BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
Núm. 4  Martes 5 de enero de 2021  Sec. III.   Pág. 976
III. OTRAS DISPOSICIONES
MINISTERIO PARA LA TRANSICIÓN ECOLÓGICA
Y EL RETO DEMOGRÁFICO
142 Resolución de 29 de diciembre de 2020, de la Secretaría de Estado de 
Energía, por la que se aprueban determinados procedimientos de operación 
para su adaptación a las condiciones relativas al balance.
En cumplimiento de lo previsto en el artículo 18 del Reglamento (UE) 2017/2195 de la 
Comisión, de 23 de noviembre de 2017, por el que se establece una directriz sobre el 
balance eléctrico, el 23 de diciembre de 2019 se publicó en el «Boletín Oficial del Estado» 
la Resolución de 11 de diciembre de 2019, de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia, por la que se aprueban las condiciones relativas al balance para los 
proveedores de servicios de balance y los sujetos de liquidación responsables del balance 
en el sistema eléctrico peninsular español.
La citada Resolución de 11 de diciembre de 2019, de la Comisión Nacional de los 
Mercados y la Competencia, establece en su artículo 30.2 un requerimiento al operador 
del sistema para lanzar a consulta pública una propuesta de adaptación de los 
procedimientos de operación a lo dispuesto en:
a)  Los artículos 7.1, 8.3, 8.5, 11.3 y 25.1.
b)  La participación de la demanda en los servicios de balance.
c)  Los artículos 9.2.e) y 9.4, en lo relativo a las pruebas para el procedimiento de 
habilitación para la provisión de los servicios de balance.
d)  Los artículos 20.3 y 20.4, cambio de programas de los Sujetos de Liquidación 
Responsables del Balance (BRP).
En cumplimiento de dicho requerimiento, entre el 23 de marzo y el 30 de abril 
de 2020, el operador del sistema sometió a consulta pública una propuesta de adaptación 
de varios procedimientos de operación que incorporaban modificaciones para su 
adaptación a las condiciones relativas al balance. Asimismo, en virtud de lo previsto en 
el artículo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y 
regula el mercado de producción de energía eléctrica, que establece que el operador del 
sistema podrá proponer para su aprobación los procedimientos de operación de carácter 
técnico e instrumental necesarios para realizar la adecuada gestión técnica del sistema, 
la propuesta de adaptación de los procedimientos de operación incluía cambios 
necesarios para mejorar la gestión técnica de la medida de energía eléctrica. Estas 
modificaciones consistían, fundamentalmente, en la reducción del plazo de envío de 
determinados datos de medida horarios, la adaptación a otros cambios normativos, la 
consideración  de  las  instalaciones  de  almacenamiento,  la  incorporación  del 
procedimiento de codificación del Código de Instalación de producción a efectos de 
Liquidación (CIL), y la actualización de terminología.
Con base en lo anterior, el operador del sistema remitió a la Dirección General de 
Política Energética y Minas de la Secretaría de Estado de Energía, con fecha 8 de junio 
de 2020, la propuesta de modificación de los procedimientos de operación PO 10.3,  e
PO 10.4, PO 10.5, PO 10.6, PO 10.7, PO 10.8, PO 10.11 y PO 15.2, una vez analizadas  bo
las observaciones recibidas en fase de consulta pública. Asimismo, otro paquete de  w
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Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia una propuesta de modificación de
los procedimientos de operación antes señalados que incorporó modificaciones menores 
sobre los textos propuestos por el operador del sistema, con objeto de matizar la 
consideración de las instalaciones de almacenamiento, y cambios menores de redacción.
Con fecha 26 de noviembre de 2020, y previo trámite de audiencia de la propuesta de 
modificación de los procedimientos de operación en el Consejo Consultivo de Electricidad, 
la Sala de Supervisión Regulatoria de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia aprobó el «Acuerdo por el que se emite informe sobre la propuesta de 
resolución de la Secretaría de Estado de Energía por la que se aprueban determinados 
procedimientos de operación para su adaptación a las condiciones relativas al balance y 
para la mejor gestión técnica de las medidas en el sistema eléctrico».
Asimismo, con fecha 15 de diciembre de 2020, la División de Magnitudes Energéticas, 
Medioambientales y Salud del Centro Español de Metrología remitió a la Dirección General 
de Política Energética y Minas de la Secretaría de Estado de Energía sus comentarios y 
propuesta de modificación del texto del procedimiento de operación 10.3 sometido a 
información pública, relativo a los requisitos de los equipos de inspección.
