equipo de clase igual o mejor que la del equipo a verificar. Antes de utilizar el equipo de medida auxiliar, el verificador de medidas deber\u00e1 comprobar que el equipo auxiliar est\u00e1 verificado con los mismos requisitos y periodicidades de los del equipo al que sustituye.
\nEl m\u00e9todo seleccionado para la determinaci\u00f3n de la energ\u00eda no medida durante la verificaci\u00f3n deber\u00e1 indicarse en el protocolo de verificaci\u00f3n.
\nEn el protocolo de verificaci\u00f3n se registrar\u00e1 tanto la energ\u00eda no medida por el contador durante la verificaci\u00f3n como los periodos de integraci\u00f3n inv\u00e1lidos del registrador consecuencia de la verificaci\u00f3n, junto con la energ\u00eda a asignar a dichos periodos obtenida por cualquiera de los m\u00e9todos anteriormente indicados. La energ\u00eda no medida durante la verificaci\u00f3n se indicar\u00e1 para periodos completos de integraci\u00f3n (ejemplo, s\u00ed la verificaci\u00f3n dura 1 hora y 15 minutos, se indicar\u00e1 en el protocolo la energ\u00eda no medida para los periodos de las 2 horas afectadas) y la unidad a utilizar ser\u00e1 el kWh.
\nEl verificador de medidas notificar\u00e1 al encargado de la lectura los registros y resultados de la verificaci\u00f3n de acuerdo a las v\u00edas y formatos que el encargado de la lectura establezca en el plazo de 15 d\u00edas h\u00e1biles a contar desde el d\u00eda siguiente a la verificaci\u00f3n. El encargado de lectura deber\u00e1 tratar estos datos, eliminando la energ\u00eda medida de los periodos invalidados que se haya registrado en el concentrador del encargado de lectura e integrando la energ\u00eda no medida que se haya obtenido mediante alguno de los m\u00e9todos indicados anteriormente.
\n3.3.1.2 Verificaciones a petici\u00f3n. A requerimiento de cualquier participante en una medida se podr\u00e1n solicitar verificaciones fuera de los plazos establecidos. Una vez recibida la solicitud, el encargado de la lectura coordinar\u00e1 la verificaci\u00f3n de acuerdo a lo indicado en 3.3.1.1.1.
\nEl procedimiento de verificaci\u00f3n a petici\u00f3n es id\u00e9ntico que el de verificaciones sistem\u00e1ticas.
\n3.3.1.3 Verificaciones en origen.
\n3.3.1.3.1 Coordinaci\u00f3n de la verificaci\u00f3n. El responsable del equipo de medida ser\u00e1 responsable de que dicho equipo disponga de una verificaci\u00f3n en origen antes de la puesta en servicio de sus equipos de medida, que ser\u00e1 ejecutada por un verificador de medidas el\u00e9ctricas.
\n3.3.1.3.2 Lugar de verificaci\u00f3n. Las verificaciones en origen se realizar\u00e1n en un laboratorio oficial autorizado. No obstante, cuando el equipo carezca de tal verificaci\u00f3n, se podr\u00e1n realizar in situ por un verificador de medidas el\u00e9ctricas.
\n3.3.1.3.3 Procedimiento de verificaci\u00f3n El verificador de medidas el\u00e9ctricas, que podr\u00e1 ser el fabricante cuando est\u00e9 autorizado como tal, ejecutar\u00e1 el protocolo de verificaci\u00f3n en origen que contendr\u00e1, al menos, los ensayos, condiciones de prueba, condiciones de los equipos de inspecci\u00f3n y criterios de aceptaci\u00f3n establecidos para verificaciones sistem\u00e1ticas.
\n3.3.1.3.4 Registros. El responsable del equipo de medida ser\u00e1 el responsable de custodiar su certificado de verificaci\u00f3n en origen hasta al menos la primera verificaci\u00f3n sistem\u00e1tica del equipo y con un m\u00ednimo de seis a\u00f1os.
\nEl encargado de la lectura o cualquier participante de la medida podr\u00e1n solicitar la inspecci\u00f3n del certificado de verificaci\u00f3n en origen del equipo de medida.
\n3.3.2 Puntos tipo 4, y 5.
\n3.3.2.1 Evaluaci\u00f3n de conformidad. Los equipos de medida de energ\u00eda deben disponer de sus correspondientes certificados de conformidad, seg\u00fan el sistema de evaluaci\u00f3n de conformidad, de acuerdo a lo establecido en el Real Decreto 244\/2016, de 3 de junio, por el que se desarrolla la Ley 32\/2014, de 22 de diciembre, de Metrolog\u00eda. y\/o la autorizaci\u00f3n del modelo para su uso e instalaci\u00f3n en vigor de acuerdo a lo establecido en el Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto.
\n3.3.2.1.1 Registros. El certificado de conformidad tendr\u00e1 una validez m\u00e1xima establecida en su normativa espec\u00edfica. El responsable del punto de medida ser\u00e1 el responsable de custodiar el documento emitido por el servicio u organismo autorizado.
\n3.3.2.1.2 Verificaciones peri\u00f3dicas. Los equipos de medida de energ\u00eda deber\u00e1n ser sometidos a verificaciones peri\u00f3dicas por un verificador de medidas, de acuerdo con las condiciones y a los plazos establecidos en la Orden ITC\/3747\/2006 de 26 de noviembre u orden ITC\/3022\/2007 de 10 de octubre, seg\u00fan corresponda, y dem\u00e1s normativa de aplicaci\u00f3n.
\n3.3.2.2 Medidas p\u00e9rdidas durante las verificaciones. Cuando se retire un equipo de medida para verificarse y contin\u00fae el flujo de energ\u00eda por la frontera, la energ\u00eda en el punto de red se medir\u00e1 con un equipo de clase igual o superior al retirado.
\n3.4 Equipos que no cumplan los requisitos especificados. Para los contadores instalados en puntos de medida de tipo 1, 2 y 3, las reparaciones necesarias para la correcci\u00f3n de aver\u00edas detectadas durante una verificaci\u00f3n se atendr\u00e1n a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y en la reglamentaci\u00f3n metrol\u00f3gica aplicable.
\nEl encargado de la lectura comunicar\u00e1 al responsable del equipo de medida, resto de participantes y a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia los defectos encontrados mediante copia del protocolo de verificaci\u00f3n.
\nPara los contadores instalados en puntos de medida de tipo 4 y 5, tras el proceso de verificaci\u00f3n peri\u00f3dica se actuar\u00e1 seg\u00fan lo establecido en la Orden ITC\/3747\/2006 de 26 de noviembre, u orden ITC\/3022\/2007 de 18 de octubre, seg\u00fan corresponda, y dem\u00e1s normativa de aplicaci\u00f3n.
\nEl verificador de medidas notificar\u00e1 al encargado de la lectura las informaciones de equipos que no cumplan los requisitos especificados de acuerdo a los formatos que el encargado de la lectura establezca.
\n3.5 Precintado de los equipos de medida. Todos los equipos de medida que forman el circuito de medida de energ\u00eda, as\u00ed como las posibles conexiones intermedias, deber\u00e1n quedar precintados con el fin de evitar su manipulaci\u00f3n. El responsable de colocar dichos precintos es el encargado de lectura o, en su ausencia, el verificador de medidas el\u00e9ctricas.
\nLos precintos solo podr\u00e1n ser retirados por el encargado de la lectura, por su representante o empresa delegada, por el verificador de medidas o por quien tenga permiso escrito del encargado de lectura para retirar el precinto, previa solicitud de acuerdo a los criterios que establezca cada encargado de la lectura.
\nUna vez realizada la intervenci\u00f3n en los equipos de medida y no m\u00e1s tarde de cinco d\u00edas h\u00e1biles, el responsable del punto de medida deber\u00e1 enviar al encargado de Lectura el protocolo de intervenci\u00f3n, debidamente cumplimentado, con el contenido m\u00ednimo descrito en el modelo que forma parte del anexo III de este documento.
\nAdem\u00e1s de los datos que en el protocolo de intervenci\u00f3n se exigen, se deber\u00e1 indicar:
\n\u2022 Persona del encargado de la lectura que concede la autorizaci\u00f3n.
\n\u2022 Persona responsable de los trabajos.
\n\u2022 Identificaci\u00f3n de los puntos de medida de la instalaci\u00f3n, y equipos de medida.
\n\u2022 Motivo para la retirada de los precintos.
\n3.6 Solicitud de verificaciones.
\n3.6.1 Verificaciones sistem\u00e1ticas (puntos tipo 1, 2 y 3). El responsable de la instalaci\u00f3n o quien en este delegue podr\u00e1 solicitar la verificaci\u00f3n a un verificador de medidas y al tiempo debe comunicarlo al encargado de lectura. Las solicitudes se comunicar\u00e1n al encargado de la lectura por el medio que este defina y contendr\u00e1n la informaci\u00f3n m\u00ednima que se indica a continuaci\u00f3n:
\n\u2013 Fecha en que se emite la solicitud.
\n\u2013 Identificaci\u00f3n del punto de medida y frontera.
\n\u2013 Identificaci\u00f3n del equipo de medida para el que se solicita verificaci\u00f3n.
\n\u2013 Causa de la solicitud de verificaci\u00f3n.
\n\u2013 Identificaci\u00f3n del solicitante
\n\u2013 Propuesta de verificador de medidas (si aplica)
\nEl encargado de la lectura acusar\u00e1 recibo de la solicitud antes de cinco d\u00edas h\u00e1biles y coordinar\u00e1 con el verificador de medidas los trabajos antes de los tres meses siguientes.
\nLas verificaciones no sistem\u00e1ticas o a petici\u00f3n tendr\u00e1n el mismo alcance y tratamiento que las sistem\u00e1ticas.
\nLas verificaciones no sistem\u00e1ticas con resultados satisfactorios dar\u00e1n lugar a la reasignaci\u00f3n de las fechas de verificaci\u00f3n sistem\u00e1tica de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida.
\n3.6.2 Verificaciones peri\u00f3dicas (puntos tipo 4 y 5). Las verificaciones peri\u00f3dicas para puntos tipo 4 y 5 deber\u00e1n ser solicitadas por el sujeto obligado ante la administraci\u00f3n p\u00fablica competente, de acuerdo a la normativa vigente.
\n3.6.3 Verificaciones a petici\u00f3n. A requerimiento de cualquier participante en una medida se podr\u00e1n solicitar verificaciones fuera de los plazos establecidos.
\nEl procedimiento de verificaci\u00f3n a petici\u00f3n es id\u00e9ntico que el de verificaciones sistem\u00e1ticas.
\n3.7 Gastos ocasionados por las verificaciones. Los gastos que ocasionen las verificaciones estar\u00e1n sujetos a lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida, el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica y resto de normativa aplicable. La factura derivada de los gastos de verificaci\u00f3n deber\u00e1 incluir la descripci\u00f3n de los distintos servicios o productos prestados.
\nPara los casos en que la verificaci\u00f3n no pueda realizarse por causas ajenas al verificador, los gastos generados por desplazamiento y resto de actividades realizadas correr\u00e1n a cargo de quien imposibilite la realizaci\u00f3n de la verificaci\u00f3n, excepto si la suspensi\u00f3n de la verificaci\u00f3n es debida a condiciones meteorol\u00f3gicas adversas.
\nANEXO I
\nContenido m\u00ednimo del protocolo de verificaci\u00f3n de contadores de energ\u00eda clase de precisi\u00f3n 0,2S, 0,5S, 1 y 2<\/p>\n

ANEXO II
\nContenido m\u00ednimo del protocolo de verificaci\u00f3n de contadores-registradores de energ\u00eda \u00edndice de clase A, B, C<\/p>\n

ANEXO III
\nContenido m\u00ednimo del protocolo de intervenci\u00f3n en equipos de medida<\/p>\n