Atendiendo a las alegaciones e informes recibidos, la propuesta de resolución 
sometida a información pública e informe ha sido modificada para aplazar la revisión de los 
procedimientos de operación 10.3 y 10.8, y disponer que sean los encargados de la lectura 
quienes asignen los puntos frontera o agregaciones de clientes de tipo 3 a las unidades de 
programación. Asimismo, se han eliminado todos los cambios que no están relacionados 
con la adaptación de los procedimientos de operación a las condiciones relativas al 
balance, corrección de erratas o actualización de terminología. Respecto a los cambios 
suprimidos, que están relacionados con mejoras en la gestión técnica de las medidas del 
sistema eléctrico (adelanto de plazos de envío de medidas de puntos frontera tipo 3, 4 y 5 
de instalaciones generación y de puntos tipo 3 de clientes, individualización de la medida 
horaria de puntos frontera tipo 3 y 4 de clientes, y eliminación de agregaciones de 
consumidores tipo 3), se da un mandato al operador del sistema para realizar un análisis 
coste beneficio y una valoración de las ventajas que estos cambios suponen para el 
sistema y para los consumidores, con el objetivo de someter a información pública en el 
corto plazo una nueva versión de los procedimientos de operación que incorpore, en su 
caso, las modificaciones mencionadas.
De conformidad con la Ley 24/2013, de 26 de diciembre, el Reglamento (UE) 
2017/2195, 23 de noviembre de 2017, y vista la propuesta realizada por el operador del 
sistema, las alegaciones recibidas y el informe de la Comisión Nacional de los Mercados 
y la Competencia,
Esta Secretaría de Estado resuelve:
Primero.  Aprobación de los procedimientos de operación del sistema eléctrico.
Aprobar los procedimientos para la operación del sistema eléctrico siguientes, que se 
recogen como anexo de esta resolución:
a)  P.O.  «10.4  Concentradores  de  medidas  eléctricas  y  sistemas  de 
comunicaciones».
b)  P.O. «10.5  Cálculo del mejor valor de energía en los puntos frontera y cierres de 
energía del sistema de información de medidas eléctricas».
c)  P.O. «10.6  Agregaciones de puntos de medida».
d)  P.O. «10.7  Alta, baja y modificación de fronteras de las que es encargado de la 
lectura el operador del sistema». e.e
e)  P.O. «10.11  Tratamiento e intercambio de información entre Operador del  b
Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de participantes». w
Segundo.  Aplicabilidad.
La presente resolución surtirá efectos el día siguiente a su publicación en el «Boletín
Oficial del Estado».
Tercero.  Pérdida de efectos.
A partir de la fecha en que sean de aplicación los procedimientos de operación 
aprobados por la presente resolución, quedan sin efecto cuantas disposiciones de igual o 
inferior rango se opongan a lo establecido en la presente resolución y en particular los 
siguientes procedimientos de operación del sistema:
a)  P.O.  «10.4  Concentradores  de  medidas  eléctricas  y  sistemas  de 
comunicaciones», aprobado por resolución de 11 de diciembre de 2019, de la Secretaría 
de Estado de Energía, por la que se aprueban determinados procedimientos de operación 
para su adaptación al Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las 
condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica.
b)  P.O. «10.5  Cálculo del mejor valor de energía en los puntos frontera y cierres de 
energía del sistema de información de medidas eléctricas», aprobado por resolución de 11 
de diciembre de 2019, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban 
determinados procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto 244/2019, 
de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas 
del autoconsumo de energía eléctrica.
c)  P.O. «10.6  Agregaciones de puntos de medida», aprobado por resolución de 11 
de diciembre de 2019, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban 
determinados procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto 244/2019, 
de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas 
del autoconsumo de energía eléctrica.
d)  P.O. «10.7  Alta, baja y modificación de fronteras de las que es encargado de la 
lectura el operador del sistema», aprobado por resolución de 11 de diciembre de 2019, de 
la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban determinados procedimientos 
de operación para su adaptación al Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se 
regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de 
energía eléctrica.
e)  P.O. «10.11  Tratamiento e intercambio de Información entre Operador del 
Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de participantes», aprobado 
por resolución de 11 de diciembre de 2019, de la Secretaría de Estado de Energía, por la 
que se aprueban determinados procedimientos de operación para su adaptación al Real 
Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, 
técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica.
Cuarto.  Mandatos al operador del sistema.
1.  Con el fin de valorar la conveniencia de introducir en los procedimientos de 
operación las modificaciones propuestas por el operador del sistema en su escrito de 8 de 
junio de 2020 que no han sido finalmente incorporadas mediante esta resolución, en el 
plazo no superior a cuatro meses desde la entrada en vigor de la misma, el operador del 
sistema remitirá a la Secretaría de Estado de Energía del Ministerio para la Transición 
Ecológica y el Reto Demográfico un análisis coste beneficio y una valoración que analice 
las ventajas para el sistema eléctrico y para los consumidores de incorporar en los 
procedimientos de operación los cambios necesarios para:
a)  Adelantar a D+1 los plazos de envío de medidas de puntos frontera tipo 3, 4 y 5 de 
instalaciones de generación, y de puntos tipo 3 de clientes con telemedida. s
b)  Adelantar al cuarto día hábil de M+1 los plazos de envío de medidas de puntos  oe.
frontera de clientes tipo 3 sin telemedida. w.
c)  Individualizar la medida horaria de puntos frontera tipo 3 y 4 de clientes. 2w
d)  Eliminar las agregaciones de consumidores tipo 3.
el op2e. raEdno ru dne pl lsaizsote nmoa s urepmeriitoirrá a a d liae zS mecerseetasr díae sddee E las teandtora ddea  Eenn evriggoíar  ddee le Mstian irsetesorilou cpiaórna, 
la Transición Ecológica y el Reto Demográfico un análisis coste beneficio y una valoración
que analice las ventajas para el sistema eléctrico y para los consumidores de incorporar 
en los procedimientos de operación los cambios necesarios para reducir los plazos 
actuales de liquidación de medidas al día siguiente en que se produzca el consumo y para 
la eliminación de agregaciones.
Quinto.  Publicación.
La presente resolución será objeto de publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Madrid, 29 de diciembre de 2020.–La Secretaria de Estado de Energía, Sara Aagesen 
Muñoz.
ANEXO
P.O. 10.4 Concentradores de medidas eléctricas y sistemas de 
comunicaciones 
1. Objeto
Este documento tiene por objeto definir las características de funcionamiento y flujo 
de información de medidas entre los participantes del sistema de información de 
medidas eléctricas y sus sistemas de comunicaciones. 
2. Ámbito de aplicación
Este procedimiento es de aplicación a los equipos y participantes del sistema de 
información de medidas. 
Toda la información de datos de medidas de los puntos de medida, frontera, 
agregaciones, incidencias y objeciones deberá ser intercambiada de acuerdo a lo 
descrito en este procedimiento. 
Las referencias a lo largo del texto a las instalaciones de almacenamiento solo serán 
de  aplicación  cuando  estas  instalaciones  inyecten  energía  en  las  redes  de 
transporte y distribución. 
3. Codificación de participantes en el sistema de medidas
Para intercambiar información 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 asignará a una empresa uno o varios códigos 
de identificación (códigos de participante) para sus comunicaciones en el sistema 
de medidas. La asignación de códigos de participante a una empresa será función 
de las actividades que realice, de las unidades de programación con las que opere 
y otras razones que pudieran ser necesarias para el correcto funcionamiento de los 
flujos de información en el sistema de medidas. 
3.1.  Solicitud de registro de una empresa en el sistema medidas 
Una empresa puede solicitar su registro en el sistema de información de medidas 
del operador del sistema aportando la documentación que se indica a continuación: 
a) Carta firmada por persona con poder suficiente de la empresa que solicita el alta
en el sistema de información de medidas.
b) Fotocopia del DNI o pasaporte de la persona con poder suficiente que realiza la
solicitud. es
c) Fotocopia del poder notarial en el que quede reflejado que el solicitante tiene ww.
pmoeddeidreass .suficientes sobre la empresa que quiere dar de alta en el sistema de
d)  Para el caso de distribuidores, acreditación de estar inscrito en el registro 
administrativo de distribuidores del Ministerio para la Transición Ecológica y el 
Reto Demográfico. 
e)  Para el caso de productores e instalaciones de almacenamiento, acreditación de 
que  es  titular  de  instalaciones  inscritas  en  el  registro  administrativo  de 
instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio para la Transición 
Ecológica y el Reto Demográfico. 
f)  Los datos de la empresa que se indican a continuación: 
  Razón o denominación social de la empresa. 