P.O. 10.4 Concentradores de medidas el\u00e9ctricas y sistemas de comunicaciones
\n1. Objeto. Este documento tiene por objeto definir las caracter\u00edsticas de funcionamiento y flujo de informaci\u00f3n de medidas entre los participantes del sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas y sus sistemas de comunicaciones.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los equipos y participantes del sistema de informaci\u00f3n de medidas.
\nToda la informaci\u00f3n de datos de medidas de los puntos de medida, frontera, agregaciones, incidencias y objeciones deber\u00e1 ser intercambiada de acuerdo a lo descrito en este procedimiento.
\n3. Codificaci\u00f3n de participantes en el sistema de medidas. Para intercambiar informaci\u00f3n de datos de medidas con el operador del sistema, una empresa tiene que estar registrada en el concentrador principal del operador del sistema. El operador del sistema asignar\u00e1 a una empresa uno o varios c\u00f3digos de identificaci\u00f3n (c\u00f3digos de participante) para sus comunicaciones en el sistema de medidas. La asignaci\u00f3n de c\u00f3digos de participante a una empresa ser\u00e1 funci\u00f3n de las actividades que realice, de las unidades de programaci\u00f3n con las que opere y otras razones que pudieran ser necesarias para el correcto funcionamiento de los flujos de informaci\u00f3n en el sistema de medidas.
\n3.1 Solicitud de registro de una empresa en el sistema medidas. Una empresa puede solicitar su registro en el sistema de informaci\u00f3n de medidas del operador del sistema aportando la documentaci\u00f3n que se indica a continuaci\u00f3n:
\na) Carta firmada por persona con poder suficiente de la empresa que solicita el alta en el sistema de informaci\u00f3n de medidas.
\nb) Fotocopia del DNI o pasaporte de la persona con poder suficiente que realiza la solicitud.
\nc) Fotocopia del poder notarial en el que quede reflejado que el solicitante tiene poderes suficientes sobre la empresa que quiere dar de alta en el sistema de medidas.
\nd) Para el caso de distribuidores, acreditaci\u00f3n de estar inscrito en el registro administrativo de distribuidores del Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica.
\ne) Para el caso de productores, acreditaci\u00f3n de que es propietario de instalaciones inscritas en el registro administrativo de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica del Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica.
\nf) Los datos de la empresa que se indican a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Raz\u00f3n o denominaci\u00f3n social de la empresa.
\n\u2022 Actividad\/es de la empresa (Productor, Comercializador, Distribuidor, Representante, Consumidor directo a mercado, Consumidor interrumpible, Consumidor conectado a la red de transporte, Empresa delegada en el sistema de medidas, Titular de un concentrador secundario, Centro de control e Interlocutor \u00fanico de nudos con la red de transporte).
\n\u2022 Domicilio.
\n\u2022 Localidad.
\n\u2022 C\u00f3digo Postal.
\n\u2022 Provincia.
\n\u2022 CIF de empresa.
\n\u2022 Nombre de persona de contacto.
\n\u2022 Tel\u00e9fono de contacto.
\n\u2022 Correo Electr\u00f3nico.
\n\u2022 Sistema el\u00e9ctrico (Peninsular, Balear, Canario, Ceuta y Melilla o una combinaci\u00f3n de los anteriores).
\nUna vez recibida esta informaci\u00f3n y si se cumplen todos los requisitos, el operador del sistema informar\u00e1 al solicitante de su registro en el sistema de informaci\u00f3n de medidas antes de que pasen cinco d\u00edas h\u00e1biles desde la solicitud y le facilitar\u00e1 el\/los c\u00f3digo\/s de participante\/s para su identificaci\u00f3n en el sistema de medidas. Adicionalmente, ser\u00e1n registradas como empresas en el sistema de medidas los sujetos que hayan sido admitidos en el sistema de liquidaciones seg\u00fan las condiciones indicadas en el P.O. 14.2. \u00abAdmisi\u00f3n de sujetos en el mercado y datos necesarios durante su participaci\u00f3n\u00bb, sin que sea necesario realizar ninguna solicitud en el sistema de medidas. El operador del sistema asignar\u00e1 y comunicar\u00e1 a los interesados, para los casos en que aplique, el\/los c\u00f3digo\/s de participante\/s para su identificaci\u00f3n en el sistema de medidas.
\nEl operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los participantes del sistema de medidas los c\u00f3digos de participante con la informaci\u00f3n necesaria para su identificaci\u00f3n.
\nEl operador del sistema podr\u00e1 desarrollar los canales y m\u00e9todos que considere m\u00e1s adecuados a fin de dar de alta empresas en el sistema de informaci\u00f3n de medidas. Todas las comunicaciones y notificaciones se establecer\u00e1n en formato electr\u00f3nico.
\n3.2 Solicitud de registro de una empresa delegada de otra empresa en el sistema de medidas. Una empresa podr\u00e1 delegar sus funciones y obligaciones del sistema de medidas en otra empresa (Empresa delegada en el sistema de medidas). Para ello, la empresa delegada deber\u00e1 estar previamente registrada en el sistema de medidas y disponer de un c\u00f3digo de participante asociado seg\u00fan el apartado 3.1. Adem\u00e1s, se deber\u00e1 aportar la siguiente documentaci\u00f3n:
\na) Solicitud de delegaci\u00f3n a nombre de dicha empresa para lo cual enviar\u00e1 carta de representaci\u00f3n de acuerdo al modelo del Anexo 1 de este procedimiento.
\nb) Fotocopia de acreditaci\u00f3n notarial del firmante como apoderado de la empresa que delega sus funciones (para el caso en que no coincida con el que solicit\u00f3 el registro de la empresa delegada en el sistema de medidas).
\nc) Fotocopia de DNI o pasaporte del firmante (para el caso en que no coincida con el que solicit\u00f3 el registro de la empresa delegada en el sistema de medidas).
\nUna empresa delegada adquiere la representaci\u00f3n de todos o parte de los c\u00f3digos de participante asociados a la empresa representada, y por tanto, adquiere la representaci\u00f3n de los puntos frontera y puntos de medida asociados a dichos c\u00f3digos de participante. Una delegaci\u00f3n en una empresa quedar\u00e1 revocada cuando se reciba una nueva solicitud de delegaci\u00f3n. La empresa representada ser\u00e1 responsable de comunicar al operador del sistema la revocaci\u00f3n de la delegaci\u00f3n si el cese de la misma no supone una nueva delegaci\u00f3n en otra empresa, asumiendo los perjuicios causados por este incumplimiento.
\nAdicionalmente, aquellas empresas que act\u00faen como representantes de sujetos en el sistema de liquidaciones y que hayan sido admitidos seg\u00fan las condiciones indicadas en el P.O. 14.2, adquieren la representaci\u00f3n en el sistema de medidas de las unidades de programaci\u00f3n que representan y por tanto, de los puntos frontera y puntos de medida asociados a esos c\u00f3digos de unidades de programaci\u00f3n, sin que sea necesario realizar ninguna solicitud en el sistema de medidas. Este tipo de representaci\u00f3n quedar\u00e1 modificada o revocada cuando se produzca cualquier cambio en la relaci\u00f3n de las unidades de programaci\u00f3n y puntos frontera asociados o en la relaci\u00f3n de sujetos y unidades de programaci\u00f3n en el sistema de liquidaciones, sin que sea necesario realizar ninguna comunicaci\u00f3n en el sistema de medidas. Todas las comunicaciones y notificaciones se establecer\u00e1n en formato electr\u00f3nico.
\n3.3 Modificaci\u00f3n de registro de una empresa en el sistema de medidas. Cualquier empresa podr\u00e1 modificar o anular los datos y\/o delegaciones anteriormente indicados de acuerdo a los canales y m\u00e9todos que determine el operador del sistema.
\n4. Caracter\u00edsticas y gesti\u00f3n del concentrador principal.
\n4.1 General. El concentrador principal est\u00e1 constituido por un sistema inform\u00e1tico que recibe, trata, almacena y difunde los datos de los equipos de medida necesarios para el c\u00e1lculo y la comprobaci\u00f3n de las liquidaciones, facilitando la informaci\u00f3n al sistema de liquidaciones y garantizando la confidencialidad de la informaci\u00f3n recibida.
\nEl concentrador principal deber\u00e1 cumplir con lo establecido en el Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico y en las Instrucci\u00f3n T\u00e9cnicas Complementarias que lo desarrollan.
\nEn concreto, el concentrador principal recibe medidas de:
\n\u2022 Los puntos frontera de generaci\u00f3n.
\n\u2022 Los puntos frontera de clientes tipo 1, 2 y 5.
\n\u2022 Los puntos frontera entre distribuidores.
\n\u2022 Los puntos frontera entre distribuci\u00f3n y transporte.
\n\u2022 Los puntos frontera de interconexi\u00f3n con pa\u00edses vecinos.
\n\u2022 Los puntos frontera entre los sistemas peninsular y no peninsulares.
\n\u2022 Desglose de energ\u00eda por CUPS de cada agregaci\u00f3n de puntos frontera tipo 3, 4 y 5.
\nAdicionalmente, a efectos de liquidaci\u00f3n del mercado, el concentrador principal recibir\u00e1 de cada distribuidor, para los puntos frontera de los que este es encargado de lectura, las siguientes agregaciones:
\n\u2022 Agregaciones de puntos frontera de clientes de tipos de puntos de medida 3, 4 y 5.
\nEl operador del sistema es el responsable del dise\u00f1o, instalaci\u00f3n, gesti\u00f3n, administraci\u00f3n y mantenimiento del concentrador principal de acuerdo a lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida.
\nLos responsables de concentradores secundarios y puntos de medida facilitar\u00e1n al operador del sistema la informaci\u00f3n indicada en este documento a fin de asegurar el funcionamiento del sistema de informaci\u00f3n de medidas.
\nSi el operador del sistema detecta discrepancias entre la informaci\u00f3n remitida de medidas de puntos frontera de clientes tipo 5 y las medidas agregadas lo pondr\u00e1 en conocimiento del encargado de la lectura de dichos puntos frontera para su correcci\u00f3n.
\n4.2 Caracter\u00edsticas de funcionamiento del concentrador principal.
\n4.2.1 Canal y protocolo de comunicaci\u00f3n entre el concentrador principal y los concentradores secundarios. El canal o canales de comunicaci\u00f3n entre el concentrador principal y cada concentrador secundario atender\u00e1n a lo indicado en el apartado 5.2.1 de este procedimiento.
\n4.2.2 Canal y protocolo de comunicaci\u00f3n entre el concentrador principal y los registradores de medida. La conexi\u00f3n de los equipos de medida de fronteras de las que el operador del sistema es encargado de la lectura al concentrador principal podr\u00e1 ser directa o a trav\u00e9s de un concentrador secundario. Para la conexi\u00f3n a trav\u00e9s de concentradores secundarios aplicar\u00e1 lo indicado en 5.2.2.
\nLa conexi\u00f3n del resto de los equipos de medida se realizar\u00e1 siempre a trav\u00e9s de concentradores secundarios de su encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el apartado 5 de este documento.
\nLos canales de comunicaci\u00f3n entre el concentrador principal y los registradores de medida ser\u00e1n canales de comunicaci\u00f3n dedicados basados en RTC, RDSI, GSM, cualquier combinaci\u00f3n de las anteriores o cualquier otra nueva tecnolog\u00eda que sustituya o complemente a las anteriores, siempre que sea compatible con el protocolo mencionado en el siguiente p\u00e1rrafo. Otro tipo de canales de comunicaci\u00f3n podr\u00e1 ser acordado entre los responsables de los equipos de medida y el operador del sistema.
\nLa comunicaci\u00f3n entre el concentrador principal y los registradores que decidan transmitir sus medidas directamente al concentrador principal se realizar\u00e1 de acuerdo a las especificaciones del operador del sistema del protocolo de comunicaci\u00f3n entre registradores y concentradores de medida. El operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los sujetos que lo soliciten dichas especificaciones.
\n4.3 Integridad de la informaci\u00f3n. Un registrador garantiza la integridad de la informaci\u00f3n enviada por comunicaciones cuando la informaci\u00f3n que se puede obtener por lectura local del registrador se corresponde, byte a byte, con la recibida en el concentrador principal, a excepci\u00f3n de las modificaciones que introduzcan los protocolos espec\u00edficos del canal de comunicaciones.
\nEl m\u00e9todo para asegurar la integridad se realizar\u00e1 de acuerdo a las especificaciones del operador del sistema del Software de Seguridad (Interfaz de desarrollo de la infraestructura de seguridad para concentradores secundarios). El operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los sujetos que lo soliciten dicha especificaci\u00f3n.
\n4.4 Obtenci\u00f3n de datos de medidas.
\n4.4.1 Generalidades. El concentrador principal obtendr\u00e1 los datos de medidas correspondientes a los puntos de medida mediante la interrogaci\u00f3n a registradores de medida, comunicaci\u00f3n con concentradores secundarios, o bien mediante el volcado de datos obtenidos tras lecturas locales mediante terminales port\u00e1tiles de lectura, lecturas visuales o estimaciones.
\n4.4.2 Recepci\u00f3n de datos estructurales. En el concentrador principal se mantendr\u00e1n los inventarios actualizados de los concentradores secundarios, equipos de medida de los que el operador del sistema es encargado de la lectura y equipos que conforman el sistema de comunicaciones de la red troncal de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida.
\nLos responsables de equipos de medida de puntos de los que el operador del sistema es encargado de la lectura o sus empresas delegadas deber\u00e1n facilitar al operador del sistema la informaci\u00f3n para la carga inicial del inventario, y\/o modificaciones o bajas en el concentrador principal de acuerdo a lo establecido en el P.O. 10.7. \u00abAlta, baja y modificaci\u00f3n de fronteras de las que es encargado de la lectura el operador del sistema\u00bb. Se deber\u00e1 facilitar informaci\u00f3n estructural de aquellas instalaciones acogidas a autoconsumo que permita identificar, al menos, la modalidad de autoconsumo, la identificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n de autoconsumo que relaciona las instalaciones de generaci\u00f3n y consumidores asociados, as\u00ed como las caracter\u00edsticas t\u00e9cnicas de las instalaciones.
\nLos responsables de los concentradores secundarios de encargados de la lectura o sus empresas delegadas deber\u00e1n facilitar al operador del sistema la informaci\u00f3n para la carga inicial y\/o modificaciones en el inventario de clientes y de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura, de acuerdo a lo indicado en los procedimientos P.O. 10.6 \u00abAgregaciones de puntos de medida\u00bb y P.O. 10.11. \u00abTratamiento e intercambio de Informaci\u00f3n entre Operador del Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de agentes\u00bb. Se deber\u00e1 facilitar informaci\u00f3n estructural de aquellas instalaciones acogidas a autoconsumo que permita identificar, al menos, la modalidad de autoconsumo, la identificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n de autoconsumo que relaciona las instalaciones de generaci\u00f3n y consumidores asociados, as\u00ed como las caracter\u00edsticas t\u00e9cnicas de las instalaciones.
\nEl concentrador principal realizar\u00e1 la carga de los datos estructurales recibidos correspondientes a los puntos frontera indicados en el apartado 4.1. Adicionalmente, a efectos de liquidaci\u00f3n, el concentrador principal realizar\u00e1 la carga de los datos estructurales recibidos correspondientes a las agregaciones indicadas en el apartado 4.1.
\nEl operador del sistema gestionar\u00e1 datos estructurales hasta que afecten a meses de los que se haya realizado el cierre posterior a la correcci\u00f3n de medidas por aplicaci\u00f3n del art\u00edculo 15 del Reglamento unificado de puntos de medidas aprobado por el Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto.
\n4.4.3 Recepci\u00f3n de medidas. El concentrador principal de medidas tiene la responsabilidad de comunicar con los equipos de medida de los puntos de los que es encargado de lectura para recibir sus datos de medidas y, en su caso, sus eventos, o bien de recibirlos desde los concentradores secundarios de acuerdo a los plazos establecidos en el P.O. 10.5. \u00abC\u00e1lculo del Mejor Valor de Energ\u00eda en los Puntos Frontera y Cierres de Energ\u00eda del Sistema de Informaci\u00f3n de Medidas El\u00e9ctricas\u00bb.
\n4.4.4 Plazo de cierre de recepci\u00f3n de medidas. El operador del sistema cerrar\u00e1 los plazos de recepci\u00f3n de medidas seg\u00fan lo indicado en el P.O. 10.5.
\n4.4.5 Obtenci\u00f3n de incidencias en medidas. El concentrador principal recibir\u00e1 y tratar\u00e1 las incidencias de medidas de los puntos de medida de los que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.
\n4.4.6 Obtenci\u00f3n de preobjeciones de medidas. Una vez que el operador del sistema haya publicado a los diversos participantes las medidas del cierre del mes M+1 para instalaciones de generaci\u00f3n y del mes M+3 para agregaciones de clientes, se abrir\u00e1 el plazo de preobjeciones de medidas de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.
\n4.4.7 Obtenci\u00f3n de objeciones de medidas. Una vez que el operador del sistema haya publicado a los diversos participantes las medidas en cierre provisional se abrir\u00e1 el plazo de objeci\u00f3n de medidas de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.
\nEl concentrador principal recibir\u00e1 y tratar\u00e1 las objeciones de medidas de los puntos frontera de los que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.
\nLos concentradores secundarios de los encargados de la lectura recibir\u00e1n y tratar\u00e1n las objeciones de medidas de las que son encargados de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.
\n4.4.8 Programas definitivos de cierre. El concentrador principal recibir\u00e1 y almacenar\u00e1 diariamente los programas horarios definitivos de cierre que operan en el sistema.
\n4.5 Tratamiento de la informaci\u00f3n. En el concentrador principal se tratar\u00e1 la informaci\u00f3n de medidas recibidas de los concentradores secundarios y equipos de medida, a fin de elaborar al menos la siguiente informaci\u00f3n:
\na) Mejor valor horario de energ\u00eda en cada punto frontera o en cada agregaci\u00f3n.
\nb) Balances de energ\u00eda por puntos frontera.
\nc) Balances de energ\u00eda por unidades de programaci\u00f3n.
\nd) C\u00e1lculo de p\u00e9rdidas de la red de transporte y en las redes de distribuci\u00f3n.
\ne) Estimaci\u00f3n de medidas en aquellos puntos donde no se disponga de medidas.
\nf) Estimaci\u00f3n de agregaciones cuando no se disponga de medidas de las mismas.
\ng) Detecci\u00f3n de discrepancias de equipos de medida principales con comprobantes\/redundantes.
\nh) Detecci\u00f3n de errores por otros m\u00e9todos de estimaci\u00f3n desarrollados por el operador del sistema.
\nEl concentrador principal pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del emisor los mensajes de error que se pudiesen generar como consecuencia de la informaci\u00f3n de medidas recibida no m\u00e1s tarde de 48 horas desde el momento de la puesta de los datos en el servidor del concentrador principal.
\nLos datos de inventario, medidas, incidencias y objeciones incluidos en los mensajes de error publicados por el concentrador principal se considerar\u00e1n como no enviados y es responsabilidad de su emisor reenviar dichos datos corrigiendo los errores de formato.
\n4.6 Acceso a la informaci\u00f3n. Tendr\u00e1n acceso a la informaci\u00f3n contenida en el concentrador principal los participantes en cada medida, la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y las Comunidades Aut\u00f3nomas en el \u00e1mbito de sus competencias. El operador del sistema, como administrador del concentrador principal, gestionar\u00e1 el acceso a dicha informaci\u00f3n de acuerdo a lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida.
\n4.7 Incorporaci\u00f3n de nuevos medios, protocolos de comunicaci\u00f3n o sistemas de integridad de la informaci\u00f3n. Los responsables de los equipos de medida podr\u00e1n proponer al operador del sistema nuevos medios, protocolos de comunicaci\u00f3n, o sistemas de integridad distintos a los descritos anteriormente.
\nLas propuestas se dirigir\u00e1n por escrito al operador del sistema, indicando el motivo y una descripci\u00f3n detallada de la misma.
\nEl operador del sistema incorporar\u00e1 las propuestas justificadas y que cumplan, al menos, la funcionalidad y los criterios de seguridad definidos en los medios, protocolos y sistemas de seguridad ya implantados.
\nEl solicitante correr\u00e1 con los gastos de incorporaci\u00f3n que ocasione la implantaci\u00f3n del nuevo medio, protocolo o sistema de seguridad en el concentrador principal.
\n5. Caracter\u00edsticas y gesti\u00f3n de los concentradores secundarios.
\n5.1 General. Los concentradores secundarios de medida son equipos para la captura y almacenamiento de las lecturas almacenadas en los registradores para su env\u00edo al concentrador principal u otros concentradores secundarios. Adicionalmente, los concentradores secundarios podr\u00e1n capturar, almacenar y tratar otra informaci\u00f3n de uso espec\u00edfico sin necesidad de autorizaci\u00f3n expresa del operador del sistema, siempre que esto no afecte a los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida junto con este procedimiento.
\nLa existencia de concentradores secundarios asegurar\u00e1 la lectura de los puntos de medida a \u00e9l asociados.
\nCualquier sujeto del sistema el\u00e9ctrico puede instalar y operar de forma voluntaria concentradores de medida secundarios de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida junto con este procedimiento.
\nEl operador del sistema mantendr\u00e1 un inventario actualizado de los concentradores secundarios y sus titulares.
\nEl titular de un concentrador secundario es responsable del mantenimiento del mismo a fin de asegurar su correcto funcionamiento durante todo su ciclo de vida.
\nLa existencia de concentradores secundarios es obligatoria para los distribuidores que son los encargados de la lectura de los consumidores y de algunos productores. Estos concentradores secundarios deber\u00e1n cumplir los requisitos de este documento junto con los indicados en el P.O. 10.11.
\n5.2 Caracter\u00edsticas funcionales de los concentradores secundarios. Los concentradores secundarios de medidas deber\u00e1n cumplir, al menos, las caracter\u00edsticas que se indican a continuaci\u00f3n:
\n5.2.1 Canal y protocolo de comunicaci\u00f3n entre el concentrador principal y el concentrador secundario. La comunicaci\u00f3n entre el concentrador principal y el concentrador secundario utilizar\u00e1 canales de comunicaci\u00f3n dedicados basados en RTC, RDSI, cualquier combinaci\u00f3n de las anteriores o cualquier otra nueva tecnolog\u00eda que sustituya o complemente a las anteriores siempre que sea compatible con el protocolo de comunicaci\u00f3n entre concentrador. Otro tipo de canales de comunicaci\u00f3n podr\u00e1 ser acordado entre el titular del concentrador secundario y el operador del sistema.
\nLa comunicaci\u00f3n entre el concentrador principal y los concentradores secundarios de puntos de medida se realizar\u00e1 de acuerdo a los procedimientos P.O. 10.5 y P.O. 10.11.
\nLa comunicaci\u00f3n entre concentradores secundarios y concentrador principal se realizar\u00e1 de acuerdo a las especificaciones del operador del sistema \u00abProtocolo de comunicaciones entre Concentradores de medida\u00bb. El operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los sujetos que lo soliciten dichas especificaciones.
\nEl contenido y formato de los distintos datos de medidas intercambiados por los participantes del sistema de medidas son los recogidos en la versi\u00f3n vigente del documento \u2018Ficheros para el Intercambio de Informaci\u00f3n de Medidas\u2019. La redacci\u00f3n y modificaci\u00f3n de dicho documento es responsabilidad del operador del sistema y est\u00e1 disponible en la p\u00e1gina web de RED EL\u00c9CTRICA DE ESPA\u00d1A.
\nLos participantes del sistema de medidas podr\u00e1n proponer al operador del sistema modificaciones a la informaci\u00f3n intercambiada y que se incorpore el mensaje que aplique a dicho documento. Las propuestas anteriormente indicadas se dirigir\u00e1n por cualquier procedimiento que deje constancia de la misma al operador del sistema, indicando el motivo y una descripci\u00f3n detallada del mensaje propuesto.
\nEl operador del sistema tras el an\u00e1lisis de la informaci\u00f3n anterior decidir\u00e1 la incorporaci\u00f3n o no de la propuesta. Caso de que el operador del sistema concluya no incorporar el mensaje propuesto, justificar\u00e1 su negativa al proponente e informar\u00e1 a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia de su decisi\u00f3n.
\n5.2.2 Canales y protocolo de comunicaci\u00f3n entre el concentrador secundario o sistema de telegesti\u00f3n y los registradores de medida. Los canales de comunicaci\u00f3n entre el concentrador secundario y los registradores de medida podr\u00e1n ser l\u00edneas dedicadas, RTC, RDSI, GSM, GPRS, cualquier combinaci\u00f3n de las anteriores o cualquier otra nueva tecnolog\u00eda que sustituya o complemente a las anteriores, siempre que sea compatible con los protocolos mencionados en el siguiente p\u00e1rrafo. Otro tipo de canales de comunicaci\u00f3n podr\u00e1 ser acordado entre el titular del concentrador secundario y los responsables de los equipos de medida.
\nLa comunicaci\u00f3n entre el concentrador secundario y los registradores se realizar\u00e1 de acuerdo a las especificaciones del operador del sistema del Protocolo de comunicaci\u00f3n entre Registradores y Concentradores de medida. El operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los sujetos que lo soliciten dichas especificaciones.
\nLa comunicaci\u00f3n entre el sistema de telegesti\u00f3n y los equipos de medida se realizar\u00e1 de acuerdo a los protocolos que cada empresa distribuidora establezca, conforme a los sistemas de telegesti\u00f3n desarrollados por cada encargado de la lectura y aprobados por la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas seg\u00fan lo establecido en el art\u00edculo 9.8 del Reglamento unificado de puntos de medida.
\n5.3 Integridad de la informaci\u00f3n. Un concentrador secundario garantiza la integridad de la informaci\u00f3n enviada por comunicaciones cuando la informaci\u00f3n que se puede obtener por lectura local del registrador se corresponde, byte a byte, con la recibida en el concentrador principal, a excepci\u00f3n de las modificaciones que introduzcan los protocolos espec\u00edficos del canal de comunicaciones.
\nLos concentradores secundarios que comuniquen directamente con equipos de medida de los que no son encargados de la lectura, para transmitirla al encargado de la lectura, deber\u00e1n garantizar la integridad de la informaci\u00f3n mediante firma electr\u00f3nica.
\nEl m\u00e9todo para asegurar la integridad se realizar\u00e1 de acuerdo a las especificaciones del operador del sistema del Software de Seguridad (Interfaz de desarrollo de la infraestructura de seguridad para concentradores secundarios). El operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los sujetos que lo soliciten dicha especificaci\u00f3n.
\nDe forma an\u00e1loga, un sistema de telegesti\u00f3n garantiza la integridad de la informaci\u00f3n enviada por comunicaciones cuando la informaci\u00f3n que se puede obtener por lectura local del equipo de medida se corresponde, byte a byte, con la recibida en el concentrador secundario, a excepci\u00f3n de las modificaciones que introduzcan los protocolos espec\u00edficos del canal de comunicaciones. El sistema debe garantizar la fiabilidad y seguridad de la informaci\u00f3n contenida y que circula por el mismo, de acuerdo con la normativa de aplicaci\u00f3n.
\n5.4 Lectura de medidas y env\u00edo de medidas y eventos al concentrador principal. El titular del concentrador secundario o sistema de telegesti\u00f3n es el responsable de comunicar con los equipos de medida de los puntos de medida que tiene asociados para recibir sus datos de medidas, y, en su caso, sus eventos y de comunicar dichos datos y eventos al concentrador principal de medidas, seg\u00fan los plazos establecidos en el P.O. 10.5.
\n5.5 Solicitud de conexi\u00f3n de un concentrador secundario. Los concentradores secundarios que intercambien informaci\u00f3n con el concentrador principal deber\u00e1n realizar una solicitud de conexi\u00f3n al operador del sistema.
\nLas solicitudes de conexi\u00f3n de nuevos concentradores secundarios se realizar\u00e1n por escrito por las v\u00edas que establezca el operador del sistema con, al menos, dos meses de antelaci\u00f3n a la fecha prevista de su puesta en servicio.
\nLa solicitud de conexi\u00f3n de un nuevo concentrador secundario deber\u00e1 incluir al menos la siguiente informaci\u00f3n:
\na) Provincia donde estar\u00e1 ubicado el concentrador secundario.
\nb) Modelo del concentrador secundario.
\nc) Titular del concentrador secundario.
\nd) Fecha prevista para la puesta en servicio del concentrador secundario.
\ne) Persona y direcci\u00f3n de contacto del responsable del concentrador secundario.
\nf) Canal de comunicaci\u00f3n seleccionado para comunicaci\u00f3n con el concentrador principal.
\nEl operador del sistema enviar\u00e1 antes de cumplirse los veinte d\u00edas naturales de la solicitud y como acuse de recibo de la informaci\u00f3n anteriormente indicada los par\u00e1metros necesarios para la configuraci\u00f3n mutua del concentrador principal y secundario solicitante y fechas previstas para pruebas. Adicionalmente, los responsables de los puntos de medida que van a estar asociados al concentrador secundario deber\u00e1n comunicar al operador del sistema las modificaciones de datos estructurales que apliquen seg\u00fan el P.O. 10.7.
\nCon la informaci\u00f3n anterior, el titular del concentrador secundario deber\u00e1 enviar al operador del sistema antes de una semana desde la puesta en servicio toda la informaci\u00f3n solicitada de los puntos de medida asociados al concentrador secundario.
\nTodas las comunicaciones y notificaciones se establecer\u00e1n en formato electr\u00f3nico.
\n5.6 Modificaci\u00f3n de puntos de medida asociados a un concentrador secundario. Los cambios de asociaci\u00f3n de un punto de medida de un concentrador secundario a otro ser\u00e1n comunicados al operador del sistema por los responsables de los puntos de medida de acuerdo al procedimiento de modificaci\u00f3n descrito en el P.O. 10.7.
\n5.7 Notificaci\u00f3n de incumplimiento de env\u00edo de medidas. Cada mes, el operador del sistema enviar\u00e1 un informe a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica reflejando el grado de cumplimiento en cuanto al env\u00edo de datos de medidas, en los plazos y forma establecidos en este procedimiento. Con la misma periodicidad, esta informaci\u00f3n se pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de cada uno de los participantes del sistema de medidas con los incumplimientos de los que son responsables, as\u00ed como del resto de los participantes afectados por los incumplimientos.
\nDicho informe incluir\u00e1 al menos la siguiente informaci\u00f3n sobre fronteras de las que no es encargado de la lectura el operador del sistema:
\na) Distribuidores que no tienen asignado un concentrador secundario para el env\u00edo de los datos de los que act\u00faan como encargados de la lectura.
\nb) Porcentaje de medidas de fronteras de clientes y de generaci\u00f3n puestas a disposici\u00f3n del operador del sistema de acuerdo a los plazos establecidos.
\nc) Porcentaje de medidas agregadas de fronteras de clientes puestas a disposici\u00f3n del operador del sistema de acuerdo a los plazos establecidos, diferenciando medida real y medida estimada.
\nd) Distribuidores que no han publicado informaci\u00f3n del acumulado por fronteras de clientes de las que son encargados de la lectura de acuerdo a los plazos establecidos.
\ne) Distribuidores con demanda cero o no declarada por cada periodo de cierre.
\nf) Distribuidores que no respondan de forma sistem\u00e1tica a las objeciones de otros participantes del sistema de medidas.
\n5.8 Incorporaci\u00f3n de nuevos medios, protocolos de comunicaci\u00f3n o sistemas de integridad de la informaci\u00f3n. Los responsables de equipos de medida o concentradores secundarios podr\u00e1n proponer al operador del sistema que incorpore al concentrador principal nuevos medios, protocolos de comunicaci\u00f3n o sistemas de integridad de la informaci\u00f3n diferentes a los descritos en los apartados 5.2.1. y 5.2.2 de este documento.
\nLas propuestas anteriormente indicadas se dirigir\u00e1n por las v\u00edas que establezca el operador del sistema, indicando el motivo, una descripci\u00f3n detallada de la misma y especificaci\u00f3n funcional de su propuesta.
\nEl operador del sistema tras el an\u00e1lisis de la informaci\u00f3n anterior podr\u00e1 incorporar las propuestas que cumplan, al menos, la funcionalidad y los criterios de seguridad definidos en los medios, protocolos y sistemas de integridad ya existentes.
\nEl solicitante correr\u00e1 con los gastos de incorporaci\u00f3n y mantenimiento que ocasione el nuevo medio, protocolo o sistema de integridad de la informaci\u00f3n del concentrador principal.
\nEn caso de que el operador del sistema concluya que no puede incorporar un sistema propuesto, justificar\u00e1 su negativa al proponente e informar\u00e1 a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia de su decisi\u00f3n. En cualquier caso, el solicitante deber\u00e1 abonar al operador del sistema las horas-hombre que \u00e9ste dedique al an\u00e1lisis de la propuesta, en la forma y tarifas fijadas normativamente por el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica.
\n5.9 Pruebas de nuevos concentradores secundarios. Todo concentrador secundario deber\u00e1 someterse a las pruebas previas a la puesta en servicio determinadas por el operador del sistema que est\u00e1n a disposici\u00f3n de todos los sujetos. El coste de dichas pruebas ser\u00e1 el normativamente establecido.
\n5.10 Sincronizaci\u00f3n de los concentradores secundarios. Los concentradores secundarios dispondr\u00e1n obligatoriamente de un sistema que garantice la exactitud de su fecha y hora, preferiblemente mediante el sistema GPS, pudiendo emplearse otros que garanticen un nivel de sincronismo similar a dicho sistema, que no distorsione el c\u00e1lculo de los balances de energ\u00eda.
\nTodas las medidas de tiempo y sincronizaciones deber\u00e1n estar trazadas a patrones de tiempo con trazabilidad a la hora oficial de Espa\u00f1a.
\n5.10.1 Comprobaci\u00f3n de sincronismo con el concentrador principal El concentrador principal comprobar\u00e1 en todas las comunicaciones con cada uno de los concentradores secundarios su fecha y hora de acuerdo a la fecha y hora del concentrador principal. Si existe diferencia de hora entre el concentrador principal y secundario el concentrador principal cortar\u00e1 la comunicaci\u00f3n hasta resolver y determinar la causa de falta de sincronismo y lo comunicar\u00e1 al responsable del mismo.
\n5.10.2 Sincronizaci\u00f3n de registradores conectados al concentrador secundario o sistema de telegesti\u00f3n. Se entiende por sincronizar, a los efectos del objeto de este procedimiento, lograr que la hora de los puntos de medida coincida, dentro de una tolerancia, con una hora de referencia, seg\u00fan la normativa que le sea de aplicaci\u00f3n.
\nLos encargados de la lectura son los responsables de sincronizar los registradores de los puntos de medida de los que son encargados de la lectura. En el caso de puntos en los que existen dos encargados de la lectura (distribuidor y operador del sistema), ser\u00e1 el operador del sistema el responsable de la sincronizaci\u00f3n.
\nEl concentrador secundario sincronizar\u00e1 los registradores que tiene conectados siempre que se establezca comunicaci\u00f3n con el registrador.
\nEl encargado de la lectura podr\u00e1 delegar en otro concentrador la sincronizaci\u00f3n de los registradores de puntos de medida de los que es encargado de la lectura y que est\u00e1n conectados a trav\u00e9s de otro concentrador secundario si se asegura que dispone de un sistema que garantice la exactitud de su fecha y hora y que cumple los criterios establecidos por el operador del sistema para la realizaci\u00f3n de las sincronizaciones. No obstante a la delegaci\u00f3n, los encargados de la lectura mantendr\u00e1n la responsabilidad de la sincronizaci\u00f3n.
\nLa sincronizaci\u00f3n de registradores a trav\u00e9s de conexiones locales con TPL estar\u00e1 permitida si dicho TPL ha sido sincronizado previamente en un per\u00edodo no superior a ciento veinte (120) horas con un concentrador que garantice la exactitud de su fecha y hora.
\nSer\u00e1n admisibles otros sistemas de sincronizaci\u00f3n, siempre que se garantice un nivel de sincronismo equivalente, seg\u00fan la normativa que le sea de aplicaci\u00f3n.
\nEn los sistemas de telegesti\u00f3n, son los concentradores terciarios \u2013dispositivos que reciben mediante comunicaci\u00f3n PLC los datos de los contadores conectados aguas abajo para, posteriormente, transferir dichos datos a los sistemas del distribuidor\u2013 los que disponen de un sistema para su sincronizaci\u00f3n con la hora de referencia, que despu\u00e9s se compara con la de los contadores asociados para asegurar su sincronismo con dicha hora patr\u00f3n.
\nAdicionalmente, un contador telegestionado puede tambi\u00e9n ser sincronizado directamente desde el sistema de telegesti\u00f3n y localmente, a trav\u00e9s de su puerto \u00f3ptico, seg\u00fan la normativa que le sea de aplicaci\u00f3n.
\nTodos los sistemas de telegesti\u00f3n, as\u00ed como los dispositivos que den trazabilidad horaria para sincronizaci\u00f3n de tiempo de los contadores de energ\u00eda, deber\u00e1n estar sometidos al control metrol\u00f3gico de acuerdo a la normativa que le sea de aplicaci\u00f3n.
\nEn particular, para los contadores tipo 5, dicha circunstancia se encuentra especificada en la Orden ITC 3022\/2007, o norma que la sustituya, estableci\u00e9ndose a tal efecto que debe estar trazado a un patr\u00f3n de tiempo con trazabilidad garantizada a la hora oficial de Espa\u00f1a, y con una periodicidad diaria y distintos requisitos espec\u00edficos.
\nPara cualquier otro contador que est\u00e9 sometido a un control metrol\u00f3gico de car\u00e1cter legal, el cumplimiento respecto a la sincronizaci\u00f3n del tiempo en el uso de tarifas horarias que sirvan de base para la facturaci\u00f3n, el organismo o autoridad que eval\u00fae los requisitos relativos a la medida del tiempo, deber\u00e1 determinar la oportuna referencia a la trazabilidad del mismo.
\n6. Canales de comunicaci\u00f3n alternativos a los concentradores secundarios. Para aquellos participantes que no tengan obligaci\u00f3n de disponer de concentradores secundarios, el operador del sistema pondr\u00e1 a su disposici\u00f3n un acceso web para el intercambio de informaci\u00f3n entre el concentrador principal y los distintos participantes.
\nEl operador del sistema gestionar\u00e1 dicho acceso web a fin de garantizar la seguridad y confidencialidad en los intercambios de informaci\u00f3n.
\nEn casos excepcionales que, por razones de indisponibilidad de los sistemas inform\u00e1ticos, fuerza mayor u otra causa justificada, no sea posible intercambiar la informaci\u00f3n de medidas prevista por los concentradores secundarios o la p\u00e1gina web anteriormente indicada, el operador del sistema podr\u00e1, a su criterio, intercambiar informaci\u00f3n de datos de medidas con los participantes por los canales excepcionales que el propio operador del sistema establezca. El operador del sistema justificar\u00e1 dichas actuaciones ante los participantes afectados y a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.
\nANEXO 1
\nTexto modelo para delegar funciones del responsable de punto\/s de medida en otro participante del sistema de medidas
\n………………………………………………………………………………….. con CIF n.\u00ba ………………….., con domicilio en ……………………………………………………………………………………………………… y en su nombre y representaci\u00f3n D. …………………………………………………………………………, con DNI n.\u00ba ………………….. en uso de las facultades conferidas en escritura otorgada a su favor ante el Notario del Ilustre Colegio de ………………………………………………………………… D.\/D.\u00aa ………………………………………………………………………….., el d\u00eda …………………………….. bajo el n\u00famero ………………….. de su protocolo que se adjunta.
\nConfiere a …………………………………………………………………… con CIF n.\u00ba ………………….. las facultades que a continuaci\u00f3n se relacionan:
\nI.\u2013Ejercer todas las funciones como responsable en todos (o parte) los puntos de medida que legalmente tiene establecidas. En particular, realizar el intercambio de medidas con el concentrador principal. (ver nota)
\nII.\u2013Remitir al operador del sistema todos los datos de medidas de energ\u00eda de los puntos de los que es responsable, aceptando las publicaciones realizadas por el operador del sistema en relaci\u00f3n con los citados datos.
\nIII.\u2013Aceptar y\/o objetar al operador del sistema y eventualmente con el resto de los participantes los datos de medidas finales de acuerdo a los procedimientos establecidos.
\nNota: En caso de que la delegaci\u00f3n se realice para un conjunto de puntos deber\u00e1n identificarse individualmente cada una de las fronteras en la que se delega.
\nFirmado por persona de poder suficiente de la empresa que delega
\nSe adjuntar\u00e1n a este anexo los siguientes documentos:
\nFotocopia del DNI o pasaporte de la persona con poder suficiente firmante anterior
\nFotocopia de escritura notarial de la empresa responsable del punto o puntos de medida (antes delegaci\u00f3n) en la que figure como apoderado el firmante anteriormente indicado
\nP.O. 10.5 C\u00e1lculo del Mejor Valor de Energ\u00eda en los Puntos Frontera y Cierres de Energ\u00eda del Sistema de Informaci\u00f3n de Medidas El\u00e9ctricas
\n1. Objeto. Este procedimiento de operaci\u00f3n tiene por objeto definir el tratamiento de medidas, c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda en los puntos frontera y cierres de energ\u00eda del sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas con el objeto de liquidar la energ\u00eda en el mercado de producci\u00f3n.
\nAsimismo, en este procedimiento se definen los plazos establecidos para los procesos de medidas indicados en el p\u00e1rrafo anterior.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los participantes en la medida del sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas.
\nEl responsable de realizar el tratamiento de medidas y el c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda ser\u00e1 el encargado de la lectura de cada punto.
\nIndependientemente de quien sea el encargado de la lectura, el operador del sistema estimar\u00e1 las medidas de puntos o agregaciones que su encargado de la lectura no haya enviado antes del cierre provisional al concentrador principal de acuerdo con lo establecido en el P.O. 10.4. \u00abConcentradores de medidas el\u00e9ctricas y sistemas de comunicaciones\u00bb.
\nEl operador del sistema ser\u00e1 el responsable de realizar las publicaciones de cierres de energ\u00edas de acuerdo con lo indicado en este procedimiento.
\nLos encargados de la lectura son los responsables de resolver las objeciones de medidas o datos estructurales de acuerdo con lo indicado en este procedimiento.
\nAsimismo, a efectos de aplicaci\u00f3n de este procedimiento, se entender\u00e1 como mejor valor en punto frontera al c\u00e1lculo de la mejor medida de cada uno de los componentes de la liquidaci\u00f3n y facturaci\u00f3n de las instalaciones acogidas a la modalidad de autoconsumo de acuerdo al Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril.
\n3. Tratamiento de medidas de energ\u00eda en puntos de medida.
\n3.1 General. El c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda de cada punto frontera se obtendr\u00e1 a partir de las medidas de los distintos puntos de medida. El c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda tendr\u00e1 en consideraci\u00f3n los siguientes factores:
\n\u2022 Tipos de medidas en puntos de medida.
\n\u2022 Tipo de configuraci\u00f3n de c\u00e1lculo de energ\u00eda del punto frontera.
\n\u2022 Proceso de validaci\u00f3n de medidas en puntos de medida y frontera.
\n\u2022 Incidencias en puntos de medida.
\n\u2022 Proceso de comprobaci\u00f3n de medidas.
\n\u2022 Prelaci\u00f3n de medidas y procedimientos de estimaci\u00f3n.
\n\u2022 Objeciones en las medidas.
\n\u2022 Fecha de recepci\u00f3n de las medidas.
\nAdicionalmente, aplicar\u00e1 este tratamiento para las medidas con las que se calcula cada uno de los componentes de la liquidaci\u00f3n de las instalaciones acogidas a la modalidad de autoconsumo de acuerdo al Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, tal como se indica en este procedimiento, as\u00ed como las particularidades que se detallan en el anexo 10.
\n3.2 Tipos de medidas en punto de medida. Cada punto de medida podr\u00e1 tener asociadas distintas medidas, en funci\u00f3n de su modo de obtenci\u00f3n (lectura remota, lectura local, lectura visual o estimaci\u00f3n), procedencia (operador del sistema, encargado de la lectura, participante responsable del punto de medida \u2013en adelante participante 1\u2013, participante no responsable del punto de medida \u2013en adelante participante 2\u2013, representante o comercializador), integridad, validaci\u00f3n y fecha de obtenci\u00f3n para los per\u00edodos de integraci\u00f3n definidos en el Reglamento unificado de puntos de medida.
\nLas medidas pueden estar afectadas por coeficientes correctores de imprecisi\u00f3n. Dichos coeficientes se aplicar\u00e1n a los distintos puntos de medida por imprecisiones detectadas en las verificaciones o por la utilizaci\u00f3n de equipos de medida que no cumplan los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida. El c\u00e1lculo de los coeficientes de imprecisi\u00f3n se realizar\u00e1 de acuerdo con lo indicado en el Anexo 1 de este procedimiento.
\nLas medidas podr\u00e1n ser v\u00e1lidas o inv\u00e1lidas como consecuencia de los procesos de validaci\u00f3n, comprobaci\u00f3n y tratamiento de incidencias y objeciones que se indican en este procedimiento.
\nSe distinguen los siguientes tipos de medidas:
\na. Medidas firmes. Son las lecturas v\u00e1lidas obtenidas de forma local o remota de puntos de medida que cumplan los requisitos en cuanto a equipamiento, instalaci\u00f3n e integridad recogidos en el Reglamento unificado de puntos de medida junto a lo indicado en los PP.OO. 10.1 y 10.2 (puntos de medida de instalaciones inspeccionadas con contadores verificados y con firma electr\u00f3nica) indicadas a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Medidas obtenidas por conexi\u00f3n directa entre concentrador principal del operador del sistema y registrador con firma electr\u00f3nica correcta.
\n\u2022 Medidas obtenidas por conexi\u00f3n directa entre concentrador del encargado de la lectura y registrador (Nota1).
\n\u2022 Medidas obtenidas por conexi\u00f3n entre concentrador principal del operador del sistema y concentrador secundario voluntario de registradores con firma electr\u00f3nica correcta.
\n\u2022 Medidas obtenidas a trav\u00e9s de lectura mediante terminal port\u00e1til de lectura (TPL) realizada por el encargado de la lectura.
\n\u2022 Medidas obtenidas a trav\u00e9s de lectura mediante terminal port\u00e1til de lectura (TPL) realizada por cualquier participante del punto de medida con firma electr\u00f3nica correcta.
\n\u2022 Lecturas visuales para aquellos puntos de medida que no requieran de registro horario de energ\u00eda realizadas por el encargado de la lectura (Nota 2).
\nNota 1. Estas medidas, aunque no dispongan de firma electr\u00f3nica, podr\u00e1n ser consideradas firmes de acuerdo con el criterio que establezca cada encargado de la lectura.
\nNota 2. Las lecturas visuales para aquellos puntos de medida que no requieran de registro horario de energ\u00eda realizadas por el encargado de la lectura tendr\u00e1n consideraci\u00f3n de firmes. No obstante, toda medida visual debe ser objeto de una validaci\u00f3n autom\u00e1tica por parte del encargado de la lectura, de forma que se descarten valores incoherentes.
\nb. Medidas provisionales. Son las lecturas v\u00e1lidas obtenidas de forma local o remota de puntos de medida que no cumplan los requisitos en cuanto a equipamiento, instalaci\u00f3n e integridad recogidos en el Reglamento unificado de puntos de medida junto a lo indicado en los PP.OO. 10.1 y 10.2 indicadas a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Medidas obtenidas por conexi\u00f3n directa entre concentrador principal del operador del sistema y registrador sin firma electr\u00f3nica o que no cumplen alguno de los requisitos del Reglamento unificado de puntos de medida (Nota 3).
\n\u2022 Medidas obtenidas por conexi\u00f3n entre concentrador principal del operador del sistema y concentrador secundario voluntario de registradores sin firma electr\u00f3nica o cuyos equipos no cumplen alguno de los requisitos del Reglamento unificado de puntos de medida (Nota 4).
\n\u2022 Medidas obtenidas a trav\u00e9s de lectura mediante terminal port\u00e1til de lectura (TPL) que no cumplen alguno de los requisitos del Reglamento unificado de puntos de medida.
\nNota 3. Las medidas que tienen la consideraci\u00f3n de provisionales por falta de carga de clave de firma electr\u00f3nica acabar\u00e1n siendo firmes si tras la lectura a trav\u00e9s de TPL se comprueba la coincidencia entre la informaci\u00f3n del concentrador del encargado de la lectura con la almacenada en el registrador. Si no se comprueba por causas no imputables al operador del sistema (o no se puede comprobar por p\u00e9rdida de informaci\u00f3n del registrador) dicha coincidencia antes del cierre del plazo de recepci\u00f3n de medidas, las medidas pasar\u00e1n a considerarse estimaciones propuestas por el participante 1 al encargado de la lectura o inv\u00e1lidas. Adicionalmente, las medidas provisionales por incumplimientos en el Reglamento unificado que no queden resueltas antes del cierre provisional pasar\u00e1n a considerarse estimaciones enviadas por el participante 1 o inv\u00e1lidas.
\nNota 4. Las medidas que tienen consideraci\u00f3n de provisionales por falta de env\u00edo de la firma electr\u00f3nica pasar\u00e1n a considerarse firmes una vez se reciba la firma electr\u00f3nica correcta. Si no se env\u00eda dicha firma electr\u00f3nica correcta antes del cierre del plazo de recepci\u00f3n de medidas, dichas medidas pasar\u00e1n a considerarse estimaciones propuestas del participante 1 o inv\u00e1lidas. Adicionalmente, las medidas provisionales por incumplimientos en el Reglamento unificado que no queden resueltas antes del cierre provisional pasar\u00e1n a considerarse estimaciones enviadas por el participante 1 o inv\u00e1lidas.
\nc. Estimaciones. Son los datos de medidas v\u00e1lidos de puntos de medida que no son ni firmes ni provisionales obtenidos a partir de equipos o c\u00e1lculos realizados por los participantes del punto de medida indicados a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Estimaciones del encargado de la lectura.
\n\u2022 Estimaciones propuestas al encargado de la lectura por el participante responsable del punto de medida o su representante (participante 1) (Nota 5).
\n\u2022 Estimaciones propuestas al encargado de la lectura por el participante no responsable del punto de medida (participante 2) (Nota 5).
\nLas estimaciones utilizadas para el c\u00e1lculo de mejor valor de energ\u00eda descrito en el apartado 4.5, pasar\u00e1n a ser firmes tras el plazo de resoluci\u00f3n de objeciones.
\nNota 5. Las estimaciones propuestas por los participantes podr\u00e1n ser admitidas o no por el encargado de la lectura. Cuando un mismo participante env\u00ede varias estimaciones para un mismo periodo de integraci\u00f3n, el encargado de la lectura s\u00f3lo considerar\u00e1 el \u00faltimo enviado. El plazo para recepci\u00f3n de estimaciones propuestas por los participantes coincidir\u00e1 con los plazos l\u00edmite de recepci\u00f3n de datos de medida definidos en el apartado 8 de este procedimiento.
\n3.3 Proceso de validaci\u00f3n de medidas. Los distintos tipos de medidas descritos en el apartado 3.2 deber\u00e1n ser validados por los encargados de la lectura para poder ser utilizadas en el procedimiento de c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda en punto frontera. El encargado de la lectura establecer\u00e1 uno de los estados de validaci\u00f3n para cada medida en punto de medida:
\na. Medidas v\u00e1lidas: Son aquellas que cumplen todas las validaciones establecidas. Una medida v\u00e1lida puede dejar de serlo como consecuencia del tratamiento de incidencias, por disponer de nueva informaci\u00f3n sobre la misma o por comprobaciones o validaciones posteriores realizadas por el encargado de la lectura.
\nb. Medidas inv\u00e1lidas: Son aquellas que no cumplen alguna de las validaciones establecidas. Una medida inv\u00e1lida puede dejar de serlo como consecuencia de an\u00e1lisis posteriores de su encargado de la lectura.
\nLos encargados de la lectura deber\u00e1n poner a disposici\u00f3n de los participantes las medidas que pierdan la categor\u00eda de v\u00e1lidas junto al motivo de su invalidez.
\nLas medidas horarias inv\u00e1lidas podr\u00e1n ser utilizadas, dependiendo del tipo de validaci\u00f3n que las invalid\u00f3, para obtener el total de energ\u00eda circulada en un intervalo de tiempo determinado tal como se indica en el apartado 4.4.
\n3.3.1 Validaci\u00f3n de medidas. No obstante lo previsto en el apartado 3.3.2 del presente procedimiento para clientes tipo 3, 4 y 5 integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n, los encargados de la lectura podr\u00e1n realizar las validaciones que se describen a continuaci\u00f3n:
\na) Validaci\u00f3n de cualificadores de registrador. Se considerar\u00e1n medidas v\u00e1lidas las procedentes de registrador sin los bits 1, 2, 3, 5, 6 y 7 marcados. Estos bits cualificadores est\u00e1n detallados en el protocolo de comunicaciones 8 entre registradores y concentradores definido en el P.O. 10.4.
\nSe considerar\u00e1n medidas no v\u00e1lidas las procedentes de registrador con el bit de calidad de medida 7 marcado.
\nLas medidas procedentes de registrador que tengan alguno de los bits 1, 2, 3, 5 y 6 marcados podr\u00e1n considerarse v\u00e1lidas o inv\u00e1lidas tras los an\u00e1lisis que realice el encargado de la lectura.
\nb) Validaci\u00f3n de integridad. Se considerar\u00e1n medidas v\u00e1lidas las que tengan firma electr\u00f3nica correcta tanto con su clave vigente como con la antigua (clave con fecha de caducidad anterior a la fecha actual).
\nLas medidas con firma electr\u00f3nica incorrecta ser\u00e1n inv\u00e1lidas.
\nLos encargados de la lectura podr\u00e1n considerar que todas las medidas obtenidas por comunicaci\u00f3n directa desde su concentrador sin firma electr\u00f3nica cumplen la validaci\u00f3n de integridad.
\nc) Validaci\u00f3n de eventos de registrador. Los encargados de la lectura podr\u00e1n analizar los eventos generados por los registradores que consideren m\u00e1s adecuados a fin de validar o invalidar medidas procedentes de registrador.
\nLos encargados de la lectura deber\u00e1n hacer p\u00fablicos a los participantes los procedimientos utilizados para realizar este tipo de validaciones, en caso de que sea solicitada cualquier aclaraci\u00f3n al respecto. Este tipo de validaciones podr\u00e1 ser funci\u00f3n del fabricante o modelo de registrador.
\nd) Validaci\u00f3n de coherencia de medidas de puntos de medida. Los encargados de la lectura podr\u00e1n invalidar medidas como consecuencia del an\u00e1lisis de datos de medida que identifiquen diferencias entre medidas horarias y lecturas absolutas de cierre diario o mensual de contador, acumulaciones horarias, periodos con energ\u00edas que superan la potencia nominal del punto de medida, diferencias de valores entre distintos or\u00edgenes, p\u00e9rdidas de sincronismo, comprobaci\u00f3n frente a datos hist\u00f3ricos y estad\u00edsticos del punto de medida u otras comprobaciones realizadas por el encargado de la lectura que identifiquen incoherencias en los datos de medida del punto de medida.
\ne) Validaci\u00f3n de saldos y cierres de ATR de fronteras. Las medidas de saldos de contador o cierres de facturaci\u00f3n de puntos de medida de clientes deber\u00e1n pasar las validaciones que se indican a continuaci\u00f3n:
\ni Validaci\u00f3n por incoherencia en saldos o cierres de contador.
\ni.1) Las lecturas absolutas de saldos o cierres ser\u00e1n inferiores en valor a las lecturas de saldo o cierres realizados con posterioridad. Estas validaciones tendr\u00e1n en cuenta los posibles pasos por cero del contador.
\nSe invalidar\u00e1n individualmente los saldos o cierres que no cumplan la comprobaci\u00f3n anterior.
\ni.2) El saldo total de un contador debe coincidir con la suma de todos los cierres siempre que se disponga de valor para todos y cada uno de ellos.
\nCaso de no cumplirse la igualdad anterior, se invalidar\u00e1 tanto el saldo total como cada uno de los cierres.
\ni.3) El n\u00famero de cierres programados debe coincidir con el n\u00famero de cierres para los que existe medida. Caso de no coincidir, se considerar\u00e1n no validos todos los cierres del equipo (probable programaci\u00f3n err\u00f3nea).
\nii Validaciones por consumos excesivos.
\nii.1) Si existe hist\u00f3rico de saldo de los doce \u00faltimos meses, el saldo a validar debe ser inferior al 120 % del mayor de los mismos.
\nii.2) Caso de no existir el hist\u00f3rico anteriormente indicado, el saldo a validar debe ser inferior al producto de la m\u00e1xima potencia contratada por el n\u00famero de horas del periodo de saldo a considerar.
\nii.3) Caso de no cumplirse cualquiera de las dos comprobaciones anteriores, no se tendr\u00e1n en cuenta dichos saldos.
\nf) Invalidaci\u00f3n por incumplimiento normativo. Los encargados de la lectura podr\u00e1n invalidar medidas de aquellos puntos de medida en que se identifiquen incumplimientos del Reglamento unificado de puntos de medida o en el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica o en las disposiciones que lo desarrollan.
\ng) Validaciones como consecuencia de an\u00e1lisis de medidas en puntos frontera. Los encargados de la lectura podr\u00e1n invalidar medidas como consecuencia del an\u00e1lisis de datos de medida en punto frontera que identifiquen valores incompatibles, por periodos con energ\u00edas que superan la potencia nominal del punto frontera, diferencias entre medidas de distintas configuraciones de c\u00e1lculo de punto frontera, comparaci\u00f3n frente a datos hist\u00f3ricos y estad\u00edsticas del punto frontera u otras comprobaciones realizadas por el encargado de la lectura o el operador del sistema que identifiquen incoherencias en los datos de medida del punto frontera.
\nh) Validaciones manuales. Los encargados de la lectura podr\u00e1n invalidar medidas en punto de medida como consecuencia de an\u00e1lisis adicionales de la informaci\u00f3n disponible en punto de medida o frontera. Este tipo de invalidaciones, que han de ser debidamente documentadas por los encargados de lectura, aplican a periodos de integraci\u00f3n afectados por verificaci\u00f3n de puntos de medida, informaci\u00f3n de indisponibilidad de grupos de generaci\u00f3n, informaci\u00f3n de instalaciones desconectadas, etc.
\ni) Invalidaci\u00f3n sistem\u00e1tica de medidas de un punto de medida. Cuando un encargado de la lectura identifique que las medidas procedentes de un punto de medida son invalidadas sistem\u00e1ticamente por cualquiera de las causas recogidas en este procedimiento o cuando siendo v\u00e1lidas el encargado de la lectura detecta una posible anomal\u00eda que deba ser analizada o solucionada por el responsable del punto de medida, deber\u00e1 comunicarlo al participante 1 y comercializador en las fronteras de clientes, al participante 1 o representante de puntos frontera de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura o al participante 1 para el resto de tipos de fronteras a fin de que el responsable del punto de medida solucione las causas que lo provocan.
\nEl responsable del punto de medida dispondr\u00e1 de dos meses m\u00e1ximo para analizar las causas de la anomal\u00eda comunicada por el encargado de la lectura.
\nSi el responsable del punto de medida o su comercializador o representante no comunica las conclusiones del an\u00e1lisis antes de dos meses desde la comunicaci\u00f3n por parte del encargado de la lectura, todas las medidas de dicho punto de medida ser\u00e1n invalidadas por el encargado de la lectura hasta que se realice el an\u00e1lisis.
\nSi de los an\u00e1lisis se concluye que existe una aver\u00eda en alguno de los equipos de medida, el responsable del punto de medida deber\u00e1 solucionarla en los plazos recogidos en el art\u00edculo 14 reglamento unificado de puntos de medida aprobado por el Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto, adem\u00e1s de comunicarlo al encargado de la lectura para que \u00e9ste d\u00e9 de alta una incidencia seg\u00fan se indica en el apartado 3.4.
\nSi del an\u00e1lisis no se identifica la causa de la anomal\u00eda, se realizar\u00e1 una inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n a petici\u00f3n del encargado de la lectura. Dicha inspecci\u00f3n se realizar\u00e1 antes de los tres meses de la identificaci\u00f3n de la anomal\u00eda por parte del encargado de la lectura. Las verificaciones e inspecciones como consecuencia de estos an\u00e1lisis ser\u00e1n costeadas:
\n\u2022 Si se supera la verificaci\u00f3n correr\u00e1n por cuenta del encargado de la lectura.
\n\u2022 Si no se supera la verificaci\u00f3n, los gastos corren por cuenta del responsable del punto de medida. No obstante, correr\u00e1n por cuenta del distribuidor los gastos ocasionados por el mal funcionamiento de un equipo de medida que haya puesto a disposici\u00f3n del responsable del punto de medida en alquiler.
\n3.3.2 Validaci\u00f3n de medidas de clientes tipo 3, 4 y 5 con medida horaria e integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n. Los encargados de la lectura deber\u00e1n realizar las validaciones sobre las medidas establecidas en el apartado 4.4.6.
\nA los efectos de este procedimiento se entiende que un punto de medida tipo 3, 4 y 5 disponen de medida horaria cuando tenga telegesti\u00f3n operativa con curva de carga horaria de acuerdo con la definici\u00f3n que se recoge en el apartado 4.4.6.
\na. Invalidaci\u00f3n sistem\u00e1tica de medidas de un punto de medida: En los equipos de medida propiedad del consumidor, el procedimiento a seguir en el caso de invalidaci\u00f3n sistem\u00e1tica de medidas de un punto de medida ser\u00e1 el establecido en el apartado 3.3.1.
\nEn el caso de equipos de medida en r\u00e9gimen de alquiler, cuando un encargado de la lectura identifique que las medidas procedentes de un punto de medida son invalidadas sistem\u00e1ticamente por cualquiera de las causas recogidas en este procedimiento o cuando siendo v\u00e1lidas el encargado de la lectura detecta una posible anomal\u00eda que deba ser analizada o solucionada, deber\u00e1 comunicarlo al participante 1 y al comercializador.
\nEl encargado de la lectura dispondr\u00e1 de dos meses m\u00e1ximo, desde la comunicaci\u00f3n, para analizar las causas de la anomal\u00eda.
\nSi de los an\u00e1lisis se concluye que existe una aver\u00eda en alguno de los equipos de medida, el encargado de la lectura dar\u00e1 de alta una incidencia seg\u00fan se indica en el apartado 3.4. y deber\u00e1 solucionar la aver\u00eda en los plazos recogidos en el art\u00edculo 14 reglamento unificado de puntos de medida aprobado por el Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto.
\nSi del an\u00e1lisis no se identifica la causa de la anomal\u00eda, se realizar\u00e1 una inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n a petici\u00f3n del encargado de la lectura. Dicha inspecci\u00f3n se realizar\u00e1 antes de los tres meses de la identificaci\u00f3n de la anomal\u00eda por parte del encargado de la lectura. Las verificaciones como consecuencia de estos an\u00e1lisis ser\u00e1n costeadas, en su caso, por el encargado de la lectura.
\n3.4 Incidencias en puntos de medida.
\n3.4.1 General. Una medida de un punto de medida podr\u00e1 tener asociada una incidencia cuando se detecte alg\u00fan tipo de situaci\u00f3n que afecte al registro de energ\u00eda del periodo de integraci\u00f3n al que corresponde (aver\u00edas en los equipos de medida, medidas correspondientes a energ\u00eda inyectada durante la verificaci\u00f3n del contador, problemas de desbordamiento, sustituci\u00f3n de equipos de medida, detecci\u00f3n de errores en el inventario que afecten al c\u00e1lculo de la medida, etc.). Para corregir la medida puede ser necesaria alguna modificaci\u00f3n (invalidaci\u00f3n de medidas, modificaci\u00f3n de datos estructurales, etc.) en el concentrador del encargado de la lectura.
\nEl emisor de la incidencia deber\u00e1 poner la informaci\u00f3n de la misma a disposici\u00f3n de su encargado de la lectura y del resto de participantes a trav\u00e9s de los canales y protocolos establecidos en los PP.OO. 10.4 y 10.11.
\nLos encargados de la lectura podr\u00e1n solicitar informaci\u00f3n adicional al emisor si lo consideran necesario para resolver las incidencias comunicadas.
\nLas incidencias detectadas y tratadas por el propio encargado de la lectura no requieren ser comunicadas a los participantes.
\nNo obstante, el encargado de la lectura comunicar\u00e1 los indicios de anomal\u00edas consecuencia del proceso de validaci\u00f3n de medidas del 3.3. y que deben ser analizadas por el participante tal como se indica en el apartado 3.3. Si en un plazo de 2 meses, el participante no responde con el an\u00e1lisis de la incidencia, le ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n el m\u00e9todo de invalidaci\u00f3n sistem\u00e1tica de medidas del apartado 3.3.
\n3.4.2 Consideraciones adicionales para incidencias de medidas de puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de la lectura. Las incidencias en puntos de medida deben ser comunicadas por el participante 1 al encargado de la lectura. Cuando el participante 2 detecte cualquier incidencia, esta ser\u00e1 remitida al participante 1 que la transmitir\u00e1 a su encargado de la lectura.
\nLos participantes podr\u00e1n enviar incidencias al operador del sistema sobre los puntos de los que este es encargado de lectura de acuerdo con los plazos establecidos en el apartado 8 de este procedimiento.
\nLas incidencias se comunicar\u00e1n al encargado de la lectura en funci\u00f3n de si est\u00e1n asociadas a datos de medidas o a datos estructurales de la siguiente forma:
\n\u2022 Incidencias asociadas a datos de medida de energ\u00eda en puntos de medida.
\nPara la comunicaci\u00f3n de una incidencia se aportar\u00e1 la informaci\u00f3n m\u00ednima que se indica a continuaci\u00f3n:
\n\u2013 Identificaci\u00f3n del punto de medida del que se comunica la incidencia.
\n\u2013 Identificaci\u00f3n del participante 1.
\n\u2013 Fecha de detecci\u00f3n de la incidencia.
\n\u2013 Fecha y hora de inicio de la incidencia.
\n\u2013 Fecha y hora de soluci\u00f3n de la incidencia.
\n\u2013 Breve descripci\u00f3n de la incidencia.
\n\u2013 Cronolog\u00eda de actuaciones y descripci\u00f3n de cada una de las mismas para la soluci\u00f3n de la incidencia por parte del responsable del punto de medida.
\n\u2013 Indicaci\u00f3n de si existe acuerdo con el otro participante en la soluci\u00f3n de la incidencia.
\n\u2022 Incidencias relativas a datos estructurales o configuraciones de c\u00e1lculo de puntos frontera.
\nLas modificaciones de datos estructurales se comunicar\u00e1n al encargado de lectura seg\u00fan lo indicado en el P.O. 10.7. \u00abAlta, baja y modificaci\u00f3n de fronteras de las que es encargado de la lectura el operador del sistema\u00bb.
\nAdicionalmente, el participante 1 podr\u00e1 aportar el saldo de energ\u00eda para el intervalo afectado por la incidencia o propuesta de estimaciones para los periodos de dicho intervalo, que podr\u00e1n ser utilizados por el encargado de lectura en el proceso de estimaci\u00f3n que se indica en al apartado 4.4. En estos casos, el responsable del punto de medida indicar\u00e1 el m\u00e9todo de obtenci\u00f3n de los valores de energ\u00eda propuestos al encargado de lectura as\u00ed como si existe acuerdo con el otro participante en la propuesta de datos.
\nEl encargado de lectura admitir\u00e1 aquellas incidencias de puntos de medida que tras su estudio considere procedentes, en funci\u00f3n de la informaci\u00f3n enviada y disponible. El encargado de lectura pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del participante 1 y del participante 2 la respuesta a las incidencias analizadas en cada plazo establecido en el apartado 8.
\nLa aceptaci\u00f3n de una incidencia que suponga la invalidaci\u00f3n de los datos de medidas afectados por la misma, implica la obtenci\u00f3n de un nuevo valor de energ\u00eda. Para aquellos casos en que no se disponga de nueva medida firme en frontera, el encargado de lectura estimar\u00e1 el mejor valor seg\u00fan el proceso descrito en 4.4.
\nIndependientemente de todo lo indicado sobre la comunicaci\u00f3n y revisi\u00f3n de incidencias, el operador del sistema podr\u00e1 desarrollar los procedimientos, canales y m\u00e9todos que considere m\u00e1s adecuados a fin de facilitar los intercambios de informaci\u00f3n de incidencias.
\nEl encargado de la lectura revisar\u00e1 y resolver\u00e1 las incidencias en los plazos establecidos en el apartado 8 de este procedimiento.
\n3.4.3 Consideraciones adicionales para incidencias de medidas de puntos frontera de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura. Las incidencias en puntos frontera de instalaciones de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura ser\u00e1n comunicadas por el representante de la instalaci\u00f3n al encargado de la lectura. Cuando el titular de la instalaci\u00f3n detecte cualquier incidencia, esta ser\u00e1 remitida al representante para que la transmita a su encargado de la lectura.
\nEl operador del sistema no recibir\u00e1 informaci\u00f3n de dichas incidencias.
\nEl plazo de emisi\u00f3n de incidencias y su resoluci\u00f3n por parte del encargado de la lectura ser\u00e1 el establecido en el apartado 8 de este procedimiento.
\nLas incidencias de medidas deber\u00e1n ser notificadas utilizando los mismos formatos que para la solicitud de objeciones de medidas de puntos frontera de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura. Los encargados de lectura deber\u00e1n comunicar la respuesta a las incidencias, as\u00ed como los motivos de su rechazo, en su caso.
\n3.5 Proceso de comprobaci\u00f3n de medidas. La comprobaci\u00f3n de una medida tiene por objeto contrastar que las medidas firmes captadas por el concentrador del encargado de la lectura coinciden con la informaci\u00f3n almacenada en un registrador de medidas. Cuando existan diferencias entre la medidas firmes almacenadas en el concentrador del encargado de la lectura y la contenida en el registrador de medidas, y sin perjuicio de las sanciones administrativas que pudieran corresponder al responsable del punto de medida o al encargado de la lectura, el encargado de la lectura o la Administraci\u00f3n competente analizar\u00e1n la causa de las discrepancias y establecer\u00e1n las actuaciones para su resoluci\u00f3n. Adicionalmente, se proceder\u00e1 a realizar una revisi\u00f3n de las medidas firmes del periodo que pudiera estar afectado por el proceso de comprobaci\u00f3n de acuerdo con lo indicado en el art\u00edculo 30 del Reglamento unificado de puntos de medida. La frecuencia con que se comprobar\u00e1n las medidas de un punto de medida ser\u00e1n las establecidas en las instrucciones t\u00e9cnicas complementarias.
\nAdicionalmente, para puntos en que el operador del sistema es el encargado de la lectura, el proceso de comprobaci\u00f3n se aplicar\u00e1 en los casos en que a juicio del encargado de lectura sea necesario realizar lecturas visuales de contador para validar los saldos totales de energ\u00eda que permitan aplicar el procedimiento indicado en el apartado 4.4.1., \u2018Mejor estimaci\u00f3n posible\u2019, punto a), cuando por ausencia de medidas firmes sea necesario realizar una estimaci\u00f3n de medidas. En caso de que el responsable del punto no acepte que el encargado de lectura lleve a cabo estas lecturas, le ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n la estimaci\u00f3n que penaliza indicada en el apartado 4.4.1.
\nEl coste de las lecturas de comprobaci\u00f3n ser\u00e1 asumido por el encargado de la lectura si las medidas del registrador coinciden con la informaci\u00f3n almacenada en el concentrador del encargado de la lectura y por el participante 1 en caso de no coincidencia.
\n4. C\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda en punto frontera.
\n4.1 General. El c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda en punto frontera lo realizar\u00e1 el encargado de la lectura.
\nAntes de los cierres provisional o definitivo cada punto frontera deber\u00e1 tener asociado para cada uno de los periodos de integraci\u00f3n un valor de energ\u00eda.
\nEl c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda se realizar\u00e1 al menos para las magnitudes de energ\u00eda de acuerdo con la siguiente tabla:
\nActividades de la frontera Activa saliente Activa entrante Reactiva (nota 6)
\nInterconexiones internacionales o entre subsistemas el\u00e9ctricos. X X
\nGeneraci\u00f3n. X X
\nDistribuci\u00f3n con distribuci\u00f3n o transporte. X X
\nConsumidor. X X
\nNota 6. En fronteras de generaci\u00f3n se registrar\u00e1n las medidas de los cuadrantes 2 y 3 de energ\u00eda reactiva de aquellas instalaciones donde sea necesario obtener el factor de potencia.
\nEn fronteras de clientes en las que el c\u00e1lculo del ATR utilice magnitudes de reactiva se registrar\u00e1n las medidas de los cuadrantes 1 y 4 de dicha energ\u00eda reactiva
\nEl c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda en cada frontera puede obtenerse a partir de medidas firmes o no. La disponibilidad de medidas firmes en una frontera determinar\u00e1 la necesidad o no de estimar medidas para dicha frontera.
\nCada punto frontera puede tener asociados para cada periodo de integraci\u00f3n distintos valores de energ\u00eda en sucesivos cierres de medidas en funci\u00f3n de la existencia o no de medidas en cada uno de los citados cierres de los distintos tipos descritos en el apartado 3.2. de este documento.
\nAdicionalmente, este c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda aplicar\u00e1 para las medidas con las que se calcula cada uno de los componentes de la liquidaci\u00f3n y facturaci\u00f3n de las instalaciones acogidas a la modalidad de autoconsumo de acuerdo al Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, tal como se indica en este procedimiento, as\u00ed como las particularidades que se detallan en el Anexo 10.
\n4.2 Tipos de configuraciones de c\u00e1lculo de energ\u00eda en puntos frontera. Cada punto frontera, en funci\u00f3n de sus caracter\u00edsticas, deber\u00e1 disponer de una configuraci\u00f3n principal y, si aplica, configuraciones redundante o comprobante de acuerdo con lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida y del Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica y su normativa de desarrollo.
\n4.2.1 Configuraci\u00f3n principal. Equipo de medida instalado (salvo las excepciones indicadas en los siguientes p\u00e1rrafos) en un punto de medida coincidente con el punto frontera que se utiliza como medida \u00fanica a efectos de lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida, salvo lo dispuesto reglamentariamente para autoconsumo, en los que podr\u00e1n ubicarse en la red interior correspondiente a los sujetos participantes en dicha modalidad de autoconsumo. Dicho punto de medida deber\u00e1 cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida junto con lo indicado en los PP.OO. 10.1. y 10.2.
\nEn los puntos de medida de fronteras de generaci\u00f3n con distribuci\u00f3n y transporte o fronteras de distribuci\u00f3n con transporte o fronteras de clientes cuya ubicaci\u00f3n no coincida con la situaci\u00f3n del punto frontera, el encargado de la lectura aplicar\u00e1, a las medidas obtenidas por lectura del registrador, una correcci\u00f3n por p\u00e9rdidas de energ\u00eda activa y reactiva de acuerdo con los coeficientes correspondientes de cada magnitud indicados en el Anexo 2 de este documento.
\nNo obstante lo anterior, en los puntos de medida de fronteras de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos o fronteras distribuci\u00f3n – distribuci\u00f3n cuya ubicaci\u00f3n no coincida con la situaci\u00f3n del punto frontera, se aplicar\u00e1n los coeficientes acordados entre los participantes. En fronteras de instalaciones que utilicen como combustible energ\u00edas renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos, los coeficientes deber\u00e1n figurar en los contratos t\u00e9cnicos suscritos con el distribuidor. Si no se definen coeficientes espec\u00edficos para la energ\u00eda reactiva se utilizar\u00e1n los mismos que para la energ\u00eda activa.
\nLa correcci\u00f3n por p\u00e9rdidas a considerar deber\u00e1 figurar expresamente en las comunicaciones de altas provisionales y definitivas descritas en el P.O. 10.1 \u00abCondiciones de instalaci\u00f3n de los puntos de medida\u00bb y en los contratos t\u00e9cnicos. En ning\u00fan caso ser\u00e1 admisible programar el equipo de medida para que descuenten o consideren dichas p\u00e9rdidas en la medida que efect\u00faa.
\nIndependientemente de lo indicado anteriormente, previo acuerdo entre el encargado de la lectura y los participantes de una frontera se podr\u00e1n establecer puntos de medida alternativos siempre que resulte equivalente el c\u00e1lculo de energ\u00eda intercambiada.
\n4.2.2 Configuraci\u00f3n redundante. Equipo de medida instalado en el mismo punto de medida que un equipo principal, cuyas medidas deben ser pr\u00e1cticamente coincidentes con las de este. Dicho equipo de medida deber\u00e1 cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida junto con lo indicado en los PP.OO. 10.1. y 10.2.
\nEn los puntos de medida de fronteras de generaci\u00f3n con distribuci\u00f3n y transporte o fronteras de distribuci\u00f3n con transporte o fronteras de clientes cuya ubicaci\u00f3n no coincida con la situaci\u00f3n del punto frontera, el encargado de la lectura aplicar\u00e1, a las medidas obtenidas por lectura del registrador, una correcci\u00f3n por p\u00e9rdidas de energ\u00eda activa y reactiva de acuerdo con los coeficientes correspondientes de cada magnitud indicados en el Anexo 2 de este documento.
\nNo obstante lo anterior, en los puntos de medida de fronteras de instalaciones de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica a partir de fuentes de energ\u00eda renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos o fronteras distribuci\u00f3n – distribuci\u00f3n cuya ubicaci\u00f3n no coincida con la situaci\u00f3n del punto frontera, se aplicar\u00e1n los coeficientes acordados entre los participantes siempre que cumplan los requisitos establecidos en el Anexo 3 de este procedimiento. En fronteras de instalaciones que utilicen como combustible energ\u00edas renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos, los coeficientes deber\u00e1n figurar en los contratos t\u00e9cnicos suscritos con el distribuidor. Si no se definen coeficientes espec\u00edficos para la energ\u00eda reactiva se utilizar\u00e1n los mismos que para la energ\u00eda activa.
\nIndependientemente de lo indicado en el p\u00e1rrafo anterior, previo acuerdo entre el encargado de la lectura y los participantes de una frontera se podr\u00e1n establecer puntos de medida alternativos siempre que resulte equivalente el c\u00e1lculo de energ\u00eda intercambiada.
\n4.2.3 Configuraci\u00f3n comprobante. Equipo o conjunto de equipos de medida instalados en el otro extremo de un solo elemento (l\u00ednea, transformador, etc.) respecto del equipo o equipos de medida que forman la configuraci\u00f3n principal del punto frontera. Las medidas en la frontera de los equipos comprobantes pueden compararse con las del principal, mediante un c\u00e1lculo sencillo con determinados coeficientes, que eliminen el efecto del elemento de red que pudiera existir entre ambos. Dicho\/s punto\/s de medida deber\u00e1\/n cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida junto con lo indicado en los PP.OO. 10.1 y 10.2.
\nLos coeficientes correctores, siempre en sentido opuesto al participante responsable (minorando la energ\u00eda suministrada y aumentando la energ\u00eda adquirida por \u00e9ste), se utilizar\u00edan para poder comparar los datos del equipo de medida de la configuraci\u00f3n principal y, si fuera necesario, para sustituirlos.
\nLos coeficientes de energ\u00eda activa (y de reactiva, si es de aplicaci\u00f3n) se calcular\u00e1n de acuerdo con lo indicado a continuaci\u00f3n:
\na. Tras el alta de puntos de medida comprobantes: Durante los primeros tres meses se utilizar\u00e1n los coeficientes correspondientes de cada magnitud indicados en el Anexo 2 de este documento, si fuera necesario utilizar las medidas de los puntos de medida comprobantes.
\nDespu\u00e9s de los primeros tres meses indicados en el p\u00e1rrafo anterior, a solicitud de cualquiera de los participantes, y una vez se disponga simult\u00e1neamente de medidas de configuraciones principal y comprobante durante m\u00e1s de un mes consecutivo, siendo ambas medidas firmes, completamente v\u00e1lidas y cumpliendo todos los requisitos, se calcular\u00e1n los coeficientes, si fuera necesario, de acuerdo con lo indicado en el Anexo 4 de este documento, aplicando dichos coeficientes de la misma forma que en el apartado b).
\nb. Coeficientes a partir de registros hist\u00f3ricos: A solicitud del propietario o su representante, y con una frecuencia no inferior a dos a\u00f1os, se calcular\u00e1n los coeficientes correspondientes a la configuraci\u00f3n comprobante de acuerdo con lo indicado en el Anexo 4 de este documento.
\nDichos coeficientes se utilizar\u00edan, si fuera necesario, para sustituir las medidas de la configuraci\u00f3n principal por los de la configuraci\u00f3n comprobante, en el caso de ausencia de medidas o aver\u00eda en el primero.
\nLos coeficientes propuestos deber\u00e1n cumplir los requisitos establecidos en el Anexo 3 de este procedimiento. En fronteras de instalaciones que utilicen como combustible energ\u00edas renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos, los coeficientes deber\u00e1n figurar en los contratos t\u00e9cnicos suscritos con el distribuidor. Si no se definen coeficientes espec\u00edficos para la energ\u00eda reactiva se utilizar\u00e1n los mismos que para la energ\u00eda activa.
\n4.3 Calculo del mejor valor de energ\u00eda de un punto frontera. El encargado de la lectura asignar\u00e1 para cada punto frontera el mejor valor horario de energ\u00eda activa y de reactiva, si es de aplicaci\u00f3n, de cada periodo de integraci\u00f3n, a partir de las medidas v\u00e1lidas de punto de medida de acuerdo con lo indicado en el apartado 3.
\nLa energ\u00eda en frontera ser\u00e1 la medida v\u00e1lida o combinaci\u00f3n de medidas v\u00e1lidas de mejor prelaci\u00f3n posible de las indicadas a continuaci\u00f3n (de mayor a menor prelaci\u00f3n):
\n1. Medidas firmes en configuraci\u00f3n principal. La medida del punto frontera se corresponder\u00e1 con la medida firme del punto de medida principal. La medida firme del punto de medida principal se podr\u00e1 ver afectada por los coeficientes de p\u00e9rdidas definidos en 4.2.2, en caso de que se hubiera admitido expl\u00edcitamente como configuraci\u00f3n principal del punto frontera un punto de medida cuya ubicaci\u00f3n no coincida con la del punto frontera.
\nPara fronteras que de acuerdo con el Reglamento unificado de puntos de medida no requieran de equipo de medida horario se obtendr\u00e1n a partir del saldo de contador principal (firme) perfilado de acuerdo con el perfil y m\u00e9todo de c\u00e1lculo a efectos de liquidaci\u00f3n de energ\u00eda vigente establecido por el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica. Para el caso de fronteras de instalaciones que utilicen como combustible energ\u00edas renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos, en tanto no exista m\u00e9todo especifico, se utilizar\u00e1n los perfiles definidos en la normativa de aplicaci\u00f3n.
\n2. Medidas firmes en configuraci\u00f3n redundante. La medida del punto frontera se corresponder\u00e1 con la medida firme del punto de medida redundante. La medida firme del punto de medida redundante se podr\u00e1 ver afectada por los coeficientes de p\u00e9rdidas definidos en 4.2.3, en caso de que se hubiera admitido expl\u00edcitamente como configuraci\u00f3n redundante del punto frontera un punto de medida cuya ubicaci\u00f3n no coincida con la del punto frontera.
\n3. Medidas firmes de equipos de medida en configuraci\u00f3n comprobante. La medida del punto frontera se obtendr\u00e1 como combinaci\u00f3n lineal de medidas firmes de los puntos de medida que conformen la configuraci\u00f3n comprobante afectadas por los coeficientes descritos en 4.2.4.
\n4. Medidas provisionales en configuraci\u00f3n principal. La medida del punto frontera se corresponder\u00e1 con la medida provisional del punto de medida principal. La medida provisional del punto de medida principal se podr\u00e1 ver afectada por los coeficientes de p\u00e9rdidas definidos en 4.2.2, en caso de que se hubiera admitido expl\u00edcitamente como configuraci\u00f3n principal del punto frontera un punto de medida cuya ubicaci\u00f3n no coincida con la del punto frontera.
\n5. Medidas provisionales en configuraci\u00f3n redundante. La medida del punto frontera se corresponder\u00e1 con la medida provisional del punto de medida redundante. La medida provisional del punto de medida redundante se podr\u00e1 ver afectada por los coeficientes de p\u00e9rdidas definidos en 4.2.3, en caso de que se hubiera admitido expl\u00edcitamente como configuraci\u00f3n redundante del punto frontera un punto de medida cuya ubicaci\u00f3n no coincida con la del punto frontera.
\n6. Medidas provisionales en configuraci\u00f3n comprobante. La medida del punto frontera se obtendr\u00e1 como combinaci\u00f3n lineal de medidas firmes y provisionales de los puntos de medida que conformen la configuraci\u00f3n comprobante afectadas por los coeficientes descritos en 4.2.4.
\nLas medidas en frontera de prelaciones 4, 5 y 6 descritas anteriormente, que tienen la consideraci\u00f3n de provisionales, deber\u00e1n pasar a ser consideradas medidas firmes, medidas inv\u00e1lidas o estimaciones propuestas por el responsable del punto de medida, cuando siendo v\u00e1lidas no puedan ser consideradas firmes, antes del cierre provisional de medidas de acuerdo con lo descrito en el apartado 3.2.
\n4.4 Calculo del mejor valor de energ\u00eda estimado en punto frontera. Todo punto frontera o agregaci\u00f3n debe tener una medida asignada en el cierre provisional. Con este objetivo, el encargado de la lectura estimar\u00e1 el mejor valor horario de energ\u00eda de cada periodo de integraci\u00f3n para el que no es posible asignar una medida seg\u00fan el apartado anterior.
\nLos datos disponibles que podr\u00e1n ser utilizados para el c\u00e1lculo de la mejor estimaci\u00f3n de un punto frontera ser\u00e1n los que se indican a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Datos de medidas estimadas descritos en el apartado 3.2.
\n\u2022 Saldo total de energ\u00eda del intervalo de per\u00edodos a estimar validado por el encargado de la lectura.
\n\u2022 Otras informaciones v\u00e1lidas a criterio del encargado de la lectura.
\nPara la obtenci\u00f3n del mejor valor estimado en frontera se establecen distintos procedimientos de acuerdo con lo indicado a continuaci\u00f3n.
\n4.4.1 Fronteras de las que es encargado de la lectura el operador del sistema. La estimaci\u00f3n de medidas se realizar\u00e1 de acuerdo con uno de los dos procedimientos que se indican a continuaci\u00f3n:
\nEstimaci\u00f3n que penaliza al responsable del punto de medida. El encargado de lectura aplicar\u00e1 una estimaci\u00f3n que penalice al responsable del punto de medida en los casos en que la ausencia de medida para un periodo de integraci\u00f3n sea debida a cualquiera de los siguientes motivos:
\n\u2022 Ausencia de medidas firmes o provisionales sin disponer de incidencia asociada seg\u00fan el apartado 3.4, siempre que la ausencia de medidas no sea por causas imputables al operador del sistema.
\n\u2022 Invalidaci\u00f3n de medidas por falta de integridad sin justificar por parte del responsable a trav\u00e9s de incidencia asociada seg\u00fan el apartado 3.4.
\n\u2022 Invalidaci\u00f3n de medidas por incumplimiento del Reglamento unificado de puntos de medida o del Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, t\u00e9cnicas y econ\u00f3micas del autoconsumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\n\u2022 Invalidaci\u00f3n de medidas por causa sistem\u00e1tica sin solucionar en plazos establecidos.
\n\u2022 No aceptaci\u00f3n del responsable del punto de medida de una solicitud de lectura visual como consecuencia de un proceso de comprobaci\u00f3n seg\u00fan apartado 3.5.
\n\u2022 Otras invalidaciones que a criterio del encargado de la lectura son consecuencia de incumplimientos o dejaci\u00f3n de funciones por parte del responsable del punto de medida.
\nEl encargado de lectura estimar\u00e1 en funci\u00f3n del tipo de frontera y sentido de energ\u00eda de la siguiente forma:
\n\u2022 Para puntos frontera de generaci\u00f3n:
\n\u2013 Energ\u00eda activa saliente: 0 kWh
\n\u2013 Energ\u00eda activa entrante: energ\u00eda correspondiente a la potencia m\u00e1xima entrante.
\n\u2022 Para puntos frontera de distribuci\u00f3n con transporte o distribuci\u00f3n:
\n\u2013 Energ\u00eda activa saliente: 0 kWh
\n\u2013 Energ\u00eda activa entrante: energ\u00eda correspondiente a la potencia m\u00e1xima entrante.
\nEstimaci\u00f3n que no penaliza al responsable del punto de medida: Mejor estimaci\u00f3n posible.
\nEn los casos en que la ausencia de medida para un periodo de integraci\u00f3n no sea debida a cualquiera de los motivos indicados en el apartado anterior, el encargado de lectura obtendr\u00e1 la mejor estimaci\u00f3n posible atendiendo a los siguientes criterios generales:
\na. Si existe medida v\u00e1lida del saldo total de energ\u00eda del intervalo de per\u00edodos a estimar, la suma de las estimaciones de los periodos coincidir\u00e1n con el valor de dicho saldo. El saldo del total de energ\u00eda podr\u00e1 obtenerse a trav\u00e9s de los siguientes m\u00e9todos:
\n\u25cb Lecturas visuales de contador realizadas por el encargado de lectura.
\n\u25cb Cierres diarios o mensuales de contador validados por el encargado de lectura.
\n\u25cb Medidas inv\u00e1lidas seg\u00fan el procedimiento de validaci\u00f3n del apartado 3.3. que aun habiendo sido invalidadas al no ser correcto el perfil del intervalo pueden aportar informaci\u00f3n para la obtenci\u00f3n del saldo del intervalo de periodos a estimar.
\n\u25cb Saldo de energ\u00eda aportado por el responsable del punto de medida para un intervalo de periodos afectados por una incidencia comunicada seg\u00fan el apartado 3.4. y validado por el encargado de lectura.
\nb. Los participantes del punto frontera podr\u00e1n proponer al encargado de lectura las estimaciones que consideren oportunas para los periodos a estimar por el encargado de lectura. Estas estimaciones podr\u00e1n ser admitidas o no por el encargado de lectura y deber\u00e1n ser sometidas al procedimiento de validaci\u00f3n del apartado 3.3. Las estimaciones propuestas deber\u00e1n llevar indicaci\u00f3n del m\u00e9todo por el que se han obtenido, y que puede ser:
\n\u25cb Registrador de medidas.
\n\u25cb Acumulaci\u00f3n de impulsos de contador obtenido por el participante.
\n\u25cb Integral de telemedida de potencia realizada por el participante.
\n\u25cb Estimador de estado del participante.
\n\u25cb Saldo total de energ\u00eda modulado.
\n\u25cb Otros m\u00e9todos.
\n\u25cb Para el caso de que el participante proponga varias estimaciones para el mismo periodo de integraci\u00f3n, el encargado de lectura considerar\u00e1 \u00fanicamente la \u00faltima estimaci\u00f3n propuesta, con independencia del m\u00e9todo por el que \u00e9sta haya sido obtenida.
\nc. Adicionalmente, el encargado de lectura podr\u00e1 disponer de las estimaciones validadas seg\u00fan el procedimiento de validaci\u00f3n del apartado 3.3. y obtenidas por los siguientes m\u00e9todos de mayor a menor prelaci\u00f3n:
\n\u25cb Indisponibilidad de grupo o instalaci\u00f3n fuera de servicio o desconectada.
\n\u25cb Acumulaci\u00f3n de impulsos de contador obtenido por el encargado de lectura.
\n\u25cb Integral de telemedida de potencia realizada por el encargado de lectura.
\n\u25cb Estimador de estado del encargado de lectura.
\nd. Para los casos en los que la medida del punto frontera se obtenga como combinaci\u00f3n de medidas de varios puntos de medida y no se dispongan de medidas firmes de todos los puntos de medida, el encargado de lectura podr\u00e1 estimar la medida en punto frontera combinando las medidas firmes de los puntos de medida para los que s\u00ed se disponga de medidas firmes con la mejor estimaci\u00f3n posible de los otros puntos de medida que intervienen en la configuraci\u00f3n y para los que sea necesario aplicar el procedimiento de estimaci\u00f3n. En este caso, la medida en punto frontera estar\u00e1 calificada con el tipo de medida correspondiente a la medida de peor calidad de las utilizadas.
\nLa energ\u00eda en frontera ser\u00e1 la estimaci\u00f3n o combinaci\u00f3n de estimaciones\/medidas firmes v\u00e1lidas de mejor prelaci\u00f3n posible de las indicadas a continuaci\u00f3n (de mayor a menor prelaci\u00f3n):
\n1. Si existen medidas estimadas propuestas por ambos participantes, validadas por su encargado de lectura seg\u00fan el procedimiento de validaci\u00f3n del apartado 3.3. y \u00e9stas son coincidentes con una tolerancia del 5%, se tomar\u00e1 como medida la media de ambas estimaciones. Si adicionalmente existe saldo obtenido seg\u00fan lo indicado en el punto a) de este apartado, se mejorar\u00e1 la estimaci\u00f3n utilizando dicho saldo.
\n2. Si existen medidas estimadas propuestas por ambos participantes, validadas por su encargado de lectura seg\u00fan el procedimiento de validaci\u00f3n del apartado 3.3. y \u00e9stas no son coincidentes con una tolerancia del 5 %, el encargado de lectura estimar\u00e1 en funci\u00f3n del sentido de energ\u00eda de la siguiente forma:
\n\u25cb Energ\u00eda activa saliente: la menor estimaci\u00f3n de las disponibles, incluida las del encargado de lectura, si existiesen, indicadas en el punto c). Si adicionalmente existe saldo obtenido seg\u00fan lo indicado en el punto a) de este apartado, se mejorar\u00e1 la estimaci\u00f3n utilizando dicho saldo.
\n\u25cb Energ\u00eda activa entrante: la mayor estimaci\u00f3n de las disponibles, incluida las del encargado de lectura, si existiesen, indicadas en el punto c). Si adicionalmente existe saldo obtenido seg\u00fan lo indicado en el punto a) este apartado, se mejorar\u00e1 la estimaci\u00f3n utilizando dicho saldo.
\n3. Si existen medidas estimadas propuestas por un \u00fanico participante, validadas por el encargado de lectura seg\u00fan el procedimiento de validaci\u00f3n del apartado 3.3., y existiese estimaci\u00f3n del encargado de lectura seg\u00fan lo indicado en el punto c), se realizar\u00e1 la estimaci\u00f3n conforme a los puntos 1 y 2, en funci\u00f3n de la comparaci\u00f3n de ambas estimaciones.
\n4. Si existen medidas estimadas propuestas por un \u00fanico participante, validadas por el encargado de lectura seg\u00fan el procedimiento de validaci\u00f3n del apartado 3.3., y no existe estimaci\u00f3n del encargado de lectura seg\u00fan lo indicado en el punto c), se utilizar\u00e1n aquellas medidas en la estimaci\u00f3n. Si adicionalmente existe saldo obtenido seg\u00fan lo indicado en el punto a) de este apartado, se mejorar\u00e1 la estimaci\u00f3n utilizando dicho saldo.
\n5. Si existe estimaci\u00f3n del encargado de lectura seg\u00fan lo indicado en el punto c) y no existen medidas estimadas propuestas por los participantes, se utilizar\u00e1 dicha medida en la estimaci\u00f3n. Si adicionalmente existe saldo obtenido seg\u00fan lo indicado en el punto a) de este apartado, se mejorar\u00e1 la estimaci\u00f3n utilizando dicho saldo.
\n6. Si solo existe como dato v\u00e1lido el saldo obtenido seg\u00fan lo indicado en el punto a) de este apartado, el encargado de lectura estimar\u00e1 a partir de uno de los siguientes m\u00e9todos de modulaci\u00f3n de saldo, elegido en funci\u00f3n del tipo de punto y otros aspectos a criterio del encargado de lectura:
\n\u25cb Estimaci\u00f3n en base a hist\u00f3ricos seg\u00fan se indica en apartado 3.2. del Anexo 5.
\n\u25cb Estimaci\u00f3n en base al programa de venta o compra (corregido o no por un desv\u00edo hist\u00f3rico calculado o constante) de la unidad de programaci\u00f3n a la que pertenece el punto frontera.
\n\u25cb Interpolaci\u00f3n de medidas firmes en periodos de los extremos.
\n\u25cb Perfil plano.
\n\u25cb Otros m\u00e9todos.
\n7. Si no existe ning\u00fan dato que se considere v\u00e1lido, y el n\u00famero consecutivo de periodos sin medida sea igual o inferior a 3 periodos de integraci\u00f3n, el encargado de lectura estimar\u00e1 a partir de uno de los siguientes m\u00e9todos, en funci\u00f3n del tipo de punto y otros criterios adicionales:
\n\u25cb Estimaci\u00f3n en base a hist\u00f3ricos seg\u00fan se indica en el apartado 3.1. del Anexo 5, para huecos iguales o inferiores a 3 periodos de integraci\u00f3n.
\n\u25cb Interpolaci\u00f3n de medidas firmes en periodos de los extremos.
\n\u25cb Suma de medidas cuarto-horarias v\u00e1lidas del periodo a estimar.
\n\u25cb Otros m\u00e9todos.
\n8. Si no existe ning\u00fan dato que se considere v\u00e1lido, y el n\u00famero consecutivo de periodos sin medida sea superior a 3 periodos de integraci\u00f3n, el encargado de lectura estimar\u00e1 en funci\u00f3n del tipo de frontera y sentido de energ\u00eda de la siguiente forma:
\n\u25cb Para puntos frontera de generaci\u00f3n:
\n\u2013 Energ\u00eda activa saliente: 0 kWh.
\n\u2013 Energ\u00eda activa entrante: energ\u00eda correspondiente a la potencia m\u00e1xima entrante.
\n\u25cb Para puntos frontera de distribuci\u00f3n con transporte o distribuci\u00f3n
\n\u2013 Energ\u00eda activa saliente: 0 kWh.
\n\u2013 Energ\u00eda activa entrante: energ\u00eda correspondiente a la potencia m\u00e1xima entrante.
\nPara el caso en que por la informaci\u00f3n disponible no sea posible aplicar el proceso de estimaci\u00f3n o a criterio del encargado de la lectura la estimaci\u00f3n realizada no resulte v\u00e1lida, el encargado de la lectura podr\u00e1 realizar una estimaci\u00f3n t\u00e9cnicamente justificada, cuya metodolog\u00eda deber\u00e1 ser puesta a disposici\u00f3n de los participantes que lo soliciten.
\n4.4.2 Fronteras tipos 1, 2, 3 y 4 de clientes con medida horaria y no integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n. La estimaci\u00f3n de medidas se realizar\u00e1 de acuerdo con uno de los dos procedimientos que se indican a continuaci\u00f3n:
\nEstimaci\u00f3n que penaliza al consumidor. En puntos frontera de clientes tipos 1, 2, 3 y 4, en los que el consumidor o comercializador es propietario del equipo de medida y se den cualquiera de las situaciones que se describen a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Cuando no sea posible la toma de lectura local por TPL, por imposibilidad de acceso a los equipos del consumidor, siempre que la responsabilidad sea achacable a dicho consumidor.
\n\u2022 Cuando no sea posible la toma de lectura por aver\u00eda del registrador y el encargado de la lectura no disponga de una incidencia comunicada por el consumidor seg\u00fan apartado 3.4. de este procedimiento.
\n\u2022 Cuando no sea posible la toma de lectura por aver\u00eda del registrador y se hayan superado por el consumidor los plazos establecidos para la resoluci\u00f3n de dicha aver\u00eda desde la comunicaci\u00f3n de la misma por parte del encargado de la lectura.
\n\u2022 En el caso de puntos tipos 1 y 2, cuando no sea posible la toma de lectura por telemedida debido a aver\u00eda del m\u00f3dem y el encargado de la lectura no disponga de una incidencia comunicada por el consumidor seg\u00fan apartado 3.4. de este procedimiento.
\n\u2022 En el caso de puntos tipos 1 y 2, cuando no sea posible la toma de lectura por telemedida debido a aver\u00eda del m\u00f3dem y se hayan superado por el consumidor los plazos establecidos para la resoluci\u00f3n de dicha aver\u00eda desde la comunicaci\u00f3n de la misma por parte del encargado de la lectura.
\n\u2022 Cuando el registrador no funcione adecuadamente, proporcionando una medida inv\u00e1lida y el encargado de la lectura no disponga de una incidencia comunicada por el consumidor seg\u00fan apartado 3.4. de este procedimiento.
\n\u2022 Cuando no sea posible la toma de lectura, local o remota, debido a que el propietario de los equipos de medida no comunique al encargado de la lectura los par\u00e1metros necesarios para tomar la lectura, local o remota.
\n\u2022 Otras invalidaciones como consecuencia de incumplimientos o dejaci\u00f3n de funciones por parte del consumidor o propietario del equipo de medida.
\nEl encargado de la lectura estimar\u00e1 la energ\u00eda de acuerdo con el siguiente criterio:
\n\u2022 Energ\u00eda activa saliente: 0 kWh
\n\u2022 Energ\u00eda activa entrante: energ\u00eda correspondiente a la potencia m\u00e1xima contratada multiplicada por su factor de utilizaci\u00f3n (relaci\u00f3n entre el tiempo de operaci\u00f3n del suministro y el tiempo que est\u00e1 disponible; por defecto se utilizar\u00e1 un factor de utilizaci\u00f3n de larga duraci\u00f3n (575 h\/mes)). Es decir, se penaliza con la potencia contratada por el m\u00e1ximo factor de utilizaci\u00f3n, el de larga duraci\u00f3n.
\nEstimaci\u00f3n que no penaliza al consumidor: Mejor estimaci\u00f3n posible.
\nEn caso de no disponer de valor de energ\u00eda de acuerdo con lo indicado en 4.3 y no ser de aplicaci\u00f3n la estimaci\u00f3n que penaliza, el encargado de la lectura estimar\u00e1 un valor de energ\u00eda en funci\u00f3n de los datos disponibles atendiendo al siguiente orden de prelaci\u00f3n (de mayor a menor prelaci\u00f3n):
\n1. Estimaci\u00f3n de energ\u00eda a partir de cierres de ATR. La energ\u00eda horaria en punto frontera se obtendr\u00e1 por una estimaci\u00f3n basada en datos hist\u00f3ricos del punto de medida principal modulada con los cierres de ATR de contador validados de acuerdo con lo indicado en el apartado 3.3. de este documento. Se pueden dar dos casos:
\na. En el supuesto de falta de uno o varios intervalos de periodos y el n\u00famero de dichos periodos de integraci\u00f3n consecutivos sin medida sea inferior o igual a tres, se utilizar\u00e1 el algoritmo de c\u00e1lculo descrito en el apartado 3.3. del Anexo 5.
\nb. En el supuesto de falta de uno o varios intervalos de periodos y el n\u00famero de periodos de integraci\u00f3n consecutivos sin medida sea superior a tres, el periodo a estimar no supere m\u00e1s de treinta y un d\u00edas consecutivos y no haya cambio de mes en las medidas a estimar se utilizar\u00e1 el algoritmo de c\u00e1lculo descrito en el apartado 3.4. del Anexo 5.
\n2. Estimaci\u00f3n de energ\u00eda horaria basada en el hist\u00f3rico del punto de medida principal modulado con su saldo. La energ\u00eda horaria en punto frontera se obtendr\u00e1 por una estimaci\u00f3n basada en datos hist\u00f3ricos del punto de medida principal modulada con el saldo de contador validado de acuerdo con lo indicado en el apartado 3.3 de este documento. Se pueden dar dos casos:
\na. En el supuesto de falta de uno o varios intervalos de periodos y el n\u00famero de dichos periodos de integraci\u00f3n consecutivos sin medida sea inferior o igual a tres, se utilizar\u00e1 el algoritmo de c\u00e1lculo descrito en el apartado 3.5 del anexo 5.
\nb. En el supuesto de falta de uno o varios intervalos de periodos y el n\u00famero de dichos periodos de integraci\u00f3n consecutivos sin medida sea superior a tres, el periodo a estimar no supere m\u00e1s de treinta y un d\u00edas consecutivos y no haya cambio de mes en las medidas a estimar se utilizar\u00e1 el algoritmo de c\u00e1lculo descrito en el apartado 3.6. del anexo 5.
\n3. Estimaci\u00f3n basada en hist\u00f3rico del punto de medida principal (sin datos de saldo o de cierre de ATR). La energ\u00eda horaria en punto frontera se obtendr\u00e1 por una estimaci\u00f3n basada en datos hist\u00f3ricos del punto de medida principal. Se pueden dar dos casos:
\na. En el supuesto de falta uno o varios intervalos de periodos y el n\u00famero de periodos de integraci\u00f3n consecutivos sin medida sea inferior o igual a tres, se utilizar\u00e1 el algoritmo de c\u00e1lculo descrito en el apartado 3.1. del Anexo 5.
\nb. En el supuesto de falta de uno o varios intervalos de periodos y el n\u00famero de periodos de integraci\u00f3n consecutivos sin medida sea superior a tres, el periodo a estimar no supere m\u00e1s de treinta y un d\u00edas consecutivos y no haya cambio de mes en las medidas a estimar se utilizar\u00e1 el algoritmo de c\u00e1lculo descrito en el apartado 3.2. del Anexo 5.