  Actividad/es  de  la  empresa  (Productor,  propietario  de  instalación  de 
almacenamiento, 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, Interlocutor único de nudos con 
la red de transporte). 
  Domicilio. 
  Localidad. 
  Código Postal. 
  Provincia. 
  CIF de empresa. 
  Nombre de persona de contacto. 
  Teléfono de contacto. 
  Correo Electrónico. 
  Sistema  eléctrico  (Peninsular,  Balear,  Canario,  Ceuta  y  Melilla  o  una 
combinación de los anteriores). 
Una vez recibida esta información y si se cumplen todos los requisitos, el operador 
del sistema informará al solicitante de su registro en el sistema de información de 
medidas antes de que pasen cinco días hábiles desde la solicitud y le facilitará el/los 
código/s  de  participante/s  para  su  identificación  en  el  sistema  de  medidas. 
Adicionalmente, serán registradas como empresas en el sistema de medidas los 
participantes en el mercado que hayan sido admitidos en el sistema de liquidaciones 
según las condiciones indicadas en el P.O. 14.2. “Admisión de participantes en el 
mercado y datos necesarios durante su participación”, sin que sea necesario realizar 
ninguna solicitud en el sistema de medidas. El operador del sistema asignará y 
comunicará a los interesados, para los casos en que aplique, el/los código/s de 
participante/s para su identificación en el sistema de medidas. 
 
El operador del sistema pondrá a disposición de los participantes del sistema de 
medidas  los  códigos  de  participante  con  la  información  necesaria  para  su 
identificación.  s
  oe.
El operador del sistema podrá desarrollar los canales y métodos que considere más 
adecuados a fin de dar de alta empresas en el sistema de información de medidas. 
Todas las comunicaciones y notificaciones se establecerán en formato electrónico.  
3.2.  Solicitud de registro de una empresa delegada de otra empresa en el 
sistema de medidas 
Una empresa podrá delegar sus funciones y obligaciones del sistema de medidas 
en otra empresa (Empresa delegada en el sistema de medidas). Para ello, la 
empresa delegada deberá estar previamente registrada en el sistema de medidas y 
disponer de un código de participante asociado según el apartado 3.1. Además, se 
deberá aportar la siguiente documentación: 
a) Solicitud de delegación a nombre de dicha empresa para lo cual enviará carta
de representación de acuerdo al modelo del Anexo 1 de este procedimiento.
b) Fotocopia de acreditación notarial del firmante como apoderado de la empresa
que delega sus funciones (para el caso en que no coincida con el que solicitó el
registro de la empresa delegada en el sistema de medidas).
c) Fotocopia de DNI o pasaporte del firmante (para el caso en que no coincida con
el que solicitó el registro de la empresa delegada en el sistema de medidas).
Una empresa delegada adquiere la representación de todos o parte de los códigos 
de participante asociados a la empresa representada, y por tanto, adquiere la 
representación de los puntos frontera y puntos de medida asociados a dichos 
códigos de participante. Una delegación en una empresa quedará revocada cuando 
se  reciba  una  nueva  solicitud  de  delegación.  La  empresa  representada  será 
responsable de comunicar al operador del sistema la revocación de la delegación si 
el cese de la misma no supone una nueva delegación en otra empresa, asumiendo 
los perjuicios causados por este incumplimiento. 
Adicionalmente,  aquellas  empresas  que  actúen  como  representantes  de 
participantes en el mercado y que hayan sido admitidos según las condiciones 
indicadas en el P.O. 14.2, adquieren la representación en el sistema de medidas de 
las unidades de programación que representan y por tanto, de los puntos frontera y 
puntos de medida asociados a esos códigos de unidades de programación, sin que 
sea necesario realizar ninguna solicitud en el sistema de medidas. Este tipo de 
representación  quedará  modificada o  revocada  cuando  se  produzca  cualquier 
cambio en la relación de las unidades de programación y puntos frontera asociados 
o en la relación de participantes en el mercado y unidades de programación en el
sistema de liquidaciones, sin que sea necesario realizar ninguna comunicación en
el sistema de medidas. Todas las comunicaciones y notificaciones se establecerán
en formato electrónico.