\n4. Estimaci\u00f3n t\u00e9cnicamente justificada tras incidencia en el equipo de medida. En el supuesto de falta de medidas de periodos as\u00ed como suficientes datos horarios hist\u00f3ricos, el encargado de la lectura podr\u00e1 realizar estimaciones de energ\u00edas basados en estudios t\u00e9cnicamente justificados de cualquier informaci\u00f3n disponible del punto de medida, cuya metodolog\u00eda deber\u00e1 ser puesta a disposici\u00f3n de los participantes que lo soliciten.
\na. Ser\u00e1n estimaciones t\u00e9cnicamente justificadas aquellas que afecten a la indisponibilidad de equipo de medida por causas fortuitas o intencionadas o a la suspensi\u00f3n del suministro el\u00e9ctrico por motivos t\u00e9cnicos o actuaciones relacionadas acciones de corte y reconexi\u00f3n.
\nb. En el supuesto de ausencia de medidas por suspensi\u00f3n del suministro justificada t\u00e9cnicamente la estimaci\u00f3n ser\u00e1 0 kWh.
\n5. Estimaci\u00f3n de energ\u00eda horaria realizada basada en un factor de utilizaci\u00f3n del 33%. Estimaci\u00f3n de energ\u00eda activa entrante del punto de medida principal igual al equivalente de suponer el 33 % de la potencia contratada circulando constantemente durante todos los per\u00edodos de integraci\u00f3n.
\n4.4.3 Fronteras tipo 3 y 4 de instalaciones de generaci\u00f3n con medida horaria y no integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n. El encargado de la lectura aplicar\u00e1 el procedimiento de estimaci\u00f3n descrito en 4.4.1 para fronteras tipo 3 y 4 de generaci\u00f3n de instalaciones de generaci\u00f3n cuyo encargado de la lectura es el distribuidor.
\n4.4.4 Fronteras tipo 4 de clientes sin medida horaria. En el caso de no disponer de valor de energ\u00eda de acuerdo con lo indicado en el apartado 4.4, el encargado de lectura calcular\u00e1 el mejor valor para cada periodo de un punto frontera, en funci\u00f3n de los datos de medidas disponibles de cierre atendiendo al siguiente orden de prelaci\u00f3n (de mayor a menor prelaci\u00f3n):
\n1. Estimaci\u00f3n de medida de cierre a partir de datos hist\u00f3ricos. La energ\u00eda de cada uno de los cierres en punto frontera se obtendr\u00e1 a partir de una estimaci\u00f3n a partir de hist\u00f3ricos de cierres. Se pueden dar tres casos:
\na. En el supuesto que s\u00f3lo falte uno de los cierres disponiendo del resto de los cierres y del saldo validado de acuerdo con lo indicado en el 3.3. de este documento, la estimaci\u00f3n del cierre a estimar ser\u00e1 la diferencia entre el saldo y el sumatorio de los cierres disponibles.En el supuesto que falte m\u00e1s de uno de los periodos de cierre y se disponga del saldo validado de acuerdo con lo indicado en el apartado 3.3. de este documento, la estimaci\u00f3n se realizar\u00e1 de acuerdo con el procedimiento descrito en el apartado 4.2. del Anexo 5.
\nb. En el supuesto que falten m\u00e1s de uno de los periodos de cierre y no se disponga de saldo validado de acuerdo con lo indicado en el apartado 3.3.5. de este documento, la estimaci\u00f3n de los cierres se realizar\u00e1 de acuerdo con el procedimiento descrito en el apartado 4.1 del anexo 5.
\n2. Estimaci\u00f3n de medidas a partir del saldo de contador si no se dispone de hist\u00f3rico. La energ\u00eda de cada uno de los cierres en punto frontera se obtendr\u00e1 a partir del saldo total validado de acuerdo con lo indicado en el 3.3. de este documento. Se pueden dar dos casos:
\na. En el caso de que s\u00f3lo falte uno de los cierres disponiendo del saldo validado seg\u00fan lo indicado en el apartado 3.3. de este documento, la estimaci\u00f3n del cierre ser\u00e1 la diferencia entre el saldo y la suma del resto de los cierres.
\nb. En el supuesto de que falten m\u00e1s de uno de los cierres disponiendo del saldo validado seg\u00fan lo indicado en el apartado 3.3. de este documento, cada uno de ellos se calcular\u00e1 de acuerdo con el procedimiento descrito en el apartado 4.3. del Anexo 5.
\n3. Estimaci\u00f3n t\u00e9cnicamente justificada tras incidencia en el equipo de medida. En el supuesto de falta de medidas de periodos as\u00ed como de suficientes datos de cierres hist\u00f3ricos, el encargado de la lectura podr\u00e1 realizar estimaciones de cierres basados en estudios t\u00e9cnicamente justificados de cualquier informaci\u00f3n disponible del punto de medida, cuya metodolog\u00eda deber\u00e1 ser puesta a disposici\u00f3n de los participantes que la soliciten.
\nSer\u00e1n estimaciones t\u00e9cnicamente justificadas aquellas que afecten a la indisponibilidad de equipo de medida por causas fortuitas o intencionadas o a la suspensi\u00f3n del suministro el\u00e9ctrico por motivos t\u00e9cnicos o actuaciones relacionadas acciones de corte y reconexi\u00f3n.
\nEn el supuesto de ausencia de medidas por suspensi\u00f3n del suministro justificada t\u00e9cnicamente la estimaci\u00f3n ser\u00e1 0 kWh.
\n4. Estimaci\u00f3n basada en factor de utilizaci\u00f3n del 33 %. Estimaci\u00f3n de energ\u00eda activa entrante del punto de medida principal igual al equivalente de suponer el 33% de la potencia contratada circulando constantemente durante todo el periodo a estimar.
\nLos valores de energ\u00eda horarios se obtendr\u00e1n a partir del saldo obtenido seg\u00fan lo indicado en el apartado anterior perfilado de acuerdo con el perfil y m\u00e9todo de c\u00e1lculo a efectos de liquidaci\u00f3n de energ\u00eda vigente establecido por el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica.
\n4.4.5 Fronteras tipo 5 de clientes sin medida horaria.
\n\u2022 Obtenci\u00f3n del\/los saldo\/s. En el caso de no disponer de valor de energ\u00eda de acuerdo con lo indicado en el apartado 4.3., el encargado de lectura estimar\u00e1 el mejor valor de un punto frontera, en funci\u00f3n de los datos de medidas disponibles atendiendo al procedimiento descrito en la Resoluci\u00f3n de 14 de mayo de 2009 de la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas, y sus modificaciones, por la que se establece el procedimiento de facturaci\u00f3n con estimaci\u00f3n del consumo de energ\u00eda el\u00e9ctrica y su regularizaci\u00f3n con medidas reales.
\n\u2022 Perfilado. Los valores de energ\u00eda horarios se obtendr\u00e1n a partir del saldo obtenido seg\u00fan lo indicado en el apartado anterior, perfilado de acuerdo con el perfil final y m\u00e9todo de c\u00e1lculo a efectos de liquidaci\u00f3n de energ\u00eda vigente establecido por el Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica en virtud de lo establecido en el art\u00edculo 32 del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico aprobado por el Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto.
\n4.4.6 Fronteras tipo 3, 4 y 5 de clientes con medida horaria e integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n.
\n4.4.6.1 Definiciones y principios generales. Se incluyen a continuaci\u00f3n las definiciones que aplican a las fronteras de clientes tipos 3, 4 y 5 con medida horaria conectados a la red de baja tensi\u00f3n e integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n:
\n\u2022 Lectura o medida real: las lecturas remotas, locales y visuales validadas por el encargado de la lectura. En los equipos situados en puntos frontera de clientes tipos 3, 4 y 5 y efectivamente integrados en el sistema de telegesti\u00f3n la lectura visual o local se realizar\u00e1 excepcionalmente y por causas justificadas.
\n\u2022 Lectura absoluta: medida de energ\u00eda acumulada total por periodo tarifario registrada por el equipo de medida desde 0 kWh.
\n\u2022 Resumen diario: registro almacenado en el equipo de medida del valor a las 00:00 h de cada d\u00eda de los totalizadores absolutos (valores totales y por periodos tarifarios) de las 6 magnitudes de energ\u00eda (activa de entrada o consumida, activa de salida o generada y reactivas de los cuatro cuadrantes).
\n\u2022 Saldo ATR: la energ\u00eda consumida, en cada per\u00edodo tarifario, utilizada para facturar el t\u00e9rmino de energ\u00eda de los peajes de acceso. Se obtendr\u00e1 como la diferencia en kWh, en cada periodo tarifario, entre las lecturas absolutas del d\u00eda inicial y final del periodo de facturaci\u00f3n. Dichas lecturas ser\u00e1n tomadas a las 00:00 horas, excluyendo el d\u00eda inicial e incluyendo el d\u00eda final del periodo de facturaci\u00f3n.
\n\u2022 CCH_BRUTA: CCH bruta. Es la CCH tal y como queda registrada en el equipo de medida y obtenida por el encargado de la lectura, bien de forma remota, local o visualmente, sin haber sido sometida a ning\u00fan proceso de validaci\u00f3n ni estimaci\u00f3n.
\n\u2022 CCH_VAL: CCH validada. Es la CCH resultante despu\u00e9s de someter a la CCH_BRUTA al proceso de validaci\u00f3n definido en el presente procedimiento.
\n\u2022 CCH_FACT: CCH a efectos de facturaci\u00f3n al consumidor, en los casos que corresponda. Es la CCH despu\u00e9s de ser validada, tratadas sus anomal\u00edas y, en su caso, estimados los huecos horarios de la misma de acuerdo al presente procedimiento.
\nLa curva de carga horaria utilizada para la facturaci\u00f3n de los consumidores acogidos al precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor (CCH_FACT) ser\u00e1 igualmente utilizada para el c\u00e1lculo de la agregaci\u00f3n de puntos fronteras de clientes tipo 5 a efectos de liquidaci\u00f3n de la energ\u00eda en el mercado de producci\u00f3n de acuerdo con lo establecido en el P.O.10.6. \u00abAgregaciones de puntos de medida\u00bb
\nEste apartado tambi\u00e9n ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n a los clientes tipo 3 y 4 en baja tensi\u00f3n integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n. Para la obtenci\u00f3n de la curva de carga horaria y el saldo ATR utilizados para la facturaci\u00f3n se tendr\u00e1n presente las siguientes consideraciones:
\nCriterios para la validaci\u00f3n de la medida. Las medidas obtenidas por el encargado de la lectura tanto de la CCH_BRUTA como las absolutas necesarias para el c\u00e1lculo de los saldos de ATR, as\u00ed como dichos saldos deber\u00e1n ser previamente validadas por los encargados de la lectura para poder ser utilizadas en los procesos de facturaci\u00f3n.
\nEl encargado de la lectura establecer\u00e1 uno de los siguientes estados de validaci\u00f3n para cada medida o saldo ATR:
\n\u2022 Medida o saldo ATR v\u00e1lido:Medida o saldo ATR que cumple todas las validaciones establecidas. Una medida o saldo ATR v\u00e1lido puede dejar de serlo como consecuencia del tratamiento de incidencias, por disponer de nueva informaci\u00f3n sobre dicha medida o por comprobaciones o validaciones posteriores realizadas por el encargado de la lectura.
\n\u2022 Medida o saldo ATR inv\u00e1lido: Medida o saldo ATR que no cumple alguna de las validaciones establecidas. Una medida o saldo ATR inv\u00e1lido puede dejar de serlo como consecuencia de an\u00e1lisis posteriores de su encargado de la lectura.
\nValidaci\u00f3n de la curva de carga horaria.
\nLos encargados de la lectura deber\u00e1n realizar las siguientes validaciones de las medidas horarias de las curvas de carga horarias CCH obtenidas de forma remota por los sistemas de telegesti\u00f3n (CCH_BRUTA) y excepcionalmente a trav\u00e9s de TPL:
\n\u2022 Validaci\u00f3n de bit de calidad: Se considerar\u00e1n medidas v\u00e1lidas las que tengan el bit de calidad correcto. Este bit de calidad ser\u00e1 el detallado en el protocolo correspondiente a cada modelo de contador. En cualquier caso, deber\u00e1 existir un bit de calidad relacionado con la falta de sincronizaci\u00f3n de los equipos.
\n\u2022 Validaci\u00f3n de eventos: Se considerar\u00e1n medidas inv\u00e1lidas las que considere el encargado de lectura como consecuencia del an\u00e1lisis de los eventos aportados por el contador (opcional).
\n\u2022 Validaci\u00f3n de integridad: Se considerar\u00e1n medidas inv\u00e1lidas las que no cumplan con las comprobaciones de integridad que aseguren que el origen inequ\u00edvoco de las medidas.
\n\u2022 Validaciones de fecha: Se considerar\u00e1n medidas inv\u00e1lidas aquellas con hora distinta de XX:00:00, fuera de rango del periodo a facturar, fechas futuras, fechas inexistentes o incoherentes para los periodos de cambio horario, fechas anteriores al inicio de contrato y similar.
\n\u2022 Validaci\u00f3n de consumo excesivo: Se considerar\u00e1n medidas inv\u00e1lidas aquellas cuyo valor de energ\u00eda activa sea superior a:
\n\u2013 55 kWh en consumidores tipo 5,
\n\u2013 220 kWh en consumidores tipo 4, y
\n\u2013 2.000 kWh en consumidores tipo 3.
\n\u2022 Validaciones de comprobaci\u00f3n de coherencia con otros or\u00edgenes de medida: Se considerar\u00e1n medidas inv\u00e1lidas las que no cumplan con comprobaciones que identifiquen incoherencias en la medida con otros or\u00edgenes de la medida (opcional).
\n\u2022 Otras validaciones: Se considerar\u00e1n medidas inv\u00e1lidas las que no cumplan con otras comprobaciones realizadas por el encargado de la lectura que identifiquen incoherencias en los datos de la curva de carga horaria (opcional).
\nValidaci\u00f3n de los res\u00famenes diarios o lecturas absolutas. Los encargados de la lectura deber\u00e1n realizar las siguientes validaciones de los res\u00famenes diarios o lecturas absolutas obtenidas de forma remota por los sistemas de telegesti\u00f3n que vayan a ser utilizados para calcular el saldo ATR:
\n\u2022 Validaci\u00f3n de bit de calidad: Se considerar\u00e1n v\u00e1lidas para el c\u00e1lculo de un saldo ATR las lecturas absolutas que tengan el bit de calidad correcto. Este bit de calidad ser\u00e1 el detallado en el protocolo correspondiente a cada modelo de contador.
\n\u2022 Validaci\u00f3n de eventos: Se considerar\u00e1n lecturas absolutas inv\u00e1lidas para el c\u00e1lculo de un saldo ATR las que considere el encargado de lectura como consecuencia del an\u00e1lisis de los eventos aportados por el contador (opcional).
\n\u2022 Validaci\u00f3n de integridad: Se considerar\u00e1n lecturas absolutas inv\u00e1lidas para el c\u00e1lculo de un saldo ATR las que no cumpla con las comprobaciones de integridad que aseguren el origen inequ\u00edvoco de las medidas.
\n\u2022 Validaciones de fecha: Se considerar\u00e1n inv\u00e1lidas para el c\u00e1lculo de un saldo ATR las lecturas absolutas con hora distinta de 00:00, fechas futuras, fechas inexistentes o incoherentes para los periodos de cambio horario, fechas anteriores al inicio de contrato y similar.
\nSe considerar\u00e1 inv\u00e1lida la lectura absoluta inicial distinta a la \u00faltima fecha validada o a la fecha de inicio del contrato.
\nSe considerar\u00e1 inv\u00e1lida la lectura absoluta final posterior a la fecha de fin de contrato.
\nValidaciones de las lecturas locales y visuales por el encargado de la lectura. Los encargados de la lectura deber\u00e1n validar las lecturas locales o visuales que vayan a ser utilizados, en su caso, para calcular el saldo ATR, usando los criterios de validaci\u00f3n de los res\u00famenes diarios o lecturas absolutas establecidos en el apartado anterior, que apliquen.
\nValidaciones a las lecturas comunicadas por clientes (autolecturas). Los encargados de la lectura deber\u00e1n validar las autolecturas que vayan a ser utilizadas, en su caso, para calcular el saldo ATR, comprobando que:
\n\u2022 No faltan ni sobran periodos con lectura aportada respecto a los periodos de la tarifa contratada.
\n\u2022 El n\u00famero de d\u00edgitos de la lectura no supera al registrado en el sistema.
\n\u2022 La lectura es mayor o igual que la \u00faltima lectura real empleada para facturar el suministro.
\n\u2022 La fecha de la lectura es mayor que la fecha de la \u00faltima lectura facturada para el suministro.
\nValidaci\u00f3n de saldo ATR. Los encargados de la lectura deber\u00e1n realizar las siguientes validaciones del saldo ATR:
\nSe considerar\u00e1 inv\u00e1lido el saldo ATR en el que la lectura absoluta final sea inferior a la lectura absoluta inicial. Esta validaci\u00f3n tendr\u00e1 en cuenta los posibles pasos por cero del contador. En el caso de no cumplirse la comprobaci\u00f3n anterior se invalidar\u00e1 el saldo total y, para suministros con varios periodos tarifarios o discriminaci\u00f3n horaria, se invalidar\u00e1 cada uno de los saldos.
\nAsimismo, para suministros con varios periodos tarifarios o discriminaci\u00f3n horaria, el consumo totalizado debe ser igual a la suma de consumos por periodo tarifario. El n\u00famero de periodos tarifarios programados debe coincidir con el n\u00famero de periodos tarifarios para los que existe medida. Caso de no coincidir, se considerar\u00e1n no validos todos los saldos por periodo del equipo.
\nValidaci\u00f3n de coherencia de la CCH_VAL con el saldo ATR. En los casos en los que se disponga de saldo ATR v\u00e1lido y de CCH v\u00e1lida completa, los encargados de la lectura deber\u00e1n comprobar que la diferencia por periodo tarifario entre el saldo ATR y la suma de todas las medidas v\u00e1lidas de la CCH correspondientes a cada periodo tarifario, para el periodo de facturaci\u00f3n, sea menor que 1 kWh en t\u00e9rminos absolutos. En caso contrario, se invalidar\u00e1n las medidas de la curva de carga horaria y se proceder\u00e1 seg\u00fan se indica para el proceso de estimaci\u00f3n de la CCH que se describe en el apartado 4.4.6.2. En estos casos, el encargado de lectura dar\u00e1 de alta una incidencia.
\nEn el caso de saldos de ATR obtenidos con una lectura absoluta en una hora distinta de las 00:00, la comparaci\u00f3n con la CCH se realizar\u00e1 teniendo en cuenta la hora real de la lectura absoluta. En caso de que el minutaje de dicha lectura absoluta sea distinto de cero, se considerar\u00e1 que est\u00e1 tomado en la hora anterior o posterior m\u00e1s cercana.
\nLa curva de carga horaria CCH_FACT puesta a disposici\u00f3n de los comercializadores en aquellos puntos de suministro no acogidos al precio voluntario para el peque\u00f1o consumidor ser\u00e1 igualmente utilizada para el c\u00e1lculo de la agregaci\u00f3n de puntos fronteras de clientes tipo 5 a efectos de liquidaci\u00f3n de la energ\u00eda en el mercado de producci\u00f3n de acuerdo con lo establecido en el procedimiento de operaci\u00f3n 10.6
\nUna vez calculado el mejor valor de energ\u00eda en un punto frontera tipo 5 de clientes con medida horaria de acuerdo con lo indicado anteriormente, la medida en dicho punto frontera estar\u00e1 calificada con el tipo de medida que se indica a continuaci\u00f3n.
\n4.4.6.2 Proceso de tratamiento y estimaci\u00f3n de la CCH.
\na) Plazos. Los plazos para las validaciones de las medidas de las curvas de carga horarias de clientes tipo 3, 4 y 5 conectados a las redes de baja tensi\u00f3n e integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n, ser\u00e1n los siguientes:
\n\u2022 Medidas de la CCH: Las validaciones de bit de calidad y consumo excesivo se realizar\u00e1n al d\u00eda siguiente de la recepci\u00f3n de la CCH. Las validaciones de la CCH_BRUTA se realizar\u00e1n semanalmente.
\n\u2022 Lecturas absolutas para el c\u00e1lculo de facturaci\u00f3n de ATR: Mensualmente hasta el 5.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil posterior a la fecha final del periodo de facturaci\u00f3n seg\u00fan el procedimiento recogido en la normativa vigente en cada momento.
\n\u2022 Validaciones de coherencia entre la medida de la CCH y saldos de ATR: Mensualmente hasta el 5.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil posterior a la fecha final del periodo de facturaci\u00f3n.
\nb) Captaci\u00f3n de medidas. Para la facturaci\u00f3n del peaje de acceso, los plazos de registro del consumo no ser\u00e1n superiores a los tres d\u00edas anteriores o posteriores a la finalizaci\u00f3n del mes a contar desde el \u00faltimo registro del consumo realizado, tal y como se establece en el apartado 2 del art\u00edculo 5 del Real Decreto 1164\/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes de transporte y distribuci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nLa captaci\u00f3n de la CCH deber\u00e1 realizarse, como m\u00ednimo, con una periodicidad semanal.
\nLa captaci\u00f3n de la CCH se prolongar\u00e1, salvo que se obtenga una CCH completa y sin huecos, hasta el tercer d\u00eda posterior a la finalizaci\u00f3n del mes a contar desde el \u00faltimo registro del consumo realizado, tratando de recuperar al menos diariamente los huecos existentes en la CCH correspondiente a los registros horarios de consumo del periodo de facturaci\u00f3n. No obstante lo anterior, la recuperaci\u00f3n de los huecos podr\u00e1 extenderse durante un periodo superior siempre que la puesta a disposici\u00f3n de la CCH_FACT a las comercializadoras no se demore m\u00e1s que el plazo establecido en el PO 10.11.
\nLos encargados de la lectura realizar\u00e1n las validaciones de la curva de carga horaria, de los res\u00famenes diarios o lecturas absolutas, del saldo ATR y de la coherencia de la CCH_VAL con el saldo ATR en los t\u00e9rminos y los plazos establecidos en el punto a) del apartado 4.4.6.2.
\nUna vez superados los plazos se\u00f1alados para la recuperaci\u00f3n de los huecos y validaci\u00f3n de las medidas, podr\u00e1n presentarse las situaciones contempladas en la siguiente tabla, debi\u00e9ndose aplicar el proceso de tratamiento y\/o estimaci\u00f3n indicado:
\nSituaci\u00f3n tras fase de validaci\u00f3n Situaci\u00f3n tras fase de tratamiento y estimaci\u00f3n
\nSaldo ATR CCH Apartado del procedimiento Tipo de saldo ATR Tipo de medidas horarias de la CCH Tipo de lectura en factura del consumidor
\nV\u00e1lido. V\u00e1lida y completa. 6.1 Real. Real. Real.
\nInv\u00e1lido o no disponible. V\u00e1lida y completa. 6.2 Calculado. Real. Real.
\nInv\u00e1lido. V\u00e1lida e incompleta o inv\u00e1lida o no disponible. 6.3.1 Real por lectura local o visual del EdL v\u00e1lida. Real\/Perfil. Real.
\nInv\u00e1lido. V\u00e1lida e incompleta o inv\u00e1lida o no disponible. 6.3.2.a) Estimado por autolectura v\u00e1lida. Real\/Perfil. Estimada.
\nInv\u00e1lido o no disponible. V\u00e1lida e incompleta o inv\u00e1lida o no disponible. 6.3.2.b) Estimado. Real\/Perfil. Estimada.
\nV\u00e1lido. V\u00e1lida e incompleta. 6.4.a) Real. Real\/Perfil. Real.
\nV\u00e1lido. Inv\u00e1lida o no disponible. 6.4.b) Real. Perfil. Estimada.
\nV\u00e1lido. V\u00e1lida y completa diferencia con saldo ATR > 1kWh. 6.4.c) Real. Ajustada. Real.
\nV\u00e1lido. V\u00e1lida diferencia saldo ATR y CCH 1kWh.
\nV\u00e1lida incompleta, diferencia con saldo ATR en valor absoluto >1 kWh.
\nCaso b. Inv\u00e1lido o no se dispone. V\u00e1lida, completa.
\nCaso c. V\u00e1lido. V\u00e1lida, incompleta o no se dispone.
\nCaso d. Inv\u00e1lido o no se dispone. V\u00e1lida, incompleta.
\nCaso e. Inv\u00e1lido o no se dispone. No se dispone.
\nPara el caso a1, el saldo de ATR y la curva de carga horaria se considerar\u00e1n firmes en los procesos de liquidaci\u00f3n.
\nPara el caso a2, el saldo de ATR se considerar\u00e1 provisional en el proceso de liquidaci\u00f3n.
\nPara el caso b el saldo ATR se calcular\u00e1 de acuerdo con lo establecido en el Proceso de estimaci\u00f3n de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.6.6.2. Una vez calculado, el saldo de ATR calculado se considerar\u00e1 firme y la CCH se considerar\u00e1 firme en el proceso de liquidaci\u00f3n.
\nPara el caso c, el saldo de ATR se considerar\u00e1 firme en el proceso de liquidaci\u00f3n.
\nPara los casos d y e, el saldo ATR se obtendr\u00e1 de acuerdo con lo establecido en el Proceso de estimaci\u00f3n de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2:
\n\u2022 Si el saldo de ATR se ha obtenido a partir de la lectura absoluta local o visual del encargado de lectura, una vez calculado, el saldo de ATR se considerar\u00e1 firme.
\n\u2022 Si el saldo de ATR se ha obtenido por autolectura absoluta visual del cliente se considerar\u00e1 provisional.
\n\u2022 Si el saldo de ATR se ha obtenido por estimaci\u00f3n en funci\u00f3n de hist\u00f3ricos del a\u00f1o anterior, el saldo ATR se considerar\u00e1 provisional y del tipo de estimaci\u00f3n empleado
\n\u2022 Si el saldo de ATR se ha obtenido por estimaci\u00f3n seg\u00fan un factor de utilizaci\u00f3n de la potencia contratada, el saldo ATR se considerar\u00e1 provisional y del tipo de estimaci\u00f3n empleado.
\nEn la siguiente tabla se resumen los distintos tipos de saldos de ATR con indicaci\u00f3n de firmeza, origen y prelaci\u00f3n.
\nRelaci\u00f3n ATR – CCH Tipo Firmeza del saldo de ATR Origen del saldo de ATR Prelaci\u00f3n
\nCaso a1 y c.
\nCaso a2. Real.
\nReal. Firme.
\nProvisional. Telegesti\u00f3n. 1
\nCaso b. Calculado. Firme. Telegesti\u00f3n. 2
\nCaso d y e. Lectura absoluta local o visual del encargado de lectura. Firme. Local. 3
\nCaso d y e. Autolectura absoluta visual del cliente. Provisional. Local. 4
\nCaso d y e. Estimado en funci\u00f3n de hist\u00f3ricos del a\u00f1o anterior. Provisional. Estimaci\u00f3n. 5
\nCaso d y e. Estimado seg\u00fan un factor de utilizaci\u00f3n de la potencia contratada. Provisional. Estimaci\u00f3n. 6
\nEn el anexo 9 de este procedimiento se incluyen a modo de ejemplo cada uno de los casos de relaci\u00f3n entre el saldo de ATR y su CCH asociada.
\n4.4.6.4 CCH. Las magnitudes necesarias para la facturaci\u00f3n tanto de los peajes de acceso como de las CCH, podr\u00e1n ser obtenidas de los diferentes modos y con el siguiente orden de prelaci\u00f3n:
\n1. Remoto.
\n2. Local.
\n3. Visual por parte del Encargado de la lectura.
\n4. Comunicada por el cliente o autolectura.
\nAdem\u00e1s de lo anterior, el saldo ATR tendr\u00e1 prelaci\u00f3n sobre la CCH a efectos de determinar las magnitudes que sirven de base para la facturaci\u00f3n de los peajes de acceso y la obtenci\u00f3n de la CCH.
\nLas unidades de medida empleadas en los diferentes registros de energ\u00eda son las siguientes:
\n\u2022 Curvas de carga en Wh.
\n\u2022 Medidas de los res\u00famenes diarios, cierres y medidas absolutas en kWh.
\nEl tratamiento de los decimales que puedan surgir en el proceso del c\u00e1lculo del saldo ATR y de la CCH_FACT se realizar\u00e1n de acuerdo al anexo 4.
\na. En el caso de que la CCH sea incompleta parcial o totalmente para el periodo de facturaci\u00f3n (casos c, d y e) o exista una diferencia mayor de 1 kWh en t\u00e9rminos absolutos con el saldo de ATR v\u00e1lido (caso a2), el encargado de lectura deber\u00e1 estimar o ajustar la curva de carga horaria de acuerdo con lo establecido en el Proceso de estimaci\u00f3n de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2.
\nUna vez obtenida la Curva de carga horaria quedar\u00e1 marcada de acuerdo con lo establecido a continuaci\u00f3n:
\nC\u00f3digo M\u00e9todo de obtenci\u00f3n
\n1 Medida real v\u00e1lida.
\n2 Medida perfilada.
\n3 Medida real ajustada a un saldo de ATR.
\n4 Medida perfilada correspondiente a auto-lectura de cliente.
\n5 Estimaci\u00f3n por consumo hist\u00f3rico del a\u00f1o anterior perfilado.
\n6 Estimaci\u00f3n por factor de utilizaci\u00f3n perfilado.
\n\u2022 Para el caso c:
\nb. las medidas de la curva de carga horaria se obtendr\u00e1n, seg\u00fan corresponda, de acuerdo con lo establecido en el proceso de estimaci\u00f3n de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2 las medidas horarias perfiladas quedan marcadas con el m\u00e9todo de obtenci\u00f3n 2.
\n\u2022 Para el caso a2:
\nc. Las medidas de la curva de carga horaria se obtendr\u00e1n de acuerdo con lo establecido en proceso de estimaci\u00f3n de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2. Las medidas horarias ajustadas quedan marcadas con el m\u00e9todo de obtenci\u00f3n 3.
\n\u2022 Para los casos d y e:
\nd. Si el saldo de ATR se ha obtenido a partir de la lectura absoluta local o visual del encargado de lectura, las medidas de la curva de carga horaria se obtendr\u00e1n, seg\u00fan corresponda, de acuerdo con lo establecido proceso de estimaci\u00f3n de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2. Las medidas horarias perfiladas quedan marcadas con el m\u00e9todo de obtenci\u00f3n 2.
\ne. Si el saldo de ATR se ha obtenido por autolectura absoluta visual del cliente se considerar\u00e1 provisional, las medidas de la curva de carga horaria se obtendr\u00e1n, seg\u00fan corresponda, de acuerdo con lo establecido en el proceso de estimaci\u00f3n de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2. Las medidas horarias perfiladas quedan marcadas con el m\u00e9todo de obtenci\u00f3n 4.
\nSi el saldo de ATR se ha estimado en funci\u00f3n de hist\u00f3ricos, las medidas de la curva de carga horaria se obtendr\u00e1n, seg\u00fan corresponda, de acuerdo con lo establecido en el proceso de estimaci\u00f3n de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2 Las medidas horarias perfiladas quedan marcadas con el m\u00e9todo de obtenci\u00f3n 5.
\nSi el saldo de ATR se ha estimado en funci\u00f3n de un factor de utilizaci\u00f3n, las medidas de la curva de carga horaria se obtendr\u00e1n, seg\u00fan corresponda, de acuerdo con lo establecido en el proceso de estimaci\u00f3n de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2. Las medidas horarias perfiladas quedan marcadas con el m\u00e9todo de obtenci\u00f3n 6.
\nEn la siguiente tabla se resumen los distintos tipos de CCH con indicaci\u00f3n del tipo de saldo de ATR asociado y su firmeza:
\nRelaci\u00f3n ATR – CCH Tipo de Saldo de ATR M\u00e9todo de obtenci\u00f3n de la CCH C\u00f3digo de m\u00e9todo de obtenci\u00f3n Tipo de medida de la CCH
\nCaso a1. Real. Real. 1 Firme.
\nCaso a2. Real. Ajustada. 3 Firme.
\nCaso b. Calculado. Real. 1 Firme.
\nCaso c. Real. Real \/ Ajustada \/
\nReal \/ Perfil. 1 \/ 3 \/
\n1 \/ 2 Firme \/Estimaci\u00f3n.
\nCaso d y e. Lectura absoluta local o visual del encargado de lectura. Real \/ Ajustada \/
\nReal \/ Perfil. 1 \/ 3 \/
\n1 \/ 2 Firme \/Estimaci\u00f3n.
\nCaso d y e. Auto-lectura absoluta visual del cliente. Real \/ Ajustada \/
\nReal \/ Perfil. 1 \/ 3 \/
\n1 \/ 4 Firme \/ Estimaci\u00f3n.
\nCaso d y e. Estimado en funci\u00f3n de hist\u00f3ricos del a\u00f1o anterior. Perfil. 5 Estimaci\u00f3n.
\nCaso d y e. Estimado seg\u00fan un factor de utilizaci\u00f3n de la potencia contratada. Perfil. 6 Estimaci\u00f3n.
\nEn el anexo 9 de este documento se incluyen a modo de ejemplo cada uno de los casos de relaci\u00f3n entre el saldo de ATR y su CCH asociada.
\n4.4.6.5 Modificaci\u00f3n del saldo ATR y de la CCH. La curva de carga horaria o el saldo ATR de facturaci\u00f3n podr\u00e1n ser objeto de modificaci\u00f3n en los siguientes supuestos:
\na) Como consecuencia de una reclamaci\u00f3n por parte del consumidor, dentro de los plazos establecidos en la normativa vigente.
\nb) En caso de modificaci\u00f3n de la factura del peaje de acceso por modificaci\u00f3n del saldo ATR.
\nEn estos casos se obtendr\u00e1 una nueva CCH_FACT, aplicando el proceso incluido en el apartado 6, en los plazos y condiciones establecidos en la normativa vigente.
\nEn cualquier caso, una vez que se disponga de medida real de saldo ATR, se deber\u00e1 volver a obtener CCH_FACT para todo el periodo comprendido entre las dos \u00faltimas lecturas reales.
\nToda modificaci\u00f3n del saldo ATR o de la CCH_FACT, supondr\u00e1 una modificaci\u00f3n de las medidas utilizadas para calcular las agregaciones a efectos de liquidaci\u00f3n:
\nUn saldo de ATR provisional podr\u00e1 sustituirse por un saldo firme o provisional de mejor prelaci\u00f3n. En estos casos, el nuevo saldo de ATR deber\u00e1 tenerse en cuenta en los procesos de facturaci\u00f3n (re-facturaci\u00f3n) y liquidaci\u00f3n.
\nUna medida estimada de una CCH podr\u00e1 sustituirse por una medida firme o una nueva estimaci\u00f3n exclusivamente si se modifica el saldo de ATR o si existe reclamaci\u00f3n del consumidor. La nueva CCH deber\u00e1 tenerse en cuenta tanto en los procesos de facturaci\u00f3n (re-facturaci\u00f3n) como de liquidaci\u00f3n.
\nEn los casos en los que se haya producido el cierre definitivo de medidas, las modificaciones del saldo ATR o de la curva de facturaci\u00f3n se incluir\u00e1n como \u00abrestos\u00bb de acuerdo con lo establecido en el apartado 8.13.
\nUn saldo de ATR provisional pasar\u00e1 a firme en la publicaci\u00f3n del cierre definitivo de medidas.
\nUna medida estimada de una CCH pasar\u00e1 a firme en la publicaci\u00f3n del cierre definitivo de medidas.
\n4.4.7 Fronteras tipo 3, 4 y 5 de instalaciones de generaci\u00f3n con medida horaria e integradas en los sistemas de telegesti\u00f3n. En el caso de no disponer de valor de energ\u00eda de acuerdo con lo indicado en el apartado 4.3, el encargado de lectura estimar\u00e1 la energ\u00eda saliente de acuerdo con lo indicado en el apartado 4.4.6 con los perfiles de generaci\u00f3n correspondientes.
\nLos valores horarios de energ\u00eda generada se obtendr\u00e1n utilizando los perfiles publicados en la normativa de aplicaci\u00f3n con las siguientes consideraciones:
\n\u2022 Las instalaciones hidr\u00e1ulicas se perfilar\u00e1n con perfil plano y en caso de que el saldo de lectura corresponda a m\u00e1s de un mes se aplicar\u00e1 el reparto de energ\u00eda a cada mes de acuerdo con los factores de funcionamiento indicados en la normativa de aplicaci\u00f3n.
\n\u2022 Las instalaciones fotovoltaicas se perfilar\u00e1n a partir del saldo de contador aplicando los coeficientes horarios definidos a efectos de liquidaci\u00f3n de energ\u00eda vigente indicados en la normativa de aplicaci\u00f3n de acuerdo con:
\nValor energ\u00eda periodo = Saldo contador *coeficiente horario\/Pt
\nSiendo Pt el sumatorio de los coeficientes horarios definidos para el periodo a perfilar a que corresponde el saldo.
\nEn los casos en que la falta de medida de energ\u00eda saliente sea debida a incumplimientos o dejaci\u00f3n de funciones por parte del responsable del punto de medida, la estimaci\u00f3n de energ\u00eda saliente ser\u00e1 0 kWh, siendo debidamente comunicado el responsable del punto de medida de la situaci\u00f3n.
\n4.5 Estimaciones de datos de energ\u00eda realizadas por el operador del sistema en puntos frontera de los que los distribuidores son encargados de la lectura. El operador del sistema estimar\u00e1 los datos de medidas de puntos frontera y agregaciones de consumidores vigentes en el concentrador principal y no comunicados a \u00e9ste por su encargado de la lectura, de acuerdo con lo siguiente:
\nLos puntos de suministro tipos 1 y 2 y agregaciones de consumidores tipos 3, 4, y 5 se estimar\u00e1n a partir del procedimiento de estimaci\u00f3n en base a datos hist\u00f3ricos descrito en el Anexo 5 de este procedimiento.
\nLas instalaciones de generaci\u00f3n tipos 3, 4 y 5 de instalaciones de generaci\u00f3n se estimar\u00e1n a 0 kWh en todos los periodos con ausencia de medida. En estos casos el operador del sistema deber\u00e1 remitir a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia la relaci\u00f3n de encargados de la lectura que no remiten los datos de medida que puedan suponer un incumplimiento de las obligaciones de lectura.
\nEl operador del sistema no estimar\u00e1 los puntos o agregaciones cuyo encargado de la lectura sea el distribuidor y que no hayan sido dados de alta en el concentrador principal por su encargado de la lectura.
\n4.6 Periodicidad del c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda en punto frontera. Antes del cierre provisional cada punto frontera deber\u00e1 tener asociado para cada uno de los periodos de integraci\u00f3n un valor de energ\u00eda firme o estimado. La existencia de mejor valor de energ\u00eda en punto frontera antes del cierre provisional est\u00e1 condicionada a la fecha de recepci\u00f3n y firmeza de las medidas.
\nEn funci\u00f3n de la disponibilidad de datos de medida asociados a cada frontera el encargado de la lectura deber\u00e1 realizar el c\u00e1lculo y ponerlo a disposici\u00f3n del resto de participantes con un retraso m\u00e1ximo de 24 horas.
\nEl c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda de cada punto frontera se realizar\u00e1 mientras no se haya realizado el cierre definitivo de medidas al menos en los casos y momentos descritos en el apartado 8 de este procedimiento.
\n4.7 Periodicidad de c\u00e1lculo de agregaciones de puntos frontera de clientes. A efectos de liquidaci\u00f3n, el distribuidor deber\u00e1 calcular las agregaciones de medida de acuerdo con el P.O.10.6, a partir de los datos de mejor valor horario de energ\u00eda de los puntos frontera de clientes tipos 3, 4 y 5.
\nEl c\u00e1lculo de agregaciones y su puesta a disposici\u00f3n del operador del sistema y del resto de participantes se realizar\u00e1 con los mejores valores horarios disponibles para realizar las publicaciones peri\u00f3dicas descritas en los PP.OO. 10.4 y 10.11. Adicionalmente y mientras no se haya realizado el cierre definitivo, si ha habido modificaci\u00f3n en las medidas de alguna frontera de la agregaci\u00f3n, se deber\u00e1 calcular y publicar las nuevas medidas agregadas al menos en los casos y momentos descritos en el apartado 8 de este procedimiento.
\nIndependientemente de las publicaciones anteriores, el encargado de la lectura podr\u00e1 enviar al operador del sistema actualizaciones de medidas agregadas si dispone de mejores datos con las limitaciones establecidas en este procedimiento. Las medidas ser\u00e1n procesadas si el periodo de aceptaci\u00f3n de medidas est\u00e1 abierto de acuerdo con lo indicado en el apartado 8 de este procedimiento de operaci\u00f3n.
\n5. Publicaci\u00f3n de energ\u00edas liquidables.
\n5.1 Publicaci\u00f3n de energ\u00edas liquidables al sistema de liquidaciones del operador del sistema. El concentrador principal pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del sistema de liquidaciones del operador del sistema los datos de medidas de acuerdo con los plazos definidos a fin de que pueda realizar las funciones que normativamente tiene asignadas. El operador del sistema, no adelantar\u00e1 en ning\u00fan caso la estimaci\u00f3n de datos de medidas en frontera de las que no es encargado de la lectura fuera de los plazos indicados en este procedimiento.
\nLas publicaciones llevadas a cabo por el concentrador principal al sistema de liquidaciones para la realizaci\u00f3n de las liquidaciones descritas en apartado 6 del P.O. 14.1 \u00abCondiciones generales del proceso de liquidaci\u00f3n del operador del sistema\u00bb ser\u00e1n, al menos, las que se indican en el apartado 8 de este procedimiento.
\nAdicionalmente, el concentrador principal publicar\u00e1 la informaci\u00f3n de medidas necesaria para que los sujetos puedan comprobar sus liquidaciones de acuerdo con los medios y protocolos descritos en el P.O. 10.4.
\n5.2 Publicaci\u00f3n de energ\u00edas al \u00f3rgano encargado de las liquidaciones del r\u00e9gimen retributivo espec\u00edfico. Los encargados de lectura pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del \u00f3rgano encargado de las liquidaciones del r\u00e9gimen retributivo espec\u00edfico los datos de medidas por CIL de acuerdo con los formatos y plazos que se establezcan en la normativa correspondiente.
\nAdicionalmente, los encargados de lectura publicar\u00e1n las mismas medidas a los participantes de cada instalaci\u00f3n, de forma que la energ\u00eda enviada al organismo encargado de la liquidaci\u00f3n del r\u00e9gimen retributivo espec\u00edfico y la existente en concentrador principal de medidas sea coincidente.
\n6. Cierres de energ\u00eda.
\n6.1 Introducci\u00f3n. Se define cierre de energ\u00eda de un mes M al hito en que las medidas o agregaciones de energ\u00eda de los puntos frontera del sistema son puestos a disposici\u00f3n del sistema de liquidaciones para su liquidaci\u00f3n.
\nLas medidas o agregaciones de medidas de los puntos frontera publicadas en cada cierre podr\u00e1n ser provisionales o definitivas.
\nEn la publicaci\u00f3n de cada cierre de energ\u00eda se incorporar\u00e1n las medidas de los tipos de puntos frontera que sean necesarios para la liquidaci\u00f3n correspondiente.
\nEl operador del sistema efectuar\u00e1 en cada cierre las publicaciones necesarias para que los sujetos y los encargados de lectura puedan comprobar los datos de medidas de energ\u00eda de su liquidaci\u00f3n, as\u00ed como publicaciones previas al cierre como avance de los mismos.
\nSe deben habilitar los intercambios de informaci\u00f3n necesarios para que los sujetos puedan poner en conocimiento de los encargados de lectura y del operador del sistema las reclamaciones a los datos de medida del cierre. Cada cierre y cada tipo de punto frontera podr\u00e1n tener un mecanismo de tratamiento de reclamaciones diferente.
\nEl operador del sistema publicar\u00e1 a los distintos participantes por los medios establecidos en el P.O. 10.4 los datos de medidas de cada cierre indicados en ese apartado.
\nLos plazos para la recepci\u00f3n de medidas para los distintos cierres y para las publicaciones del operador del sistema se recogen en el apartado 8 de este procedimiento.
\n6.2 Cierre del mes M+1. El procedimiento de cierre en el mes M+1 de medidas se realiza con una periodicidad mensual correspondiente a las medidas del mes anterior y en los plazos establecidos en el apartado 8 de este procedimiento.
\nCon las medidas recibidas hasta el plazo l\u00edmite de recepci\u00f3n de datos de medidas para el cierre en el mes M+1, el operador del sistema efectuar\u00e1 los tratamientos de medidas necesarios a fin de realizar el cierre del mes M+1 y su publicaci\u00f3n. Las medidas correspondientes a un cierre del mes M+1 podr\u00e1n ser firmes o provisionales.
\nPara el cierre en el mes M+1 el operador del sistema no estimar\u00e1 las medidas de CIL por no haberlas enviado su encargado de la lectura al concentrador principal.
\nLos plazos para la recepci\u00f3n de medidas para un cierre en el mes M+1 y para las publicaciones del operador del sistema y los formatos de los distintos ficheros de estas publicaciones se recogen en el apartado 8 de este procedimiento.
\n6.3 Cierre del mes M+3. El procedimiento de cierre en el mes M+3 de medidas se realiza con una periodicidad mensual correspondiente a las medidas de tres meses anteriores y en los plazos establecidos en el apartado 8 de este procedimiento.
\nCon las medidas recibidas hasta el plazo l\u00edmite de recepci\u00f3n de datos de medidas para el cierre en el mes M+3, el operador del sistema efectuar\u00e1 los tratamientos de medidas necesarios a fin de realizar el cierre del mes M+3 y su publicaci\u00f3n. Las medidas correspondientes a un cierre del mes M+3 podr\u00e1n ser firmes o provisionales.
\nPara el cierre en el mes M+3 el operador del sistema no estimar\u00e1 las medidas de CIL, consumidores o agregaciones de consumidores por no haberlas enviado su encargado de la lectura al concentrador principal.
\nLos plazos para la recepci\u00f3n de medidas para un cierre en el mes M+3 y para las publicaciones del operador del sistema y los formatos de los distintos ficheros de estas publicaciones se recogen en el apartado 8 de este procedimiento.
\n6.4 Procedimiento de comunicaci\u00f3n de preobjeciones. Se define como preobjeci\u00f3n a cualquier disconformidad con la medida de un punto frontera o agregaci\u00f3n cuyo encargado de lectura es el distribuidor de cualquier tipo que se comunica previamente al cierre provisional de medidas.
\nSe distinguen dos tipos de preobjeciones, en funci\u00f3n de qui\u00e9n es el participante que las detecta:
\n\u2022 Detectadas por el distribuidor: Las preobjeciones como consecuencia de validaciones o realizaci\u00f3n de verificaciones, u otras que pudiese detectar el encargado de lectura, no requieren ser comunicadas al comercializador, consumidor directo, representante ni al operador del sistema. Las medidas quedar\u00edan actualizadas por nuevas publicaciones del encargado de lectura, antes de la publicaci\u00f3n del cierre provisional.
\n\u2022 Detectadas por el comercializador, consumidor directo o por el representante: Cualquier preobjeci\u00f3n que detecte el comercializador, consumidor directo o el representante ser\u00e1 comunicada al operador del sistema quien las pondr\u00e1 en conocimiento del encargado de lectura correspondiente.
\nLas preobjeciones de medidas las comunicar\u00e1 el comercializador, consumidor directo o el representante al operador del sistema mediante los formatos y medios de transmisi\u00f3n establecidos. El operador del sistema incorporar\u00e1 en su sistema las preobjeciones que pasen las validaciones requeridas y publicar\u00e1 el acuse de recibo de dichas objeciones a los participantes implicados en la misma (comercializador\/consumidor directo \/representante y distribuidor).
\nLas preobjeciones se pueden clasificar en dos niveles:
\na. Preobjeciones al punto frontera o agregaci\u00f3n
\nb. Preobjeciones a la energ\u00eda de un punto de suministro
\nLas preobjeciones no deben ser respondidas por parte el encargado de lectura. En caso de que aplicara, las preobjeciones podr\u00edan dar lugar a nuevas publicaciones de medidas del encargado de lectura antes de la publicaci\u00f3n del cierre provisional.
\nLos plazos para la recepci\u00f3n y publicaci\u00f3n de preobjeciones y para las publicaciones del operador del sistema tras un cierre del mes M+1 para instalaciones de generaci\u00f3n o del mes M+3 para agregaciones de clientes se recogen en el apartado 8 de este procedimiento.
\n6.5 Cierre de energ\u00eda provisional. El procedimiento de cierre provisional de medidas se realiza con una periodicidad mensual y en los plazos establecidos en el apartado 8 de este procedimiento.
\nA partir del cierre de recepci\u00f3n de datos de medidas, el operador del sistema comenzar\u00e1 a realizar los tratamientos de medidas necesarios a fin de realizar el cierre provisional y su publicaci\u00f3n. Las medidas utilizadas en el cierre provisional deber\u00e1n ser firmes o estimaciones. Las medidas provisionales deber\u00e1n pasar a ser medidas firmes, medidas inv\u00e1lidas o estimaciones de acuerdo con lo indicado en el apartado 4.3.
\nLos tratamientos antes citados incluyen la estimaci\u00f3n de medidas utilizando el procedimiento de estimaci\u00f3n descrito en el apartado 4.4.
\nEl operador del sistema proceder\u00e1 a estimar las medidas de puntos frontera o agregaciones de clientes tipo 3, 4 y 5 por no haberlas enviado su encargado de la lectura al concentrador principal de acuerdo con lo indicado en el apartado 4.4.
\nLa estimaci\u00f3n por parte del operador del sistema de medidas de puntos frontera o agregaciones de clientes tipo 3, 4 y 5 no exime a los encargados de lectura de la responsabilidad en los incumplimientos del env\u00edo de medidas en que hubieran podido incurrir.
\nLas estimaciones publicadas para cualquier tipo de frontera podr\u00e1n dar lugar a facturaciones a los distribuidores o responsables de los puntos de medida por el servicio de estimaci\u00f3n de medidas, siempre que el motivo de la estimaci\u00f3n sea imputable a los mismos.
\nEl operador del sistema publicar\u00e1 a los distintos participantes por los medios y formatos establecidos en los PP.O.O. 10.4 y 10.11 los datos de medidas en cierre provisional de los que son participes. Simult\u00e1neamente se publicar\u00e1n al sistema de liquidaciones.
\nExcepcionalmente, el operador del sistema podr\u00e1 realizar republicaciones del cierre provisional efectuados como consecuencia de reclamaciones recibidas a trav\u00e9s del sistema de liquidaciones o por alguna de las situaciones descritas en el apartado 8.14. Las republicaciones se har\u00e1n p\u00fablicas a los participantes afectados sin que se vean modificados los plazos de objeci\u00f3n de medidas.
\nEl plazo de publicaci\u00f3n del cierre provisional de medidas se establece en el apartado 8 de este procedimiento.
\n6.6 Periodo de objeci\u00f3n de medidas. Las objeciones de medidas tienen por objeto solicitar al encargado de la lectura la revisi\u00f3n y el recalculo, si aplica, de las medidas de un punto frontera en uno o m\u00e1s periodos de integraci\u00f3n de un mes en cierre provisional.
\nLas objeciones de medidas de un punto frontera las podr\u00e1 realizar cualquier participante del mismo. Las objeciones de medidas deber\u00e1n ser notificadas a los encargados de la lectura, participantes, comercializadores, clientes directos a mercado, representantes y operador del sistema, seg\u00fan cada caso, utilizando los medios y protocolos definidos en los PP.OO. 10.4 y 10.11.
\nLos propios encargados de la lectura pueden objetar medidas de puntos frontera de los que son encargados de la lectura. Este tipo de objeciones se denominan autobjeciones y deber\u00e1n ser tratadas de la misma forma que las objeciones, a excepci\u00f3n de su plazo de emisi\u00f3n.
\nEl responsable de resolver las posibles objeciones es el encargado de la lectura.
\nDesde la publicaci\u00f3n del cierre provisional por parte del operador del sistema, se abrir\u00e1 el plazo de objeci\u00f3n de medidas. Los plazos de objeci\u00f3n de medidas a partir de la publicaci\u00f3n del cierre provisional son los que se indican en el apartado 8 de este procedimiento.
\n6.6.1 Objeci\u00f3n de medidas de puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de la lectura. El operador del sistema recibir\u00e1 las objeciones o emitir\u00e1 sus autobjeciones. Las objeciones de medidas de un punto frontera las podr\u00e1 realizar cualquier participante del mismo. Las objeciones de medidas deber\u00e1n ser notificadas al operador del sistema para su distribuci\u00f3n al resto de participantes.
\nLas objeciones en datos de medidas se clasifican en dos tipos:
\na. Objeciones asociadas a datos de medida de energ\u00eda en puntos frontera. Adicionalmente y si aplica como complemento a la objeci\u00f3n, el participante podr\u00e1 enviar al operador del sistema incidencias asociadas a la objeci\u00f3n seg\u00fan se indica en el apartado 3.4.
\nb. Objeciones relativas a datos estructurales o configuraciones de c\u00e1lculo de puntos frontera. Adicionalmente y si aplica como complemento a la objeci\u00f3n, el participante podr\u00e1 enviar al operador del sistema las modificaciones de datos estructurales seg\u00fan lo indicado en el P.O. 10.7, en aplicaci\u00f3n del apartado 3.4.
\n6.6.2 Objeci\u00f3n de medidas de puntos frontera o agregaciones de clientes los que los distribuidores son encargados de la lectura. Las objeciones en datos de medidas de puntos frontera o agregaciones de los que son encargados de la lectura los distribuidores se pueden clasificar en dos niveles:
\na. Objeciones o autobjeciones a la agregaci\u00f3n.
\nb. Objeciones o autobjeciones al valor mensual de un punto de suministro.
\nLas objeciones a agregaciones se deber\u00e1n completar con la presentaci\u00f3n del detalle individual de los puntos de suministro de los que se solicita revisi\u00f3n mediante el fichero correspondiente.
\nAsimismo, se clasifican en dos tipos en funci\u00f3n del participante que las genera:
\n\u2022 Objeciones emitidas por los comercializadores o consumidores directos a mercado o representantes:
\na. Objeciones de fronteras de clientes tipos 1 y 2. Estas objeciones se pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del sistema.
\nb. Objeci\u00f3n a agregaciones de consumidores tipo 3, 4 y 5. Las objeciones a agregaciones se deber\u00e1n completar con la presentaci\u00f3n del detalle individual de los puntos de suministro de los que se solicita revisi\u00f3n mediante el fichero correspondiente.
\nc. Objeci\u00f3n a instalaciones de puntos frontera de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura. Las objeciones a puntos frontera de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura, podr\u00e1n ser sobre datos estructurales, medida de energ\u00eda activa o medida de energ\u00eda reactiva mediante la presentaci\u00f3n del fichero correspondiente.
\nEstas objeciones se pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del sistema.
\nTodas las objeciones, ya sean de punto frontera o de agregaci\u00f3n, ser\u00e1n publicadas al concentrador principal de medidas, el cual realizar\u00e1 las publicaciones a los participantes implicados en la misma. En todo caso, es responsabilidad del emisor, y en ning\u00fan caso del operador del sistema, verificar que la objeci\u00f3n ha sido recibida en el concentrador principal, mientras que es responsabilidad del operador del sistema, y no del emisor, verificar que \u00e9stas han sido publicadas a los participantes implicados en el concentrador principal.
\nEl operador del sistema solo procesar\u00e1 y publicar\u00e1 las objeciones a los comercializadores, consumidores directos a mercado o representantes, mientras que el encargado de la lectura deber\u00e1 procesar y responder todas las objeciones, tanto de puntos frontera como de agregaciones.
\nSi el motivo de la objeci\u00f3n del comercializador o consumidor directo a mercado o representante fuera que dispone de medida real o mejor medida que la del encargado de la lectura, \u00e9ste deber\u00e1 enviar al encargado de la lectura la curva del punto frontera. En estos casos el operador del sistema deber\u00e1 remitir a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia la informaci\u00f3n necesaria para que se inicien los procedimientos informativos y, en su caso, sancionadores por el incumplimiento de las obligaciones de lectura.
\n\u2022 Objeciones emitidas por los propios encargados de la lectura (autobjeciones):
\na. Objeciones de fronteras de clientes tipos 1 y 2. Estas objeciones se pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del sistema.
\nb. Objeci\u00f3n a agregaciones de consumidores tipos 3, 4 y 5. Estas objeciones se pondr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del sistema. Las objeciones de consumidores tipos 3, 4 y 5 se pueden realizar a nivel de punto frontera o a nivel de agregaci\u00f3n.
\nc. Objeci\u00f3n a instalaciones de puntos frontera de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura. Estas objeciones se podr\u00e1n a disposici\u00f3n del operador del sistema. Se podr\u00e1n realizar para corregir informaci\u00f3n estructural, de medida de energ\u00eda activa o reactiva.
\nTodas las autobjeciones, ya sean de punto frontera o de agregaci\u00f3n, ser\u00e1n publicadas al operador del sistema mediante los formatos y medios de transmisi\u00f3n establecidos. El operador del sistema incorporar\u00e1 en su sistema las objeciones que pasen las validaciones requeridas y publicar\u00e1 el acuse de recibo de dichas objeciones a los participantes implicados en la misma, comercializador, consumidor directo, representante y distribuidor.
\n6.6.3 Resoluci\u00f3n de objeciones.
\n1. Fronteras de las que el operador del sistema es encargado de la lectura. El encargado de la lectura resolver\u00e1 las objeciones recibidas en el plazo establecido en el apartado 8 de este procedimiento. Como resultado de una objeci\u00f3n el encargado de la lectura resolver\u00e1:
\na. Medida revisada confirmada: medida del punto frontera que, tras el an\u00e1lisis del encargado de la lectura, no modifica su valor.
\nb. Medida revisada y modificada como resultado de la objeci\u00f3n: medida de punto frontera que, tras el an\u00e1lisis del encargado de la lectura, modifica su valor.
\nc. En ambos casos, el encargado de la lectura evaluar\u00e1 las objeciones emitidas y comunicar\u00e1 el resultado de las mismas a los participantes implicados durante la fase 1 del proceso de cierres descrita en el apartado 8 de este procedimiento.
\nEn el caso de objeciones presentadas correctamente y en plazo por participantes no encargados de lectura, ante la falta de respuesta por el encargado de lectura, pasado el plazo se considerar\u00e1 como aceptado los valores propuestos en su objeci\u00f3n por el participante no encargado de lectura.
\nEn caso de que el encargado de lectura haya respondido afirmativamente pero no haya comunicado la modificaci\u00f3n de datos estructurales o medida, el participante no encargado de la lectura deber\u00e1 comunicar mediante una solicitud de revisi\u00f3n de resoluci\u00f3n de objeciones de acuerdo a los formatos y plazos establecidos la revisi\u00f3n de la objeci\u00f3n. Si el encargado de lectura sigue sin comunicar la modificaci\u00f3n de datos estructurales o medida, pasado el plazo se considerar\u00e1 como aceptado los valores propuestos en su objeci\u00f3n por el participante no encargado de lectura.
\nEn cualquier caso, el operador del sistema no modificar\u00e1 datos estructurales o de medida en la publicaci\u00f3n del cierre definitivo, si la informaci\u00f3n recibida es incoherente o incompleta.
\n2. Fronteras de las que los distribuidores son encargados de la lectura.
\n\u2022 Actuaci\u00f3n del encargado de la lectura: El encargado de la lectura responder\u00e1 a todas las objeciones efectuadas por los comercializadores o consumidores directos a mercado o representantes en el plazo establecido en el apartado 8 de este procedimiento.
\nIndependientemente de la obligaci\u00f3n de contestar las objeciones a los comercializadores o consumidores directos a mercado o representantes anteriormente indicada, como consecuencia de la resoluci\u00f3n de las mismas, el encargado de la lectura puede tener que generar y enviar al concentrador principal modificaciones de inventario y\/o nuevos datos de medida.
\nAdem\u00e1s, para los casos en que un comercializador o representante A presenta una objeci\u00f3n que afecta a otro comercializador o representante B, el cual no presenta objeci\u00f3n, si el encargado de lectura acepta la objeci\u00f3n deber\u00e1 comunicar al concentrador principal y a los participantes implicados, en el periodo de resoluci\u00f3n de objeciones y mediante el formato que se establezca, la identificaci\u00f3n de los puntos o agregaciones del comercializador o representante B afectados por la objeci\u00f3n del comercializador o representante A.
\n\u2022 Actuaci\u00f3n del operador del sistema: El operador del sistema actuar\u00e1 de receptor de los datos remitidos por los encargados de la lectura consecuencia de la resoluci\u00f3n de una objeci\u00f3n que les sean de aplicaci\u00f3n, y realizar\u00e1 los tratamientos de medidas antes de la publicaci\u00f3n del cierre definitivo de acuerdo con lo indicado a continuaci\u00f3n:
\na. Modificaci\u00f3n de medidas o datos estructurales de clientes tipos 1 y 2. El operador del sistema modificar\u00e1 s\u00f3lo datos de medidas o datos estructurales de clientes tipos 1 y 2 si existe una auto-objeci\u00f3n del encargado de la lectura o una objeci\u00f3n de comercializador o consumidor directo a mercado o representantes aceptada por el propio encargado de la lectura. En funci\u00f3n del tipo de objeci\u00f3n de que se trate, el operador del sistema deber\u00e1 recibir informaci\u00f3n adicional para modificar los datos de medidas.
\nSi la informaci\u00f3n enviada en los plazos establecidos por el encargado de la lectura es incoherente o incompleta no se modificar\u00e1n las medidas de clientes tipos 1 y 2 por parte del operador del sistema, comunicando el motivo de la no aceptaci\u00f3n.
\nb. Modificaci\u00f3n de medidas o datos estructurales de agregaciones de clientes. El operador del sistema modificar\u00e1 s\u00f3lo datos de medidas o datos estructurales de agregaciones si existe una autobjeci\u00f3n del encargado de la lectura o una objeci\u00f3n del comercializador o de los consumidores directos a mercado aceptada por el propio encargado de la lectura. En funci\u00f3n del tipo de objeci\u00f3n de que se trate, el operador del sistema deber\u00e1 recibir informaci\u00f3n adicional para modificar los datos de medidas.
\nSi la informaci\u00f3n recibida por el operador del sistema es incoherente o incompleta, el operador del sistema no modificar\u00e1 las medidas en la publicaci\u00f3n del cierre definitivo, comunicando el motivo de la no aceptaci\u00f3n.
\nc. Modificaci\u00f3n de medidas o datos estructurales de instalaciones de puntos frontera de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura. El operador del sistema modificar\u00e1 s\u00f3lo datos de medidas o datos estructurales de instalaciones de puntos frontera de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura si existe una autobjeci\u00f3n del encargado de la lectura o una objeci\u00f3n del representante aceptada por el propio encargado de la lectura. En funci\u00f3n del tipo de objeci\u00f3n de que se trate, el operador del sistema deber\u00e1 recibir informaci\u00f3n adicional para modificar los datos de medidas.
\nSi la informaci\u00f3n recibida por el operador del sistema es incoherente o incompleta, el operador del sistema no modificar\u00e1 las medidas en la publicaci\u00f3n del cierre definitivo, comunicando el motivo de la no aceptaci\u00f3n
\nd. Aceptaci\u00f3n de objeciones ante la ausencia de informaci\u00f3n del encargado de lectura: En el caso de objeciones presentadas correctamente y en plazo por participantes no encargados de lectura, ante la falta de respuesta por el encargado de lectura, pasado el plazo se considerar\u00e1 como aceptado los valores propuestos en su objeci\u00f3n por el participante no encargado de lectura.
\nEn caso de que el encargado de lectura haya respondido afirmativamente pero no haya comunicado la modificaci\u00f3n de datos estructurales o medida, el participante no encargado de la lectura deber\u00e1 comunicar mediante una solicitud de revisi\u00f3n de resoluci\u00f3n de objeciones de acuerdo a los formatos y plazos establecidos la revisi\u00f3n de la objeci\u00f3n. Si el encargado de lectura sigue sin comunicar la modificaci\u00f3n de datos estructurales o medida, pasado el plazo se considerar\u00e1 como aceptado los valores propuestos en su objeci\u00f3n por el participante no encargado de lectura.
\nEn cualquier caso, el operador del sistema no modificar\u00e1 datos estructurales o de medida en la publicaci\u00f3n del cierre definitivo, si la informaci\u00f3n recibida es incoherente o incompleta.
\n6.7 Cierre de energ\u00eda definitivo. Las medidas del cierre provisional que no hayan sido objetadas en los plazos anteriormente indicados pasar\u00e1n a considerarse como firmes definitivas de acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto.
\nLas medidas objetadas podr\u00e1n cambiar su valor de acuerdo con lo indicado en el apartado 6. A partir de la resoluci\u00f3n de las objeciones de datos de medidas, el operador del sistema comenzar\u00e1 a realizar los tratamientos de medidas necesarios a fin de realizar el cierre definitivo y su publicaci\u00f3n.
\nLas medidas en cierre definitivo s\u00f3lo podr\u00e1n ser modificadas en los casos contemplados por el art\u00edculo 15 del Reglamento unificado de puntos de medida.
\nEl operador del sistema publicar\u00e1 a los distintos participantes por los medios y formatos establecidos en el P.O. 10.4 los datos de medida en cierre definitivo de los que son part\u00edcipes.
\nExcepcionalmente, el operador del sistema podr\u00e1 realizar republicaciones del cierre definitivo efectuados como consecuencia de reclamaciones recibidas a trav\u00e9s del sistema de liquidaciones o por alguna de las situaciones descritas en el apartado 8.14. Las republicaciones se har\u00e1n p\u00fablicas a los participantes afectados.
\nComo consecuencia de toda la informaci\u00f3n recibida tras el proceso de resoluci\u00f3n de objeciones, se inicia un proceso previo al cierre definitivo por el cual, en las fases y los plazos indicados en el apartado 8 de este procedimiento, se publican nuevamente a los participantes las medidas, en los casos de no conformidad, y se solicita a los encargados de la lectura una revisi\u00f3n de la resoluci\u00f3n de las objeciones. Una vez concluido este proceso, el operador del sistema publicar\u00e1 los datos definitivos de medidas al sistema de liquidaciones y a los participantes del sistema de medidas.
\nUna vez concluido este proceso, el operador del sistema publicar\u00e1 los datos definitivos de medidas al sistema de liquidaciones y a los participantes del sistema de medidas.
\n6.8 Correcci\u00f3n de registros de medida posterior al cierre definitivo. La correcci\u00f3n de registros de medidas posterior a la publicaci\u00f3n de los cierres definitivos de medidas seg\u00fan lo dispuesto en el art\u00edculo 15 del Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto, modificado seg\u00fan la disposici\u00f3n final tercera del Real Decreto 1623\/2011, de 14 de noviembre, se realizar\u00e1 conforme a lo indicado en los siguientes apartados.
\n6.8.1 Solicitud a un encargado de lectura de una correcci\u00f3n de registros de medida. La solicitud de correcci\u00f3n de registros de medida tiene por objeto solicitar al encargado de la lectura la revisi\u00f3n de los datos de medida como consecuencia de errores de medidas tras la publicaci\u00f3n del cierre definitivo
\nLa solicitud de correcci\u00f3n de registros de medida tiene por objeto reclamar al encargado de la lectura de un punto frontera o agregaci\u00f3n de fronteras la revisi\u00f3n y correcci\u00f3n, si procede, de sus datos de medida tras la publicaci\u00f3n del cierre definitivo, en los supuestos indicados en el apartado 2 del art\u00edculo 15 del Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto.
\nPodr\u00e1n solicitar correcci\u00f3n de registros de medida los participantes 1 y 2 y los representantes de fronteras de las que el operador del sistema es encargado de la lectura y los representantes \/ comercializadores \/ consumidores directos\/ operador del sistema para el resto de fronteras y agregaciones.
\nLa solicitud de correcci\u00f3n de datos de medidas se comunicar\u00e1 simult\u00e1neamente al encargado de la lectura y al operador del sistema en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento, a partir de los ficheros y formatos que se publicar\u00e1n en la p\u00e1gina web de Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a.
\n6.8.2 Comunicaci\u00f3n de una correcci\u00f3n de medida por un encargado de lectura. Adicionalmente, ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n la correcci\u00f3n de registros a los casos en que el encargado de lectura detecte un error de medidas tras la publicaci\u00f3n del cierre definitivo, en los supuestos indicados en el apartado 3 del art\u00edculo 15 del Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto.
\nLa correcci\u00f3n de registros de medida por un encargado de lectura se pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los representantes \/ comercializadores \/ consumidores directos y del operador del sistema en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento.
\nLa solicitud de correcci\u00f3n de datos de medidas se comunicar\u00e1 simult\u00e1neamente al encargado de la lectura y al operador del sistema en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento, a partir de los ficheros y formatos que se publicar\u00e1n en la p\u00e1gina web de Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a.
\n6.8.3 Validaci\u00f3n y resoluci\u00f3n por parte del encargado de lectura. Los encargados de la lectura analizar\u00e1n las solicitudes de correcci\u00f3n recibidas. Para que una solicitud de correcci\u00f3n sea aceptada, el encargado de la lectura comprobar\u00e1 que se ajusta a los supuestos recogidos en el art\u00edculo 15 del Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto.
\nLos encargados de la lectura analizar\u00e1n las solicitudes de correcci\u00f3n recibidas y resolver\u00e1n las mismas en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento. Los encargados de la lectura podr\u00e1n requerir informaci\u00f3n adicional a los solicitantes a fin de resolver las solicitudes de revisi\u00f3n de medidas. Tras la revisi\u00f3n, el encargado de lectura concluir\u00e1 como:
\n\u2022 Medida revisada y confirmada:
\n\u2022 Medida del punto frontera y\/o agregaci\u00f3n que tras el an\u00e1lisis del encargado de la lectura no modifica su valor.
\n\u2022 Medida revisada y modificada:
\n\u2022 Medida del punto frontera y\/o agregaci\u00f3n que tras el an\u00e1lisis del encargado de la lectura modifica su valor.
\nEl encargado de la lectura pondr\u00e1 en conocimiento de los participantes afectados y del operador del sistema la revisi\u00f3n de las solicitudes y la conclusi\u00f3n del an\u00e1lisis (medidas confirmadas o medidas modificadas), en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento, a partir de los ficheros y formatos que se publicar\u00e1n en la p\u00e1gina web de Red El\u00e9ctrica 2e Espa\u00f1a.
\n6.8.4 Publicaci\u00f3n de datos de medidas corregidas. El encargado de la lectura publicar\u00e1 a los participantes afectados, al operador del sistema y al sujeto responsable de efectuar la liquidaci\u00f3n (seg\u00fan se establece en el apartado 1 del art\u00edculo 15 del Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto), los nuevos datos de medidas horarias por punto frontera o por agregaci\u00f3n, incluyendo los importes de liquidaci\u00f3n resultado de la modificaci\u00f3n, en los plazos indicados en el apartado 8 de este procedimiento, a partir de los ficheros y formatos que se publicar\u00e1n en la versi\u00f3n vigente del documento \u2018Ficheros para el Intercambio de Informaci\u00f3n de Medidas\u2019 disponible en la p\u00e1gina web de Red El\u00e9ctrica de Espa\u00f1a.
\nEl operador del sistema informara al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica y a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia del cumplimento de los requisitos de aplicaci\u00f3n del art\u00edculo 15 en base a la informaci\u00f3n recibida de los participantes.
\n6.9 Publicaci\u00f3n al sistema de medidas de \u00abrestos\u00bb de energ\u00eda facturada de meses en cierre definitivo. Una vez publicado el nuevo cierre de medidas de un mes M tras las correcciones por aplicaci\u00f3n del art\u00edculo 15 del Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto, el encargado de lectura comunicar\u00e1 al concentrador principal las modificaciones de energ\u00eda consecuencia de nuevas facturaciones del peaje de acceso (refacturaciones, complementarias o regularizadoras) correspondientes al mes M efectuadas con posterioridad al cierre definitivo de medidas y que no hayan sido tenidas en cuenta en la aplicaci\u00f3n del art\u00edculo 15 del Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto.
\nPara ello, se comunicar\u00e1 a trav\u00e9s de un fichero espec\u00edfico la energ\u00eda incremental (positiva o negativa) respecto a la publicada en el cierre definitivo tras la aplicaci\u00f3n del art\u00edculo 15 del Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto (\u00abrestos\u00bb de energ\u00eda facturada de meses en cierre definitivo).
\n6.10 Cierres extraordinarios. Adem\u00e1s de los cierres provisional y definitivo descritos en este apartado 6, podr\u00e1 ser necesaria la realizaci\u00f3n de cierres extraordinarios de acuerdo con lo indicado en este apartado.
\nEn situaciones de sujetos de mercado que queden suspendidos temporal o definitivamente del mercado de producci\u00f3n, y a solicitud del sistema de liquidaciones del operador del sistema, los plazos de env\u00edo de datos de medidas, cierre provisional y plazo de presentaci\u00f3n de objeciones podr\u00e1n reducirse a fin de acelerar el cierre definitivo de los puntos frontera de un sujeto del mercado de acuerdo con el procedimiento extraordinario que el operador del sistema establezca.
\n7. Comprobaci\u00f3n de los procesos de lectura, alta o modificaci\u00f3n de fronteras y tratamiento e intercambios de informaci\u00f3n. A petici\u00f3n del Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica o de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, el operador del sistema efectuar\u00e1 una comprobaci\u00f3n de los procesos de lectura o alta, baja o modificaci\u00f3n de fronteras o el tratamiento e intercambios de la informaci\u00f3n de los datos de las fronteras y periodos solicitados.
\nComo resultado de la solicitud, el operador del sistema emitir\u00e1 informe sobre el cumplimiento de los requisitos del Reglamento Unificado de Puntos de Medida de los procesos y fronteras solicitados.
\nEn funci\u00f3n del alcance del proceso de comprobaci\u00f3n solicitado, el operador del sistema podr\u00e1 utilizar una muestra de fronteras y periodos para la realizaci\u00f3n de la comprobaci\u00f3n solicitada.
\nEn funci\u00f3n del alcance del proceso de comprobaci\u00f3n solicitado, el operador del sistema solicitar\u00e1 a los distribuidores, para fronteras de las que el operador del sistema no es encargado de la lectura, la informaci\u00f3n requerida en funci\u00f3n de la comprobaci\u00f3n o tipos de puntos a comprobar. Los encargados de la lectura remitir\u00e1n los datos solicitados por las v\u00edas y formatos que establezca el operador del sistema antes de 30 d\u00edas desde su solicitud.
\nPara realizar comprobaciones de puntos frontera tipos 1, 2 y tipo 3 distintos de clientes, el operador del sistema utilizar\u00e1 los datos de medidas disponibles en el concentrador principal.
\nEl operador del sistema podr\u00e1, si lo estima conveniente para la elaboraci\u00f3n de este informe, inspeccionar in situ las instalaciones de medida afectadas (o una muestra de las mismas).
\nEl informe de la comprobaci\u00f3n efectuado se enviar\u00e1 al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica o de la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia, seg\u00fan sea el peticionario, en el plazo de un mes desde que el operador del sistema disponga de la informaci\u00f3n completa sobre los datos anteriores.
\n8. Plazos del sistema de medidas.
\n8.1 Recepci\u00f3n de medidas. Los plazos de recepci\u00f3n de medidas y puesta a disposici\u00f3n del concentrador principal y del resto de participantes (en los casos en que aplique) se detallan en la siguiente tabla:
\nTipo de punto frontera Concentrador de medidas que efect\u00faa la lectura del registrador Plazo obligatorio para la lectura del registrador Plazo obligatorio de publicaci\u00f3n de medidas al concentrador principal Plazo obligatorio de publicaci\u00f3n de medidas al comercializador, representante o consumidor directo a mercado (nota 4) Fin plazo de recepci\u00f3n de medidas por parte del concentrador principal
\nTipos 1 y 2 distintos de clientes
\nTipo 3 distintos de clientes y distintos de instalaciones de generaci\u00f3n de las que el distribuidor es encargado de lectura. Concentrador principal. D\u00eda D debe leerse antes de las 8:00 h del d\u00eda D + 1
\n(Nota 3). No aplica. No aplica. (Nota 5).
\nTipos 1 y 2 distintos de clientes. Concentrador Secundario propiedad diferente que el encargado de lectura. D\u00eda D debe leerse antes de las 8:00 h del d\u00eda D + 1
\n(Nota 3). D\u00eda D debe publicarse antes de las 8:00 h del d\u00eda D + 1. No aplica. (Nota 5).
\nTipo 3 distintos de clientes y distintos de instalaciones de generaci\u00f3n de las que el distribuidor es encargado de lectura. Concentrador Secundario propiedad diferente que el encargado de lectura. Mes M debe leerse antes de las 8:00 h del 3er d\u00eda h\u00e1bil del mes M + 1. Mes M debe publicarse antes de las 8:00 h del 4\u00ba d\u00eda h\u00e1bil del mes M + 1. No aplica. (Nota 5).
\nTipo 3, 4 y 5 de instalaciones de generaci\u00f3n de las que el distribuidor es encargado de lectura. Concentrador Secundario propiedad del encargado de lectura. Mes M debe leerse antes de las 8:00 h del 3er d\u00eda h\u00e1bil del mes M + 1. Mes M debe publicarse antes de las 8:00 h del 4\u00ba d\u00eda h\u00e1bil del mes M + 1. Mes M debe publicarse antes de las 8:00 h del 4\u00ba d\u00eda h\u00e1bil del mes M + 1. (Nota 5).
\nTipo 1 y 2 de clientes. Concentrador Secundario propiedad del encargado de lectura. D\u00eda D debe leerse antes de las 8:00 h del d\u00eda D + 1
\n(Nota 3). D\u00eda D debe publicarse antes de las 8:00 h del d\u00eda D + 1. D\u00eda D debe publicarse antes de las 8:00 h del d\u00eda D + 1. (Nota 5).
\nTipo 3, 4 y 5 de clientes. Concentrador Secundario propiedad del encargado de lectura. Mes M debe leerse, al menos, antes de las 8:00 h del 12\u00ba d\u00eda natural del mes M+3 (Nota 6). Mes M debe publicarse antes de las 8:00 h del 12\u00ba d\u00eda natural del mes M+3
\n(Nota 1). Mes M debe publicarse antes de las 8:00 h del 12\u00ba d\u00eda natural del mes M + 3
\n(Nota 2). (Nota 5).
\nNota 1: Medidas agregadas.
\nNota 2: Medidas agregadas y datos acumulados mensuales por punto de frontera. En el caso de instalaciones de puntos frontera de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura, tambi\u00e9n medidas horarias.
\nNota 3: Adem\u00e1s de las comunicaciones remotas necesarias con los registradores de medidas para dar cumplimiento a lo indicado anteriormente, el encargado de la lectura realizar\u00e1 al menos los reintentos para recuperar medidas pendientes que se indican a continuaci\u00f3n:
\nPuntos tipo 1 y 2: Se realizar\u00e1 al menos una comunicaci\u00f3n remota semanal con los registradores de medidas hasta el primer d\u00eda h\u00e1bil del mes M+3 a fin de recuperar medidas pendientes correspondientes al mes M.
\nPuntos tipo 3: Se realizar\u00e1n al menos tres comunicaciones remotas con los registradores de medidas en d\u00edas distintos para recuperar medidas pendientes del mes M antes del primer d\u00eda h\u00e1bil del mes M+3.
\nNota 4: La informaci\u00f3n de los datos acumulados mensuales de fronteras tipos 3, 4 y 5 deber\u00e1 ser puesta a disposici\u00f3n de los participantes una vez se realice el cierre provisional, con un retraso inferior a veinticuatro horas.
\nLas comunicaciones de altas, bajas y cambios de comercializador y\/o representante deber\u00e1n realizarse antes de cumplirse cinco d\u00edas h\u00e1biles desde su fecha efectiva.
\nEl resto de datos estructurales y\/o de medidas no incluidos en los p\u00e1rrafos anteriores, as\u00ed como las medidas en punto de medida cuando se requiera, ser\u00e1n puestos a disposici\u00f3n de sus participantes con un retraso inferior a veinticuatro horas desde su c\u00e1lculo u obtenci\u00f3n por parte del encargado de la lectura.
\nNota 5: El plazo de finalizaci\u00f3n de recepci\u00f3n de medidas para un cierre podr\u00e1 tener distintas fechas en funci\u00f3n del tipo de frontera.
\nEl plazo de recepci\u00f3n de medidas como consecuencia del tratamiento de incidencias finaliza 30 d\u00edas antes del cierre provisional de medidas.
\nCon objeto de disponer de datos de medidas adicionales para la validaci\u00f3n y estimaci\u00f3n de medidas, el concentrador del encargado de la lectura podr\u00e1 comunicar y recibir datos de medidas de registrador correspondientes a saldos de energ\u00eda de puntos de medida.
\nCon objeto de disponer de datos de medidas adicionales para la validaci\u00f3n y estimaci\u00f3n de medidas, los concentradores secundarios deber\u00e1n enviar al concentrador principal saldos de energ\u00eda diarios y\/o mensuales de los puntos de medida de los que el operador del sistema es encargado de la lectura. El env\u00edo de dichos saldos de energ\u00eda se realizar\u00e1 seg\u00fan los plazos de recepci\u00f3n de medidas del tipo de frontera.
\nLos env\u00edos de medidas posteriores al cierre de recepci\u00f3n de medidas podr\u00e1n ser tenidos en consideraci\u00f3n por los encargados de la lectura dentro del procedimiento de resoluci\u00f3n de objeciones.
\nIndependientemente de los plazos de recepci\u00f3n de medidas establecidos y en situaciones de sujetos de mercado que queden suspendidos temporal o definitivamente del mercado de producci\u00f3n o por otra cualquier causa an\u00e1loga, y previa solicitud del operador del sistema a los encargados de la lectura con notificaci\u00f3n simult\u00e1nea a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica, los plazos de env\u00edo de datos de medidas podr\u00e1n reducirse a fin de acelerar el cierre definitivo de un sujeto de acuerdo con el procedimiento excepcional que el operador del sistema establezca.
\nLa remisi\u00f3n de una mejor medida al operador del sistema por parte del Encargado de la lectura se podr\u00e1 realizar hasta las 8:00 del 11.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil del mes M+7..
\nNota 6: La periodicidad de las lecturas ser\u00e1 la establecida en la normativa de aplicaci\u00f3n.
\n8.2 C\u00e1lculo del mejor valor de punto frontera. El c\u00e1lculo del mejor valor de energ\u00eda de cada punto frontera se realizar\u00e1, mientras no se haya realizado el cierre definitivo de medidas, de acuerdo con los plazos obligatorios de recepci\u00f3n de medidas que se indican en el apartado 8. Adicionalmente, se realizar\u00e1 como consecuencia del procedimiento de resoluci\u00f3n de incidencias y objeciones.
\n8.3 C\u00e1lculo de agregaciones de clientes. El c\u00e1lculo de agregaciones de clientes y su puesta a disposici\u00f3n del operador del sistema y del resto de participantes se realizar\u00e1 de acuerdo con los plazos obligatorios de recepci\u00f3n de medidas que se indican en el apartado 8.1 Adicionalmente, se realizar\u00e1 como consecuencia del procedimiento de resoluci\u00f3n de incidencias y objeciones.
\n8.4 Publicaciones al sistema de liquidaciones. El concentrador principal publicar\u00e1 los datos de medidas al sistema de liquidaciones para su liquidaci\u00f3n, al menos con la siguiente periodicidad:
\nPeriodo de publicaci\u00f3n Tipo de publicaci\u00f3n Plazo de recepci\u00f3n de medidas en el concentrador principal para tenerse en cuenta en la publicaci\u00f3n
\nDiariamente. Medidas del mes M de puntos frontera de generaci\u00f3n e internacionales que sean firmes o provisionales por causas no imputables al responsable del punto. Recibidas hasta las 8:00 h.
\nDiariamente, entre el 2.\u00ba d\u00eda natural y el 5.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil de cada mes. Medidas del mes M \u2013 1 de puntos frontera de generaci\u00f3n e internacionales que sean firmes o provisionales por causas no imputables al responsable del punto
\nMedidas de puntos frontera de clientes con medidas del mes M \u2013 1. Recibidas hasta las 8:00 h del 4\u00ba d\u00eda h\u00e1bil.
\nSemanalmente. Medidas de puntos frontera de clientes con medidas del mes M y M \u2013 2. Recibidas hasta las 8:00 h del \u00faltimo d\u00eda h\u00e1bil de la semana anterior.
\nMensualmente, el primer d\u00eda h\u00e1bil posterior al d\u00eda 15 natural de cada mes. Medidas del mes M \u2013 3 de puntos frontera de generaci\u00f3n e internacionales que sean firmes o provisionales por causas no imputables al responsable del punto o estimaciones consecuencia de la resoluci\u00f3n de incidencias en las que se disponga de medida v\u00e1lida del saldo total de energ\u00eda del mes M \u2013 3
\nMedidas de puntos frontera de clientes con medidas y del mes M \u2013 3. Recibidas hasta las 8:00 h del 12\u00ba d\u00eda natural del mes.
\nMensualmente, antes del pen\u00faltimo d\u00eda h\u00e1bil de cada mes. Medidas del cierre provisional del mes M \u2013 7. Recibidas hasta las 8:00 h del 11\u00ba d\u00eda h\u00e1bil del mes M-7.
\nMensualmente. Medidas del cierre definitivo cierre de energ\u00eda por art\u00edculo 15 del Real Decreto 1110\/2007. Recibidas hasta fin del plazo de solicitud de revisi\u00f3n de la resoluci\u00f3n de las objeciones (ver apartado 8.11).
\n8.5 Publicaciones a los participantes. El operador del sistema realizar\u00e1, al menos, las siguientes publicaciones de datos estructurales y medidas previas a cada liquidaci\u00f3n:
\nPeriodo de publicaci\u00f3n Encargado de lectura del tipo de punto frontera que se publica Tipo de publicaci\u00f3n
\nDiariamente. Operador del sistema. Datos completos del mes M.
\nDatos completos del mes M-1 (entre el 1.er d\u00eda natural y el 5.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil del mes M+1).
\nDiariamente. Distribuidor. Datos completos del mes M-1 (entre el 1.er d\u00eda natural y el 5.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil del mes M+1).
\nSemanalmente, a partir del 5.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil del mes. Distribuidor. Datos completos del mes M y M-2.
\nSemanalmente, a partir del 5.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil del mes. Operador del sistema. Datos completos del mes M-2.
\nSemanalmente, a partir del 5.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil del mes. Distribuidor. Datos estructurales y acumulados mensuales de los meses M-4, M-5 M-6 y M-7.
\nMensualmente, el 1.er d\u00eda h\u00e1bil posterior al d\u00eda 15 de cada mes. Operador del sistema \/Distribuidor. Datos completos del mes M-3.
\nMensualmente, antes del pen\u00faltimo d\u00eda h\u00e1bil de cada mes. Operador del sistema \/ distribuidor. Datos completos del cierre provisional del mes M-7.
\nMensualmente antes del tercer d\u00eda h\u00e1bil de cada mes. Operador del sistema \/ distribuidor. Datos completos del cierre definitivo.
\n8.6 Incidencias y preobjeciones.
\n8.6.1. Recepci\u00f3n de incidencias. El plazo de recepci\u00f3n de incidencias de un punto de medida finalizar\u00e1 30 d\u00edas antes del cierre provisional de medidas.
\n8.6.2. Resoluci\u00f3n de incidencias. Los plazos para la revisi\u00f3n y resoluci\u00f3n de incidencias por parte del encargado de lectura depender\u00e1n de la fecha de recepci\u00f3n de la incidencia y de su tipolog\u00eda, de acuerdo con lo indicado a continuaci\u00f3n:
\na. Incidencias en instalaciones de las que el operador del sistema es el encargado de la lectura:
\ni. Incidencias recibidas hasta el primer d\u00eda h\u00e1bil del mes siguiente (mes M+1) al que corresponde la incidencia.
\nSer\u00e1n revisadas antes del quinto d\u00eda h\u00e1bil del mes M+1 siempre que correspondan a:
\n\u25cb Comunicaci\u00f3n de modificaciones en datos estructurales.
\n\u25cb Incidencia o aver\u00eda solucionada que imped\u00eda la comunicaci\u00f3n de datos de medidas.
\n\u25cb Grupo de generaci\u00f3n parado con producci\u00f3n cero o instalaci\u00f3n desconectada con intercambio cero.
\n\u25cb Incidencia o aver\u00eda solucionada en equipos que no requiera estimaciones de medidas.
\nii. Incidencias recibidas hasta el primer d\u00eda h\u00e1bil del segundo mes siguiente (mes M+2) al que corresponde la incidencia.
\nSer\u00e1n revisadas antes del primer d\u00eda h\u00e1bil del tercer mes siguiente (M+3) siempre que correspondan a:
\n\u25cb Comunicaci\u00f3n de modificaciones en datos estructurales.
\n\u25cb Incidencia o aver\u00eda solucionada que imped\u00eda la comunicaci\u00f3n de datos de medidas.
\n\u25cb Grupo de generaci\u00f3n parado con producci\u00f3n cero o instalaci\u00f3n desconectada con intercambio cero.
\n\u25cb Incidencia o aver\u00eda solucionada en equipos que no requiera estimaciones de medidas.
\n\u25cb Incidencia en la que se disponga de medida v\u00e1lida del saldo total de energ\u00eda del intervalo de per\u00edodos afectados por la incidencia, seg\u00fan se indica en el punto a) del apartado 4.4.1.
\nb. Incidencias recibidas hasta el l\u00edmite de recepci\u00f3n de incidencias indicado en el apartado anterior.
\nc. El resto de incidencias que por el plazo de comunicaci\u00f3n o tipolog\u00eda no hayan sido resueltas en los plazos anteriormente indicados, ser\u00e1n resueltas antes del cierre provisional de medidas.
\nd. Incidencias de instalaciones de generaci\u00f3n de las que el distribuidor es el encargado de lectura:
\nEl plazo de emisi\u00f3n de incidencias se inicia el d\u00eda siguiente a la publicaci\u00f3n del cierre de energ\u00eda M+1 y finaliza el primer d\u00eda h\u00e1bil del sexto mes al que corresponden las medidas (mes M+6).
\nSu resoluci\u00f3n por parte del encargado de lectura se realizar\u00e1 siempre antes del plazo l\u00edmite de comunicaci\u00f3n de medida para el cierre provisional. En aquellos casos donde exista posibilidad, se realizar\u00e1 la correcci\u00f3n antes del plazo l\u00edmite de comunicaci\u00f3n de medida para el cierre M+3.
\nSe podr\u00e1n comunicar incidencias sobre informaci\u00f3n estructural, medida de energ\u00eda activa o reactiva.
\n8.6.3 Recepci\u00f3n de preobjeciones. El plazo de recepci\u00f3n de comunicaci\u00f3n de preobjeciones al concentrador principal de medidas comenzar\u00e1 a partir del d\u00eda siguiente a la publicaci\u00f3n del cierre de medidas del mes M+1 para instalaciones de generaci\u00f3n y a partir del d\u00eda siguiente a la publicaci\u00f3n del cierre de medidas del mes M+3 para agregaciones de clientes. En ambos casos finalizar\u00e1 30 d\u00edas antes del cierre provisional de medidas.
\n8.7 Cierre del mes M+1. El distribuidor pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del concentrador principal antes de las ocho horas del cuarto d\u00eda h\u00e1bil del mes siguiente (mes M+1) los datos estructurales y las medidas de los puntos frontera de clientes tipo 1 y 2.
\nEl distribuidor pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del concentrador principal antes de las ocho horas del cuarto d\u00eda h\u00e1bil del mes siguiente (mes M+1) los datos estructurales y las medidas de las instalaciones de generaci\u00f3n tipo 3, 4 y 5 de las que el distribuidor es el encargado de lectura.
\nEl operador del sistema realizar\u00e1 las comprobaciones que estime oportunas con objeto de evitar errores en la liquidaci\u00f3n del mes M+1, de estas comprobaciones, se podr\u00e1 requerir a los encargados de lectura un nuevo env\u00edo de informaci\u00f3n.
\nEl operador del sistema realizar\u00e1 las publicaciones de los datos de medidas del cierre M+1 a los participantes, as\u00ed como al Sistema de Liquidaciones para su liquidaci\u00f3n, el quinto d\u00eda h\u00e1bil del mes M+1.
\nEl distribuidor pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del concentrador principal y los participantes en la medida antes de las diez horas del cuarto d\u00eda h\u00e1bil del mes siguiente (mes M+1) los datos estructurales de los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5.
\n8.8 Cierre M+3. El distribuidor pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del concentrador principal antes de las ocho horas del d\u00eda 12 natural del mes M+3 los datos estructurales de las agregaciones de puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5 y de sus medidas horarias asociadas, as\u00ed como el acumulado mensual de cada uno de los clientes de la agregaci\u00f3n.
\nAsimismo, deber\u00e1 poner a disposici\u00f3n del concentrador principal antes de las ocho horas del d\u00eda 12 natural del mes M+3 las medidas horarias individualizadas de los puntos frontera de clientes tipo 5 con curva de carga horaria.
\nEl operador del sistema realizar\u00e1 las comprobaciones que estime oportunas con objeto de evitar errores en la liquidaci\u00f3n del mes M+3, de estas comprobaciones, se podr\u00e1 requerir a los encargados de lectura un nuevo env\u00edo de informaci\u00f3n.
\nEl operador del sistema realizar\u00e1 las publicaciones de los datos de medidas del cierre M+3 a los participantes, as\u00ed como al Sistema de Liquidaciones para su liquidaci\u00f3n, el primer d\u00eda h\u00e1bil posterior al d\u00eda 15 natural del mes M+3
\n8.9 Cierre provisional. El cierre provisional de medidas correspondiente al mes M se publicar\u00e1 a los participantes y al sistema de liquidaciones no m\u00e1s tarde del pen\u00faltimo d\u00eda h\u00e1bil del s\u00e9ptimo mes posterior a las medidas (mes M+7).
\nCoincidiendo con la publicaci\u00f3n del cierre provisional, y en un plazo no superior a 24 horas, los distintos encargados de la lectura pondr\u00e1n a disposici\u00f3n de los distintos comercializadores\/consumidores directos a mercado el desglose de puntos frontera individualizados que componen cada agregaci\u00f3n enviada al operador del sistema por los medios y formatos establecidos en los PP.OO. 10.4 y 10.11.
\n8.10 Objeciones.
\n8.10.1 Presentaci\u00f3n de objeciones. Los plazos de objeci\u00f3n de medidas tras el cierre provisional son los siguientes:
\nVeinticinco d\u00edas h\u00e1biles para cualquier participante de puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de la lectura.
\nDiez d\u00edas h\u00e1biles para autobjeciones de los encargados de la lectura. Dentro de este plazo los encargados de lectura deber\u00e1n enviar al operador del sistema los datos estructurales y de medidas necesarios para su resoluci\u00f3n. Al d\u00eda siguiente de la finalizaci\u00f3n de este plazo, el operador del sistema realizar\u00e1 una publicaci\u00f3n de medidas de las que el distribuidor es encargado de lectura previa al inicio del plazo de presentaci\u00f3n de objeciones que se establece en el siguiente apartado para comercializadores, clientes directos a mercado o representantes de medida.
\nQuince d\u00edas h\u00e1biles para los comercializadores, consumidores directos a mercado o representantes de medidas que correspondan a puntos frontera de los que el distribuidor es encargado de lectura. Este plazo se iniciar\u00e1 el d\u00eda siguiente de la publicaci\u00f3n indicada en el apartado anterior, es decir, a partir del duod\u00e9cimo d\u00eda h\u00e1bil posterior a la publicaci\u00f3n del cierre provisional.
\nPara aquellos puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, el operador del sistema recibir\u00e1 los datos de las objeciones y los publicar\u00e1 diariamente a todos los participantes de los puntos hasta el fin del plazo de recepci\u00f3n indicado anteriormente. En todo caso, es responsabilidad del emisor, y en ning\u00fan caso del operador del sistema, verificar que la objeci\u00f3n ha sido recibida y publicada a los participantes implicados en el concentrador principal.
\n8.10.2 Resoluci\u00f3n de objeciones. Los encargados de la lectura resolver\u00e1n las objeciones recibidas en un plazo de quince d\u00edas h\u00e1biles desde el cierre del plazo de emisi\u00f3n de objeciones. Para el caso de puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, los distribuidores deber\u00e1n enviar al operador del sistema dentro de este plazo los datos estructurales y de medidas necesarios para la resoluci\u00f3n de las objeciones que resulten aceptadas por \u00e9stos.
\nPara aquellos puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, el operador del sistema recibir\u00e1 las respuestas a las objeciones y las publicar\u00e1 diariamente a todos los participantes de los puntos hasta el fin del plazo de resoluci\u00f3n indicado anteriormente. En todo caso, es responsabilidad del emisor, y en ning\u00fan caso del operador del sistema, verificar que la objeci\u00f3n ha sido recibida y publicada a los participantes implicados en el concentrador principal.
\n8.11 Cierre definitivo. El proceso previo al cierre definitivo consta de cuatro o seis fases, dependiendo de que el encargado de la lectura sea el operador del sistema o el distribuidor respectivamente. Dichas fases se desarrollan en los plazos que se detallan a continuaci\u00f3n.
\n8.11.1 Fronteras de las que el operador del sistema es encargado de la lectura.
\nFase 1: El operador del sistema publicar\u00e1 las medidas a los participantes el segundo d\u00eda h\u00e1bil posterior al cierre del plazo de resoluci\u00f3n de objeciones indicado en el apartado 8.11.
\nFase 2: Los participantes tendr\u00e1n seis d\u00edas h\u00e1biles para solicitar al operador del sistema la revisi\u00f3n de la resoluci\u00f3n de las objeciones, acompa\u00f1ado, si aplica, de los datos estructurales o de medidas necesarios.
\nLa solicitud de revisi\u00f3n debe referirse exclusivamente a objeciones recibidas en el plazo establecido en el apartado 8.11. Por tanto, no ser\u00e1n admitidas nuevas objeciones en esta fase.
\nFase 3: El operador del sistema revisar\u00e1 las solicitudes de revisi\u00f3n de la fase anterior y publicar\u00e1 el sexto d\u00eda h\u00e1bil posterior al cierre del plazo de solicitud de revisi\u00f3n los datos de medidas en los que se incluir\u00e1n las modificaciones que procedan en esta fase. Tras la citada publicaci\u00f3n no se admitir\u00e1n modificaciones de medidas salvo que, de forma excepcional, el operador del sistema considere que dichas modificaciones no comprometen el cumplimento de la fecha de publicaci\u00f3n del cierre definitivo y, adem\u00e1s, sean solicitadas por un participante con el acuerdo expreso del otro participante y con el visto bueno del operador del sistema como encargado de la lectura. En cualquier caso, las posibles modificaciones no dar\u00e1n lugar a nuevas publicaciones a los participantes antes del cierre definitivo de medidas, si bien estar\u00e1n disponibles para su consulta seg\u00fan las condiciones de acceso establecidas por el operador del sistema. Estas modificaciones excepcionales ser\u00e1n comunicadas a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.
\nFase 4: Una vez cumplidos los plazos anteriores, el operador del sistema publicar\u00e1 los datos del cierre definitivo a los participantes y, simult\u00e1neamente, al sistema de liquidaciones, antes del tercer d\u00eda h\u00e1bil del mes M+11. Todas las medidas del mes en cierre definitivo ser\u00e1n consideradas medidas firmes.
\n8.11.2 Fronteras de las que los distribuidores son encargados de la lectura.
\nFase 1: El operador del sistema, publicar\u00e1 las medidas a los encargados de la lectura el segundo d\u00eda h\u00e1bil posterior al cierre del plazo de resoluci\u00f3n de objeciones indicado en el apartado 8.11.
\nFase 2: Los encargados de la lectura dispondr\u00e1n de los cinco d\u00edas h\u00e1biles siguientes a la publicaci\u00f3n de la fase 1 para identificar y comunicar al concentrador principal los datos estructurales y de medida necesarios para resolver los posibles errores detectados tras dicha publicaci\u00f3n.
\n\u00danicamente se admitir\u00e1n modificaciones sobre datos por errores del encargado de la lectura o del operador del sistema en la resoluci\u00f3n de las objeciones recibidas en el plazo establecido en el apartado 8.11. Por tanto, no ser\u00e1n admitidas nuevas objeciones en esta fase.
\nFase 3: El operador del sistema publicar\u00e1 las medidas a los comercializadores o consumidores directos a mercado y representantes con las posibles modificaciones como consecuencia de la fase 2, el sexto d\u00eda h\u00e1bil posterior a la publicaci\u00f3n a encargados de la lectura.
\nFase 4: Los comercializadores o consumidores directos a mercado y representantes dispondr\u00e1n de seis d\u00edas h\u00e1biles para solicitar al encargado de la lectura la revisi\u00f3n de la resoluci\u00f3n de las objeciones.
\nEn ning\u00fan caso ser\u00e1n admitidas nuevas objeciones en esta fase.
\nFase 5: Los encargados de la lectura, en los tres d\u00edas h\u00e1biles siguientes a la finalizaci\u00f3n del plazo indicado en la fase 4, deber\u00e1n enviar los datos estructurales y de medidas necesarios para modificar las solicitudes de revisi\u00f3n que resulten aceptadas por \u00e9stos.
\nEl siguiente d\u00eda h\u00e1bil, el operador del sistema publicar\u00e1 las medidas actualizadas a todos los participantes. Tras esta publicaci\u00f3n no se admitir\u00e1n modificaciones de medidas salvo que, de forma excepcional, el operador del sistema considere que dichas modificaciones no comprometen el cumplimiento de la fecha de publicaci\u00f3n del cierre definitivo y, adem\u00e1s, sean solicitadas por el encargado de la lectura con el acuerdo expreso del otro participante o viceversa. En cualquier caso, las posibles modificaciones no dar\u00e1n lugar a nuevas publicaciones a los participantes antes del cierre definitivo de medidas, si bien estar\u00e1n disponibles para su consulta seg\u00fan las condiciones de acceso establecidas por el operador del sistema. Estas modificaciones excepcionales ser\u00e1n comunicadas a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia.
\nFase 6: Una vez cumplidos los plazos anteriores, el operador del sistema publicar\u00e1 los datos del cierre definitivo a los participantes y, simult\u00e1neamente, al sistema de liquidaciones, antes del tercer d\u00eda h\u00e1bil del mes M+11. Todas las medidas del mes en cierre definitivo ser\u00e1n consideradas medidas firmes.
\n8.11.3 Resumen de plazos tras el cierre provisional de medidas. En las siguientes tablas se presentan, a modo de resumen, los plazos de los distintos hitos entre el cierre provisional y el cierre definitivo de medidas:
\nHito Puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de lectura
\n1. Presentaci\u00f3n de objeciones. Durante 25 d\u00edas h\u00e1biles.
\n2. Resoluci\u00f3n de objeciones. Durante 15 d\u00edas h\u00e1biles.
\n3. Publicaci\u00f3n de la resoluci\u00f3n de objeciones. 2.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil posterior.
\n4. Solicitud de revisi\u00f3n de resoluci\u00f3n de objeciones. Durante 6 d\u00edas h\u00e1biles.
\n5. Publicaci\u00f3n de la revisi\u00f3n de resoluci\u00f3n de objeciones. 6.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil posterior.
\n6. Publicaci\u00f3n cierre definitivo. Antes del 3.er d\u00eda h\u00e1bil del mes M+11.
\nHito Puntos frontera de los que el distribuidor es encargado de lectura
\n1. Presentaci\u00f3n de autobjeciones. Durante 10 d\u00edas h\u00e1biles.
\n2. Presentaci\u00f3n de objeciones. Durante 15 d\u00edas h\u00e1biles.
\n3. Resoluci\u00f3n de objeciones por parte de los encargados de lectura. Durante 15 d\u00edas h\u00e1biles.
\n4. Publicaci\u00f3n de la resoluci\u00f3n de objeciones a encargados de lectura. 2.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil posterior.
\n5. Revisi\u00f3n de los encargados de lectura de la publicaci\u00f3n tras resoluci\u00f3n de objeciones. Durante 5 d\u00edas h\u00e1biles.
\n6. Publicaci\u00f3n de la resoluci\u00f3n de objeciones a comercializadores o clientes directos a mercado y representantes. 1.er d\u00eda h\u00e1bil posterior.
\n7. Solicitud de revisi\u00f3n de resoluci\u00f3n de objeciones. Durante 6 d\u00edas h\u00e1biles.
\n8. Revisi\u00f3n de resoluci\u00f3n de objeciones por parte de los encargados de lectura. Durante 3 d\u00edas h\u00e1biles.
\n9. Publicaci\u00f3n de la revisi\u00f3n de resoluci\u00f3n de objeciones. 1.er d\u00eda h\u00e1bil posterior.
\n10. Publicaci\u00f3n cierre definitivo. Antes del 3.er d\u00eda h\u00e1bil del mes M+11.
\n8.12 Plazos para la aplicaci\u00f3n del proceso de correcci\u00f3n de medidas con posterioridad al cierre definitivo. Los plazos para la aplicaci\u00f3n del proceso de correcci\u00f3n de registros tras la publicaci\u00f3n de un cierre definitivo de medidas se indican en la siguiente tabla:
\nHito Plazo
\n1. Solicitud a un encargado de lectura de una correcci\u00f3n de registros de medida. Durante 120 d\u00edas desde la publicaci\u00f3n del cierre definitivo de medidas.
\n2. Comunicaci\u00f3n de una correcci\u00f3n de registros de medida por un encargado de lectura. Durante 120 d\u00edas desde la publicaci\u00f3n del cierre definitivo de medidas.
\n3. Validaci\u00f3n y resoluci\u00f3n por parte del encargado de lectura. Durante 20 d\u00edas h\u00e1biles desde el cierre del plazo indicado en los hitos 1 y 2.
\n4. Publicaci\u00f3n por parte del encargado de lectura de la revisi\u00f3n de solicitudes. 1.er d\u00eda h\u00e1bil posterior.
\n5. Publicaci\u00f3n por parte del encargado de lectura de los datos de medida corregidos. 10.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil posterior.
\n8.13 Publicaci\u00f3n al sistema de medidas de \u00abrestos\u00bb de energ\u00eda facturada de periodos en cierre definitivo, Los encargados de lectura remitir\u00e1n al operador del sistema las modificaciones de energ\u00edas facturadas en cada mes que correspondan a periodos en cierre definitivo antes del d\u00e9cimo d\u00eda h\u00e1bil de cada mes.
\n8.14 Publicaciones excepcionales de cierres de energ\u00eda. Si tras la publicaci\u00f3n de un cierre de energ\u00eda, el operador de sistema detecta un error material en el proceso de cierre o publicaci\u00f3n de dicho mes como consecuencia un error en la comunicaci\u00f3n de energ\u00eda de un encargado de lectura, fallo de los sistemas inform\u00e1ticos de gesti\u00f3n, por fuerza mayor u otra causa justificada, el operador del sistema podr\u00e1 republicar un cierre de energ\u00eda, debidamente justificado, para minimizar el error manifiesto en la liquidaci\u00f3n correspondiente, de forma que el impacto en la liquidaci\u00f3n a los participantes del sistema de medidas sea el menor posible.
\nEl operador del sistema valorar\u00e1 el impacto del error detectado sobre el n\u00famero de participantes afectados teniendo en cuenta, en su caso, las consideraciones del correspondiente encargado de la lectura, y proceder\u00e1 a la publicaci\u00f3n del cierre de energ\u00eda tan pronto como se solucionen las causas que justificaron esta excepcionalidad y si a su juicio es viable la publicaci\u00f3n para la liquidaci\u00f3n correspondiente.
\nEsta publicaci\u00f3n excepcional del cierre de energ\u00eda ser\u00e1 comunicada a los participantes del sistema de medidas y el operador del sistema justificar\u00e1 sus actuaciones a posteriori ante la Comisi\u00f3n Nacional de Mercados y Competencia.
\n9. D\u00edas h\u00e1biles y calendario de cierre. El operador del sistema pondr\u00e1 a disposici\u00f3n de los participantes del sistema de medidas, antes del inicio de cada a\u00f1o natural, el calendario de cierres provisionales y definitivos con indicaci\u00f3n de los d\u00edas l\u00edmite para presentaci\u00f3n y resoluci\u00f3n de objeciones as\u00ed como los d\u00edas inh\u00e1biles que no sean s\u00e1bados ni domingos.
\nA efectos de los procedimientos de medidas ser\u00e1n d\u00edas inh\u00e1biles: los s\u00e1bados, los domingos, los festivos en la plaza de Madrid, el 24 de diciembre, el 31 de diciembre, y los que, hasta un m\u00e1ximo de dos d\u00edas anuales, determine el operador del sistema.
\nANEXOS
\nAnexo 1. Coeficientes por imprecisi\u00f3n
\nToda medida obtenida mediante la utilizaci\u00f3n de equipos compuestos por elementos cuya precisi\u00f3n sea peor a la exigida para los equipos de nueva instalaci\u00f3n, ser\u00e1 corregida para considerar el posible mayor error. As\u00ed mismo, la medida obtenida a trav\u00e9s de equipos que alimentan a un sistema de tres hilos se ver\u00e1 afectada por un factor de correcci\u00f3n frente al sistema de cuatro hilos.
\nLa correcci\u00f3n, aplicable a medidas tanto de energ\u00eda activa como de reactiva, vendr\u00e1 dada por la f\u00f3rmula siguiente:<\/p>\n

Donde:
\nEc Correcci\u00f3n en energ\u00eda, a sumar o restar de la medida Em para obtener la medida corregida.
\nEm Saldo neto de energ\u00eda que atraviesa el contador.
\nFcl Factor comprendido entre 0.5 y 1, a definir por la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas.
\nF3h Factor comprendido entre 0 y 0.002, a definir por la Direcci\u00f3n General de la Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas, para cada instalaci\u00f3n.
\nCNV Valor num\u00e9rico del requisito m\u00ednimo de clase de precisi\u00f3n para transformadores de medida de tensi\u00f3n de nueva instalaci\u00f3n, expresado en tanto por uno.
\nCNI Valor num\u00e9rico del requisito m\u00ednimo de clase de precisi\u00f3n para transformadores de medida de intensidad de nueva instalaci\u00f3n, expresado en tanto por uno.
\nCNC Valor num\u00e9rico del requisito m\u00ednimo de clase de precisi\u00f3n para contadores de energ\u00eda de nueva instalaci\u00f3n, expresado en tanto por uno.
\nERRV Valor num\u00e9rico del error de precisi\u00f3n para transformadores de medida de tensi\u00f3n, expresado en tanto por uno.
\nERRI Valor num\u00e9rico del error de precisi\u00f3n para transformadores de medida de intensidad, expresado en tanto por uno.
\nERRC Valor num\u00e9rico del error de precisi\u00f3n para contadores de energ\u00eda, expresado en tanto por uno.
\n\u0394\u03b5V Valor de la diferencia ERRV – CNV.
\n\u0394\u03b5I Valor de la diferencia ERRI – CNI.
\n\u0394\u03b5C Valor de la diferencia ERRC – CNC.
\nDesde la fecha en que se haya realizado la \u00faltima calibraci\u00f3n, o el \u00faltimo ensayo de fabricante, y durante los siguientes cinco a\u00f1os, se considerar\u00e1 vigente el error de precisi\u00f3n detectado entonces (ERRV o ERRI o ERRC). A estos efectos, siempre que se cumpla el plazo de vigencia del error detectado, las calibraciones y los ensayos de fabricante que hayan sido realizados con anterioridad a la entrada en vigor del Reglamento unificado de puntos de medida podr\u00e1n considerarse como v\u00e1lidos. En cualquier caso, tanto las calibraciones como los ensayos de fabricante deber\u00e1n contar con la correspondiente aprobaci\u00f3n de la administraci\u00f3n p\u00fablica competente.
\nEn caso de que el error de precisi\u00f3n (ERR) sea menor o igual que el requisito m\u00ednimo exigido (CN) correspondiente, se le asignar\u00e1 un valor nulo al \u0394\u03b5..
\nSi el error de precisi\u00f3n (ERR) detectado en la \u00faltima calibraci\u00f3n, o en el \u00faltimo ensayo de fabricante, est\u00e1 fuera de la clase de precisi\u00f3n del elemento de medida (transformador o contador) calibrado, \u00e9ste deber\u00e1 ser sustituido por uno nuevo que cumpla los requisitos exigidos.
\nEn caso de no disponer del valor de error de precisi\u00f3n (ERR) requerido, se emplear\u00e1 como tal el correspondiente a la clase de precisi\u00f3n del elemento de medida (transformador o contador) utilizado.
\nLa correcci\u00f3n se aplicar\u00e1 siempre en sentido favorable al participante en la medida que no sea responsable del equipo de medida cuya lectura se est\u00e1 corrigiendo.
\nAnexo 2. Coeficientes para configuraciones principales y comprobantes
\n10. Coeficientes de P\u00e9rdidas en L\u00edneas.
\nLas p\u00e9rdidas de energ\u00eda activa (Pp) y reactiva (Qp) en una l\u00ednea se calcular\u00e1n utilizando las expresiones:<\/p>\n