3.3.  Modificación de registro de una empresa en el sistema de medidas 
Cualquier  empresa  podrá  modificar  o  anular  los  datos  y/o  delegaciones 
anteriormente indicados de acuerdo a los canales y métodos que determine el 
operador del sistema. 
4. Características y gestión del concentrador principal
4.1.  General 
El concentrador principal está constituido por un sistema informático que recibe, 
trata, almacena y difunde los datos de los equipos de medida necesarios para el 
cálculo y la comprobación de las liquidaciones, facilitando la información al sistema 
de liquidaciones y garantizando la confidencialidad de la información recibida.  
El concentrador principal deberá 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  eléctrico  y  en  las  Instrucción  Técnicas 
Complementarias que lo desarrollan. 
En concreto, el concentrador principal recibe medidas de: 
Los puntos frontera de generación e instalaciones de almacenamiento. 
Los puntos frontera de clientes tipo 1, 2 y 5. 
Los puntos frontera entre distribuidores. 
Los puntos frontera entre distribución y transporte. 
Los puntos frontera de interconexión con países vecinos. 
Los puntos frontera entre los sistemas peninsular y no peninsulares.  
Desglose de energía por CUPS de cada agregación de puntos frontera tipo 
3, 4 y 5. 
Adicionalmente, a efectos de liquidación del mercado, el concentrador principal 
recibirá de cada distribuidor, para los puntos frontera de los que este es encargado 
de lectura, las siguientes agregaciones: 
Agregaciones de puntos frontera de clientes de tipos de puntos de medida 3, 
4 y 5. 
El  operador  del  sistema  es  el  responsable  del  diseño,  instalación,  gestión, 
administración  y  mantenimiento  del  concentrador  principal  de  acuerdo  a  lo 
establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida.  
Los responsables de concentradores secundarios y puntos de medida facilitarán al  w.
operador del sistema la información indicada en este documento a fin de asegurar  2w
el funcionamiento del sistema de información de medidas.
Si el operador del sistema detecta discrepancias entre la información remitida de 
medidas horarias de puntos frontera de clientes tipo 5 y las medidas horarias 
agregadas lo pondrá en conocimiento del encargado de la lectura de dichos puntos 
frontera para su corrección. 
4.2.  Características de funcionamiento del concentrador principal 
4.2.1. Canal y protocolo de comunicación entre el concentrador principal y los 
concentradores secundarios 
El  canal  o  canales  de  comunicación  entre  el  concentrador  principal  y  cada 
concentrador secundario atenderán a lo indicado en el apartado 5.2.1. de este 
procedimiento. 
4.2.2. Canal y protocolo de comunicación entre el concentrador principal y los 
registradores de medida 
La conexión de los equipos de medida de fronteras de las que el operador del 
sistema es encargado de la lectura al concentrador principal podrá ser directa o a 
través de un concentrador secundario. Para la conexión a través de concentradores 
secundarios aplicará lo indicado en 5.2.2. 
La conexión del resto de los equipos de medida se realizará siempre a través de 
concentradores secundarios de su encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado 
en el apartado 5 de este documento. 
Los canales de comunicación entre el concentrador principal y los registradores de 
medida serán canales de comunicación dedicados basados en RTC, RDSI, GSM, 
cualquier combinación de las anteriores o cualquier otra nueva tecnología que 
sustituya o complemente a las anteriores, siempre que sea compatible con el 
protocolo mencionado en el siguiente párrafo. Otro tipo de canales de comunicación 
podrá ser acordado entre los responsables de los equipos de medida y el operador 
del sistema. 
La comunicación entre el concentrador principal y los registradores que decidan 
transmitir  sus  medidas  directamente  al  concentrador  principal  se  realizará  de 
acuerdo  a  las  especificaciones  del  operador  del  sistema  del  protocolo  de 
comunicación entre registradores y concentradores de medida. El operador del 
sistema pondrá a disposición de los participantes del sistema de medidas que lo 
soliciten dichas especificaciones. 
4.3.  Integridad de la información 
Un registrador garantiza la integridad de la información enviada por comunicaciones  e.e
cuando la información que se puede obtener por lectura local del registrador se  w.b
corresponde, byte a byte, con la recibida en el concentrador principal, a excepción  2w
de las modificaciones que introduzcan los protocolos específicos del canal de 
comunicaciones. 
El método para asegurar la integridad se realizará 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  pondrá  a  disposición  de  los  participantes  que  lo  soliciten  dicha 
especificación. 
4.4.  Obtención de datos de medidas 
4.4.1. Generalidades 
El concentrador principal obtendrá los datos de medidas correspondientes a los 
puntos  de  medida  mediante  la  interrogación  a  registradores  de  medida, 
comunicación con concentradores secundarios, o bien mediante el volcado de datos 
obtenidos tras lecturas locales mediante terminales portátiles de lectura, lecturas 
visuales o estimaciones. 
4.4.2. Recepción de datos estructurales 
En el concentrador principal se mantendrán 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.  
Los responsables de equipos de medida de puntos de los que el operador del 
sistema es encargado de la lectura o sus empresas delegadas deberán facilitar al 
operador  del  sistema  la  información  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. “Alta, baja y modificación de fronteras de las que es encargado de la 
lectura el operador del sistema”. Se deberá facilitar información estructural de 
aquellas instalaciones acogidas a autoconsumo que permita identificar, al menos, 
la modalidad de autoconsumo, la identificación de la instalación de autoconsumo 
que relaciona las instalaciones de generación y consumidores asociados, así como 
las características técnicas de las instalaciones. 
Los responsables de los concentradores secundarios de encargados de la lectura o 
sus empresas delegadas deberán facilitar al operador del sistema la información 
para la carga inicial y/o modificaciones en el inventario de clientes y de generación 
e instalaciones de almacenamiento de los que el distribuidor es encargado de 
lectura, de acuerdo a lo indicado en los procedimientos P.O. 10.6 “Agregaciones de 
puntos de medida” y P.O. 10.11. “Tratamiento e intercambio de Información entre  e.e
Operador del Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de  w.b
agentes”.  Se  deberá  facilitar  información  estructural  de  aquellas  instalaciones  2w
acogidas  a  autoconsumo  que  permita  identificar,  al  menos,  la  modalidad  de
autoconsumo, la identificación de la instalación de autoconsumo que relaciona las 
instalaciones de generación y consumidores asociados, así como las características 
técnicas de las instalaciones. 
El concentrador principal realizará la carga de los datos estructurales recibidos 
correspondientes  a  los  puntos  frontera  indicados  en  el  apartado  4.1. 
Adicionalmente, a efectos de liquidación, el concentrador principal realizará la carga 
de los datos estructurales recibidos correspondientes a las agregaciones indicadas 
en el apartado 4.1.  
El operador del sistema gestionará datos estructurales hasta que afecten a meses 
de los que se haya realizado el cierre posterior a la corrección de medidas por 
aplicación del artículo 15 del Reglamento unificado de puntos de medidas aprobado 
por el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto. 
4.4.3. Recepción 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. 
“Cálculo del Mejor Valor de Energía en los Puntos Frontera y Cierres de Energía del 
Sistema de Información de Medidas Eléctricas”. 
4.4.4. Plazo de cierre de recepción de medidas 
El operador del sistema cerrará los plazos de recepción de medidas según lo 
indicado en el P.O. 10.5. 
4.4.5. Obtención de incidencias en medidas 
El concentrador principal recibirá y tratará 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. 
4.4.6. Obtención 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 generación y del mes M+3 
para agregaciones de clientes, se abrirá el plazo de preobjeciones de medidas de 
acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5. 
4.4.7. Obtención de objeciones de medidas 
Una vez que el operador del sistema haya publicado a los diversos participantes las  w.b
medidas en cierre provisional se abrirá el plazo de objeción de medidas de acuerdo  2w
a lo indicado en el P.O. 10.5.
El concentrador principal recibirá y tratará 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. 
Los concentradores secundarios de los encargados de la lectura recibirán y tratarán 
las objeciones de medidas de las que son encargados de acuerdo a lo indicado en 
el P.O. 10.5. 
4.4.8. Programas definitivos de cierre 
El concentrador principal recibirá y almacenará diariamente los programas horarios 
definitivos de cierre que operan en el sistema. 
4.5.  Tratamiento de la información 
En el concentrador principal se tratará la información de medidas recibidas de los 
concentradores secundarios y equipos de medida, a fin de elaborar al menos la 
siguiente información: 
a) Mejor valor horario de energía en cada punto frontera o en cada agregación.
b) Balances de energía por puntos frontera.
c) Balances de energía por unidades de programación.
d) Cálculo de pérdidas de la red de transporte y en las redes de distribución.
e) Estimación de medidas en aquellos puntos donde no se disponga de medidas.
f) Estimación de agregaciones cuando no se disponga de medidas de las mismas.
g) Detección  de  discrepancias  de  equipos  de  medida  principales  con
comprobantes/redundantes.
h) Detección de errores por otros métodos de estimación desarrollados por el
operador del sistema.