Donde PPM es la medida en el punto de medida en kWh y \u03b1 y \u03b2 se calculan como:<\/p>\n

Siendo:
\nSB la potencia activa de la instalaci\u00f3n en MW para centrales de generaci\u00f3n. En l\u00edneas, se utilizar\u00e1 1000 MVA para l\u00edneas de 400 kV, 250 MVA para l\u00edneas de 220 kV, 50 MVA para l\u00edneas de 132 kV y 20 MVA para l\u00edneas de 66 kV o menor tensi\u00f3n.
\nUm la tensi\u00f3n nominal de la l\u00ednea en kV.
\nRl la resistencia de la l\u00ednea calculada como:<\/p>\n

Siendo:
\nRc,l la resistencia por unidad de longitud del conductor en \u2126\/km, l la longitud de la l\u00ednea en km y nc el n\u00famero de conductores por fase.
\nXl es la reactancia en \u03a9 de la l\u00ednea.
\nQ0 es la potencia reactiva generada por la l\u00ednea en vac\u00edo a tensi\u00f3n nominal expresada en kVAr.
\nLa reactancia y potencia reactiva generada por la l\u00ednea en vac\u00edo son par\u00e1metros calculados en el proyecto oficial de una l\u00ednea. Si no estuvieran disponibles se calcular\u00e1n a partir de la inductancia L (mH\/km) y capacidad C (\u00b5F\/km) t\u00edpicas como:<\/p>\n

Los valores t\u00edpicos de inductancia y capacidad se obtienen a partir de valores t\u00edpicos de la impedancia caracter\u00edstica y la velocidad de propagaci\u00f3n tanto de l\u00edneas a\u00e9reas como de l\u00edneas de cable aislado.
\nTabla 1. Par\u00e1metros t\u00edpicos de l\u00edneas a\u00e9reas y de cables aislados
\nL\u00ednea a\u00e9rea Cable subterr\u00e1neo
\nL (mH\/km) 1 0.2
\nC (\u03bcF\/km) 0.011 0.22
\nPara fronteras dadas de alta con anterioridad a la aprobaci\u00f3n de este procedimiento de operaci\u00f3n, se podr\u00e1 mantener la formulaci\u00f3n vigente en el momento del alta de la frontera en el sistema de medidas hasta que uno de los participantes o el propio encargado de la lectura solicite la actualizaci\u00f3n de la configuraci\u00f3n de c\u00e1lculo de energ\u00eda de activa y\/o reactiva. Si el encargado de la lectura no recibe los par\u00e1metros necesarios para la modelizaci\u00f3n de las p\u00e9rdidas antes de un mes desde su solicitud, aplicar\u00e1 los par\u00e1metros definidos por defecto en este procedimiento.
\n11. Coeficientes de P\u00e9rdidas en Transformadores.
\na. Coeficientes para fronteras de clientes. Se aplicar\u00e1n los coeficientes establecidos en el apartado 5.5 del Real Decreto 1164\/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen las tarifas de acceso a las redes de transporte y distribuci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica.
\nb. Coeficientes para fronteras distintas de clientes. Las p\u00e9rdidas de energ\u00eda activa (Pp) y reactiva (Qp) de un transformador se calcular\u00e1n utilizando las expresiones:<\/p>\n

Donde PPM es la medida en el punto de medida en kWh y \u03b1 y \u03b2 se calculan como:<\/p>\n

Siendo:
\nSn es la potencia nominal del transformador en MVA.
\nP0 es la potencia de p\u00e9rdidas en el ensayo de vac\u00edo en condiciones nominales del transformador en kW tal y como aparece en el protocolo de ensayos de la m\u00e1quina o en la placa de caracter\u00edsticas (Nota 1).
\nPCC es la potencia de p\u00e9rdidas en el ensayo de cortocircuito en condiciones nominales del transformador en kW tal y como aparece en el protocolo de ensayos de la m\u00e1quina o en la placa de caracter\u00edsticas (Nota 1).
\nUCC es la tensi\u00f3n de cortocircuito del transformador en % de acuerdo con lo indicado en los ensayos de la m\u00e1quina o en la placa de caracter\u00edsticas (Nota 2).
\nNota 1: Si el transformador dispone de variador de tomas se utilizar\u00e1 el valor en su toma central. Si no estuviera disponible, se tomar\u00e1 el coeficiente \u03b1 de la Tabla 2 y se considerar\u00e1 que las p\u00e9rdidas en el ensayo de vac\u00edo son la tercera parte de las p\u00e9rdidas en el ensayo de cortocircuito. En el caso de autotransformadores, los valores de la Tabla 2 ser\u00e1n multiplicados por un factor de correcci\u00f3n igual a 0.8.
\nNota 2: Si el transformador dispone de variador de tomas se utilizar\u00e1 el valor en su toma central. Si no est\u00e1 disponible la tensi\u00f3n de cortocircuito, se utilizar\u00e1n 7% para transformadores de menos de 2 MVA, 15 % para transformadores con devanado de alta menor o igual a 220 kV y m\u00e1s de 2 MVA y 19% para transformadores con devanado de alta mayor de 220 kV y m\u00e1s de 2 MVA.
\nTabla 2. Valores t\u00edpicos de \u03b1 de transformadores
\nTensi\u00f3n en el lado de alta del transformador (kV)
\nTensi\u00f3n en el lado de baja del transformador (kV) >250 250 \u2013 150 150 \u2013 72 72 \u2013 36.5
\n250 \u2013 150 0.004 0.004 \u2013 \u2013
\n150 \u2013 72 0.005 0.005 0.005 \u2013
\n72 \u2013 36.5 0.006 0.006 0.006 0.007
\n36,5 \u2013 1 0.007 0.007 0.007 0.008
\nPara transformadores con el lado de baja tensi\u00f3n a 380 V o inferior, se aplicar\u00e1 un coeficiente \u03b1 de 0.025.
\nPara fronteras dadas de alta con anterioridad a la aprobaci\u00f3n de este procedimiento de operaci\u00f3n, se podr\u00e1 mantener la formulaci\u00f3n vigente en el momento del alta de la frontera en el sistema de medidas hasta que uno de los participantes o el propio encargado de la lectura solicite la actualizaci\u00f3n de la configuraci\u00f3n de c\u00e1lculo de energ\u00eda de activa y\/o reactiva. Si el encargado de la lectura no recibe los par\u00e1metros necesarios para la modelizaci\u00f3n de las p\u00e9rdidas antes de un mes desde su solicitud, aplicar\u00e1 los par\u00e1metros definidos por defecto en este procedimiento.
\nAnexo 3. Procedimiento para el reparto de energ\u00edas o p\u00e9rdidas de instalaciones que utilicen como combustible energ\u00edas renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos que comparten conexi\u00f3n con las redes de transporte o distribuci\u00f3n
\nObjeto. El objeto de este Anexo es establecer los criterios que deber\u00e1n cumplir las configuraciones de c\u00e1lculo de medidas de instalaciones que utilicen como combustible energ\u00edas renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos que comparten instalaciones de evacuaci\u00f3n para su conexi\u00f3n a las redes de transporte o distribuci\u00f3n, as\u00ed como el m\u00e9todo de c\u00e1lculo para el reparto de energ\u00edas y p\u00e9rdidas que aplicar\u00e1 el encargado de la lectura en los casos de instalaciones de generaci\u00f3n que comparten instalaciones de evacuaci\u00f3n para su conexi\u00f3n a las redes de transporte o distribuci\u00f3n cuando no hay acuerdo entre los distintos participantes.
\nReparto de energ\u00edas y p\u00e9rdidas. La configuraci\u00f3n que se detalla como referencia aplicar\u00e1 a las distintas configuraciones requeridas de una instalaci\u00f3n (principal y comprobante o redundante) de acuerdo con el Reglamento unificado de puntos de medida.
\nSe indica AS, AE, R1, R2, R3 y R4 como las medidas activa saliente, activa entrante, reactiva cuadrante 1, reactiva cuadrante 2, reactiva cuadrante 3 y reactiva cuadrante 4 de los puntos de medida.
\nCuando se haga referencia a coeficientes de p\u00e9rdidas (K) se entender\u00e1 por tales los coeficientes acordados entre el generador y el distribuidor para tener en cuenta las p\u00e9rdidas en l\u00edneas o transformadores intermedios. En caso de no existir acuerdo en los mismos se calcular\u00e1n por el encargado de la lectura correspondiente conforme a lo indicado en el anexo 2 de este procedimiento.
\nConfiguraciones de c\u00e1lculo de Instalaciones conectadas a distribuci\u00f3n o transporte que comparten instalaciones de evacuaci\u00f3n.<\/p>\n

En instalaciones que utilicen como combustible energ\u00edas renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos conectadas a distribuci\u00f3n o transporte y que compartan instalaciones de evacuaci\u00f3n para su conexi\u00f3n a las redes de distribuci\u00f3n o transporte, se establecer\u00e1n tantos puntos frontera como instalaciones de generaci\u00f3n haya. En los casos en que alguno de los distintos puntos frontera de instalaciones que utilicen como combustible energ\u00edas renovables, cogeneraci\u00f3n y residuos sea de tipo 3 o 5, por acuerdo entre el distribuidor y el operador del sistema, el operador del sistema podr\u00e1 ejercer como encargado de la lectura de dicha frontera tipo 3 o 5. En estos casos, el tratamiento de los datos de medida de dicha frontera ser\u00e1 como si se tratase de un punto de tipo 2. El distribuidor debe comunicar esta circunstancia al organismo encargado de la liquidaci\u00f3n del r\u00e9gimen retributivo espec\u00edfico a los efectos oportunos.
\nLa medida se establecer\u00e1 en cada punto frontera con uno de los tres m\u00e9todos indicados a continuaci\u00f3n.
\na. Si el n\u00famero de generadores conectados al nudo de distribuci\u00f3n o transporte es menor o igual que cuatro (4), se podr\u00e1 repartir la energ\u00eda medida en distribuci\u00f3n\/transporte proporcionalmente a la medida de energ\u00eda de cada generador:
\nGi(AE)=PM1 (AE)*PMi(AE)\/(PM2 (AE)+PM3(AE)+PM4(AE)+PM5 (AE)).
\nGi(AS)=PM1 (AS)*PMi(AS)\/(PM2 (AS)+PM3(AS)+PM4(AS)+PM5 (AS)).
\nGi(R1)=PM1 (R1)*PMi(R1)\/(PM2 (R1)+PM3(R1)+PM4(R1)+PM5 (R1)).
\nGi(R2)=PM1 (R2)*PMi(R2)\/(PM2 (R2)+PM3(R2)+PM4(R2)+PM5 (R2)).
\nGi(R3)=PM1 (R3)*PMi(R3)\/(PM2 (R3)+PM3(R3)+PM4(R3)+PM5 (R3)).
\nGi(R4)=PM1 (R4)*PMi(R4)\/(PM2 (R4)+PM3(R4)+PM4(R4)+PM5 (R4)).
\nSiendo:
\nGi: medida en cada una de las fronteras que comparten el nudo de conexi\u00f3n,
\nPMi: medida en el punto de medida ubicado en la instalaci\u00f3n del punto frontera Gi,
\nPM1: medida en el punto de conexi\u00f3n,
\nPM2, PM3, PM4 y PM5: cada una de las medidas de energ\u00eda neta de los distintos grupos de generaci\u00f3n.
\n1. La configuraci\u00f3n principal del punto frontera se calcular\u00e1 con todos los equipos principales y la configuraci\u00f3n redundante o comprobante con todos los equipos redundantes o comprobantes.
\n2. No se admiten configuraciones en las que un mismo punto de medida se utilice simult\u00e1neamente para la configuraci\u00f3n principal y para la redundante o comprobante.
\n3. Si las instalaciones comparten m\u00e1s de una conexi\u00f3n, primero se efectuar\u00e1 el saldo neto horario de todas las conexiones con la red de distribuci\u00f3n o transporte y a continuaci\u00f3n se proceder\u00e1 igual que en los puntos anteriores.
\n4. Si se instala un nuevo generador evacuando en la misma conexi\u00f3n, se modificar\u00e1n las f\u00f3rmulas de los puntos frontera para adecuarlas a la nueva configuraci\u00f3n.
\nb. Si el n\u00famero de generadores conectados al nudo de distribuci\u00f3n\/transporte es mayor que cuatro, la medida se calcular\u00e1 siempre de esta forma:
\nGi(AS)=PMi(AS)*Ki
\nGi(AE)=PMi(AE)*(2-Ki)
\nGi(R1)=PMi(R1)*(2-K\u2019i)
\nGi(R2)=PMi(R2)*(2-K\u2019i)
\nGi(R3)=PMi(R3)*(K\u2019i)
\nGi(R4)=PMi(R4)*(K\u2019i)
\nSiendo Ki y K\u2019i los coeficientes de p\u00e9rdidas acordados entre los participantes para la energ\u00eda activa y reactiva. En el anexo 2 de este procedimiento se indica un posible m\u00e9todo para el c\u00e1lculo de dichos coeficientes. Si s\u00f3lo se definen coeficientes para activa Ki, se utilizar\u00e1n tambi\u00e9n como coeficientes para la energ\u00eda reactiva.
\nSe deber\u00e1 instalar equipo de medida siempre en el punto de conexi\u00f3n de las distintas instalaciones con la red de distribuci\u00f3n\/transporte.
\nSi fuese de aplicaci\u00f3n, todos los puntos de medida tienen que estar equipados con equipo de medida principal y redundante o comprobante.
\nLa configuraci\u00f3n principal punto frontera se calcular\u00e1 con todos los equipos principales y la configuraci\u00f3n redundante o comprobante con todos los equipos redundantes o comprobantes.
\nNo se admiten configuraciones en las que un mismo punto de medida se utilice para la configuraci\u00f3n principal y para la redundante o comprobante.
\nc. Alternativamente, e independientemente del n\u00famero de generadores conectados, ser\u00e1 admisible que para la configuraci\u00f3n principal de medida se reparta la energ\u00eda medida en el punto de conexi\u00f3n con la red de distribuci\u00f3n o transporte proporcionalmente a la medida de energ\u00eda de cada generador de acuerdo con lo descrito en a) y que para la medida redundante se aplique a la medida de cada generador un coeficiente de p\u00e9rdidas de acuerdo con lo indicado en b)
\nSi las instalaciones comparten m\u00e1s de una conexi\u00f3n, primero se efectuar\u00e1 el saldo neto horario de todas las conexiones con la red de distribuci\u00f3n\/transporte y a continuaci\u00f3n se proceder\u00e1 igual que en los puntos anteriores.
\nSi se instala un nuevo generador evacuando en la misma conexi\u00f3n, se modificar\u00e1n las f\u00f3rmulas de los puntos frontera para adecuarlas a la nueva configuraci\u00f3n.
\nAnexo 4. Calculo de Coeficientes de Configuraciones Comprobantes a partir de Datos Hist\u00f3ricos
\nLa relaci\u00f3n de medida de un punto de medida principal en sus magnitudes de energ\u00eda activa entrante y saliente con sus correspondientes comprobantes cumple la relaci\u00f3n:<\/p>\n

Donde:
\nM\u03b4Pmpi es la medida para la magnitud \u03b4 en el periodo i en el punto de medida principal.
\nM\u03b2Pmni es la medida para la magnitud \u03b2 del punto de medida comprobante n en el periodo de integraci\u00f3n i.
\n\u03b1n es el coeficiente que relaciona la medida del\/los punto\/s comprobante\/s de medida n con el punto principal para la magnitud de c\u00e1lculo.
\nLa ecuaci\u00f3n (1) tambi\u00e9n se puede expresar, en un espacio de n dimensiones, como la recta:<\/p>\n

Nota: la correspondencia entre las magnitudes \u03b4 y \u03b2 entre los puntos de medida principal y comprobantes de la ecuaci\u00f3n (1) deber\u00e1n formularse de forma que se cumpla el principio de conservaci\u00f3n de la energ\u00eda (es decir, independientemente de la magnitud programada en los contadores).
\nDonde:
\n\u03b1i son los coeficientes (inc\u00f3gnitas a calcular) basados en hist\u00f3ricos.
\ny, x1, x2,\u2026, xn son los datos hist\u00f3ricos que definen la recta que relaciona la medida principal (y) con las medidas comprobantes (xi).
\nLos coeficientes \u03b1i calculados a partir de datos de medida hist\u00f3ricos se obtendr\u00e1n a partir de los j conjuntos de muestras disponibles (y, x1, x2,\u2026,xn ) que generen el menor error posible.
\nEste error se puede expresar como:<\/p>\n

Donde yj, xj1, xj2,\u2026,xjn son los j conjuntos de muestras; la recta de ajuste proporciona un valor diferente de y.
\nDado que dicho error puede ser negativo o positivo, se define la funci\u00f3n:
\n(4)
\nque asegura que los valores de error son siempre positivos; de todas las rectas posibles definidas por \u03b1i, la que menor error proporciona ser\u00e1 la que se obtenga de resolver las n ecuaciones con n inc\u00f3gnitas que minimizan la funci\u00f3n (4); esto es, la derivada de dichas funciones igualada a cero:<\/p>\n

La soluci\u00f3n del conjunto de coeficientes \u03b1i consecuencia del c\u00e1lculo de n ecuaciones con n inc\u00f3gnitas de (5) se expresar\u00e1n con seis decimales aunque en los c\u00e1lculos intermedios se utilizar\u00e1n al menos 10 decimales.
\nLos conjuntos de muestras a utilizar para la resoluci\u00f3n de los anteriores sistemas de ecuaciones se obtendr\u00e1n con los siguientes criterios:
\na. El n\u00famero de muestras para la obtenci\u00f3n de cada \u03b1i ser\u00e1 como m\u00ednimo de (25 x 24 muestras por magnitud).
\nb. El n\u00famero m\u00e1ximo de muestras a utilizar ser\u00e1 el correspondiente a tres meses (3 x 30 x 24 muestras por magnitud).
\nc. Las muestras proceder\u00e1n del \u00faltimo trimestre previo al c\u00e1lculo de los coeficientes.
\nd. S\u00f3lo se considerar\u00e1n como muestras v\u00e1lidas. para un periodo de integraci\u00f3n y magnitud, aqu\u00e9llas en las que se disponga simult\u00e1neamente de medidas firmes de registradores v\u00e1lidas del punto de medida principal y de todos los puntos de medida comprobantes que lo conforman.
\ne. No se utilizar\u00e1 ning\u00fan conjunto de valores que incluya un 0 en cualquiera de sus energ\u00edas.
\nEjemplos:
\n1. Caso de comprobante con un \u00fanico punto de medida:
\nEn este caso la ecuaci\u00f3n (2) puede expresarse como:<\/p>\n

cuyo resultado ser\u00eda:<\/p>\n

Donde:
\nn es el n\u00famero de parejas de valores utilizados para la obtenci\u00f3n del coeficiente \u03b11 que define el coeficiente en base a datos hist\u00f3ricos.
\nson las distintas parejas de valores de la muestra para distintos periodos de integraci\u00f3n de la configuraci\u00f3n principal y la comprobante con un \u00fanico punto de medida, que cumple los criterios indicados en este procedimiento.
\n2. Caso de configuraci\u00f3n comprobante con dos puntos de medida:
\nEn este caso la ecuaci\u00f3n (2) puede expresarse como:<\/p>\n

El sistema de ecuaciones (5), estar\u00e1 formado por dos ecuaciones con dos inc\u00f3gnitas cuyo resultado es:<\/p>\n

Donde:
\nn es el n\u00famero de conjuntos de valores utilizados para la obtenci\u00f3n de los coeficientes \u03b11 y \u03b12 que definen los coeficientes basados en datos hist\u00f3ricos.
\nson los distintos valores de la muestra constituidas para distintos periodos de integraci\u00f3n de la configuraci\u00f3n principal del punto de medida 1 y del punto de medida 2 de la configuraci\u00f3n comprobante que cumplen los criterios indicados en este procedimiento.
\n3. Caso de configuraci\u00f3n comprobante con tres puntos de medida:
\nEn este caso la ecuaci\u00f3n (2) puede expresarse como:<\/p>\n

El sistema de ecuaciones (5) estar\u00e1 formado por tres ecuaciones con tres inc\u00f3gnitas:<\/p>\n

donde:
\nn es el n\u00famero de conjuntos de valores utilizados para la obtenci\u00f3n de los coeficientes \u03b11, \u03b12 y \u03b13 que definen los coeficientes basados en datos hist\u00f3ricos.
\nson los distintos valores de la muestra constituidas para distintos periodos de integraci\u00f3n de la configuraci\u00f3n principal del punto de medida 1 y del punto de medida 2 y del punto de medida 3 de la configuraci\u00f3n comprobante que cumplen los criterios indicados en este procedimiento.
\n4. Caso de configuraci\u00f3n comprobante con cuatro puntos de medida:
\nEn este caso la ecuaci\u00f3n (2) puede expresarse como:<\/p>\n

El sistema de ecuaciones (5) estar\u00e1 formado cuatro ecuaciones con cuatro inc\u00f3gnitas:<\/p>\n

Para cualquier n\u00famero de puntos de medida de la configuraci\u00f3n comprobante de un punto frontera el procedimiento ser\u00eda similar.
\nAnexo 5. Estimaci\u00f3n de medidas de puntos frontera y agregaciones a partir d e d atos hist\u00f3ricos
\n1. Objeto. Este anexo tiene por objeto definir los algoritmos de c\u00e1lculo para la estimaci\u00f3n de medidas a partir de datos hist\u00f3ricos de puntos frontera.
\nAdicionalmente, este procedimiento lo utilizar\u00e1 el operador del sistema para la estimaci\u00f3n de agregaciones cuando se cumplan los supuestos indicados en el procedimiento 10.4. En este caso el operador del sistema estimar\u00e1 una agregaci\u00f3n (conjunto de puntos frontera) como si se tratase de un \u00fanico punto formado por todos los puntos que constituyen la agregaci\u00f3n.
\nConsideraciones generales. En todos los c\u00e1lculos descritos en este Anexo se utilizar\u00e1n tres (3) decimales. Los resultados finales de energ\u00edas se expresar\u00e1n en kWh redondeando los decimales a la unidad inmediata superior si es igual o superior a 0.5 o a la unidad inmediata inferior si es inferior a 0.5.
\nLos d\u00edas de 23 horas se estimar\u00e1n de forma an\u00e1loga a si los de 24 horas, sin estimar valor para el periodo de cambio horario.
\nLos d\u00edas de 25 horas se estimar\u00e1n de forma an\u00e1loga a los de 24 horas, si bien la estimaci\u00f3n para el periodo de cambio horario ser\u00e1 id\u00e9ntica a la del periodo inmediatamente anterior.
\nNo se utilizar\u00e1n nunca medidas estimadas por este procedimiento como datos de partida para realizar nuevas estimaciones.
\nProcedimiento de estimaci\u00f3n de valores horarios.
\n1.1 Procedimiento de estimaci\u00f3n de huecos. La estimaci\u00f3n de cada magnitud de energ\u00eda y periodo horario se calcular\u00e1 como la media aritm\u00e9tica para cada una de las magnitudes y periodo de integraci\u00f3n de las medidas correspondientes a los periodos de integraci\u00f3n anterior y posterior para los que se dispone de medida de energ\u00eda.
\n1.2 Procedimiento de estimaci\u00f3n de ventanas de periodos. El procedimiento de estimaci\u00f3n se realiza en tres pasos: Obtenci\u00f3n muestra hist\u00f3rica, c\u00e1lculo de media y desviaci\u00f3n t\u00edpica:
\nEl tama\u00f1o de la muestra ser\u00e1 de 6 medidas por cada periodo de integraci\u00f3n a estimar, obtenidas de acuerdo con los siguientes criterios:
\nLa muestra estar\u00e1 formada por las 6 medidas del mismo periodo de integraci\u00f3n y de los d\u00edas m\u00e1s pr\u00f3ximos al del d\u00eda que se quiere estimar, que sean del mismo tipo de d\u00eda y del mismo mes (Nota 2).
\nSi con el criterio definido en 1 no se alcanzase el n\u00famero de 6 muestras se considerar\u00e1n tambi\u00e9n los d\u00edas m\u00e1s pr\u00f3ximos al del d\u00eda que se quiere estimar, que sean del mismo tipo de d\u00eda y de la misma temporada (Nota 2) hasta alcanzar las 6 medidas.
\nSi de la utilizaci\u00f3n de los criterios 1 y 2 anteriores no se alcanzase el n\u00famero de 6 muestras se considerar\u00e1n tambi\u00e9n los d\u00edas m\u00e1s pr\u00f3ximos al del d\u00eda que se quiere estimar, que sean del mismo tipo de d\u00eda y de distinta temporada.
\nSe calcular\u00e1 la media aritm\u00e9tica (x) y desviaci\u00f3n t\u00edpica (s) de la muestra de medidas v\u00e1lidas de energ\u00edas de la misma magnitud y del mismo periodo de integraci\u00f3n despreciando de dicha muestra los valores m\u00e1ximo y m\u00ednimo (Nota 1).
\nNota 1: En caso de que se repita el valor m\u00e1ximo en las muestras s\u00f3lo se eliminar\u00e1 para el c\u00e1lculo de la media y desviaci\u00f3n t\u00edpica una de ellas. An\u00e1logamente, en caso de que se repita el valor m\u00ednimo en las muestras s\u00f3lo se eliminar\u00e1 para el c\u00e1lculo de la media y desviaci\u00f3n t\u00edpica una de ellas.
\nNota 2: Se definen los d\u00edas tipo (si aplica) y temporadas de acuerdo con la clasificaci\u00f3n establecida en el Real Decreto vigente en el que se establecen las tarifas de acceso a redes.
\nEjemplo: Supongamos que se ha de estimar el d\u00eda 1 de marzo (jueves) de 2001 de un cliente que opera en la pen\u00ednsula, la muestra para obtener la estimaci\u00f3n se obtendr\u00eda:
\n1. Al ser d\u00eda tipo B (lunes a viernes no festivos temporada media), la muestra podr\u00e1 formarse con los d\u00edas 2, 5, 6, 7, 8 y 9 de marzo de 2001. Si alguno de los d\u00edas anteriores no estuviese disponible se podr\u00edan utilizar los d\u00edas (y por este orden de prelaci\u00f3n) 12, 13,14, 15, 16, 19, 20, 21, 22, 23, 26, 27, 28, 29 y 30 de marzo de 2001.
\n2. Si no se alcanzase el n\u00famero de seis muestras habr\u00eda que utilizar (y por este orden de prelaci\u00f3n) las medidas de lunes a viernes de abril de 2001, o las de julio de 2001, o las de octubre de 2000, o las de octubre de 2001 y por este orden de prelaci\u00f3n.
\n3. Si no se dispusiese, aun as\u00ed de las 6 muestras habr\u00eda, que utilizar las medidas de lunes a viernes m\u00e1s pr\u00f3ximos de febrero de 2001.
\na. C\u00e1lculo de los extremos de distribuci\u00f3n: Para cada magnitud y periodo de integraci\u00f3n de la muestra calculada en a) se calculan los extremos de la misma suponiendo una distribuci\u00f3n normal:
\nMuestra m\u00e1xima = x + 2 * s
\nMuestra m\u00ednima = x \u2013 2 * s
\nb. C\u00e1lculo del valor de energ\u00eda estimado: El valor de medida estimado para cada una de las magnitudes y per\u00edodos de integraci\u00f3n ser\u00e1 la media aritm\u00e9tica de la muestra total descrita en a), sin despreciar valores m\u00e1ximos y m\u00ednimos utilizando s\u00f3lo los valores que entren dentro de la distribuci\u00f3n normal descrita en b).
\nEjemplo (ver anexo 6): Supongamos que se han de estimar las medidas de energ\u00eda activa entrante para un punto frontera de cliente que opera en la pen\u00ednsula de la magnitud activa entrante desde el periodo de integraci\u00f3n n.\u00ba 1 del 5\/3\/2001 hasta el periodo 24 del d\u00eda 9\/3\/2001.
\nPara este punto frontera se dispone de medidas v\u00e1lidas de registrador desde 1\/9\/2000 hasta el 5\/3\/2001.
\na. Se selecciona la muestra de medidas que se utilizar\u00e1. Por tanto, al ser el tipo de d\u00eda B en todos los d\u00edas a estimar (lunes a viernes temporada media), los d\u00edas de las muestras ser\u00e1n:
\nDel criterio 1: Los d\u00edas 1\/3\/2001(jueves) y 2\/3\/2001 (viernes).
\nDel criterio 2: Utilizamos los d\u00edas tipo m\u00e1s pr\u00f3ximos disponibles, esto es, los d\u00edas 26\/10\/2000, 27\/10\/2000, 30\/10\/2000 y 31\/10\/2000. (no es necesario utilizar el criterio 3 pues ya se dispone de seis muestras).
\nb. Se calcula la media y la desviaci\u00f3n t\u00edpica sin utilizar las muestras m\u00e1xima y m\u00ednima para cada periodo de integraci\u00f3n.
\nc. Se calculan los extremos m\u00e1ximo y m\u00ednimo de la distribuci\u00f3n para cada periodo de integraci\u00f3n.
\nSe calcula la estimaci\u00f3n de energ\u00eda como la media aritm\u00e9tica de las muestras utilizando para su c\u00e1lculo las muestras que entran dentro de la distribuci\u00f3n definida en c)
\nd. La misma estimaci\u00f3n calculada se utilizar\u00e1 para los d\u00edas de c\u00e1lculo, esto es para los d\u00edas 5, 6, 7, 8 y 9 de marzo de 2001.
\n3.3 Estimaci\u00f3n de energ\u00eda con datos de cierres ATR y perfil plano. Los valores de energ\u00eda de los distintos huecos existentes se estimar\u00e1n distribuyendo la energ\u00eda horaria no medida con los distintos cierres validados de ATR, esto es:<\/p>\n

Donde:
\nEi es cada uno de los periodos de energ\u00eda a estimar (huecos) perteneciente al periodo de cierre de ATRj.
\nMCATRj es el valor de energ\u00eda de cierre de ATRj al que pertenece el periodo horario Ei de energ\u00eda a estimar.
\n\u03a3ei es la suma de todos los valores de energ\u00eda horaria pertenecientes al periodo de cierre MCATRj de los que se dispone de valor horario. Es decir MCATRj \u2013 \u03a3ei es la energ\u00eda horaria no medida durante el periodo de MCATRj.
\nnj es el n\u00famero de periodos a estimar correspondientes al periodo de cierre ATRj
\n3.4 Estimaci\u00f3n de energ\u00eda con datos de cierres ATR y perfil en base a datos hist\u00f3ricos.
\nLos valores de energ\u00eda a estimar se obtendr\u00e1n modulando con los valores de cierre de ATR validados disponibles la curva de consumo obtenida por el procedimiento de estimaci\u00f3n de hist\u00f3rico descrita en el 3.2 de este anexo, esto es:
\na. Obtener la curva en funci\u00f3n de datos hist\u00f3ricos de acuerdo con el procedimiento descrito en 3.2 (valores xij) de este anexo.
\nb. Modular los valores de la curva calculada en a) a partir de los cierres de ATRj disponibles:<\/p>\n

Donde:
\nEij es cada uno de los periodos i de energ\u00eda a estimar (huecos) perteneciente al periodo de cierre de ATR j.
\nMCATRj es el valor de energ\u00eda de cierre de ATRj al que pertenece el periodo horario Ei de energ\u00eda a estimar.
\n\u03a3eij es la suma de todos los valores de energ\u00eda horaria pertenecientes al periodo de cierre MCATRj de los que se dispone de valor horario. Es decir MCATRj \u2013 \u03a3eij es la energ\u00eda horaria no medida durante el periodo de MCATRj.
\nxij es el valor de energ\u00eda del periodo de integraci\u00f3n i y perteneciente a su vez al periodo de cierre de MCATRj calculado de acuerdo con hist\u00f3ricos por el m\u00e9todo descrito en 3.2 de este anexo.
\n\u03a3xij es la suma de todos los valores de energ\u00eda horaria pertenecientes al cierre MCATRj calculados de acuerdo con hist\u00f3rico por el m\u00e9todo descrito en 3.2 de este anexo.
\n3.5 Estimaci\u00f3n de energ\u00eda con dato de saldo y perfil plano. Los valores de energ\u00eda de los distintos huecos existentes se estimar\u00e1n distribuyendo la energ\u00eda horaria no medida con el saldo disponible y validado del contador, esto es:<\/p>\n

Donde:
\nEi es cada uno de los periodos de energ\u00eda a estimar (huecos) pertenecientes al periodo de saldo S.
\n\u03a3ei es la suma de todos los valores de energ\u00eda horaria pertenecientes al periodo de saldo S de los que se dispone de valor horario.
\nS es el valor del saldo de energ\u00eda al que pertenece los periodos horarios Ei a estimar. Es decir S-\u03a3ei es la energ\u00eda horaria no medida durante el periodo de S.
\nnj es el n\u00famero total de periodos sin medida a estimar correspondientes al intervalo del saldo S.
\n3.6 Estimaci\u00f3n de energ\u00eda con dato de saldo y perfil en base a datos hist\u00f3ricos. Los valores de energ\u00eda a estimar se obtendr\u00e1n modulando con el valor de saldo disponible y validado la curva de consumo obtenida por el procedimiento de estimaci\u00f3n de hist\u00f3rico descrita en el apartado 3.2. de este Anexo, esto es:
\na. Obtener la curva en funci\u00f3n de datos hist\u00f3ricos de acuerdo con el procedimiento descrito en 3.2. de este Anexo.
\nb. Modular los valores de la curva calculada en a) a partir del saldo S disponible:<\/p>\n

Donde:
\nEi es cada uno de los periodos i de energ\u00eda a estimar pertenecientes al periodo de saldo S.
\n\u03a3ei es la suma de todos los valores de energ\u00eda horaria pertenecientes al periodo que corresponde el saldo S de los que se dispone de valor horario.
\nS es el valor del saldo de energ\u00eda al que pertenecen los periodos horarios Ei a estimar. Es decir S-\u03a3ei es la energ\u00eda no medida horariamente.
\nXi es el valor de energ\u00eda del periodo de integraci\u00f3n i calculado de acuerdo con el m\u00e9todo descrito en 3.2 de este Anexo.
\n\u03a3xi es la suma de todos los valores de energ\u00eda horaria i sin medida calculados de acuerdo con el m\u00e9todo descrito en 3.2. de este anexo.
\nProcedimiento de estimaci\u00f3n de cierres.
\n4.1 Estimaci\u00f3n de cierres a partir de hist\u00f3ricos. El procedimiento de estimaci\u00f3n de un cierre se realiza en cinco pasos:
\na. Obtenci\u00f3n de la muestra hist\u00f3rica: El tama\u00f1o de la muestra de cada uno de los periodos a estimar ser\u00e1 de cuatro. Se seleccionar\u00e1n los existentes m\u00e1s pr\u00f3ximos.
\nA fin de uniformizar los cierres que componen la muestra, se calcula la energ\u00eda media horaria de cada periodo de cierre de la muestra como cociente entre la energ\u00eda de cierre y el n\u00famero de horas que abarca. Estos ser\u00e1n los valores que integran la muestra (4 valores por cada cierre a estimar).
\nb. Obtenci\u00f3n de la media y desviaci\u00f3n t\u00edpica: Se calcula la media Mj y desviaci\u00f3n t\u00edpica \u03c3j de cada uno de los cierres j a estimar.
\nc. C\u00e1lculo de los extremos de la distribuci\u00f3n: Se calculan los extremos de la muestra de cada cierre i a estimar suponiendo una distribuci\u00f3n normal:
\nMuestra m\u00e1xima j= Mj + 2 \u03c3j
\nMuestra m\u00ednima j= Mj \u2013 2 \u03c3j
\nd. Obtenci\u00f3n de la media normalizada de cierre: Se calcula el valor de la media normalizada para cada cierre j a estimar utilizando los valores de la muestra descrita en a) que est\u00e9n comprendidos en los l\u00edmites definidos en c).
\ne. Obtenci\u00f3n de la media de cierre: Se calcula la media de cada cierre a estimar j como el valor obtenido en d) multiplicado por el n\u00famero de horas que tiene el periodo de cierre j a estimar [ecj].
\n4.2 Estimaci\u00f3n de cierres a partir de datos hist\u00f3ricos modulados con saldo de contador. El valor de cada uno de los cierres j obtenidos (ecj) por el procedimiento descrito en 4.1. se modula con el saldo disponible de acuerdo con:<\/p>\n

Donde:
\nS es el saldo total que engloba a todos los cierres del periodo.
\n\u03a3Eci es la suma de los cierres de los que se dispone de media. Por tanto S \u2013 \u03a3Eci es la energ\u00eda de los cierres no medida.
\necj es el valor de energ\u00eda del cierre j calculado de acuerdo con el apartado 4.1. de este Anexo.
\n\u03a3ecj es la suma de todos los cierres j que es necesario estimar y calculados de acuerdo 4.1. de este Anexo.
\n4.3 Estimaci\u00f3n de cierres sin hist\u00f3rico a partir de saldo total de contador
\nLa estimaci\u00f3n de los cierres no medidos se obtiene repartiendo cada periodo de cierre a estimar proporcionalmente a la potencia contratada en cada periodo:<\/p>\n

Donde:
\nS es el saldo total.
\n\u03a3Eci es la energ\u00eda medida de cierres comprendidos en el saldo S.
\nEcj es la energ\u00eda a estimar del periodo j.
\nPcj es la potencia contratada del periodo j a estimar.
\n\u03a3Pcj es la suma de las potencias contratadas de los periodos a estimar.<\/p>\n

Anexo 7. M\u00e9todo de estimaci\u00f3n completo o parcial de medidas por ausencia en la CCH a partir de perfiles de facturaci\u00f3n
\nEl c\u00e1lculo de la estimaci\u00f3n de medidas de la CCH a partir del perfil de facturaci\u00f3n correspondiente a la categor\u00eda del consumidor, se efectuar\u00e1 para cada ciclo de facturaci\u00f3n que lo requiera a partir del saldo de ATR, de la suma de medidas horarias v\u00e1lidas disponibles y de los coeficientes del perfil ajustado a efectos de facturaci\u00f3n calculados y publicados a estos efectos por el operador del sistema.
\nPara calcular las medidas horarias de la CCH no disponibles, la diferencia positiva entre el saldo de ATR y la suma de medidas horarias v\u00e1lidas disponibles se repartir\u00e1, para cada periodo tarifario, de forma proporcional a los coeficientes del perfil ajustado a efectos de facturaci\u00f3n que calcular\u00e1 y publicar\u00e1 el operador del sistema para cada semana el\u00e9ctrica el jueves anterior a la misma, a partir de los perfiles iniciales aprobados por resoluci\u00f3n del Director General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas en desarrollo de lo previsto en el art\u00edculo 32 del Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema El\u00e9ctrico aprobado por el Real 1110\/2007, de 24 de agosto, actualizando \u00e9stos \u00faltimos con la mejor estimaci\u00f3n de demanda disponible.
\nSean:
\nC Ciclo de facturaci\u00f3n de un saldo de ATR entre la hora 0 el d\u00eda \u00abdi\u00bb del mes \u00abmi\u00bb y la hora 0 el d\u00eda \u00abdf\u00bb del mes \u00abmf\u00bb.
\nSALc,p Saldo de ATR del periodo de facturaci\u00f3n \u00abc\u00bb correspondiente al periodo tarifario \u00abp\u00bb en kWh.
\nNsp N\u00famero de horas del periodo de facturaci\u00f3n \u00abc\u00bb correspondiente al periodo tarifario \u00abp\u00bb.
\nCCHr h,d,p Medida horaria v\u00e1lida correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb del periodo tarifario \u00abp\u00bb en Wh.
\nNrp N\u00famero de horas con medida horaria v\u00e1lida del periodo de facturaci\u00f3n \u00abc\u00bb y periodo tarifario \u00abp\u00bb.
\n\u2211 CCHr h,d,p Sumatorio de las Nrp medidas horaria v\u00e1lidas del periodo de facturaci\u00f3n \u00abc\u00bb y periodo tarifario \u00abp\u00bb en Wh.
\nPkh,d Perfil final \u00abk\u00bb a efectos de facturaci\u00f3n para el d\u00eda \u00abd\u00bb y hora \u00abh\u00bb.
\nPara el caso de que Nsp > Nrp, se define:
\nNep N\u00famero de horas para las que es necesario estimar la medida horaria del periodo de facturaci\u00f3n \u00abc\u00bb y periodo tarifario \u00abp\u00bb. Ser\u00e1 igual a la diferencia de Nsp \u2013 Nrp,
\n\u2211 Pkh,d Sumatorio de los Nep perfiles finales \u00abk\u00bb a efectos de facturaci\u00f3n correspondientes a las horas con medida horaria a estimar del periodo de facturaci\u00f3n \u00abc\u00bb y periodo tarifario \u00abp\u00bb.
\nCCHeh,d,p Medida horaria a estimar en Wh correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb del periodo tarifario \u00abp\u00bb que se calcular\u00e1 de la siguiente forma:<\/p>\n

Para el caso en que el c\u00e1lculo de, se considerar\u00e1 y las medidas horarias v\u00e1lidas CCHrh,d,p deber\u00e1n ser ajustadas para que \u2211 CCHrh,d,p = SALc,p seg\u00fan el m\u00e9todo del Anexo 8 de este procedimiento.
\nEl proceso de estimaci\u00f3n completa o parcial de medidas a partir de perfiles de facturaci\u00f3n ocasiona la existencia de decimales asociados al valor de la medida horaria estimada CCHeh,d,p. Se propone redondear el resultado a 0 decimales:<\/p>\n

Siendo la funci\u00f3n la que asigna al n\u00famero X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY \u2265 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5.
\nAnexo 8. M\u00e9todo de ajuste de las medidas de la CCH a un saldo de ATR
\nEl m\u00e9todo de ajuste de las medidas de la CCH a un saldo de ATR tiene como objetivo modificar los valores de una CCH correspondiente a un periodo completo o parcial del intervalo del saldo de ATR.
\nSean:
\nC Ciclo de facturaci\u00f3n de un saldo de ATR entre la hora 0 el d\u00eda \u00abdi\u00bb del mes \u00abmi\u00bb y la hora 0 el d\u00eda \u00abdf\u00bb del mes \u00abmf\u00bb.
\nSALc,p Saldo de ATR del periodo de facturaci\u00f3n \u00abc\u00bb correspondiente al periodo tarifario \u00abp\u00bb en kWh.
\nNsp N\u00famero de horas del periodo de facturaci\u00f3n \u00abc\u00bb correspondiente al periodo tarifario \u00abp\u00bb.
\nCCHrh,d,p Medida horaria v\u00e1lida correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb del periodo tarifario \u00abp\u00bb en Wh.
\nNrp N\u00famero de horas con medida horaria v\u00e1lida del periodo de facturaci\u00f3n \u00abc\u00bb y periodo tarifario \u00abp\u00bb.
\n\u2211 CCHrh,d,p Sumatorio de las Nr p medidas horaria v\u00e1lidas del periodo de facturaci\u00f3n \u00abc\u00bb y periodo tarifario \u00abp\u00bb en Wh.
\nPara el caso en que Nsp = Nrp,y y SALc,p <> \u2211 CCHrh,d,p se ajustar\u00e1n los valores de las medidas horarias CCHrh,d,p de la siguiente forma:<\/p>\n

Para el caso en que Nsp > Nrp,y y SALc,p <> \u2211 CCHrh,d,p se estimar\u00e1n las medidas no disponibles de la CCHrh,d,p seg\u00fan el m\u00e9todo del Anexo 7 de este procedimiento. Para el caso en que SALc,p < \u2211 CCHrh,d,p las medidas no disponibles de CCHrh,d,p ser\u00e1n igual a 0, y las medidas de CCHrh,d,p deber\u00e1n ajustarse seg\u00fan la f\u00f3rmula anterior.
\nEl proceso de ajuste completo o parcial de medidas ocasiona la existencia de decimales asociados al valor de la medida horaria ajustada CCHrh,d,p, ajustada. Se propone redondear el resultado a 0 decimales:
\nCCHr h,d,p, ajustada red = Redondear [CCHr h,d,p, ajustada]
\nSiendo la funci\u00f3n Redondear la que asigna al n\u00famero X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY \u2265 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5. Anexo 9. Ejemplos de saldo de ATR y CCH asociada Se incluyen a continuaci\u00f3n ejemplos de cada uno de los casos de relaci\u00f3n entre el saldo de ATR y su CCH asociada, que se incluyen en la siguiente tabla: Relaci\u00f3n ATR-CCH Tipo de Saldo de ATR M\u00e9todo de obtenci\u00f3n de la CCH C\u00f3digo de m\u00e9todo de obtenci\u00f3n Tipo de medida de la CCH Caso a1. Real. Real. 1 Firme. Caso a2. Real. Ajustada. 3 Firme. Caso b. Calculado. Real. 1 Firme. Caso c. Real. Real \/ Ajustada \/ Real \/ Perfil. 1 \/ 3 \/ 1 \/ 2 Firme \/Estimaci\u00f3n. Caso d y e. Lectura absoluta local o visual del encargado de lectura. Real \/ Ajustada \/ Real \/ Perfil. 1 \/ 3 \/ 1 \/ 2 Firme \/Estimaci\u00f3n. Caso d y e. Auto-lectura absoluta visual del cliente. Real \/ Ajustada \/ Real \/ Perfil. 1 \/ 3 \/ 1 \/ 4 Firme \/ Estimaci\u00f3n. Caso d y e. Estimado en funci\u00f3n de hist\u00f3ricos del a\u00f1o anterior. Perfil. 5 Estimaci\u00f3n. Caso d y e. Estimado seg\u00fan un factor de utilizaci\u00f3n de la potencia contratada. Perfil. 6 Estimaci\u00f3n. Con objeto de simplificar los ejemplos, se considerar\u00e1n ciclos de facturaci\u00f3n ficticios de 5 d\u00edas. Ejemplo de caso a1: Sea un cliente con un ciclo de facturaci\u00f3n de 5 d\u00edas del que se dispone de un saldo de ATR v\u00e1lido (43 kWh) y una curva de carga horaria v\u00e1lida y completa (120 horas cuyo sumatorio es de 42.764 Wh). Se cumple que SALDO = \u2211CCHr. Por tanto, no ser\u00e1 necesario realizar ninguna estimaci\u00f3n ni ajuste. El m\u00e9todo de obtenci\u00f3n de todas las medidas horarias de la curva ser\u00e1 1. Ejemplo de caso a2: Sea un cliente con un ciclo de facturaci\u00f3n de 5 d\u00edas del que se dispone de un saldo de ATR v\u00e1lido (50 kWh) y una curva de carga horaria v\u00e1lida y completa (120 horas cuyo sumatorio es de 42.764 Wh). Se cumple que SALDO > \u2211CCHr.
\nPor tanto, ser\u00e1 necesario realizar un ajuste seg\u00fan el m\u00e9todo del anexo 8 de este documento. El m\u00e9todo de obtenci\u00f3n de todas las medidas horarias de la curva ser\u00e1 3.<\/p>\n

Ejemplo de caso b: Sea un cliente con un ciclo de facturaci\u00f3n de 5 d\u00edas del que se dispone de una curva de carga horaria v\u00e1lida y completa (120 horas cuyo sumatorio es de 42.764 Wh) y no se dispone de saldo de ATR.
\nPor tanto, ser\u00e1 posible calcular el saldo de ATR a partir del sumatorio de las medidas horarias. El m\u00e9todo de obtenci\u00f3n de las medidas horarias de toda la curva ser\u00e1 1.<\/p>\n

Ejemplo de caso c con saldo de ATR > \u2211CCHr: Sea un cliente con un ciclo de facturaci\u00f3n de 5 d\u00edas del que se dispone de una curva de carga horaria v\u00e1lida incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y de un saldo de ATR v\u00e1lido > \u2211CCHr.
\nPor tanto, ser\u00e1 necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone de las mismas, seg\u00fan el m\u00e9todo del anexo 7 de este documento. El m\u00e9todo de obtenci\u00f3n de las medidas horarias con medida real ser\u00e1 1 y el de las medidas estimadas ser\u00e1 2.<\/p>\n

Ejemplo de caso c con saldo de ATR < \u2211CCHr: Sea un cliente con un ciclo de facturaci\u00f3n de 5 d\u00edas del que se dispone de una curva de carga horaria v\u00e1lida incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y de un saldo de ATR v\u00e1lido < \u2211CCHr. Por tanto, ser\u00e1 necesario realizar un ajuste seg\u00fan el m\u00e9todo del anexo 8 de este documento, de las medidas reales para que ATR v\u00e1lido = \u2211CChr, mientras que las horas sin medida quedar\u00e1n ajustadas a 0. El m\u00e9todo de obtenci\u00f3n de todas las medidas horarias de la curva ser\u00e1 3. Ejemplo caso d con saldo de ATR obtenido a partir de la lectura absoluta visual del encargado de lectura: Sea un cliente con un ciclo de facturaci\u00f3n de 5 d\u00edas del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y un saldo de ATR > \u2211CCHr obtenido a partir de la lectura absoluta visual del encargado de lectura.
\nPor tanto, ser\u00e1 necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone de las mismas, seg\u00fan el m\u00e9todo del anexo 7 de este documento y de forma id\u00e9ntica al ejemplo 4 de este Anexo. El m\u00e9todo de obtenci\u00f3n de las medidas horarias con medida real ser\u00e1 1 y el de las medidas estimadas ser\u00e1 2.
\nEjemplo caso d con saldo de ATR de auto-lectura absoluta visual del cliente: Sea un cliente con un ciclo de facturaci\u00f3n de 5 d\u00edas del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y un saldo de ATR > \u2211CCHr obtenido a partir de la auto-lectura absoluta visual del cliente.
\nPor tanto, ser\u00e1 necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone de las mismas, seg\u00fan el m\u00e9todo del Anexo 7 de este documento y de forma id\u00e9ntica al ejemplo 4 de este anexo. El m\u00e9todo de obtenci\u00f3n de las medidas horarias con medida real ser\u00e1 1 y el de las medidas estimadas ser\u00e1 4.
\nEjemplo de caso d con saldo de ATR estimado en funci\u00f3n de hist\u00f3ricos del a\u00f1o anterior: Sea un cliente con un ciclo de facturaci\u00f3n de 5 d\u00edas del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y se dispone de un saldo de ATR (43 kWh) estimado en funci\u00f3n de hist\u00f3ricos del a\u00f1o anterior.
\nEn este caso, no se tendr\u00e1n en cuenta las medidas de la CCHr y se estimar\u00e1n todas las medidas del intervalo del saldo seg\u00fan el m\u00e9todo del anexo 7 de este documento. El m\u00e9todo de obtenci\u00f3n de todas las medidas horarias estimadas ser\u00e1 5.<\/p>\n

Ejemplo de caso d con saldo de ATR estimado seg\u00fan un factor de utilizaci\u00f3n de la potencia contratada: Sea un cliente con un ciclo de facturaci\u00f3n de 5 d\u00edas del que se dispone de una curva de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y se dispone de un saldo de ATR (44 kWh) estimado seg\u00fan un factor de utilizaci\u00f3n de la potencia contratada.
\nEn este caso, no se tendr\u00e1n en cuenta las medidas de la CCHr y se estimar\u00e1n todas las medidas del intervalo del saldo seg\u00fan el m\u00e9todo del anexo 7 de este documento. El m\u00e9todo de obtenci\u00f3n de todas las medidas horarias estimadas ser\u00e1 6.<\/p>\n

Anexo 10. Particularidades para instalaciones de autoconsumo acogidas al Re al Decreto 244\/2019, de 5 de abril
\nEl objeto de este anexo es detallar las particularidades en la aplicaci\u00f3n de este procedimiento a las instalaciones de autoconsumo acogidas al Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril.
\nLas modalidades de autoconsumo a las que hace referencia este anexo y los equipos de medida obligatorios y opcionales a instalar se definen en el Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril.
\n1. Autoconsumo individual de red interior. A los efectos de este apartado 1 del anexo 10, se considerar\u00e1 una instalaci\u00f3n de autoconsumo la formada por una instalaci\u00f3n de producci\u00f3n y un consumidor asociado. Adem\u00e1s, se entender\u00e1 por:
\n\u2022 PMPF: Equipo de medida instalado en el punto frontera.
\n\u2022 PMGEN: Equipo de medida que mide la energ\u00eda generada neta.
\n\u2022 PMCON: Equipo de medida instalado en el circuito de consumo.
\n\u2022 PMAS PF: Energ\u00eda saliente medida en el equipo de medida instalado en el punto frontera.
\n\u2022 PMAE PF: Energ\u00eda entrante del equipo de medida instalado en el punto frontera.
\n\u2022 PMAS GEN: Energ\u00eda saliente del equipo de medida que mide la energ\u00eda generada neta.
\n\u2022 PMAE GEN: Energ\u00eda entrante del equipo de medida que mide la energ\u00eda generada neta.
\n\u2022 PMAS CON: Energ\u00eda saliente por el equipo de medida instalado en el circuito de consumo. Debe ser siempre 0.
\n\u2022 PMAE CON: Energ\u00eda entrante por el equipo de medida instalado en el circuito de consumo.
\n\u2022 PMAS GEB: Energ\u00eda saliente del equipo de medida que mide la energ\u00eda generada bruta.
\n\u2022 PMAE GEB: Energ\u00eda entrante del equipo de medida que mide la energ\u00eda generada bruta. Debe ser siempre 0.
\n\u2022 PMAS SSAA: Energ\u00eda saliente por el equipo de medida instalado en el circuito de consumo de servicios auxiliares de producci\u00f3n. Debe ser siempre 0.
\n\u2022 PMAE SSAA: Energ\u00eda entrante por el equipo de medida instalado en el circuito de consumo de servicios auxiliares de producci\u00f3n.<\/p>\n

El encargado de lectura deber\u00e1 calcular el siguiente mejor valor horario (MVH):
\n\u2022 MVH PF: Mejor valor horario del punto frontera calculado seg\u00fan la tabla 1 de este anexo.
\nAdem\u00e1s, para los casos en que sea necesario, calcular\u00e1 tambi\u00e9n los siguientes mejores valores horario (MVH):
\n\u2022 MVH GEN: Mejor valor horario de la energ\u00eda generada neta o consumo de servicios auxiliares calculado seg\u00fan la tabla 2 de este anexo.
\n\u2022 MVH CON: Mejor valor horario del consumo calculado seg\u00fan la tabla 3 de este anexo.
\nUna vez obtenidos los distintos MVH, calcular\u00e1 las siguientes energ\u00edas de la forma que se indica a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Energ\u00eda horaria consumida por el consumidor asociado: Ser\u00e1 igual a MVH CON.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria excedentaria: Ser\u00e1 igual a MVH PF si MVH PF > 0 o ser\u00e1 igual a 0 si MVH PF <= 0.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria consumida de la red: Ser\u00e1 igual a -MVH PF si MVH PF < 0 o ser\u00e1 igual a 0 si MVH PF >= 0.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria neta generada: Ser\u00e1 igual a MVH GEN si MVH GEN > 0 o ser\u00e1 igual a 0 si MVH GEN <= 0.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria consumida por los servicios auxiliares de producci\u00f3n: Ser\u00e1 igual a -MVH GEN si MVH GEN < 0 o ser\u00e1 igual a 0 si MVH GEN >= 0.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria autoconsumida: Se calcular\u00e1 seg\u00fan la tabla 4 de este anexo.
\n2. Autoconsumo colectivo o a trav\u00e9s de red. A los efectos de este apartado 2 del anexo 10, se considerar\u00e1 una instalaci\u00f3n de autoconsumo formada \u00abn\u00bb instalaciones de producci\u00f3n y \u00abm\u00bb consumidores. Cada una de las instalaciones de generaci\u00f3n se identifica con la letra \u00abk\u00bb y los consumidores con la letra \u00abi\u00bb. Adem\u00e1s se entender\u00e1 por:
\n\u2022 PMGEN K: Equipo de medida que mide la energ\u00eda generada neta en la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k.
\n\u2022 PMGEB K: Equipo de medida que mide la energ\u00eda generada bruta en la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k.
\n\u2022 PMSSAA K: Equipo de medida que mide la energ\u00eda consumida por servicios auxiliares en la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k.
\n\u2022 PMCON i: Equipo de medida que mide el consumo del instalado del consumidor i.
\n\u2022 PMAS GEN K: Energ\u00eda saliente medida en el equipo de medida que mide la energ\u00eda generada neta en la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k.
\n\u2022 PMAE GEN K: Energ\u00eda entrante medida en el equipo de medida que mide la energ\u00eda generada neta en la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k.
\n\u2022 PMAS GEB K: Energ\u00eda saliente medida en el equipo de medida que mide la energ\u00eda generada bruta en la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k.
\n\u2022 PMAE GEN K: Energ\u00eda entrante medida en el equipo de medida de medida que mide la energ\u00eda generada neta en la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k. Debe ser siempre 0.
\n\u2022 PMAS SSAA K: Energ\u00eda saliente medida en el Equipo de medida que mide la energ\u00eda consumida por servicios auxiliares en la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k. Debe ser siempre 0.
\n\u2022 PMAS SSAA K: Energ\u00eda entrante medida en el equipo de medida de medida que mide la energ\u00eda consumida por servicios auxiliares en la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k.
\n\u2022 PMAS CON i: Energ\u00eda saliente medida en el Equipo de medida que mide la energ\u00eda consumida por el equipo de medida que mide el consumo del instalado del consumidor i. Debe ser siempre 0.
\n\u2022 PMAS CON i: Energ\u00eda entrante medida en el equipo de medida de medida que mide la energ\u00eda consumida por el equipo de medida que mide el consumo del instalado del consumidor i.<\/p>\n

El encargado de lectura deber\u00e1 calcular los siguientes mejores valores horarios (MVH):
\n\u2022 MVHPF GEN K: Mejor valor horario del punto frontera de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k obtenido seg\u00fan la tabla 5 de este anexo.
\n\u2022 MVHPF CON I: Mejor valor horario del punto frontera del consumidor i obtenido seg\u00fan la tabla 6 de este anexo.
\nUna vez obtenidos los distintos MVH, calcular\u00e1 las siguientes energ\u00edas de la forma que se indica a continuaci\u00f3n:
\n\u2022 Energ\u00eda horaria consumida por el consumidor asociado i: Corresponder\u00e1 a MVHPF CON I.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria excedentaria de generaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n k: Se calcular\u00e1 seg\u00fan la tabla 7 de este anexo.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria neta generada individualizada del consumidor i: Se calcular\u00e1 seg\u00fan la tabla 7 de este anexo.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria autoconsumida individualizada del consumidor i: Se calcular\u00e1 seg\u00fan la tabla 7 de este anexo.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria excedentaria individualizada del consumidor i; Se calcular\u00e1 seg\u00fan la tabla 7 de este anexo.
\n\u2022 Energ\u00eda horaria consumida de la red individualizada del consumidor i: Se calcular\u00e1 seg\u00fan la tabla 7 de este anexo.
\n\u2022 El encargado de lectura aplicar\u00e1, en su caso, los correspondientes coeficientes de p\u00e9rdidas establecidos en la normativa.
\n3. Proceso de validaci\u00f3n de medidas. Ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n lo indicado en los apartados 3.3.1.\u00f3 3.3.2 en funci\u00f3n de si se trata de medidas de generaci\u00f3n o de consumo de este procedimiento de operaci\u00f3n para las medidas de los equipos de los puntos de medida PMPF, PMGEN, PMCON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) o PMGEN K, PMGEB K, PMSSAA K, PMCON i (para las instalaciones del apartado 2 de este anexo).
\n4. Incidencias en puntos de medida. Ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n lo indicado en el apartados 3.4.2 o 3.4.3 en funci\u00f3n de quien sea el encargado de la lectura de este procedimiento de operaci\u00f3n para las medidas de los equipos de los puntos de medida PMPF, PMGEN, PMCON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) o PMGEN K, PMGEB K, PMSSAA K, PMCON i (para las instalaciones del apartado 2 de este anexo).
\n5. Tipos de configuraci\u00f3n de c\u00e1lculo de energ\u00eda en puntos frontera. Para la aplicaci\u00f3n del apartado 4.2 de este procedimiento de operaci\u00f3n, se entender\u00e1 como configuraci\u00f3n principal (o redundante si aplica) de cada uno de los c\u00e1lculos de mejor valor horario MVHPF, MVHGEN y MVHCON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) y MVHPF GEN K, MVHPF CON I (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) las configuraciones principales indicadas en las tablas 1,2,3,5 y 6.
\nPara la aplicaci\u00f3n del apartado 4.2 de este procedimiento de operaci\u00f3n, se entender\u00e1 como configuraci\u00f3n comprobante, si aplica, el conjunto de puntos de medida y sus coeficientes de p\u00e9rdidas que permitan obtener una medida equivalente a la de las configuraciones principales indicadas en las tablas 1, 2, 3, 5 y 6 y que permitan obtener los c\u00e1lculos de mejor valor horario MVHPF, MVHGEN y MVHCON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) y MVHPF GEN K, MVHPF CON I (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo).
\n6. C\u00e1lculo del mejor valor horario de energ\u00eda de un punto frontera. Para la aplicaci\u00f3n del apartado 4.3 de este procedimiento de operaci\u00f3n, a efectos de obtenci\u00f3n de la prelaci\u00f3n en el c\u00e1lculo del mejor valor horario MVHPF, MVHGEN y MVHCON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) y MVHPF GEN K, MVHPF CON I (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo), la configuraci\u00f3n principal (o redundante o comprobante, si aplica) indicada en las tablas 1, 2, 3, 5 y 6 tendr\u00e1 la misma consideraci\u00f3n que la configuraci\u00f3n principal (o redundante o comprobante, si aplica) detallada en ese mismo apartado 4.3.
\n7. C\u00e1lculo del mejor valor horario de energ\u00eda estimado de un punto frontera. Para el c\u00e1lculo del mejor valor horario de energ\u00eda estimado de un punto frontera ser\u00e1 de aplicaci\u00f3n lo indicado en las tablas 1, 2, 3, 5 y 6.<\/p>\n

P.O. 10.6 \u00abAgregaciones de puntos de medida\u00bb
\n1. Objeto. El objeto de este documento es definir el procedimiento de c\u00e1lculo de las agregaciones de puntos de medida y la informaci\u00f3n a intercambiar de las mismas.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este documento aplica a los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5.
\n3. Responsabilidades. Los distribuidores son los responsables del c\u00e1lculo de las agregaciones de los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5, de acuerdo a lo indicado en este documento.
\n4. Calculo de agregaciones.
\n4.1 Definici\u00f3n de medidas agregadas.
\n4.1.1 Medidas agregadas de fronteras de clientes. Una medida agregada de medidas horarias de puntos frontera de clientes es el resultado de calcular el sumatorio de la energ\u00eda activa para cada periodo de integraci\u00f3n horario de los distintos puntos frontera de clientes agrupados por distribuidor, comercializador, nivel de tensi\u00f3n, peaje de acceso, discriminaci\u00f3n horaria, tipo de punto de medida, sistema el\u00e9ctrico aislado (para los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares) o provincia (para el sistema peninsular) y, en su caso, configuraci\u00f3n de autoconsumo y signo (energ\u00eda consumida o excedentaria) para cada una de las fechas en las que se comunica informaci\u00f3n.
\nLas medidas agregadas de dichas fronteras se obtendr\u00e1n a partir de:
\n\u2022 Medidas de curvas de carga horaria CCH reales o estimadas de suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegesti\u00f3n efectivamente integrados en los correspondientes sistemas.
\n\u2022 Medidas horarias de suministros que no dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegesti\u00f3n efectivamente integrados en los correspondientes sistemas y deban ser previamente perfilados a partir de las medidas utilizadas para la facturaci\u00f3n del peaje de acceso de terceros a la red (saldos de ATR) de acuerdo con lo establecido en el P.O.10.5.
\n4.1.2 Medidas agregadas de fronteras de instalaciones de generaci\u00f3n de las que el distribuidor es encargado de lectura. Una medida agregada de fronteras de instalaciones de generaci\u00f3n de las que el distribuidor es encargado de lectura es el resultado de calcular el sumatorio de energ\u00eda activa generada horariamente de los distintos puntos frontera de dichas instalaciones agrupados por distribuidor, unidad de programaci\u00f3n o entidad de liquidaci\u00f3n del representante o titular sin representante, tipo de punto de medida, sistema el\u00e9ctrico aislado para los sistemas el\u00e9ctricos no peninsulares o provincia para el sistema peninsular.
\n4.2 Requisitos de los concentradores secundarios que calculan e intercambian datos de agregaciones. Los concentradores secundarios dentro del alcance de este documento deber\u00e1n cumplir los requisitos indicados en los PP.OO. 10.4 y 10.11.
\n4.3 Procedimiento de c\u00e1lculo de medidas agregadas. Los encargados de la lectura deber\u00e1n calcular las distintas agregaciones de las que son participes de acuerdo a lo indicado en este procedimiento.
\n4.3.1 Identificaci\u00f3n y alta de las agregaciones. Cada encargado de la lectura deber\u00e1 identificar y notificar al comercializador\/consumidor directo a mercado y al operador del sistema las agregaciones que tiene responsabilidad de calcular utilizando el protocolo, plazos y formatos descritos en los PP.OO. 10.4, 10.5 y 10.11.
\n4.3.2 Baja de agregaciones. Cada encargado de la lectura deber\u00e1 identificar y notificar al comercializador\/consumidor directo a mercado y al operador del sistema las agregaciones de las que deja de tener responsabilidad de c\u00e1lculo por dejar de ser part\u00edcipe de las mismas utilizando el protocolo, plazos y formatos descritos en los PP.OO 10.4, 10.5 y 10.11.
\n4.3.3 C\u00e1lculo de medidas agregadas. Cada encargado de la lectura deber\u00e1 calcular las distintas agregaciones de las que es responsable atendiendo a la definici\u00f3n descrita en el apartado 4.1 de este documento.
\na. Las medidas individuales (desagregadas) de cada punto frontera de cliente tipo 3 y 4 con equipos no integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n y telemedida deber\u00e1n haber sido calculadas y perfiladas, en su caso, previamente de acuerdo a lo establecido en el P.O. 10.5. \u00abC\u00e1lculo del Mejor Valor de Energ\u00eda en los Puntos Frontera y Cierres de Energ\u00eda del Sistema de Informaci\u00f3n de Medidas El\u00e9ctricas\u00bb.
\nCada medida agregada de clientes tipo 3 y 4 con equipos no integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n y telemedida y que no dispongan de equipo de medida horario en un periodo de integraci\u00f3n y magnitud tiene asociada adicionalmente la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 N\u00famero total de puntos frontera que participan en el c\u00e1lculo de dicha agregaci\u00f3n en el periodo de integraci\u00f3n indicado.
\n\u2022 Energ\u00eda calculada (agregada) utilizando \u00fanicamente medidas procedentes de registrador con las caracter\u00edsticas indicadas en el Reglamento unificado de puntos de medida (esto es, excluyendo las estimadas).
\n\u2022 N\u00famero de puntos frontera que han servido como base para el c\u00e1lculo anterior (las procedentes de registrador que cumplan el Reglamento unificado de puntos de medida).
\n\u2022 Energ\u00eda calculada (agregada) utilizando \u00fanicamente medidas estimadas de los suministros con registrador horario con las caracter\u00edsticas indicadas en el Reglamento unificado de puntos de medida.
\n\u2022 N\u00famero de puntos frontera que han servido como base para el c\u00e1lculo anterior (las medidas estimadas de suministros con registrador horario que cumpla el Reglamento unificado de puntos de medida).
\nEn el anexo 1 de este documento se detalla el procedimiento de tratamiento de decimales de las medidas agregadas.
\nb. Las medidas individuales (desagregadas) de cada punto frontera de cliente tipo 5 y los de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n y telemedida, deber\u00e1n haber sido calculadas previamente de acuerdo a lo establecido en el P.O. 10.5.
\nCada medida agregada de clientes tipo 5 y los de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n y telemedida, en un periodo de integraci\u00f3n horario deber\u00e1 tener asociada la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Sumatorio de la medida horaria de energ\u00eda de todos los suministros que forman parte de la agregaci\u00f3n para el periodo horario (en kWh).
\n\u2022 N\u00famero total de suministros que forman parte de la agregaci\u00f3n para el periodo horario.
\n\u2022 Sumatorio de las medidas horarias de energ\u00eda procedentes de curva real de suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad de telemedida y telegesti\u00f3n efectivamente integrados en los correspondientes sistemas que forman parte de la agregaci\u00f3n para el periodo horario (en kWh).
\n\u2022 N\u00famero de suministros con medida procedente de curva real.
\n\u2022 Sumatorio de las medidas horarias de energ\u00eda procedentes de medida estimada de suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad de telemedida y telegesti\u00f3n efectivamente integrados en los correspondientes sistemas que forman parte de la agregaci\u00f3n para el periodo horario (en kWh).
\n\u2022 N\u00famero de suministros con medida estimada.
\nEl detalle de la obtenci\u00f3n de cada uno de los datos agregados de clientes tipo 5 y los de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n. se describe en el anexo 2 de este documento.
\n4.4 Intercambio de informaci\u00f3n.
\n4.4.1 Publicaciones de los concentradores secundarios al concentrador principal. El intercambio de informaci\u00f3n de medidas agregadas atender\u00e1 a lo indicado en el P.O. 10.4 \u00abConcentradores de medidas el\u00e9ctricas y sistemas de comunicaciones\u00bb para agregaciones de puntos frontera generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura y el P.O. 10.11 \u00abTratamiento e intercambio de Informaci\u00f3n entre Operador del Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de agentes\u00bb para agregaciones de puntos frontera clientes junto con las consideraciones de este procedimiento.
\nLas medidas agregadas que deber\u00e1 calcular y enviar cada concentrador secundario quedan identificadas por la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2022 Concentrador que env\u00eda la medida.
\n\u2022 Magnitud (ser\u00e1 activa consumida para agregaciones de clientes).
\n\u2022 Fecha a la que aplica la informaci\u00f3n.
\n\u2022 Periodo de integraci\u00f3n.
\n\u2022 Medida (kWh, valores incrementales).
\n\u2022 N\u00famero total de puntos frontera y sumatorio de las medidas horarias de energ\u00eda de la agregaci\u00f3n seg\u00fan se describe en el apartado 4.3.3. de este procedimiento.
\n\u2022 Agregaci\u00f3n calculada: identificada por los distintos par\u00e1metros que la definen descritas en los apartados 4.1.1. y 4.1.2. de este procedimiento. Esto es, cada concentrador secundario, enviar\u00e1 para cada periodo y magnitud las distintas agregaciones vigentes de las que disponga de medidas.
\n4.4.2 Publicaciones del concentrador principal a los concentradores secundarios. La publicaci\u00f3n por parte del operador del sistema de las medidas agregadas se realizar\u00e1 utilizando el protocolo de comunicaciones entre concentradores y formatos descritos en el P.O. 10.4.
\n4.4.3 Publicaciones del operador del sistema. El operador del sistema publicar\u00e1 las medidas agregadas de las energ\u00edas acumuladas mensuales de instalaciones de generaci\u00f3n necesarias a efectos de aplicaci\u00f3n del art\u00edculo 15 del Reglamento unificado de puntos de medidas.
\nANEXO 1
\nM\u00e9todo de obtenci\u00f3n de las medidas agregadas de clientes tipo 3 y 4 no integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n y telemedida
\nEl objeto de este anexo es establecer la metodolog\u00eda para el tratamiento de decimales de los datos agregados en kWh de las medidas de clientes tipo 3 y 4 no integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n y telemedida a partir de sus medidas horarias.
\nSean:
\nVRi Valor de la medida de la agregaci\u00f3n en kWh de un conjunto de fronteras calculadas de acuerdo a lo indicado en el apartado 4.3.3 para el periodo de integraci\u00f3n i con 12 decimales.
\nEAi Error acumulado de energ\u00eda del periodo de integraci\u00f3n i calculado como<\/p>\n

Con EA0= 0 kWh y con i variando desde 1 hasta el n\u00famero de periodos de integraci\u00f3n de un mes completo (por ejemplo 24 x n.\u00ba de d\u00edas mes).
\nVFi Valor agregado en kWh sin decimales con el que se generar\u00e1n los ficheros para el periodo de integraci\u00f3n i que se calcular\u00e1 a partir de la expresi\u00f3n:
\nVFi = Redondear [VRi + EAi-1]
\nSiendo la funci\u00f3n Redondear la que asigna al n\u00famero X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY \u2265 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5.<\/p>\n