El concentrador principal pondrá a disposición del emisor los mensajes de error que 
se pudiesen generar como consecuencia de la información de medidas recibida no 
más tarde de 48 horas desde el momento de la puesta de los datos en el servidor 
del concentrador principal. 
Los  datos  de  inventario,  medidas,  incidencias  y  objeciones  incluidos  en  los 
mensajes de error publicados por el concentrador principal se considerarán como 
no enviados y es responsabilidad de su emisor reenviar dichos datos corrigiendo los  e.e
errores de formato.  w.b
4.6.  Acceso a la información 
Tendrán  acceso  a  la  información  contenida  en  el  concentrador  principal  los 
participantes  en  cada  medida,  la  Comisión  Nacional  de  los  Mercados  y  la 
Competencia, el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico y las 
Comunidades Autónomas en el ámbito de sus competencias. El operador del 
sistema, como administrador del concentrador principal, gestionará el acceso a 
dicha información de acuerdo a lo establecido en el Reglamento unificado de puntos 
de medida. 
4.7.  Incorporación  de  nuevos  medios,  protocolos  de  comunicación  o 
sistemas de integridad de la información 
Los responsables de los equipos de medida podrán proponer al operador del 
sistema nuevos medios, protocolos de comunicación, o sistemas de integridad 
distintos a los descritos anteriormente. 
Las propuestas se dirigirán por escrito al operador del sistema, indicando el motivo 
y una descripción detallada de la misma. 
El operador del sistema incorporará 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. 
El solicitante correrá con los gastos de incorporación que ocasione la implantación 
del nuevo medio, protocolo o sistema de seguridad en el concentrador principal. 
5. Características y gestión de los concentradores secundarios
5.1.  General 
Los  concentradores  secundarios  de  medida  son  equipos  para  la  captura  y 
almacenamiento de las lecturas registradas en los equipos de medida para su envío 
al concentrador principal u otros concentradores secundarios. Adicionalmente, los 
concentradores secundarios podrán capturar, almacenar y tratar otra información 
de uso específico sin necesidad de autorización 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. 
La existencia de concentradores secundarios asegurará la lectura de los puntos de 
medida a él asociados. 
Cualquier participante en el sistema de medidas puede instalar y operar de forma 
voluntaria concentradores de medida secundarios de acuerdo a lo indicado en el  e.e
Reglamento unificado de puntos de medida junto con este procedimiento.  w.b
El operador del sistema mantendrá un inventario actualizado de los concentradores 
secundarios y sus titulares. 
El  titular  de  un  concentrador  secundario  es  responsable  del  mantenimiento 
del mismo a fin de asegurar su correcto funcionamiento durante todo su ciclo de 
vida. 
La  existencia  de  concentradores  secundarios  es  obligatoria  para  los 
distribuidores  que son los encargados de la lectura de los consumidores y de 
algunos productores tipo 3, 4 y 5. Estos concentradores secundarios deberán 
cumplir los requisitos de este documento junto con los indicados en el P.O. 10.11. 
5.2.  Características funcionales de los concentradores secundarios 
Los  concentradores  secundarios  de  medidas  deberán  cumplir,  al  menos, 
las  características que se indican a continuación: 
5.2.1. Canal y protocolo de comunicación entre el concentrador principal y el 
concentrador secundario. 
La  comunicación  entre  el  concentrador  principal  y  el  concentrador 
secundario  utilizará  canales  de  comunicación  dedicados  basados  en  RTC, 
RDSI,  cualquier  combinación  de  las  anteriores  o  cualquier  otra  nueva 
tecnología  que  sustituya  o  complemente  a  las  anteriores  siempre  que  sea 
compatible  con  el  protocolo  de  comunicación entre concentrador. Otro tipo de 
canales de comunicación podrá ser acordado entre el titular del concentrador 
secundario y el operador del sistema.  
La  comunicación  entre  el  concentrador  principal  y  los  concentradores 
secundarios de puntos de medida se realizará de acuerdo a los procedimientos 
P.O. 10.5 y P.O. 10.11. 