ANEXO 2
\nM\u00e9todo de obtenci\u00f3n de las medidas agregadas de clientes tipo 5 y de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n y telemedida
\nEl objeto de este anexo es establecer la metodolog\u00eda de obtenci\u00f3n de los datos agregados de medidas de clientes tipo 5 y de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n y telemedida, a partir de las medidas horarias en Wh que combinan suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegesti\u00f3n efectivamente integrados en los correspondientes sistemas, as\u00ed como de suministros que no est\u00e9n integrados y deban ser perfilados.
\nSean:
\nCCHch,d,a Medida horaria del cliente \u00abc\u00bb de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb en Wh.
\nAGRh,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb en la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb en Wh.
\nN h,d,a N\u00famero de clientes con medida horaria de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb.
\nCCHrch,d,a Medida horaria real del cliente \u00abc\u00bb de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb en Wh.
\nAGRrh,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb con medida real (que disponga de equipo de medida con capacidad para telemedida y telegesti\u00f3n efectivamente integrados en los correspondientes sistemas) en la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb en Wh.
\nNrh,d,a N\u00famero de clientes con medida horaria real de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb.
\nCCHech,d,a Medida horaria estimada del cliente \u00abc\u00bb de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb en Wh.
\nAGReh,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb con medida estimada en la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb en Wh.
\nNeh,d,a N\u00famero de clientes con medida horaria estimada de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb.
\nCCHpch,d,a Medida horaria perfilada del cliente \u00abc\u00bb perfilada de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb en Wh.
\nAGRpch,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb con medida perfilada en la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb en Wh.
\nNph,d,a N\u00famero de clientes con medida horaria perfilada de la agregaci\u00f3n \u00aba\u00bb correspondiente a la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb.
\nDonde:
\n\u2211 CCHr h,d,a, \u2211 CCHe h,d,a aplicar\u00e1n a suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegesti\u00f3n efectivamente integrados en los correspondientes sistemas.
\n\u2211 CCHp h,d,a a suministros que NO dispongan de equipos de medida con capacidad para telemedida y telegesti\u00f3n efectivamente integrados en los correspondientes sistemas.
\nPor tanto se cumplir\u00e1 que:
\n\u2211 CCHch,d,a = \u2211 CCHrch,d,a + \u2211 CCHech,d,a + \u2211 CCHpch,d,a
\nNh,d,a = Nrh,d,a + Neh,d,a + Nph,d,a
\nEl proceso de c\u00e1lculo de agregaciones en kWh ocasiona la existencia de decimales asociados al valor de las medidas horarias CCHrch,d,a, CCHec h,d,a, CCHpch,d,a en Wh.
\nLos valores decimales resultantes se tratar\u00e1n de la siguiente manera:
\nSe emplear\u00e1n al menos doce (12) decimales en el proceso.
\nSe asignar\u00e1 a cada sumatorio \u2211 CCHrch,d,a, \u2211 CCHec h,d,a, \u2211 CCHpch,d,a de la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb el valor entero tras redondear.
\nSe arrastrar\u00e1 el residuo decimal existente en el c\u00e1lculo de la hora \u00abh\u00bb y d\u00eda \u00abd\u00bb a la siguiente hora \u00abh+1\u00bb cuya medida horaria se debe estimar.
\nEsto es:
\nPara la primera hora a agregar:
\nAGRrh,d,a = Redondear [\u03a3 CCHrch,d,a]
\nPara las restantes horas a agregar:
\nAGRrh+1,d,a = Redondear [\u03a3 CCHrch,d,a + residuo AGRrh,d,a]
\nresiduo AGRrh,d,p = \u03a3 AGRrh,d,p \u2013 AGRrh,d,a
\nSiendo la funci\u00f3n la que asigna al n\u00famero X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si YYYYYYYYYYYY \u2265 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5 P.O. 10.7 \u00abAlta, baja y modificaci\u00f3n de fronteras de las que es encargado de la lectura el operador del sistema\u00bb 1. Objeto. Este documento tiene por objeto definir el procedimiento de alta, baja y modificaci\u00f3n de puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de la lectura. 2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los participantes de puntos frontera del sistema de informaci\u00f3n de medidas de los que el operador del sistema es encargado de la lectura 3. Alta de puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado de la lectura. 3.1 Solicitud de alta de puntos frontera. La instalaci\u00f3n de medida debe ser acorde a los requisitos establecidos en el P.O. 10.1. El responsable del equipo de medida o su empresa delegada solicitar\u00e1 por las v\u00edas que establezca el operador del sistema el alta de un punto frontera en el sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas, con al menos quince d\u00edas de antelaci\u00f3n a la fecha prevista para la puesta en servicio. El responsable o empresa delegada deber\u00e1 enviar al operador del sistema la siguiente informaci\u00f3n para el alta de un punto frontera: a) Nombre de la instalaci\u00f3n (m\u00e1ximo 70 caracteres) (1). b) Tipo de frontera (Generaci\u00f3n, instalaci\u00f3n de producci\u00f3n acogida a cualquier modalidad de autoconsumo, distribuci\u00f3n con transporte, distribuci\u00f3n con distribuci\u00f3n o internacional) (1). c) Direcci\u00f3n de la instalaci\u00f3n (1). d) Poblaci\u00f3n (1). e) C\u00f3digo postal (1). f) Provincia y\/o isla (para fronteras del sistema peninsular se indicar\u00e1 la provincia, para las ciudades aut\u00f3nomas de Ceuta y Melilla se indicar\u00e1 la ciudad aut\u00f3noma y para fronteras en los sistemas insulares se indicar\u00e1 la isla) (1). g) Informaci\u00f3n de persona de contacto de la instalaci\u00f3n (1). (1) Para los casos de alta de fronteras en instalaciones ya existentes en el concentrador principal, basta con aportar el c\u00f3digo de instalaci\u00f3n que el operador del sistema habr\u00e1 asignado. \u2022 Nombre y apellidos. \u2022 Tel\u00e9fono de contacto. \u2022 Correo electr\u00f3nico. h) Esquema unifilar de la instalaci\u00f3n en formato electr\u00f3nico que deber\u00e1 cumplir al menos las siguientes caracter\u00edsticas: \u2022 Identificaci\u00f3n del n\u00famero de plano y su \u00faltima fecha de modificaci\u00f3n. \u2022 Mostrar el l\u00edmite de propiedades entre los dos participantes con instalaciones el\u00e9ctricas de la frontera. \u2022 Mostrar la conexi\u00f3n de los equipos de medida principal (transformadores de tensi\u00f3n, de intensidad y contador \/ registrador) y del\/los equipo\/s de medida comprobante\/s o redundante si fuesen de aplicaci\u00f3n. i) Esquema trifilar de la instalaci\u00f3n de medida con detalle de conexionado del contador y registrador a cada transformador de medida. j) En puntos frontera de generaci\u00f3n, copia del contrato t\u00e9cnico que recoja las condiciones de acceso y conexi\u00f3n a la red entre el distribuidor y el generador. k) En puntos fronteras de generaci\u00f3n, documento acreditativo de la titularidad de la instalaci\u00f3n de producci\u00f3n. l) En los casos de instalaciones de autoconsumo pr\u00f3ximas que no est\u00e9n conectadas en la misma red interior, se aportar\u00e1 informaci\u00f3n de cada uno de las instalaciones de producci\u00f3n y consumidores asociados. m) Informaci\u00f3n de datos estructurales de los puntos frontera, puntos de medida, propuesta de configuraciones de c\u00e1lculo y equipos de medida (contadores, registradores, transformadores de medida y equipos de comunicaci\u00f3n). n) Documentaci\u00f3n adicional a los datos estructurales de los equipos de medida: \u2022 Contadores: Protocolo de verificaci\u00f3n del fabricante. \u2022 Registradores: Hoja de parametrizaci\u00f3n del registrador. \u2022 Transformadores de medida: Protocolo de verificaci\u00f3n de fabricante. o) Certificados de conformidad a norma y certificado de aprobaci\u00f3n de modelo y\/o autorizaci\u00f3n de uso de cada uno de los equipos de medida (Si el operador del sistema dispone de certificados de aprobaci\u00f3n de modelo, no ser\u00e1 necesario aportar los certificados de aprobaci\u00f3n de modelo). p) Informaci\u00f3n sobre el canal a trav\u00e9s del que se realizar\u00e1 la lectura de los registradores (conexi\u00f3n directa al concentrador principal o a trav\u00e9s de un concentrador secundario). q) Solicitud de inspecci\u00f3n de las instalaciones y verificaci\u00f3n de los equipos de medida r) Caso de existir excepciones al Reglamento unificado de puntos de medida, listado y justificaci\u00f3n de cada una de las mismas. 3.2 Acuse de recibo. El operador del sistema comprobar\u00e1 la informaci\u00f3n de solicitud de alta indicada en el apartado 3.1 y notificar\u00e1 al solicitante si la ubicaci\u00f3n de los puntos de medida y el equipamiento son v\u00e1lidos o, por el contrario, identificar\u00e1 las deficiencias de los mismos. Si la informaci\u00f3n no es v\u00e1lida, la solicitud de alta se considerar\u00e1 como no enviada hasta que se resuelvan todas las incidencias identificadas por el operador del sistema. A efectos de seguimiento y control de cumplimiento de los plazos de alta de puntos frontera por parte del operador del sistema, la fecha de recepci\u00f3n de la informaci\u00f3n que completa toda la documentaci\u00f3n identificada en el apartado 3.1 ser\u00e1 considerada como la fecha de solicitud de alta de la frontera. El operador del sistema realizar\u00e1 esta comunicaci\u00f3n antes de que pasen 15 d\u00edas h\u00e1biles desde la recepci\u00f3n de la solicitud. El operador del sistema comunicar\u00e1 al participante el c\u00f3digo \u00fanico asignado a la instalaci\u00f3n, punto frontera, punto medida y equipos de medida, as\u00ed como la\/s configuraci\u00f3n\/es de c\u00e1lculo aceptadas para el punto frontera. Simult\u00e1neamente a lo anterior, y para aquellos puntos de medida que se hayan solicitado conexi\u00f3n directa con el concentrador principal, el operador del sistema notificar\u00e1 el\/los c\u00f3digo\/s de comunicaci\u00f3n del\/los registrador\/es con los que deben ser configurados y se solicitar\u00e1 los datos de comunicaci\u00f3n necesarios para la comunicaci\u00f3n remota Adicionalmente, el operador del sistema, enviar\u00e1 al responsable del\/los punto\/s de medida el presupuesto y propuesta de fecha provisional de inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n de las instalaciones de medida. El operador del sistema deber\u00e1 informar al otro participante de la frontera del estado de la solicitud de alta de la frontera para que pueda, en su caso, indicar su aprobaci\u00f3n o disconformidad al alta. Si la informaci\u00f3n de solicitud de alta de un punto frontera se mantiene incompleta por causas imputables al solicitante durante m\u00e1s de 6 meses, el operador del sistema entender\u00e1 que la solicitud de alta ha sido cancelada. 3.3 Configuraci\u00f3n del registrador (s\u00f3lo para puntos con conexi\u00f3n directa al concentrador principal). Para aquellos puntos de medida que tengan previsto comunicar directamente con el concentrador principal, el responsable de la medida deber\u00e1 configurar los registradores con la informaci\u00f3n remitida por el operador del sistema descrita en el apartado 3.2. Una vez realizada dicha parametrizaci\u00f3n (ver nota), el responsable del punto\/s de medida notificar\u00e1 al operador del sistema que el\/ los registrador\/es de los que es responsable est\u00e1n preparados para realizar la prueba de comunicaci\u00f3n. Nota: Para instalaciones con un punto frontera tipo 1 ser\u00e1 necesario, como m\u00ednimo, parametrizar los registradores de dos configuraciones de medida: registrador de configuraci\u00f3n principal y registrador\/es de configuraci\u00f3n redundante o comprobante. Para instalaciones con m\u00e1s de un punto frontera, el n\u00famero de registradores que es necesario configurar depender\u00e1 del tipo de fronteras y el dise\u00f1o del sistema de medida 3.4 Punto frontera en pruebas. Una vez validada la informaci\u00f3n indicada en el apartado 3.1 aportada por el solicitante, y obtenida la conformidad del otro participante del punto frontera si as\u00ed lo ha considerado el operador del sistema y, en caso de ser necesario, se ha configurado el registrador con el c\u00f3digo de comunicaci\u00f3n facilitado (comunicaci\u00f3n directa) en el apartado 3.3, el operador del sistema iniciar\u00e1 las pruebas de acuerdo a lo indicado en este apartado. Independientemente de que las medidas se vayan recibir en el concentrador principal por comunicaci\u00f3n directa o a trav\u00e9s de concentrador secundario, el operador del sistema realizar\u00e1 una prueba de comunicaci\u00f3n con todos los equipos de medida de acuerdo a lo indicado a continuaci\u00f3n: a) Puntos de medida comunicados directamente con el concentrador principal. Una vez recibida la confirmaci\u00f3n de configuraci\u00f3n de todos los registradores asociados al punto frontera descrita en 3.3., el operador del sistema realizar\u00e1 una prueba de comunicaci\u00f3n con cada uno de los registradores de los distintos puntos de medida (configuraciones principal, redundante y\/o comprobante seg\u00fan requisitos de la frontera) comprobando si se recibe informaci\u00f3n de medidas de registrador de todos los puntos de medida utilizados en las configuraciones de c\u00e1lculo de la frontera. b) Puntos de medida comunicados a trav\u00e9s de concentradores secundarios. Una vez el concentrador principal reciba informaci\u00f3n de datos de medida de todos los puntos de medida implicados en el c\u00e1lculo de una frontera (configuraci\u00f3n principal, redundante y\/o comprobante seg\u00fan requisitos de la frontera) la prueba de comunicaci\u00f3n ser\u00e1 considerada como v\u00e1lida. En tanto no se compruebe el correcto funcionamiento de la comunicaci\u00f3n con todos los puntos de medida de un punto frontera, la prueba de comunicaci\u00f3n no se considerar\u00e1 v\u00e1lida. Tras recibir las medidas en el concentrador principal, en ambos casos se comprobar\u00e1 que las medidas obtenidas en el punto frontera calculadas con las medidas de los puntos de medida son correctas, con el objeto de validar las configuraciones de c\u00e1lculo de la frontera. El operador del sistema notificar\u00e1 al responsable del\/los punto\/s de medida si la prueba de comunicaci\u00f3n y\/o de comprobaci\u00f3n de configuraciones de c\u00e1lculo no se realiza de forma satisfactoria de acuerdo a la parametrizaci\u00f3n establecida antes de 5 d\u00edas h\u00e1biles desde la confirmaci\u00f3n de parametrizaci\u00f3n por parte del responsable del punto de medida indicada en el apartado 3.3. 3.5 Alta provisional en el sistema de informaci\u00f3n de medidas. Una vez se haya realizado de forma satisfactoria la prueba de comunicaci\u00f3n y comprobaciones indicadas en el apartado 3.4 y que el participante de la frontera haya aceptado el presupuesto de inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n y exista acuerdo en la fecha de dicha inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n seg\u00fan lo indicado en el apartado 3.2, el operador del sistema enviar\u00e1 al responsable del punto de medida el alta provisional en el sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas. Se enviar\u00e1 copia del alta provisional en el sistema de informaci\u00f3n de medidas al otro participante de la medida, a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica. Los participantes del punto frontera dispondr\u00e1n de un plazo de treinta d\u00edas para comunicar al operador del sistema posibles objeciones al alta provisional anteriormente indicada. Las objeciones a las altas ser\u00e1n tratadas de acuerdo a lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida. Cumplido este plazo, cualquier cambio en la frontera deber\u00e1 ser considerado como una modificaci\u00f3n de acuerdo a lo indicado en el apartado 4 de este procedimiento. Para poder considerar las medidas de un punto frontera en el sistema de informaci\u00f3n de medidas es necesario que el operador del sistema emita el certificado de alta provisional de la frontera. Caso contrario, el punto frontera no ser\u00e1 v\u00e1lido a ning\u00fan efecto del Reglamento unificado de puntos de medida. Los certificados de alta provisionales tienen una vigencia de seis meses desde su emisi\u00f3n. 3.6 Inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n del punto de medida. Antes de cumplirse tres meses desde que los puntos de medida est\u00e9n registrados en el concentrador principal, se realizar\u00e1 la inspecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n y verificaci\u00f3n de los equipos de medida. La instalaci\u00f3n ser\u00e1 inspeccionada por el operador del sistema de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.1. Los contadores de energ\u00eda ser\u00e1n verificados de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.2. 3.7 Aceptaci\u00f3n definitiva en el sistema de informaci\u00f3n de medidas. Una vez se compruebe que se reciben medidas en el concentrador principal de todos los puntos de medida de una misma frontera cumpliendo los requisitos de integridad (firma electr\u00f3nica) y se haya realizado la inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n con resultado satisfactorio, el operador del sistema podr\u00e1 emitir el alta definitiva en el sistema de informaci\u00f3n de medidas el\u00e9ctricas. Las medidas de un punto frontera con alta provisional tendr\u00e1n la consideraci\u00f3n de medidas provisionales, tal y como se indica en el apartado 3.2 del P.O. 10.5. Estas medidas provisionales podr\u00e1n pasar a ser consideradas medidas firmes tras el alta definitiva del punto frontera y comprobaci\u00f3n de las medidas por lectura local realizada por el operador del sistema en la inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n de la instalaci\u00f3n. Se enviar\u00e1 copia de dicha certificaci\u00f3n al otro participante de la medida, a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica. La modificaci\u00f3n de las instalaciones de medida realizadas sin cumplir el apartado 4 de este procedimiento invalidan los certificados provisionales y\/o definitivos que el operador de sistema haya emitido. 4. Modificaci\u00f3n y baja de fronteras. 4.1 General. El responsable de los equipos de cada punto de medida, su representante o empresa delegada notificar\u00e1 por la v\u00eda que el operador del sistema establezca cualquier modificaci\u00f3n que afecte a la medida de las que se indican a continuaci\u00f3n: \u2022 Modificaci\u00f3n de relaciones de transformaci\u00f3n. \u2022 Sustituci\u00f3n de cualquier equipo de medida. \u2022 Modificaci\u00f3n en el conexionado interno o externo de cualquiera de los equipos de medida. \u2022 Incorporaci\u00f3n o sustituci\u00f3n de cualquier equipo conectado a cualquiera de los devanados secundarios de los transformadores de medida. \u2022 Modificaciones en el circuito de potencia de la instalaci\u00f3n \u2022 Retirada de los precintos colocados por el encargado de lectura o por el verificador de medidas. \u2022 Modificaciones en los par\u00e1metros de comunicaci\u00f3n de un registrador \u2022 Cambio de participantes con instalaciones el\u00e9ctricas en una frontera \u2022 Modificaci\u00f3n de configuraci\u00f3n de c\u00e1lculo de frontera \u2022 Cambio de r\u00e9gimen de venta para instalaciones de producci\u00f3n \u2022 Otras modificaciones que puedan afectar a la medida. Independientemente de todo lo anterior, el levantamiento de cualquier precinto ya sea planificado o por aver\u00eda se realizar\u00e1 de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.2. El operador del sistema deber\u00e1 informar al otro participante de la frontera de la autorizaci\u00f3n a la intervenci\u00f3n, modificaci\u00f3n o baja de datos estructurales que solicite el participante responsable del punto de medida para que en su caso indique su conformidad. El operador del sistema podr\u00e1 desarrollar los canales, m\u00e9todos y gu\u00edas que considere m\u00e1s adecuados a fin de facilitar las notificaciones e intercambios de informaci\u00f3n con los responsables de los puntos de medida recogidos en este apartado. 4.2 Modificaci\u00f3n de relaciones de transformaci\u00f3n. Se solicitar\u00e1 al operador del sistema autorizaci\u00f3n para la modificaci\u00f3n de una relaci\u00f3n de transformaci\u00f3n con al menos quince d\u00edas de antelaci\u00f3n a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicar\u00e1, al menos, la siguiente informaci\u00f3n: \u2022 C\u00f3digo del punto de medida al que afecte el cambio de relaci\u00f3n. \u2022 Equipo o equipos sobre los que se va actuar. \u2022 Relaci\u00f3n de transformaci\u00f3n antigua y nueva. \u2022 Breve descripci\u00f3n del motivo de la modificaci\u00f3n. El operador del sistema acusar\u00e1 recibo y autorizar\u00e1 o no la intervenci\u00f3n para llevar a cabo las modificaciones antes de cinco d\u00edas h\u00e1biles desde la recepci\u00f3n de la misma. Una vez realizada la intervenci\u00f3n en los equipos, y no m\u00e1s tarde de los cinco d\u00edas h\u00e1biles siguientes a la misma, el responsable del punto de medida deber\u00e1 enviar al operador del sistema: \u2022 Protocolo de intervenci\u00f3n con al menos toda la informaci\u00f3n recogida en el modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2. \u2022 Actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n descrita en el apartado 3.1. l) para los equipos de medida modificados. Como consecuencia de la informaci\u00f3n recibida, el operador del sistema modificar\u00e1 los datos estructurales del punto de medida en el concentrador principal. El operador del sistema informar\u00e1 al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificaci\u00f3n y\/o inspecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n para precintado y\/o nueva parametrizaci\u00f3n de los equipos de medida por parte del operador del sistema. 4.3 Sustituci\u00f3n de equipos de medida (contadores, transformadores, equipos de comunicaci\u00f3n y registradores). Se solicitar\u00e1 al operador del sistema autorizaci\u00f3n para la sustituci\u00f3n de equipos planificada en las instalaciones de medida con, al menos, quince d\u00edas de antelaci\u00f3n a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicar\u00e1, al menos, la siguiente informaci\u00f3n: \u2022 C\u00f3digo del punto de medida al que afecte la sustituci\u00f3n \u2022 Equipo o equipos sobre los que se va actuar \u2022 Breve descripci\u00f3n del motivo de la sustituci\u00f3n. En caso de modificaciones urgentes justificadas por reparaci\u00f3n o aver\u00eda, dichas notificaciones podr\u00e1n comunicarse con un m\u00e1ximo de 24 horas de retraso con respecto a la intervenci\u00f3n. El operador del sistema acusar\u00e1 recibo y autorizar\u00e1 o no la sustituci\u00f3n antes de cinco d\u00edas h\u00e1biles desde la recepci\u00f3n de la misma. Independientemente de lo anterior, y a fin de limitar al m\u00e1ximo la perdida de informaci\u00f3n, para aquellos registradores conectados directamente al concentrador principal, el responsable del punto de medida comunicar\u00e1 al operador del sistema la fecha exacta y hora aproximada de sustituci\u00f3n del registrador con 24 horas de antelaci\u00f3n. Con dicha informaci\u00f3n, el operador del sistema podr\u00e1 forzar una llamada al registrador con objeto de recuperar las energ\u00edas consumidas o generadas hasta el d\u00eda y hora anteriores a la de sustituci\u00f3n del mismo. Para los casos donde la intervenci\u00f3n afecte a la sustituci\u00f3n de un registrador se tendr\u00e1 en cuenta que para la parametrizaci\u00f3n del registrador nuevo se mantendr\u00e1n los datos del registrador antiguo sustituido. Una vez realizada la sustituci\u00f3n del equipo, y no m\u00e1s tarde de los cinco d\u00edas h\u00e1biles siguientes a la misma, el responsable del punto de medida deber\u00e1 enviar al operador del sistema: \u2022 Protocolo de intervenci\u00f3n con al menos toda la informaci\u00f3n recogida en el modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2. \u2022 Nueva versi\u00f3n de los documentos descritos en el apartado 3.1. m) y n) de este procedimiento para los contadores y\/o registradores y\/o transformadores sustituidos. \u2022 Actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n descrita en el apartado 3.1. l) para los equipos de medida modificados. Como consecuencia de la informaci\u00f3n recibida, el operador del sistema modificar\u00e1 los datos estructurales del punto de medida y equipo sustituido en el concentrador principal y comprobar\u00e1 la correcta recepci\u00f3n de medidas tras las modificaciones. El operador del sistema informar\u00e1 al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificaci\u00f3n y\/o inspecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n para precintado y\/o nueva parametrizaci\u00f3n de los equipos de medida por parte del operador del sistema. 4.4 Modificaci\u00f3n de conexionado interno o externo de cualquiera de los equipos de medida, incorporaci\u00f3n o sustituci\u00f3n de cualquier equipo conectado a cualquiera de los devanados secundarios de los transformadores de medida o modificaciones en el circuito de potencia de la instalaci\u00f3n. Se solicitar\u00e1 al operador del sistema autorizaci\u00f3n para la modificaci\u00f3n con, al menos, quince d\u00edas de antelaci\u00f3n a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicar\u00e1 al menos la siguiente informaci\u00f3n: \u2022 C\u00f3digo del punto de medida al que afecta la modificaci\u00f3n. \u2022 Equipo o equipos sobre los que se va actuar. \u2022 Breve descripci\u00f3n del motivo de la modificaci\u00f3n. El operador del sistema acusar\u00e1 recibo y autorizar\u00e1 o no la intervenci\u00f3n antes de cinco d\u00edas h\u00e1biles desde la recepci\u00f3n de la misma. Una vez realizada la intervenci\u00f3n en los equipos o instalaci\u00f3n de medida, y no m\u00e1s tarde de los cinco d\u00edas h\u00e1biles siguientes de la intervenci\u00f3n, el responsable del punto de medida deber\u00e1 enviar al operador del sistema el protocolo de intervenci\u00f3n con al menos toda la informaci\u00f3n recogida en el modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2. Como consecuencia de la informaci\u00f3n recibida, el operador del sistema solicitar\u00e1 si aplica, que el responsable del punto de medida remita la informaci\u00f3n que se precise del apartado 3.1 y que haya podido variar tras la intervenci\u00f3n. Como consecuencia de la informaci\u00f3n recibida, el operador del sistema modificar\u00e1 los datos estructurales del punto de medida en el concentrador principal. El operador del sistema informar\u00e1 al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificaci\u00f3n y\/o inspecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n para precintado y\/o nueva parametrizaci\u00f3n de los equipos de medida por parte del operador del sistema. 4.5 Retirada de los precintos colocados por el encargado de la lectura o verificador de medidas. Se actuar\u00e1 de forma similar a la indicada en 4.4. 4.6 Modificaci\u00f3n de los par\u00e1metros de comunicaci\u00f3n. Se solicitar\u00e1 al operador del sistema la modificaci\u00f3n de los par\u00e1metros de comunicaci\u00f3n de un registrador con al menos quince d\u00edas de antelaci\u00f3n a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicar\u00e1, al menos, la siguiente informaci\u00f3n: \u2022 C\u00f3digo del punto de medida al que afecta la modificaci\u00f3n. \u2022 Breve descripci\u00f3n de los cambios a realizar incluyendo los datos de configuraci\u00f3n iniciales y los finales tras la modificaci\u00f3n. \u2022 Motivo de la modificaci\u00f3n. El operador del sistema acusar\u00e1 recibo y autorizar\u00e1 o la intervenci\u00f3n de la modificaci\u00f3n antes de cinco d\u00edas h\u00e1biles desde la recepci\u00f3n de la misma. Una vez realizada la modificaci\u00f3n de par\u00e1metros de comunicaci\u00f3n, y no m\u00e1s tarde de los cinco d\u00edas h\u00e1biles siguientes de la intervenci\u00f3n, el responsable del punto de medida deber\u00e1 enviar al operador del sistema: \u2022 Protocolo de intervenci\u00f3n con al menos toda la informaci\u00f3n recogida en el modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2. \u2022 Actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n descrita en el apartado 3.3 para los equipos de comunicaci\u00f3n modificados. Como consecuencia de la informaci\u00f3n recibida, el operador del sistema modificar\u00e1 los datos estructurales del punto de medida en el concentrador principal y comprobar\u00e1 la correcta recepci\u00f3n de medidas tras la modificaci\u00f3n. El operador del sistema informar\u00e1 al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificaci\u00f3n y\/o inspecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n para precintado y\/o nueva parametrizaci\u00f3n de los equipos de medida por parte del operador del sistema. 4.7 Cambio de participantes con instalaciones el\u00e9ctricas en una frontera. Se solicitar\u00e1 el cambio de titularidad del participante de la frontera junto con la documentaci\u00f3n que lo acredite (cualquiera de los dos participantes con instalaciones el\u00e9ctricas a ambos lados de la frontera) indicando en la misma la fecha de cambio de titularidad y datos del nuevo propietario. El operador del sistema comprobar\u00e1 la informaci\u00f3n de cambio solicitada y si es valida modificar\u00e1 el participante de la frontera antes de que pasen quince d\u00edas h\u00e1biles desde la solicitud. 4.8 Modificaci\u00f3n de configuraci\u00f3n de c\u00e1lculo de frontera. La modificaci\u00f3n de configuraciones de c\u00e1lculo debe ser notificada al operador del sistema de acuerdo a lo indicado en este apartado. La modificaci\u00f3n de configuraciones de c\u00e1lculo puede tener muy diverso alcance y se pueden clasificar en tres tipos: \u2022 Modificaci\u00f3n de coeficientes de paso de puntos de medida (previamente dados de alta en el concentrador principal) a punto frontera. \u2022 Modificaci\u00f3n de configuraciones de c\u00e1lculo incluyendo nuevos puntos de medida. \u2022 En los casos de instalaciones de autoconsumo pr\u00f3ximas que no est\u00e9n conectadas en la misma red interior, se aportar\u00e1 informaci\u00f3n de cada uno de las instalaciones de producci\u00f3n y consumidores asociados. \u2022 Otras. El responsable del punto de medida solicitar\u00e1 al operador del sistema cualquier modificaci\u00f3n en la configuraci\u00f3n de c\u00e1lculo de un punto frontera con al menos un mes de antelaci\u00f3n a la fecha prevista de vigencia de la misma. Dicha solicitud deber\u00e1 incluir: a) Descripci\u00f3n y motivo de la modificaci\u00f3n. b) Para modificaciones de coeficientes de paso de puntos de medida (previamente dados de alta en el concentrador principal) a punto frontera, se enviar\u00e1 la actualizaci\u00f3n de los coeficientes de paso de punto de medida a frontera junto con la documentaci\u00f3n que sea necesaria como justificaci\u00f3n. c) Para modificaciones de configuraciones de c\u00e1lculo incluyendo nuevos puntos de puntos de medida, se remitir\u00e1 la informaci\u00f3n requerida para el alta de nuevas fronteras (para la inclusi\u00f3n de un nuevo punto de medida) descrita en el apartado 3.1. de este procedimiento junto con la actualizaci\u00f3n de la informaci\u00f3n de los equipos de medida y configuraciones modificadas. Adem\u00e1s se enviar\u00e1 la documentaci\u00f3n que sea necesaria como justificaci\u00f3n. d) Para otras modificaciones, el solicitante remitir\u00e1 toda la informaci\u00f3n que considere oportuna a fin de que el operador del sistema establezca la metodolog\u00eda a seguir. El operador del sistema comprobar\u00e1 la informaci\u00f3n de solicitud de la modificaci\u00f3n y notificar\u00e1 al solicitante si es v\u00e1lida y por tanto autoriza la modificaci\u00f3n o por el contrario identificar\u00e1 las deficiencias de la misma y si es necesario aportar informaci\u00f3n adicional. Si la informaci\u00f3n no es v\u00e1lida o incompleta, se considerar\u00e1 como no enviada hasta que se resuelvan todas las anomal\u00edas identificadas por el operador del sistema. El operador del sistema realizar\u00e1 dicha comunicaci\u00f3n antes de que pasen 15 d\u00edas h\u00e1biles desde la recepci\u00f3n de la solicitud. El operador del sistema informar\u00e1 al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificaci\u00f3n y\/o inspecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n para precintado y\/o nueva parametrizaci\u00f3n de los equipos de medida por parte del operador del sistema. El operador del sistema notificar\u00e1 las modificaciones realizadas en las configuraciones de c\u00e1lculo de fronteras en el sistema de informaci\u00f3n de medidas al otro participante de la medida, a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica. 4.9 Cambio de r\u00e9gimen de venta de instalaciones de producci\u00f3n. Se comunicar\u00e1 al operador del sistema el cambio de r\u00e9gimen de venta de una instalaci\u00f3n de producci\u00f3n. El operador del sistema comprobar\u00e1 la informaci\u00f3n de solicitud de la modificaci\u00f3n y notificar\u00e1 al solicitante si es v\u00e1lida o por el contrario identificar\u00e1 las deficiencias de la misma y si es necesario aportar informaci\u00f3n adicional. Si la informaci\u00f3n no es v\u00e1lida o incompleta, se proceder\u00e1 de acuerdo a la normativa de aplicaci\u00f3n. El operador del sistema realizar\u00e1 dicha comunicaci\u00f3n antes de que pasen 15 d\u00edas h\u00e1biles desde la recepci\u00f3n de la solicitud. El operador del sistema informar\u00e1 al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificaci\u00f3n y\/o inspecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n para precintado y\/o nueva parametrizaci\u00f3n de los equipos de medida por parte del operador del sistema. El operador del sistema notificar\u00e1 las modificaciones realizadas en las configuraciones de c\u00e1lculo de fronteras en el sistema de informaci\u00f3n de medidas al otro participante de la medida, a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica. 4.10 Otras modificaciones. Cualquier otro tipo de modificaci\u00f3n no contemplada en los casos anteriores deber\u00e1 ser solicitada al operador del sistema por los canales establecidos indicando qu\u00e9 dato\/s se solicita modificar. El operador del sistema se pondr\u00e1 en contacto con el solicitante a fin de establecer el procedimiento de modificaci\u00f3n. 4.11 Baja de fronteras. La baja completa de una frontera equivale a dar de baja, adem\u00e1s del punto frontera, todos sus puntos y equipos de medida que no intervengan en configuraciones de medida de otros puntos frontera. El responsable del equipo de medida principal notificar\u00e1 al operador del sistema la baja de la frontera al menos quince d\u00edas de antelaci\u00f3n a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicar\u00e1 al menos la siguiente informaci\u00f3n: \u2022 C\u00f3digo del punto de frontera a dar de baja. \u2022 Causa de la baja. \u2022 Informaci\u00f3n para la baja de la frontera. Como consecuencia de la informaci\u00f3n recibida y si es considerada v\u00e1lida, el operador del sistema informar\u00e1 al responsable del punto de medida, al otro participante de la frontera, a la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transici\u00f3n Ecol\u00f3gica de la baja de la frontera en el sistema de informaci\u00f3n de medidas. Adicionalmente, el operador de sistema informar\u00e1 a los participantes de si se requiere realizar una inspecci\u00f3n de la instalaci\u00f3n para hacer efectiva la baja solicitada. El coste de dicha inspecci\u00f3n correr\u00e1 por cuenta del responsable del punto de medida principal. El operador del sistema podr\u00e1 dar de baja puntos frontera de producci\u00f3n si no recibe medidas de energ\u00eda de sus registradores de medidas durante m\u00e1s de tres a\u00f1os desde el cierre de la medida o si se supera en m\u00e1s de dos a\u00f1os el incumplimiento de los plazos normativos de inspecci\u00f3n y verificaci\u00f3n sistem\u00e1tica de todos sus puntos de medida, previa notificaci\u00f3n al interesado con al menos dos meses de antelaci\u00f3n a la baja efectiva del punto frontera. P.O. 10.11. Tratamiento e intercambio de Informaci\u00f3n entre Operador del Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de participantes 1. Objeto. El objeto de este documento es definir el tratamiento de la informaci\u00f3n relativa a los datos de medida de los puntos de los que los distribuidores son los encargados de la lectura. Este documento define los flujos de informaci\u00f3n de medidas entre los concentradores secundarios de los distribuidores y el concentrador principal y resto de participantes en la medida del sistema. 2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este procedimiento es de aplicaci\u00f3n a los participantes en la medida del sistema de informaci\u00f3n de medidas de puntos frontera de los que los distribuidores son encargados de lectura. Este documento aplica a los concentradores secundarios definidos en el Reglamento unificado de puntos de medida que gestionen datos de medidas de clientes y\/o puntos frontera de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de la lectura. 3. Responsabilidades. Los encargados de la lectura son responsables del desarrollo, instalaci\u00f3n, administraci\u00f3n, mantenimiento y operaci\u00f3n de los concentradores secundarios de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protecci\u00f3n de datos, al Reglamento unificado de puntos de medida junto y lo indicado en este documento. Los propietarios de concentradores secundarios que, sin ser encargados de la lectura, suministren las medidas a sus encargados son responsables del desarrollo, instalaci\u00f3n, administraci\u00f3n, mantenimiento y operaci\u00f3n del concentrador secundario de acuerdo a lo indicado en este documento. 4. Procesos de los concentradores secundarios. 4.1 Recepci\u00f3n de las medidas de los puntos de medida. 4.1.1 Puntos de medida con conexi\u00f3n directa al concentrador secundario del encargado de la lectura. El concentrador secundario del encargado de la lectura deber\u00e1 recibir las lecturas de los registradores y \/ o contadores que son directamente le\u00eddos por el propio encargado de la lectura, de acuerdo con los plazos establecidos en el P.O. 10.5. 4.1.2 Puntos de medida cuyas lecturas son enviadas desde un concentrador secundario cuyo titular no es el encargado de la lectura. El concentrador secundario del encargado de la lectura podr\u00e1 obtener medidas a trav\u00e9s de otros concentradores siempre que las mismas procedan de registradores que tengan operativa la firma electr\u00f3nica y env\u00eden al concentrador secundario del encargado de la lectura toda la informaci\u00f3n requerida dentro de los plazos recogidos en el P.O. 10.5. El canal y protocolo de comunicaci\u00f3n entre los concentradores ser\u00e1 el definido en el apartado 6 de este procedimiento. 4.2 Gesti\u00f3n de datos estructurales. En cada concentrador secundario se mantendr\u00e1n actualizados los datos estructurales de puntos de medida, puntos frontera y agregaciones del\/los encargado\/s de la lectura a los que da servicio dicho concentrador secundario, de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida. Los responsables de los concentradores secundarios deber\u00e1n intercambiar la informaci\u00f3n con los distintos comercializadores y\/o representantes para la carga inicial del inventario y\/o modificaciones de acuerdo al canal y protocolo de comunicaci\u00f3n definido en el apartado 6 de este procedimiento antes de la puesta en servicio de los mismos. S\u00f3lo se considerar\u00e1n las notificaciones que se comuniquen por las v\u00edas anteriormente indicadas. El concentrador secundario del encargado de la lectura realizar\u00e1, al menos, la carga y mantenimiento de los datos estructurales correspondientes a: \u2022 Altas de puntos frontera de clientes y de generaci\u00f3n de los que el distribuidor es encargado de lectura y sus datos asociados. \u2022 Altas de agregaciones de puntos frontera de clientes. \u2022 Cambios de comercializador, cambios de datos o bajas de fronteras. \u2022 Bajas de agregaciones de puntos frontera de clientes. \u2022 Correcci\u00f3n de errores en altas, bajas y modificaciones de los datos anteriores. \u2022 Altas, modificaciones y bajas de inventario de instalaciones acogidas a autoconsumo. El operador del sistema gestionar\u00e1 datos estructurales hasta que afecten a meses de los que se haya realizado el cierre posterior a la correcci\u00f3n de medidas por aplicaci\u00f3n del art\u00edculo 15 del Real Decreto 1110\/2007, de 24 de agosto. 4.3 Tratamiento de datos de medidas por los encargados de la lectura. El concentrador secundario validar\u00e1 las medidas procedentes de los puntos de medida de los que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5. Independientemente de lo anterior cualquier participante en una medida podr\u00e1 notificar incidencias en las mismas de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5. El concentrador secundario del encargado de lectura calcular\u00e1 el mejor valor horario de los puntos frontera de los que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5. El concentrador secundario del encargado de la lectura calcular\u00e1 las agregaciones de los puntos de los que es participe de acuerdo al P.O. 10.6. \u00abAgregaciones de puntos de medida\u00bb El concentrador secundario del encargado de la lectura deber\u00e1 gestionar y recibir las objeciones de medidas de las que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5. 4.3.1 Intercambio de informaci\u00f3n de medidas de instalaciones de autoconsumo con m\u00e1s de un encargado de lectura. En aquellas instalaciones de autoconsumo definidas en el Real Decreto 244\/2019, de 5 abril, donde exista m\u00e1s de un encargado de lectura, cada encargado de lectura deber\u00e1 poner a disposici\u00f3n, del resto de encargados de lectura implicados, las medidas. Cada encargado de lectura podr\u00e1 acceder a los equipos necesarios para obtener las medidas que le permitan calcular los mejores valores horarios indicados en el P.O. 10.5 de acuerdo con los plazos establecidos en el P.O. 10.5. 4.4 Puesta a disposici\u00f3n de comercializadores, consumidores directos a mercado y\/o representantes de las medidas y datos estructurales. La informaci\u00f3n de datos estructurales y de medidas disponible en los concentradores secundarios de los encargados de la lectura deber\u00e1 ser puesta a disposici\u00f3n de los correspondientes participantes en la medida del sistema de acuerdo a los plazos establecidos en el P.O. 10.5 y de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protecci\u00f3n de datos,. El intercambio de informaci\u00f3n de incidencias u objeciones se realizar\u00e1 de acuerdo a los plazos indicados en el P.O. 10.5. El intercambio de informaci\u00f3n se realizar\u00e1 utilizando los canales y protocolos descritos en el apartado 6 de este documento. En el Anexo de este documento se indica la informaci\u00f3n m\u00ednima a poner a disposici\u00f3n del resto de participantes en la medida. 5. Intercambio de informaci\u00f3n entre participantes. 5.1 Flujo de informaci\u00f3n de medidas entre concentrador principal y concentradores secundarios de encargados de la lectura. 5.1.1 Intercambio de informaci\u00f3n de medidas. Los concentradores secundarios de encargados de la lectura son responsables de poner a disposici\u00f3n del concentrador principal los datos de medidas de los que son responsables de acuerdo a los plazos establecidos en el P.O. 10.5 y de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protecci\u00f3n de datos. 5.1.2 Intercambio de informaci\u00f3n de datos estructurales. Los concentradores secundarios de los encargados de la lectura son responsables de poner a disposici\u00f3n del concentrador principal los datos estructurales de los que son responsables de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.4 y el P.O. 10.6 y de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protecci\u00f3n de datos. 5.1.3 Intercambio de informaci\u00f3n tras el cierre provisional. El intercambio de informaci\u00f3n de datos como consecuencia de la apertura del periodo de objeci\u00f3n de medidas se realizar\u00e1 con los plazos indicados en el P.O. 10.5 utilizando el canal y protocolo de comunicaci\u00f3n definido en el apartado 6 de este procedimiento y de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protecci\u00f3n de datos. 5.1.4 Intercambio de informaci\u00f3n entre concentrador secundario de encargados de la lectura y resto de participantes. El intercambio de informaci\u00f3n entre los concentradores secundarios de encargados de la lectura y los comercializadores\/clientes\/representantes que se indican en el Anexo se realizar\u00e1 de acuerdo a los plazos indicados en el P.O. 10.5, de acuerdo a los canales y protocolos definidos en el apartado 6 de este procedimiento y de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protecci\u00f3n de datos. 5.2 Puesta a disposici\u00f3n de la cch_fact del distribuidor al comercializador para fronteras tipo 3, 4 y 5 de clientes con medida horaria conectados a la red de baja tensi\u00f3n e integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n. 5.2.1 Canales y protocolos de comunicaci\u00f3n. Cada distribuidor o agrupaci\u00f3n de distribuidores en el caso de asociaciones, habilitar\u00e1 un servidor FTP para la puesta a disposici\u00f3n de otros sujetos de los ficheros establecidos. Dicho servidor ser\u00e1 el mismo que se utilice para la puesta a disposici\u00f3n de la informaci\u00f3n que se utilice, en su caso, a efectos de facturaci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica, para todos los consumidores con independencia del tipo de punto de medida. El acceso al servidor del distribuidor se realizar\u00e1 mediante el protocolo SFTP sobre SSH (Secure Shell). El servidor incluir\u00e1 un proceso de borrado de ficheros con antig\u00fcedad nunca inferior a veinticuatro meses. En el servidor habilitado por cada distribuidor se habilitar\u00e1 una carpeta para cada comercializador identificada por su c\u00f3digo de agente en el SIMEL. Dentro de esta carpeta de agente, se habilitar\u00e1 una subcarpeta denominada 01_Salida_FACT donde el distribuidor pondr\u00e1 a disposici\u00f3n la informaci\u00f3n relativa a la curva CCH_FACT. Esta carpeta ser\u00e1 la misma que se utilice para la puesta a disposici\u00f3n del comercializador de la informaci\u00f3n que se utilice, en su caso, a efectos de facturaci\u00f3n de energ\u00eda, para todos los consumidores con independencia del tipo de punto de medida. 5.2.2 Plazos para la puesta a disposici\u00f3n de la CCH_FACT. El distribuidor pondr\u00e1 a disposici\u00f3n antes del 5.\u00ba d\u00eda h\u00e1bil incluido posterior a la fecha final del periodo de facturaci\u00f3n, la CCH_FACT correspondiente a dicho periodo de facturaci\u00f3n, de forma simult\u00e1nea al env\u00edo del fichero de facturaci\u00f3n de peajes. El cambio de comercializador en los consumidores cuyo equipo est\u00e9 efectivamente integrado en el sistema de telegesti\u00f3n, se realizar\u00e1 con el resumen diario o lectura absoluta del d\u00eda de cambio, a efectos tanto de facturaci\u00f3n del peaje de acceso como de curva de carga horaria publicada a cada comercializador, garantizando la coherencia de ambos. En el caso de no disponer del resumen diario, se aplicar\u00e1 el procedimiento establecido en la Resoluci\u00f3n de 30 de diciembre de 2002, de la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas, por la que se establece el procedimiento de estimaci\u00f3n de medida aplicable a los cambios de suministrador o norma que le sustituya. Se mantendr\u00e1 un hist\u00f3rico de la CCH_FACT de al menos 2 a\u00f1os. 5.2.3 Actualizaciones de la CCH_FACT. La CCH_FACT puesta a disposici\u00f3n del comercializador en el plazo contemplado en el apartado 5.2.2. \u00fanicamente podr\u00e1 ser objeto de modificaci\u00f3n si se cumple alguno de los supuestos siguientes: a) Como consecuencia de una reclamaci\u00f3n por parte del consumidor, dentro de los plazos establecidos en la normativa vigente. En el caso de que la reclamaci\u00f3n cliente conlleve la modificaci\u00f3n del saldo ATR, se emitir\u00e1 un nuevo fichero conforme a lo dispuesto en el p\u00e1rrafo 5.2.3.b). El fichero se utilizar\u00e1 \u00fanicamente en el caso de que la reclamaci\u00f3n cliente relativa a la curva de carga horaria, no haya dado lugar a una modificaci\u00f3n del saldo ATR. Los ficheros que recojan las nuevas curvas de medida horarias CCH_FACT consecuencia de la reclamaci\u00f3n del consumidor incluir\u00e1n en el campo de c\u00f3digo de la factura de peaje de acceso la identificaci\u00f3n de la factura de peaje de acceso original. b) En caso de modificaci\u00f3n de la factura del peaje de acceso por modificaci\u00f3n del saldo ATR. La modificaci\u00f3n de la factura del peaje de acceso por modificaci\u00f3n del saldo ATR conllevar\u00e1 la publicaci\u00f3n de una nueva curva de carga horaria CCH_FACT y, por tanto, la emisi\u00f3n de una nueva factura al consumidor atendiendo a lo dispuesto en el presente apartado. Las facturas que modifiquen el peaje de acceso previamente facturado podr\u00e1n ser de tres tipos: b.1) Factura complementaria: factura que complementa a otra ya emitida, que no se anula, tras detectarse una anomal\u00eda en el equipo de medida que impidi\u00f3 el correcto registro de energ\u00eda. El nuevo fichero que se pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del comercializador contendr\u00e1 las variaciones de la nueva curva de carga horaria con respecto a la curva inicial, indicando en el campo \u00abm\u00e9todos de obtenci\u00f3n\u00bb el que se hubiera aplicado. La suma de las energ\u00edas horarias por periodo incluidas en el nuevo fichero coincidir\u00e1 con la energ\u00eda de la nueva factura de peaje complementaria en cada periodo. La diferencia en valor absoluto de m\u00e1s de 1 kWh en alguno de los periodos tarifarios entre la energ\u00eda facturada del correspondiente peaje de acceso y la energ\u00eda resultante de sumar las medidas horarias correspondientes a dicho periodo tarifario, ser\u00e1 motivo por el que el comercializador podr\u00e1 reclamar la factura asociada a dicha energ\u00eda del distribuidor. b.2) Factura rectificadora: factura que anula a otra factura ya emitida que inclu\u00eda valores estimados, motivada por la disposici\u00f3n de un mejor valor de la energ\u00eda a facturar, para el mismo periodo de facturaci\u00f3n. Requiere la nueva publicaci\u00f3n de la curva de carga horaria CCH_FACT que corresponda al nuevo consumo total facturado por periodo tarifario en el mismo periodo de facturaci\u00f3n. El nuevo fichero a poner a disposici\u00f3n del comercializador incluir\u00e1 la nueva curva de carga horaria CCH_FACT completa que afecta al periodo refacturado, indicando en el campo \u00abm\u00e9todo de obtenci\u00f3n\u00bb el que se hubiera aplicado. b.3) Factura regularizadora: factura que modifica una o varias facturas ya emitidas con anterioridad, que no se anulan, motivada por la disposici\u00f3n de un mejor valor de la energ\u00eda a facturar o por un cambio de precios recogidos en la normativa. La factura regularizadora incluir\u00e1 los consumos de los periodos de facturaci\u00f3n afectados. El nuevo fichero a poner a disposici\u00f3n del comercializador incluir\u00e1 la nueva curva de carga horaria completa CCH_FACT correspondiente a dichos periodos de facturaci\u00f3n, indicando en el campo \u00abm\u00e9todo de obtenci\u00f3n\u00bb el que se hubiera aplicado. En este caso el sumatorio de las energ\u00edas horarias debe coincidir con la suma de las energ\u00edas de los saldos ATR para el conjunto de los periodos de facturaci\u00f3n afectados, no siendo necesario que coincidan en cada periodo de facturaci\u00f3n. La Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia establecer\u00e1 el formato de los ficheros necesarios para dar cumplimiento a lo dispuesto en este apartado en los \u00abFormatos de Ficheros de Intercambio de Informaci\u00f3n entre Distribuidores y Comercializadores\u00bb. 5.3 Puesta a disposici\u00f3n del distribuidor al consumidor con equipo de medida con curva de carga horaria. 5.3.1 Canales y protocolos de comunicaci\u00f3n. El distribuidor habilitar\u00e1 un portal web que permita la consulta por parte de los consumidores titulares de los puntos de suministro conectados a su red de distribuci\u00f3n de su (o sus) curva(s) de carga(s) horaria o cuarto horarias facturada(s) y en su caso, autoconsumida o vertida a la red. 5.3.2 Informaci\u00f3n, estructura y formatos. Los distribuidores pondr\u00e1n a disposici\u00f3n de los consumidores la siguiente informaci\u00f3n: \u2022 Energ\u00eda consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto horario por periodo de facturaci\u00f3n. \u2022 Energ\u00eda consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto horario en un d\u00eda. \u2022 Energ\u00eda consumida, autoconsumida o vertida a nivel diario en una semana. \u2022 Energ\u00eda consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto horario mensual. \u2022 Energ\u00eda consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto horario entre dos fechas a seleccionar. \u2022 Potencia m\u00e1xima demandada (por mes natural indicando la fecha y cuarto de hora en la que se produce). \u2022 Acceso online al contador, medici\u00f3n instant\u00e1nea y posibilidad de programar una medici\u00f3n instant\u00e1nea a una fecha y hora a seleccionar. \u2022 Reconexi\u00f3n de ICP en remoto. \u2022 Descarga certificados lectura y consumo entre dos fechas a seleccionar. A estos efectos se entiende que la energ\u00eda horaria ser\u00e1 puesta disposici\u00f3n para puntos de medida tipo 3, 4 y 5 y la energ\u00eda cuarto horaria para puntos de medida tipo 1 y 2. En el caso de fronteras tipo 3, 4 y 5 de clientes con medida horaria conectados a la red de baja tensi\u00f3n e integrados en los sistemas de telegesti\u00f3n, la energ\u00eda horaria ser\u00e1 la CCH_FACT. El distribuidor habilitar\u00e1 la posibilidad de que la misma curva CCH_FACT, curva horaria de energ\u00eda o curva cuarto-horaria de energ\u00eda puesta a disposici\u00f3n del comercializador se pueda descargar por parte del consumidor en formato de fichero plano CSV y Excel, de acuerdo con el formato que establezca la Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia en los \u00abFormatos de Ficheros de Intercambio de Informaci\u00f3n entre Distribuidores y Comercializadores\u00bb, acompa\u00f1ado de una gr\u00e1fico que represente los datos de medida horaria del consumidor para el periodo de facturaci\u00f3n al que corresponde la CCH_FACT y permita la integraci\u00f3n entre fechas incluidas en dicho periodo. En todo caso, el gr\u00e1fico permitir\u00e1 la visualizaci\u00f3n de la energ\u00eda consumida en cada una de las horas incluidas entre dos fechas comprendidas dentro del periodo de facturaci\u00f3n seleccionadas por el consumidor. El comercializador informar\u00e1 al consumidor en la factura de la posibilidad de acceder gratuitamente a los datos de la medida horaria o cuarto horaria que hayan servido para la facturaci\u00f3n a trav\u00e9s de su distribuidor. A estos efectos deber\u00e1 incluir el v\u00ednculo que accede de forma directa la web del distribuidor donde se realiza el proceso de alta a los efectos de obtener la informaci\u00f3n de los datos de medida horaria o cuarto horaria de sus consumos. Asimismo, los consumidores podr\u00e1n tener acceso la informaci\u00f3n de sus consumos solicit\u00e1ndolo a trav\u00e9s de los canales de atenci\u00f3n del distribuidor. La Comisi\u00f3n Nacional de los Mercados y la Competencia establecer\u00e1 el formato de los ficheros necesarios para dar cumplimiento a lo dispuesto en este apartado en los \u00abFormatos de Ficheros de Intercambio de Informaci\u00f3n entre Distribuidores y Comercializadores\u00bb. 5.3.3 Plazos y actualizaciones. El distribuidor pondr\u00e1 a disposici\u00f3n del consumidor la curva CCH_FACT no m\u00e1s tarde de 5 d\u00edas h\u00e1biles despu\u00e9s de la emisi\u00f3n del fichero de facturaci\u00f3n de peajes. El distribuidor no mostrar\u00e1 actualizaciones posteriores para un punto de suministro una vez que se disponga de la CCH_FACT correspondiente, sin perjuicio de las posibles actualizaciones de la misma. Una vez que la CCH_FACT est\u00e9 disponible, \u00e9sta ser\u00e1 la \u00fanica curva de carga horaria accesible por el consumidor. El distribuidor deber\u00e1 mantener a disposici\u00f3n del consumidor un hist\u00f3rico m\u00ednimo de 24 meses de la CCH_FACT y el dato de la potencia m\u00e1xima demandada por mes natural. 5.3.4 Confidencialidad de la informaci\u00f3n. La informaci\u00f3n relativa a las medidas horarias o cuarto horarias tendr\u00e1 car\u00e1cter confidencial y ser\u00e1 accesible mediante un sistema de claves \u00fanicamente por el consumidor titular del contrato de suministro durante el per\u00edodo temporal al que corresponda dicha informaci\u00f3n, sin perjuicio de que el consumidor pueda dar su autorizaci\u00f3n de acceso a otros sujetos o a otros comercializadores con los que el consumidor no tenga un contrato en vigor, y sin perjuicio de las obligaciones de informaci\u00f3n impuestas por la normativa vigente en cada momento. El consumidor deber\u00e1 darse de alta en el sistema para tener acceso a esta informaci\u00f3n. Los distribuidores no podr\u00e1n ceder dicha informaci\u00f3n a terceros ni utilizarla para fines distintos a los de su propia actividad de distribuci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica. 6. Canales y protocolos de comunicaci\u00f3n. 6.1 Comunicaciones entre registradores y concentrador secundario del encargado de la lectura. Para puntos tipo 1, 2 y 3 se realizar\u00e1 de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.4. Para puntos tipo 4 y 5, los encargados de lectura podr\u00e1n utilizar los protocolos descritos en el Reglamento unificado de puntos de medida. 6.2 Comunicaciones entre concentrador principal y concentrador secundario del encargado de la lectura. El canal o canales de comunicaci\u00f3n entre el concentrador principal y cada concentrador secundario ser\u00e1 el definido en el P.O. 10.4. Los formatos de los mensajes intercambiados ser\u00e1n los definidos en el documento \u00abFicheros para el intercambio de informaci\u00f3n de medidas\u00bb. Los mensajes que se indiquen en este documento podr\u00e1n ser publicados desde el concentrador principal a los participantes que no dispongan de un concentrador secundario asociado a trav\u00e9s del concentrador principal de medidas. 6.3 Comunicaciones entre otros concentradores secundarios y concentrador secundario del encargado de la lectura. El canal o canales de comunicaci\u00f3n entre el concentrador secundario del encargado de la lectura y otros concentradores secundarios de libre instalaci\u00f3n ser\u00e1 el definido en el P.O. 10.4. Los formatos de los mensajes intercambiados ser\u00e1n los definidos en el documento \u00abFicheros para el intercambio de informaci\u00f3n de medidas\u00bb. 6.4 Comunicaciones entre participantes y concentrador secundario del encargado de la lectura. Sin perjuicio de lo establecido en el P.O. 10.13.los formatos de los mensajes a intercambiar ser\u00e1n los definidos en el documento \u00abFicheros para el intercambio de informaci\u00f3n de medidas.\u00bb Sin perjuicio de lo establecido en el P.O. 10.13, el canal o canales entre los concentradores secundarios de los encargados de la lectura y sus participantes ser\u00e1n aquellos que cada encargado de la lectura establezca que deber\u00e1 cumplir con los requisitos que se indican a continuaci\u00f3n. 6.4.1 Caracter\u00edsticas generales. Deber\u00e1 cumplir los siguientes requisitos: \u2022 Utilizaci\u00f3n de est\u00e1ndares existentes en el mercado. \u2022 Facilidad de integraci\u00f3n con las distintas soluciones inform\u00e1ticas disponibles por participantes y distribuidores. \u2022 Flexibilidad de configuraci\u00f3n, permitiendo accesos tanto autom\u00e1ticos como manuales a la informaci\u00f3n disponible. Dicho acceso deber\u00e1 realizarse por agentes autorizados y se deber\u00e1 garantizar la integridad y la seguridad de la informaci\u00f3n y el sistema en su conjunto, evitando accesos no autorizados, mediante la oportuna protecci\u00f3n. \u2022 Econom\u00eda de explotaci\u00f3n, evitando la utilizaci\u00f3n de productos con licencia, los desarrollos costosos de software y la utilizaci\u00f3n de equipos inform\u00e1ticos complejos. \u2022 Seguridad de la informaci\u00f3n a intercambiar. 6.4.2 Descripci\u00f3n. El sistema adoptado deber\u00e1 estar basado en arquitecturas cliente-servidor sobre Internet. El encargado de la lectura actuar\u00e1 como servidor mientras que los participantes en la medida actuar\u00e1n como clientes. El intercambio de informaci\u00f3n se realizar\u00e1 mediante ficheros descritos en el documento \u00abFicheros para el intercambio de informaci\u00f3n de medidas\u00bb, para lo cual el encargado de la lectura deber\u00e1 disponer de un servidor en el cual existir\u00e1n carpetas diferenciadas para cada participante. El participante podr\u00e1 conectarse manualmente al servidor, para lo cual necesitar\u00e1 \u00fanicamente un ordenador personal dotado de un navegador est\u00e1ndar con certificado digital, o podr\u00e1 intercambiar la informaci\u00f3n de forma autom\u00e1tica, para lo cual necesitar\u00e1 adicionalmente un software desarrollado espec\u00edficamente. 6.4.3 Procesos. El sistema deber\u00e1 soportar, de acuerdo a los formatos y procedimientos que se establezcan, los siguientes procesos: \u2022 Publicaci\u00f3n de ficheros por parte del encargado de la lectura. \u2022 Env\u00edo de ficheros por parte de los participantes. \u2022 Lectura autom\u00e1tica por parte del participante de los ficheros publicados por el encargado de la lectura. \u2022 Lectura autom\u00e1tica por parte del encargado de la lectura de los ficheros enviados por los participantes. \u2022 Lectura manual por parte del participante de los ficheros publicados por el encargado de la lectura. 6.4.4 Mecanismos de seguridad. El sistema deber\u00e1 estar dotado de los siguientes mecanismos de seguridad: \u2022 Autentificaci\u00f3n mediante certificados digitales de todas las entidades, tanto distribuidores como el resto de participantes en la medida. \u2022 Posibilidad de conexi\u00f3n cifrada en los intercambios de informaci\u00f3n. \u2022 Seguridad incorporada en los servidores de ficheros para protegerlos de accesos no autorizados. \u2022 Integridad en la transferencia de informaci\u00f3n, asegurando su transmisi\u00f3n sin errores. \u2022 Trazabilidad de la informaci\u00f3n intercambiada, guardando registro de las transmisiones y dando la posibilidad de eliminar la informaci\u00f3n descargada por los usuarios, siempre que no sea metrol\u00f3gicamente relevante. \u2022 Aseguramiento de que cada agente tiene acceso \u00fanicamente a los datos de los que es part\u00edcipe. 6.4.5 Modificaciones y ampliaci\u00f3n de las informaciones a intercambiar entre participantes. El operador del sistema podr\u00e1 proponer, de oficio o a petici\u00f3n, nuevas informaciones a intercambiar entre los participantes en la medida del sistema de medidas e incorporarlas en el documento \u00abFicheros para el intercambio de informaci\u00f3n de medidas\u00bb. En los casos en los que los participantes afectados acepten el env\u00edo de nueva informaci\u00f3n, estos deber\u00e1n implementar los nuevos mensajes definidos en un plazo inferior a tres meses desde su definici\u00f3n por parte de operador del sistema. 6.5 Comunicaciones entre participantes y concentrador principal. Los formatos de los mensajes a intercambiar ser\u00e1n los definidos en el documento \u00abFicheros para el intercambio de informaci\u00f3n de medidas\u00bb. El canal o canales entre el concentrador principal y los participantes en la medida ser\u00e1n aquellos que el operador del sistema establezca y deber\u00e1 cumplir los siguientes requisitos: \u2022 Utilizaci\u00f3n de est\u00e1ndares existentes en el mercado. \u2022 Facilidad de integraci\u00f3n con las distintas soluciones inform\u00e1ticas disponibles por participantes. \u2022 Evitar los desarrollos costosos de software y la utilizaci\u00f3n de equipos inform\u00e1ticos complejos. \u2022 Seguridad y confidencialidad de la informaci\u00f3n a intercambiar ANEXO Informaci\u00f3n m\u00ednima a poner a disposici\u00f3n del resto de participantes De encargados de la lectura a comercializadores\/consumidores directos\/representantes: \u2022 Curva de carga horaria de punto de medida (para puntos tipo 1 a 5 si aplica). \u2022 Curva de carga horaria de punto frontera (para puntos tipo 1 a 5 si aplica). \u2022 Cierres de contrato (para puntos tipo 1 a 5 si aplica). \u2022 Lecturas (saldos) de facturaci\u00f3n para cualquier tipo de punto frontera. \u2022 Medidas agregadas. \u2022 Datos estructurales (altas\/bajas\/modificaciones y correcciones) de puntos frontera y agregaciones. \u2022 Incidencias y objeciones. \u2022 Respuesta a objeciones. \u2022 Desglose de puntos frontera individualizados que componen cada agregaci\u00f3n (Puntos tipo 3 a 5). De encargados de la lectura y dem\u00e1s participantes al operador del sistema: \u2022 Curva de carga horaria de puntos frontera de clientes (Puntos tipo 1, 2 y 5). \u2022 Curva de carga horaria por c\u00f3digo CIL de puntos frontera de generaci\u00f3n tipo 3, 4 y 5 de los que el distribuidor es encargado de lectura. \u2022 Adicionalmente, a efectos de liquidaci\u00f3n, medidas de agregaciones de puntos frontera. \u2022 Cambios de comercializador o representante (Puntos tipo 1, 2 y 5). \u2022 Datos estructurales (altas\/bajas\/modificaciones y correcciones) de puntos frontera y agregaciones de clientes. Al menos, se incluir\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n del consumidor: comercializador, potencias contratadas, tarifa de acceso, tensi\u00f3n de suministro, si el equipo de medida est\u00e1 en r\u00e9gimen de alquiler para clientes tipo 1 y 2, c\u00f3digo postal y CNAE. \u2022 Datos estructurales (altas\/bajas\/modificaciones y correcciones) de puntos frontera de generaci\u00f3n. Al menos, se incluir\u00e1 la siguiente informaci\u00f3n del consumidor: representante, potencias contratadas, tarifa de acceso, si el equipo de medida est\u00e1 en r\u00e9gimen de alquiler, tensi\u00f3n de suministro, c\u00f3digo postal. \u2022 Datos estructurales (altas\/bajas\/modificaciones y correcciones) de instalaciones acogidas a autoconsumo. \u2022 Datos estructurales (altas\/bajas\/modificaciones y correcciones) de agregaciones de clientes \u2022 Incidencias y objeciones. \u2022 Respuesta a objeciones. \u2022 Desglose de puntos frontera individualizados que componen cada agregaci\u00f3n (Puntos frontera tipo 3 a 5). P.O. 15.1. \u00abServicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad en los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares\u00bb 1. Objeto. El objeto de este procedimiento es regular la aplicaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad ofrecido por los consumidores a los que resulta de aplicaci\u00f3n la Orden ITC\/2370\/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energ\u00eda en el mercado de producci\u00f3n. 2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este procedimiento es de aplicaci\u00f3n al Operador del Sistema (OS), a los gestores de la red de distribuci\u00f3n y a los consumidores de energ\u00eda el\u00e9ctrica conectados en alta tensi\u00f3n y ubicados en los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares que compren su energ\u00eda en el despacho de producci\u00f3n, o bien contraten su energ\u00eda a trav\u00e9s de comercializador o mediante un contrato bilateral. 3. Proveedores del servicio. Ser\u00e1n proveedores del servicio aquellos consumidores que dispongan de la correspondiente autorizaci\u00f3n administrativa emitida por la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas y que hayan formalizado el contrato para la prestaci\u00f3n del servicio con el OS. 4. Informaci\u00f3n a suministrar al operador del sistema. 4.1 Informaci\u00f3n sobre programas de consumo previstos.\u2013Antes de las 14:00 horas del d\u00eda 15 de cada mes, el proveedor del servicio comunicar\u00e1 al OS el programa de demanda de energ\u00eda horaria previsto para el mes siguiente seg\u00fan el formato y procedimiento de comunicaci\u00f3n definidos por el OS. Este programa tendr\u00e1 car\u00e1cter de previsi\u00f3n, que deber\u00e1 ser actualizada y comunicada al OS cuando se produzcan modificaciones a la misma. El proveedor del servicio podr\u00e1 actualizar el programa para horas futuras en cualquier momento, salvo en el per\u00edodo comprendido entre el env\u00edo de una orden de reducci\u00f3n de potencia por parte del OS y la finalizaci\u00f3n de la misma. 4.2 Informaci\u00f3n sobre programas de generaci\u00f3n previstos.\u2013El proveedor del servicio con instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada categor\u00eda A, seg\u00fan se define en el Real Decreto 738\/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producci\u00f3n de energ\u00eda el\u00e9ctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares, deber\u00e1 enviar al OS antes del d\u00eda 15 de cada mes, un programa horario de generaci\u00f3n neta de la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada a trav\u00e9s del SG-SCECI. El proveedor del servicio podr\u00e1 actualizar dicho programa para horas futuras en cualquier momento, salvo en el periodo comprendido entre el env\u00edo de una orden de reducci\u00f3n de potencia por parte del OS y la finalizaci\u00f3n de la misma. Se entender\u00e1 como generaci\u00f3n neta la definida en el reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico. 4.3 Informaci\u00f3n de los programas de parada y mantenimiento.\u2013El proveedor del servicio deber\u00e1 enviar al OS antes del d\u00eda 15 de cada mes, y en caso de modificaci\u00f3n tan pronto como se produzca, los programas previstos de parada y mantenimiento de su instalaci\u00f3n, para los doce meses inmediatamente siguientes. 4.4 Informaci\u00f3n de aver\u00eda.\u2013El proveedor del servicio deber\u00e1 comunicar al OS cualquier aver\u00eda en su instalaci\u00f3n de consumo o, en su caso, de generaci\u00f3n asociada, que afecte al programa de consumo o de generaci\u00f3n neta, respectivamente, tan pronto como \u00e9sta se produzca. Asimismo, el proveedor del servicio deber\u00e1 comunicar al OS cualquier aver\u00eda de sus equipos de comunicaciones o de tratamiento de la interrumpibilidad, tan pronto como \u00e9sta se produzca. El OS lo comunicar\u00e1 a su correspondiente empresa distribuidora. 4.5 Informaci\u00f3n de consumo sobre periodos anteriores.\u2013El OS deber\u00e1 recibir, con periodicidad horaria, los cuatro \u00faltimos valores de consumo medio cuarto horario de la instalaci\u00f3n del proveedor del servicio. 4.6 Informaci\u00f3n de consumo y generaci\u00f3n en tiempo real.\u2013Para llevar a cabo la correcta aplicaci\u00f3n y control de la prestaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad por parte del OS, el proveedor del servicio de interrumpibilidad deber\u00e1 comunicar, a trav\u00e9s del SG-SCECI, con una periodicidad que no exceder\u00e1 los 12 segundos, los valores instant\u00e1neos de potencia activa y reactiva de consumo de su instalaci\u00f3n. Adicionalmente, el proveedor del servicio con instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada deber\u00e1 comunicar al OS, a trav\u00e9s del SG-SCECI, con una periodicidad que no exceder\u00e1 los 12 segundos, los valores instant\u00e1neos de potencia activa neta generada de la instalaci\u00f3n. 4.7 Informaci\u00f3n asociada a cada orden de reducci\u00f3n de potencia.\u2013El proveedor del servicio enviar\u00e1 al OS, acuse de recibo de las \u00f3rdenes de reducci\u00f3n de potencia, su cambio y\/o anulaci\u00f3n, desglosadas por tipo de orden de reducci\u00f3n de potencia, que incluir\u00e1 el perfil potencia\/tiempo, en un m\u00e1ximo de dos minutos desde su recepci\u00f3n. Despu\u00e9s de cada orden de reducci\u00f3n de potencia, el proveedor del servicio enviar\u00e1 al OS en el formato que \u00e9ste indique, adem\u00e1s de los datos descriptivos de la orden de interrupci\u00f3n que haya ejecutado, los registros de potencia activa media demandada cada cinco minutos, con sus correspondientes marcas de tiempo, durante todos los periodos de la orden de reducci\u00f3n de potencia. El OS comunicar\u00e1 a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas las \u00f3rdenes de reducci\u00f3n de potencia emitidas en el plazo m\u00e1ximo de 2 horas desde su emisi\u00f3n mediante correo electr\u00f3nico, a las direcciones que la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas habilite para tal fin. Finalizada la ejecuci\u00f3n de la orden de reducci\u00f3n, el OS comunicar\u00e1 a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas los datos de la orden de reducci\u00f3n de potencia, los proveedores del servicio afectados y el grado de cumplimiento de dicha orden. Una vez transcurridos 3 d\u00edas h\u00e1biles desde la recepci\u00f3n de una orden de interrupci\u00f3n de potencia, el proveedor del servicio podr\u00e1 contactar con el operador del sistema para confirmar la correcta recepci\u00f3n por parte de \u00e9ste de los datos que son precisos para la evaluaci\u00f3n del cumplimiento de dicha opci\u00f3n de ejecuci\u00f3n y solicitar una valoraci\u00f3n preliminar del cumplimiento de la misma. 5. Control de la disponibilidad del servicio. 5.1 Control de las condiciones de prestaci\u00f3n del servicio.\u2013A partir de la informaci\u00f3n de consumo en SIMEL y en tiempo real, el OS vigilar\u00e1 y controlar\u00e1 peri\u00f3dicamente el cumplimiento de las condiciones de prestaci\u00f3n del servicio que se recogen en el contrato entre el proveedor y el OS. Cuando el OS considere que se est\u00e1n incumpliendo estas condiciones por parte de alg\u00fan proveedor se lo comunicar\u00e1 y, en su caso, remitir\u00e1 un informe a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas, a efectos de lo previsto en el art\u00edculo 14.3 de la Orden ITC 2370\/2007, de 27 de julio. 5.2 Control de las comunicaciones.\u2013El OS vigilar\u00e1 y controlar\u00e1 peri\u00f3dicamente el estado de las comunicaciones de los proveedores del servicio informando a los proveedores de las deficiencias que se identifiquen. Cuando el OS considere que se est\u00e1n incumpliendo reiteradamente las condiciones de prestaci\u00f3n del servicio en lo referente al estado de las comunicaciones, remitir\u00e1 un informe a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas, a efectos de lo previsto en el art\u00edculo 14.3 de la Orden ITC 2370\/2007, de 27 de julio. 6. Evaluaci\u00f3n de las necesidades de reducci\u00f3n de potencia. De acuerdo con las situaciones de operaci\u00f3n que se presenten, el OS evaluar\u00e1 las necesidades de aplicaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad y gestionar\u00e1 el servicio de acuerdo con estas necesidades. Adicionalmente y sin perjuicio de las necesidades que surjan en la operaci\u00f3n, el OS evaluar\u00e1 la aplicaci\u00f3n del servicio en las situaciones recogidas en los apartados siguientes: 6.1 Evaluaci\u00f3n de la cobertura de la demanda. 1. El OS evaluar\u00e1 su plan de cobertura y programaci\u00f3n de despacho, con la mejor informaci\u00f3n disponible en el horizonte de la posible aplicaci\u00f3n de interrumpibilidad, y de acuerdo con lo dispuesto en el Procedimiento de Operaci\u00f3n 2.2 \u00abPrevisi\u00f3n de la cobertura y an\u00e1lisis de seguridad del sistema el\u00e9ctrico\u00bb. 2. Tanto para la demanda como para la potencia renovable no gestionable disponible, el OS utilizar\u00e1 su mejor previsi\u00f3n. 3. La disponibilidad del resto del equipo generador vendr\u00e1 determinada por la declaraci\u00f3n de los sujetos propietarios, as\u00ed como por las indisponibilidades por incumplimientos de programa constatados por el OS en tiempo real. 4. Se considerar\u00e1n los intercambios con el sistema el\u00e9ctrico peninsular programados en el despacho. 5. En los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares, y sin perjuicio de lo indicado en el apartado anterior, el OS podr\u00e1 aplicar \u00f3rdenes de reducci\u00f3n de potencia cuando la diferencia entre la potencia disponible y la previsi\u00f3n de potencia demandada sea inferior a los valores m\u00ednimos de reserva rodante (primaria y secundaria) exigidos en Procedimiento de Operaci\u00f3n 1 \u00abFuncionamiento de los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares\u00bb. 6.2 Orden de reducci\u00f3n de potencia a petici\u00f3n de las compa\u00f1\u00edas de distribuci\u00f3n.\u2013Los gestores de las redes de distribuci\u00f3n podr\u00e1n solicitar del OS la emisi\u00f3n de una orden de reducci\u00f3n de potencia en las \u00e1reas de distribuci\u00f3n de su competencia cuando las circunstancias de operaci\u00f3n de su red as\u00ed lo requieran. A tal efecto, deber\u00e1n remitir un fax\/correo electr\u00f3nico al Centro de Control El\u00e9ctrico del OS con la solicitud de orden de reducci\u00f3n de potencia al menos una hora antes del comienzo del preaviso m\u00ednimo de la orden de reducci\u00f3n de potencia deseada. La plantilla del fax\/correo electr\u00f3nico estar\u00e1 publicada en la p\u00e1gina web del OS. El OS analizar\u00e1 la solicitud y deber\u00e1 remitir una respuesta por fax\/correo al gestor de la red de distribuci\u00f3n a la misma direcci\u00f3n o tel\u00e9fono con el que se remiti\u00f3 la solicitud al menos media hora antes del comienzo del preaviso m\u00ednimo de la orden de reducci\u00f3n de potencia solicitada. La plantilla del fax\/correo electr\u00f3nico estar\u00e1 publicada en la p\u00e1gina web del OS. En el caso de ser aprobada el OS emitir\u00e1 la orden de reducci\u00f3n de potencia a los consumidores implicados indicando al gestor de la red en su respuesta los t\u00e9rminos en que se solicita y los y proveedores conectados a sus redes a quien se da la orden de interrupci\u00f3n. En caso de desestimar la petici\u00f3n el OS, adem\u00e1s de responder por fax\/correo indicando las razones que le han llevado a denegar la petici\u00f3n, de acuerdo con lo indicado en el presente punto, se deber\u00e1 poner en contacto con el gestor con objeto de buscar una soluci\u00f3n viable al problema. Los criterios de aceptaci\u00f3n o rechazo ser\u00e1n los que permitan mantener la seguridad tanto en la red de distribuci\u00f3n como en la red de transporte. 6.3 Orden de reducci\u00f3n de potencia emitida por trabajos en la Red observable por el Operador del Sistema y\/o situaciones de riesgo para la seguridad del Sistema El\u00e9ctrico. La necesidad de realizar labores de mantenimiento en las infraestructuras el\u00e9ctricas actualmente en servicio, as\u00ed como los trabajos de construcci\u00f3n de nuevas instalaciones o de refuerzo de las ya existentes, previstos en la planificaci\u00f3n vigente, pueden requerir una reducci\u00f3n temporal del consumo en una o varias zonas del Sistema El\u00e9ctrico. A tal efecto, el OS podr\u00e1 cursar una orden de reducci\u00f3n de potencia durante la ejecuci\u00f3n de descargos en la Red Observable definida en el Procedimiento de Operaci\u00f3n 8.1 \u00abDefinici\u00f3n de las redes operadas y observadas por el operador del sistema\u00bb aprobado por Resoluci\u00f3n del Secretario de Estado de Energ\u00eda de 7 de abril de 2006, en cualquiera de los siguientes supuestos: Cuando no exista la posibilidad de adoptar otras medidas que no deriven en una afectaci\u00f3n directa al suministro el\u00e9ctrico o estas supongan un riesgo elevado para la garant\u00eda del mismo. Cuando una reducci\u00f3n parcial de la carga en la zona afectada del sistema se traduzca en una medida de salvaguarda efectiva orientada a minimizar los efectos de una incidencia en la red mientras se encuentren en curso los trabajos programados. Cuando, tras una incidencia, resulte necesario adoptar medidas de emergencia destinadas a reducir parcial, y\/o localmente la carga del sistema para lograr reestablecer sus variables de control a valores normales de funcionamiento, y\/o devolver el suministro a clientes que no est\u00e9n acogidos al servicio de interrumpibilidad. Los supuestos anteriores ser\u00e1n tambi\u00e9n de aplicaci\u00f3n, en cualquier otra circunstancia, con independencia de la ejecuci\u00f3n o no de trabajos en la Red de Observable cuando, a juicio del OS, se presente una situaci\u00f3n de riesgo para la seguridad del Sistema El\u00e9ctrico. 7. Programaci\u00f3n de la orden de reducci\u00f3n de potencia. Con toda la informaci\u00f3n disponible, teniendo en cuenta el estado de la operaci\u00f3n del Sistema El\u00e9ctrico, el OS, una vez evaluadas las necesidades de aplicaci\u00f3n del servicio, determinar\u00e1 las potencias a interrumpir, la duraci\u00f3n y los perfiles o intervalos de interrupci\u00f3n. A continuaci\u00f3n, seleccionar\u00e1 la modalidad de prestaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad, la extensi\u00f3n zonal, as\u00ed como, en su caso, los perfiles potencia-tiempo. La selecci\u00f3n podr\u00e1 hacerse atendiendo a los siguientes criterios: \u2212 \u00c1mbito general. Aplicaci\u00f3n a todos los proveedores que prestan el servicio en los sistemas el\u00e9ctricos de los territorios no peninsulares. \u2212 Zonas el\u00e9ctricas. Aplicaci\u00f3n restringida a las zonas el\u00e9ctricas seleccionadas, seleccionando una o varias, de entre las zonas existentes. \u2212 Empresas el\u00e9ctricas. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n seleccionando una o varias empresas distribuidoras. \u2212 Proveedores del servicio individuales. Selecci\u00f3n directa de los proveedores del servicio que vayan a ser objeto de aplicaci\u00f3n de la orden de reducci\u00f3n de potencia. Estos mismos criterios de selecci\u00f3n podr\u00e1n utilizarse para seleccionar, en su caso, la exclusi\u00f3n de una orden de reducci\u00f3n de potencia. Con estos criterios, se podr\u00e1 igualmente elegir uno o varios subconjuntos de proveedores del servicio adecuados a cada estado de operaci\u00f3n del Sistema El\u00e9ctrico. Una vez comprobado el potencial esperable de interrupci\u00f3n, en MW, para cada per\u00edodo seleccionado y desglosado con arreglo a los criterios de selecci\u00f3n empleados, el OS proceder\u00e1 a emitir la orden de reducci\u00f3n de potencia con el preaviso establecido. En cualquier momento se podr\u00e1n anular las \u00f3rdenes de reducci\u00f3n de potencia, incluso si est\u00e1n en ejecuci\u00f3n. El proceso de selecci\u00f3n de los proveedores del servicio a quienes se vaya a anular la orden de reducci\u00f3n de potencia ser\u00e1 el descrito anteriormente para seleccionar los proveedores del servicio objeto de interrupci\u00f3n, existiendo adem\u00e1s en este caso la posibilidad de anular la orden completa. 8. Verificaci\u00f3n del cumplimiento de una orden de reducci\u00f3n de potencia. La verificaci\u00f3n del cumplimiento de una orden de reducci\u00f3n de potencia se llevar\u00e1 a cabo por el OS conforme a lo establecido en el art\u00edculo 7 de la Orden ITC\/2370\/2007, de 26 de julio. Sin perjuicio de lo anterior, el OS llevar\u00e1 a cabo las comprobaciones necesarias para verificar el comportamiento de las instalaciones con generaci\u00f3n asociada durante una orden de reducci\u00f3n de potencia. En el caso de proveedor del servicio de interrumpibilidad con instalaciones de generaci\u00f3n asociadas, los puntos de medida de las instalaciones de consumo y las de generaci\u00f3n asociada estar\u00e1n ubicados de tal forma que permitan la medida de la energ\u00eda consumida por la instalaci\u00f3n de consumo y de la energ\u00eda neta generada por la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada. La instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n no deber\u00e1 modificar su producci\u00f3n como consecuencia de la ejecuci\u00f3n de una orden de reducci\u00f3n de potencia o en caso de actuaci\u00f3n del rel\u00e9 de deslastre por subfrecuencia. Para llevar a cabo esta verificaci\u00f3n, el OS comprobar\u00e1, para cada hora que dure la orden de interrupci\u00f3n de potencia: \u2212 Cuando la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada pertenezca a la categor\u00eda A, seg\u00fan se define en el Real Decreto 738\/2015, de 31 de julio, que la medida de generaci\u00f3n registrada en el SG-SCECI es mayor o igual al valor del programa de generaci\u00f3n neta horaria de la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada en el despacho de producci\u00f3n, con un desv\u00edo m\u00e1ximo a la baja del 5%. \u2212 Cuando la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada pertenezca a la categor\u00eda B, seg\u00fan se define en el Real Decreto 738\/2015, de 31 de julio, que las medidas de generaci\u00f3n registradas en el SG-SCECI durante los 15 minutos posteriores al inicio de una orden de reducci\u00f3n de potencia son mayores que cero, en promedio en el periodo. Adicionalmente, que la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n no se desconecta en el momento de ejecuci\u00f3n de la orden de reducci\u00f3n de potencia o de la actuaci\u00f3n del rel\u00e9 de deslastre por subfrecuencia. Estas verificaciones no se realizar\u00e1n en el caso en que las medidas de generaci\u00f3n registradas en el SG-SCECI durante los 15 minutos anteriores al inicio de la orden de reducci\u00f3n de potencia tengan un valor inferior a 0,5 MW e inferior al 50% de la potencia instalada de la generaci\u00f3n asociada, en promedio. El desv\u00edo se evaluar\u00e1 conforme a la siguiente f\u00f3rmula: Si Progh>0:<\/p>\n

Si Progh=0.
\nSi Genh=0 entonces Desvioh =0%
\nSi Genh>0 entonces Desvioh =100%
\nDonde:
\nProgh es el programa de generaci\u00f3n remitido al OS a trav\u00e9s del SG-SCECI para la hora h.
\nGenh es la medida de generaci\u00f3n registrada en SG-SCECI para la hora h.
\nExcepcionalmente, en el caso de indisponibilidad de las medidas de generaci\u00f3n registradas en el SG-SCECI, se utilizar\u00e1n las medidas horarias disponibles en el Sistema de Informaci\u00f3n de Medidas El\u00e9ctricas (SIMEL).
\n9. Informes.
\n9.1 Registro hist\u00f3rico.\u2013El OS deber\u00e1 conservar durante, al menos, cinco a\u00f1os, en soporte inform\u00e1tico, la informaci\u00f3n hist\u00f3rica de los datos necesarios para la elaboraci\u00f3n de los informes y estad\u00edsticas que se requieran en la normativa.
\nPor otra parte, los equipos de los proveedores del servicio deber\u00e1n mantener un registro hist\u00f3rico con los datos relativos a cada aplicaci\u00f3n o solicitud de orden de reducci\u00f3n de potencia.
\n9.2 Informe de seguimiento del servicio de interrumpibilidad.
\n9.2.1 Resultado de la orden de reducci\u00f3n de potencia.\u2013Tras la aplicaci\u00f3n de una orden de reducci\u00f3n de potencia, cualquiera que sea su tipo y alcance, el OS elaborar\u00e1 un informe de seguimiento en el que se har\u00e1 constar:
\n\u2212 Fecha y hora de emisi\u00f3n de preavisos, cambio de \u00f3rdenes y\/o anulaciones.
\n\u2212 Fecha y hora de reducci\u00f3n de potencia.
\n\u2212 Per\u00edodos o perfiles de reducci\u00f3n de potencia.
\n\u2212 Tipo o tipos de reducci\u00f3n de potencia aplicados.
\n\u2212 Potencial de reducci\u00f3n de potencia para el tipo o tipos aplicados.
\n\u2212 Potencias m\u00e1xima y m\u00ednima registradas en el per\u00edodo de interrupci\u00f3n por cada proveedor del servicio y acumuladas para todos los proveedores del servicio de cada tipo afectados. Estos valores se calcular\u00e1n a partir de los datos enviados por los proveedores del servicio, despu\u00e9s de cada orden de reducci\u00f3n de potencia o, en su caso, a partir de los datos de tiempo real recibidos en el OS.
\n\u2212 Energ\u00eda reducida estimada en cada hora del per\u00edodo de interrupci\u00f3n.La estimaci\u00f3n tendr\u00e1 en cuenta los programas horarios de consumo previo a la orden de reducci\u00f3n de potencia, la energ\u00eda horaria de las horas previas a la interrupci\u00f3n y la energ\u00eda realmente medida.
\n\u2212 Resumen de incumplimientos de la orden de reducci\u00f3n de potencia, por proveedores del servicio, indicando el grado de incumplimiento en forma de energ\u00eda en exceso de la que hubieran consumido manteniendo la potencia residual (Pmaxi).
\n\u2212 Medida, con indicaci\u00f3n de las horas y minutos, en que cada proveedor del servicio haya incumplido la orden de reducci\u00f3n de potencia.
\nPara el informe, se podr\u00e1n definir diversos formatos atendiendo a criterios de selecci\u00f3n previamente especificados.
\nSi, en el transcurso del tiempo de preaviso o en los intervalos de aplicaci\u00f3n de la orden de reducci\u00f3n de potencia, se modificara el perfil de interrupci\u00f3n, se indicar\u00e1 claramente en el informe la hora en que el cambio hubiera sido remitido, el acuse de recibo y el nuevo perfil de interrupci\u00f3n resultante, as\u00ed como el resto de informaci\u00f3n relativa al grado de cumplimiento. De igual forma, quedar\u00e1 plasmada en el informe cualquier notificaci\u00f3n de anulaci\u00f3n que se tramitase, con indicaci\u00f3n clara de los instantes de su emisi\u00f3n y del acuse de recibo correspondiente.
\nLos informes ser\u00e1n remitidos a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas, de acuerdo con lo previsto en el Cap\u00edtulo V de la Orden ITC\/2370\/2007, de 26 de julio.
\nLa informaci\u00f3n suministrada por los proveedores del servicio deber\u00e1 ser presentada en los formatos est\u00e1ndar que definir\u00e1 el OS.
\n9.2.2 Informes mensuales del OS sobre el servicio de interrumpibilidad.\u2013El OS remitir\u00e1 un informe mensual a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas, en el que conste el resultado del seguimiento de las \u00f3rdenes de reducci\u00f3n de potencia y el funcionamiento del sistema, as\u00ed como la informaci\u00f3n referida a cada consumidor tal y como se especifica en la Orden ITC 2370\/2007, de 26 de julio.
\n9.2.3 Informes anuales.\u2013El OS elaborar\u00e1 los informes anuales correspondientes sobre el funcionamiento y aplicaci\u00f3n del servicio as\u00ed como sobre la contrataci\u00f3n del servicio para el a\u00f1o siguiente, seg\u00fan lo establecido en la Orden ITC 2370\/2007, de 26 de julio.
\nP.O. 15.2 \u00abServicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad (Orden IET\/2013\/2013)\u00bb
\n1. Objeto. El objeto de este procedimiento es regular la aplicaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad ofrecido por los consumidores que adquieren su energ\u00eda en el mercado de producci\u00f3n, regulado en la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad.
\nEn este mecanismo competitivo, el Operador del Sistema (OS) es el encargado de la gesti\u00f3n del servicio de interrumpibilidad incluyendo las subastas de asignaci\u00f3n de potencia interrumpible, as\u00ed como de la ejecuci\u00f3n, seguimiento y verificaci\u00f3n de todos los aspectos relativos a la prestaci\u00f3n de dicho servicio.
\n2. \u00c1mbito de aplicaci\u00f3n. Este procedimiento es de aplicaci\u00f3n al OS, a los gestores de la red de distribuci\u00f3n y a los consumidores de energ\u00eda el\u00e9ctrica conectados en alta tensi\u00f3n que contraten su energ\u00eda en el mercado de producci\u00f3n, bien directamente, o bien a trav\u00e9s de un comercializador.
\n3. Proveedores del servicio Ser\u00e1n proveedores del servicio aquellos consumidores que, habiendo sido habilitados por el OS para la participaci\u00f3n en la subasta, se adhieran formalmente al marco legal establecido para participar en la misma y resulten adjudicatarios de uno o varios bloques de producto de los definidos en el art\u00edculo 5 de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre.
\nLo dispuesto en el presente Procedimiento de Operaci\u00f3n en relaci\u00f3n con los participantes adjudicatarios de las subastas de bloques de producto se entender\u00e1 asimismo de aplicaci\u00f3n a los participantes a los que haya sido asignado alg\u00fan bloque de producto por alguno de los procedimientos de asignaci\u00f3n de precio previstos en las Reglas de subasta del mecanismo competitivo de asignaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad.
\n4. Intercambio de informaci\u00f3n
\n4.1 Informaci\u00f3n a comunicar por los proveedores del servicio de interrumpibilidad.
\n4.1.1 Informaci\u00f3n sobre programas de consumo previstos. Antes de las 14:00 horas del d\u00eda 15 de cada mes, los proveedores del servicio comunicar\u00e1n al OS a trav\u00e9s del sistema establecido en la Resoluci\u00f3n por la que se aprueba el procedimiento del sistema de comunicaci\u00f3n, ejecuci\u00f3n y control del servicio de gesti\u00f3n de demanda de interrumpibilidad (SG-SCECI), los programas de demanda de energ\u00eda previstos para el mes siguiente, seg\u00fan el formato y procedimiento de comunicaci\u00f3n definidos por el OS. Estos programas tendr\u00e1n car\u00e1cter de previsi\u00f3n y deber\u00e1n ser actualizados y comunicados al OS a trav\u00e9s del SG-SCECI cuando se produzcan modificaciones de los mismos.
\n4.1.2 Informaci\u00f3n sobre periodos de indisponibilidad. A efectos de la verificaci\u00f3n del cumplimiento de los requisitos de disponibilidad exigidos, los periodos de indisponibilidad programada comunicados por el proveedor del servicio y aceptados por el OS, no ser\u00e1n contabilizados. En ning\u00fan caso la duraci\u00f3n total de los periodos de indisponibilidad programada podr\u00e1 ser superior al 5% de las horas del periodo de entrega.
\n4.1.2.1 Periodos de indisponibilidad programados. El proveedor del servicio deber\u00e1 comunicar al OS de acuerdo al modelo de solicitud y plazo establecido para ello y que ser\u00e1 publicado en su p\u00e1gina web, los periodos de indisponibilidad previstos para el periodo de entrega del producto, como requisito para la prestaci\u00f3n del servicio.
\nCada periodo de indisponibilidad previsto se definir\u00e1 por su hora y d\u00eda de inicio y la hora y d\u00eda de finalizaci\u00f3n.
\nEl OS verificar\u00e1 el cumplimiento de los requisitos y evaluar\u00e1 los periodos de indisponibilidad propuestos y, en caso de ser aceptados, tendr\u00e1n el car\u00e1cter de periodos de indisponibilidad programados.
\nPara la aceptaci\u00f3n de los periodos de indisponibilidad programados el OS verificar\u00e1 que la duraci\u00f3n total no sea superior al 5 % de las horas del periodo de entrega, conforme a lo previsto en el art\u00edculo 9.4 de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre.
\nAdicionalmente, el OS podr\u00e1 aplicar de forma motivada, justificada y transparente, criterios adicionales para la validaci\u00f3n de los periodos de indisponibilidad propuestos para su adaptaci\u00f3n a las necesidades previstas del sistema.
\nEn el caso de resultar adjudicatario en la subasta, el proveedor del servicio ser\u00e1 responsable de comunicar a trav\u00e9s del SG-SCECI, previamente al inicio del periodo de entrega, los periodos de indisponibilidad aceptados por el OS y, en consecuencia, programados para el periodo de entrega.
\nAntes de las 14:00 horas del d\u00eda 15 de cada mes, los proveedores del servicio comunicar\u00e1n al OS, a trav\u00e9s del SG-SCECI, las modificaciones previstas, a partir del mes siguiente, en sus periodos de indisponibilidad programada para el resto del periodo de entrega. Las indisponibilidades declaradas fuera de dicho plazo que incrementen la duraci\u00f3n de los periodos de indisponibilidad programados tendr\u00e1n car\u00e1cter de indisponibilidades sobrevenidas.
\n4.1.2.2 Periodos de indisponibilidad sobrevenidos. El proveedor del servicio deber\u00e1 comunicar a trav\u00e9s del SG-SCECI al OS los periodos de indisponibilidad sobrevenidos tan pronto como \u00e9stos se produzcan.
\nEstos periodos de indisponibilidad no programada se contabilizar\u00e1n en el c\u00f3mputo del cumplimiento de los requisitos de disponibilidad, salvo fuerza mayor acreditada y justificada.
\n4.1.3 Informaci\u00f3n de consumo. El OS deber\u00e1 recibir, a trav\u00e9s del SG-SCECI, con periodicidad horaria, los cuatro \u00faltimos valores de consumo medio cuarto horario de la instalaci\u00f3n del proveedor del servicio.
\nDurante la ejecuci\u00f3n de una opci\u00f3n de reducci\u00f3n de potencia, el OS deber\u00e1 recibir, a trav\u00e9s del SG-SCECI, los valores resultado de la integraci\u00f3n de cinco minutos de potencia activa consumida.
\n4.1.4 Informaci\u00f3n de consumo y generaci\u00f3n en tiempo real. Para llevar a cabo la correcta aplicaci\u00f3n y control de la prestaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad por parte del OS, los proveedores del servicio de interrumpibilidad deber\u00e1n comunicar, a trav\u00e9s del SG-SCECI, con una periodicidad que no exceder\u00e1 los 12 segundos, los valores instant\u00e1neos de potencia activa y reactiva de consumo de la instalaci\u00f3n del proveedor del servicio.
\nLos proveedores del servicio con instalaciones de generaci\u00f3n asociada deber\u00e1n comunicar al OS, a trav\u00e9s del SG-SCECI, con una periodicidad que no exceder\u00e1 los 12 segundos, los valores instant\u00e1neos de potencia activa neta generada.
\n4.1.5 Informaci\u00f3n sobre los programas de participaci\u00f3n en el mercado para las instalaciones con generaci\u00f3n asociada.
\na) Los proveedores del servicio con instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada, deber\u00e1n constituir una unidad de programaci\u00f3n para la entrega de energ\u00eda compuesta por una \u00fanica unidad f\u00edsica para cada una de sus instalaciones de generaci\u00f3n.
\nb) Los proveedores del servicio con instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada podr\u00e1n actualizar el programa de participaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n de la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n a efectos del servicio de interrumpibilidad de acuerdo con los plazos previstos para la comunicaci\u00f3n de los programas de consumo horario recogidos en el apartado 9.6 de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre.
\nc) Adicionalmente, los sujetos que est\u00e9n acogidos a una modalidad de autoconsumo, al amparo del Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, con una instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada de grupos distintos al b.1, b.2 y b.3 seg\u00fan se definen en el Real Decreto 413\/2014 de 6 de junio, deber\u00e1n enviar al OS un programa de generaci\u00f3n neta horaria de la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada a trav\u00e9s del SG-SCECI, de acuerdo con los plazos previstos para la comunicaci\u00f3n de los programas de consumo horario recogidos en el apartado 9.6 de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre. Se entender\u00e1 como generaci\u00f3n neta la definida en el reglamento unificado de puntos de medida del sistema el\u00e9ctrico.
\n4.2 Informaci\u00f3n disponible en el SG-SCECI para los proveedores del servicio de interrumpibilidad. Los proveedores del servicio podr\u00e1n consultar la informaci\u00f3n que el OS dispone de ellos, en tiempo real, a trav\u00e9s de la aplicaci\u00f3n SCECI-Web. En concreto, tendr\u00e1n acceso a la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 Registros de consumo en tiempo real (P.Medida): valores instant\u00e1neos de potencia activa.
\n\u2013 Potencia residual (Pmax).
\n\u2013 Programas de consumo (Programa).
\n\u2013 Potencial interrumpible (Pint): diferencia entre la potencia medida y la potencia residual.
\n\u2013 Potencia asignada en las subastas (Psub) o mediante alguno de los procedimientos previstos en las Reglas de subasta del mecanismo competitivo de asignaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad.
\n\u2013 Indisponibilidades programadas.
\n\u2013 Indisponibilidades sobrevenidas.
\n5. Criterios para la activaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad. El OS podr\u00e1 solicitar una ejecuci\u00f3n de la opci\u00f3n de reducci\u00f3n de potencia respondiendo a criterios t\u00e9cnicos y econ\u00f3micos.
\nLa orden de reducci\u00f3n de potencia contendr\u00e1, al menos, la siguiente informaci\u00f3n:
\n\u2013 El instante de inicio de ejecuci\u00f3n de la opci\u00f3n.
\n\u2013 El instante de finalizaci\u00f3n de ejecuci\u00f3n de la opci\u00f3n.
\n\u2013 El valor de potencia activa a mantener durante la ejecuci\u00f3n de la opci\u00f3n.
\n\u2013 La opci\u00f3n de ejecuci\u00f3n, de entre las descritas en el art\u00edculo 5.3 de la Orden IET\/ 2013\/2013, de 31 de octubre.
\nLa ejecuci\u00f3n de cada una de las opciones tendr\u00e1 una duraci\u00f3n m\u00e1xima de una hora, estableci\u00e9ndose un m\u00e1ximo de dos ejecuciones consecutivas.
\n5.1 Criterios econ\u00f3micos. La aplicaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad por criterios econ\u00f3micos se realizar\u00e1 por cantidades m\u00ednimas de 200 MW y m\u00e1ximas de 500 MW en cada hora, siempre que se cumpla que los dos valores siguientes:
\na) La necesidad total de energ\u00eda neta a subir a asignar por el procedimiento de gesti\u00f3n de desv\u00edos, de regulaci\u00f3n terciaria y\/o por servicios transfronterizos de balance, calculada previamente al comienzo de dicha hora; y
\nb) La necesidad de energ\u00eda a subir a asignar por el procedimiento de regulaci\u00f3n terciaria, calculada previamente al comienzo de dicha hora; sean superiores a los valores m\u00ednimos respectivos propuestos por el OS junto con la informaci\u00f3n del art\u00edculo 4.2 de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre, y aprobados por Resoluci\u00f3n de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nDichos valores m\u00ednimos ser\u00e1n publicados en la web del OS, previa aprobaci\u00f3n por Resoluci\u00f3n de la Secretar\u00eda de Estado de Energ\u00eda.
\nPara la aplicaci\u00f3n del servicio por criterios econ\u00f3micos se valorar\u00e1 que la ejecuci\u00f3n de la opci\u00f3n de reducci\u00f3n de potencia, con la consideraci\u00f3n de toda la liquidaci\u00f3n asociada seg\u00fan lo dispuesto en el art\u00edculo 13.3.b) de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre, d\u00e9 lugar a una reducci\u00f3n del coste total de la energ\u00eda a subir gestionada en esa hora.
\nEn caso de activaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad por este criterio, entre los adjudicatarios del servicio se establecer\u00e1 un sistema de turnos rotatorios como criterio de orden para requerir su activaci\u00f3n.
\nEn cualquier caso, la activaci\u00f3n del servicio de interrumpibilidad por criterios econ\u00f3micos no podr\u00e1 suponer m\u00e1s del 50 % de las horas del periodo de entrega m\u00e1ximas de ejecuci\u00f3n previstas en el art\u00edculo 5 de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre.
\n5.2 Criterios t\u00e9cnicos. Atendiendo a las necesidades que surjan en la operaci\u00f3n del sistema el\u00e9ctrico para garantizar el cumplimiento de los criterios de seguridad, el OS podr\u00e1 solicitar una ejecuci\u00f3n de la opci\u00f3n de reducci\u00f3n de potencia.
\nLos gestores de las redes de distribuci\u00f3n podr\u00e1n solicitar del OS la ejecuci\u00f3n de la opci\u00f3n de reducci\u00f3n de potencia a los proveedores del servicio conectados en las \u00e1reas de distribuci\u00f3n de su competencia, cuando las circunstancias de operaci\u00f3n de su red as\u00ed lo requieran seg\u00fan el proceso definido en el apartado siguiente.
\n5.2.1 Solicitud de los gestores de redes de distribuci\u00f3n de ejecuci\u00f3n de una opci\u00f3n de reducci\u00f3n de potencia. A tal efecto, deber\u00e1n remitir un fax\/correo electr\u00f3nico al Centro de Control El\u00e9ctrico del OS con la solicitud de ejecuci\u00f3n de la orden de reducci\u00f3n de potencia, al menos una hora antes del comienzo del preaviso m\u00ednimo de la orden de reducci\u00f3n de potencia deseada. La plantilla del fax\/correo electr\u00f3nico estar\u00e1 publicada en el p\u00e1gina web del OS.
\nEl OS analizar\u00e1 la solicitud y, en su caso, determinar\u00e1 la opci\u00f3n de ejecuci\u00f3n que mejor se adapte a las necesidades planteadas por el gestor de la red de distribuci\u00f3n.
\nEl OS deber\u00e1 remitir una respuesta por fax\/correo al gestor de la red de distribuci\u00f3n a la misma direcci\u00f3n o tel\u00e9fono con el que se remiti\u00f3 la solicitud, al menos media hora antes del comienzo del preaviso m\u00ednimo de la orden de reducci\u00f3n de potencia solicitada. En dicha respuesta, el OS indicar\u00e1 (i) en caso de ser aprobada, los t\u00e9rminos en los que se solicita la ejecuci\u00f3n de la orden de reducci\u00f3n de potencia y los proveedores conectados a sus redes a quien se da la orden de interrupci\u00f3n, o (ii) en caso de ser desestimada, las razones que le han llevado a denegar la petici\u00f3n. La plantilla del fax\/correo electr\u00f3nico estar\u00e1 publicada en el p\u00e1gina web del OS.
\nEn el caso de ser aprobada, el OS emitir\u00e1 la orden de reducci\u00f3n de potencia a los proveedores implicados. En caso de desestimar la petici\u00f3n, el OS, se deber\u00e1 poner en contacto con el gestor de la red de distribuci\u00f3n con el objeto de buscar una soluci\u00f3n viable al problema.
\nLos criterios de aceptaci\u00f3n o rechazo ser\u00e1n los que permitan mantener la seguridad tanto en la red de distribuci\u00f3n como en la red de transporte.
\n6. Ejecuci\u00f3n de una opci\u00f3n de reducci\u00f3n de potencia. Para la ejecuci\u00f3n de una opci\u00f3n de reducci\u00f3n de potencia, el OS enviar\u00e1, a trav\u00e9s del sistema establecido en la Resoluci\u00f3n por la que se aprueba el procedimiento del sistema de comunicaci\u00f3n, ejecuci\u00f3n y control del servicio de gesti\u00f3n de demanda de interrumpibilidad, y atendiendo a lo dispuesto en el art\u00edculo 5 de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre, una orden de reducci\u00f3n de potencia a los proveedores adjudicatarios del servicio y estos, en respuesta a dicha orden, reducir\u00e1n su potencia activa demandada hasta cumplir con los valores de potencia residual comprometidos.
\nEn el caso de consumidores que hayan resultado adjudicatarios de bloques de potencia, la ejecuci\u00f3n de la opci\u00f3n conllevar\u00e1 la prestaci\u00f3n del servicio por la totalidad del potencial adjudicado en todos los tipos de producto por los que se presta el servicio.
\n7. Verificaci\u00f3n de la prestaci\u00f3n del servicio. La verificaci\u00f3n de la prestaci\u00f3n del servicio por parte del OS se llevar\u00e1 a cabo conforme a lo establecido en el art\u00edculo 10 de la Orden IET\/2013\/2013, de 31 de octubre.
\nUna vez publicados los resultados de las subastas y, en todo caso, antes del inicio del periodo de entrega, aquellos consumidores que sean adjudicatarios de un n\u00famero de bloques de producto inferior al n\u00famero de bloques de producto para los que fueron habilitados, podr\u00e1n ajustar el valor de su potencia residual (Pmax). La solicitud de modificaci\u00f3n de la Pm\u00e1x s\u00f3lo podr\u00e1 llevarse a cabo en el formato y plazo establecido por el OS, quien verificar\u00e1 el cumplimiento de los requisitos con los nuevos valores de Pm\u00e1x con car\u00e1cter previo a la aceptaci\u00f3n de dicha modificaci\u00f3n.
\nSin perjuicio de lo anterior, el OS llevar\u00e1 a cabo las comprobaciones necesarias para verificar la actuaci\u00f3n del rel\u00e9 de deslastre y el funcionamiento de las instalaciones con generaci\u00f3n asociada.
\n7.1 Verificaci\u00f3n de la actuaci\u00f3n del rel\u00e9 de deslastre. Para la verificaci\u00f3n de la correcta actuaci\u00f3n del rel\u00e9 de deslastre por subfrecuencia, el OS tendr\u00e1 en cuenta las se\u00f1ales de activaci\u00f3n recibidas y los consumos registrados a trav\u00e9s del SG-SCECI.
\nEl OS podr\u00e1 solicitar informaci\u00f3n adicional al proveedor, para llevar a cabo la verificaci\u00f3n.
\n7.2 Verificaci\u00f3n del funcionamiento de las instalaciones con generaci\u00f3n asociada. En el caso de proveedores del servicio de interrumpibilidad con instalaciones de generaci\u00f3n asociadas, los puntos de medida de las instalaciones de consumo y de las de generaci\u00f3n asociada estar\u00e1n ubicados de tal forma que permitan la medida de la energ\u00eda consumida y de la energ\u00eda neta generada.
\nDurante la ejecuci\u00f3n de una opci\u00f3n de reducci\u00f3n de potencia o en caso de activaci\u00f3n del rel\u00e9 de deslastre por subfrecuencia, la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n deber\u00e1 mantener su producci\u00f3n de acuerdo a su previsi\u00f3n de programa de participaci\u00f3n en el mercado. En el caso de sujetos que est\u00e9n acogidos a una modalidad de autoconsumo al amparo del Real Decreto 244\/2019, de 5 de abril, se entender\u00e1 por programa de participaci\u00f3n en el mercado de su instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n asociada el programa de generaci\u00f3n neta comunicado al OS de acuerdo con el p\u00e1rrafo c) del apartado 4.1.5.
\nPara llevar a cabo la verificaci\u00f3n de este requisito, el OS comprobar\u00e1:
\n\u2022 Para instalaciones de generaci\u00f3n asociada de grupos distintos al b.1, b.2 y b.3 seg\u00fan se definen en el Real Decreto 413\/2014 de 6 de junio, que las medidas de generaci\u00f3n registradas en el SG-SCECI son mayores o iguales al valor de los programas horarios de generaci\u00f3n correspondientes a la participaci\u00f3n en el mercado de producci\u00f3n o, en su caso, al valor de los programas de generaci\u00f3n neta horarios comunicados al OS, en ambos casos, con un desv\u00edo m\u00e1ximo a la baja del 5 por ciento.
\n\u2022 Para instalaciones de generaci\u00f3n asociada de los grupos b.1, b.2 y b.3 seg\u00fan se definen en el Real Decreto 413\/2014, de 6 de junio, que las medidas de generaci\u00f3n registradas en SG-SCECI durante los 15 minutos posteriores al inicio de una orden de reducci\u00f3n de potencia son mayores que cero, en promedio en el periodo. Adicionalmente, que la instalaci\u00f3n de generaci\u00f3n no se desconecta en el momento de ejecuci\u00f3n de la orden de reducci\u00f3n de potencia o de la actuaci\u00f3n del rel\u00e9 de deslastre por subfrecuencia. Estas verificaciones no se realizar\u00e1n en el caso en que las medidas de generaci\u00f3n registradas en SG-SCECI durante los 15 minutos anteriores al inicio de la orden de reducci\u00f3n de potencia tengan un valor inferior a 0,5 MW e inferior al 50% de la potencia instalada de la generaci\u00f3n asociada, en promedio.
\nExcepcionalmente, en el caso de indisponibilidad de las medidas de generaci\u00f3n registradas en el SG-SCECI, se utilizar\u00e1n las medidas horarias disponibles en el Sistema de Informaci\u00f3n de Medidas El\u00e9ctricas (SIMEL).
\n8. Informes de seguimiento del servicio de interrumpibilidad.
\n8.1 Informes mensuales. El OS remitir\u00e1 un informe mensual a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas en el que conste el seguimiento del funcionamiento y aplicaci\u00f3n del servicio de gesti\u00f3n de la demanda de interrumpibilidad y de las ejecuciones de opciones de reducci\u00f3n de potencia para cada mes, incluyendo la retribuci\u00f3n asociada. El grado de detalle ser\u00e1 a nivel de proveedor del servicio y se incluir\u00e1n las diferentes zonas de aplicaci\u00f3n.
\nEste informe mensual de seguimiento del servicio incluir\u00e1, en un formato de c\u00e1lculo que permita el tratamiento de los datos, la siguiente informaci\u00f3n relativa a cada consumidor prestador del servicio:
\n\u2212 Direcci\u00f3n completa donde se encuentra ubicada la instalaci\u00f3n, figurando la provincia en columna independiente.
\n\u2212 Domicilio social del titular.
\n\u2212 Direcci\u00f3n a efectos de notificaci\u00f3n (direcci\u00f3n postal y direcci\u00f3n de correo electr\u00f3nico).
\n8.2 Informes del periodo de entrega. Una vez concluido el periodo de entrega, y en todo caso antes de la finalizaci\u00f3n del primer mes del periodo de entrega siguiente, el OS remitir\u00e1 un informe del periodo de entrega a la Direcci\u00f3n General de Pol\u00edtica Energ\u00e9tica y Minas que recoger\u00e1, para todo el periodo de entrega, el seguimiento del funcionamiento y aplicaci\u00f3n del servicio, y de las ejecuciones de opciones de reducci\u00f3n de potencia para cada mes, incluyendo la retribuci\u00f3n asociada. El grado de detalle ser\u00e1 a nivel de proveedor del servicio y se incluir\u00e1n las diferentes zonas de aplicaci\u00f3n.
\nEste informe anual de seguimiento del servicio incluir\u00e1, en un formato de c\u00e1lculo que permita el tratamiento de los datos, la siguiente informaci\u00f3n relativa a cada consumidor prestador del servicio:
\n\u2212 Direcci\u00f3n completa donde se encuentra ubicada la instalaci\u00f3n, figurando la provincia en columna independiente.
\n\u2212 Domicilio social del titular.
\n\u2212 Direcci\u00f3n a efectos de notificaci\u00f3n (direcci\u00f3n postal y direcci\u00f3n de correo electr\u00f3nico).<\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"

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