La  comunicación  entre  concentradores  secundarios  y  concentrador  principal 
se  realizará  de  acuerdo  a  las  especificaciones  del  operador  del  sistema 
“Protocolo de comunicaciones entre Concentradores de medida”. El operador del 
sistema  pondrá  a  disposición  de  los  participantes  que  lo  soliciten  dichas 
especificaciones. 
El contenido y formato de los distintos datos de medidas intercambiados por 
los  participantes  del  sistema  de  medidas  son  los  recogidos  en  la  versión 
vigente del documento ‘Ficheros para el Intercambio de Información de Medidas’. 
La redacción y modificación de dicho documento es responsabilidad del operador 
del sistema y está disponible en la página web de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA.  
Los  participantes  del  sistema  de  medidas  podrán  proponer  al  operador  del  bo
sistema modificaciones  a  la  información  intercambiada  y  que  se  incorpore  el  w
msee ndsiraigjeir áqnu ep oarp licquuaelq au ideirc hpor odcoecduimmeienntoto.  Lqause p rdoepjeu esctoanss atannteciraio rdmee nlate  minidsimcaad aasl 
porpoepruaedsotro d. el sistema, indicando el motivo y una descripción detallada del mensaje  BOE-A-cable e
El operador del sistema tras el análisis de la información anterior decidirá la 
incorporación o no de la propuesta. Caso de que el operador del sistema concluya 
no  incorporar  el  mensaje  propuesto,  justificará  su  negativa  al  proponente  e 
informará a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia de su decisión. 
5.2.2. Canales y protocolo de comunicación entre el concentrador secundario o 
sistema de telegestión y los registradores de medida. 
Los canales de comunicación entre el concentrador secundario y los registradores 
de  medida  podrán  ser  líneas  dedicadas, RTC,  RDSI,  GSM, GPRS,  cualquier 
combinación de las anteriores o cualquier otra nueva tecnología que sustituya o 
complemente a las anteriores, siempre que sea compatible con los protocolos 
mencionados en el siguiente párrafo. Otro tipo de canales de comunicación podrá 
ser acordado entre el titular del concentrador secundario y los responsables de los 
equipos de medida. 
La comunicación entre el concentrador secundario y los registradores se realizará 
de acuerdo a las especificaciones del operador  del sistema del Protocolo de 
comunicación entre Registradores y Concentradores de medida. El operador del 
sistema  pondrá  a  disposición  de  los  participantes  que  lo  soliciten  dichas 
especificaciones. 
La comunicación entre el sistema de telegestión y los equipos de medida se 
realizará de acuerdo a los protocolos que cada empresa distribuidora establezca, 
conforme a los sistemas de telegestión desarrollados por cada encargado de la 
lectura y aprobados por la Dirección General de Política Energética y Minas según 
lo establecido en el artículo 9.8 del Reglamento unificado de puntos de medida. 
5.3.  Integridad de la información 
Un concentrador secundario garantiza la integridad de la información enviada por 
comunicaciones cuando la información que se puede obtener por lectura local del 
registrador se corresponde, byte a byte, con la recibida en el concentrador principal, 
a excepción de las modificaciones que introduzcan los protocolos específicos del 
canal de comunicaciones. 
Los 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, deberán garantizar la integridad de la información mediante firma 
electrónica. 
El método para asegurar la integridad se realizará 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  e.e
sistema  pondrá  a  disposición  de  los  participantes  que  lo  soliciten  dicha  w.b
especificación.  2w
De  forma  análoga,  un  sistema  de  telegestión  garantiza  la  integridad  de  la 
información enviada por comunicaciones cuando la información que se puede 
obtener por lectura local del equipo de medida se corresponde, byte a byte, con la 
recibida en el concentrador secundario, a excepción de las modificaciones que 
introduzcan los protocolos específicos del canal de comunicaciones. El sistema 
debe garantizar la fiabilidad y seguridad de la información contenida y que circula 
por el mismo, de acuerdo con la normativa de aplicación. 
5.4.  Lectura de medidas y envío de medidas y eventos al concentrador 
principal 
El titular del concentrador secundario o sistema de telegestión 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, según los plazos establecidos 
en el P.O. 10.5. 
5.5.  Solicitud de conexión de un concentrador secundario 
Los concentradores secundarios que intercambien información con el concentrador 
principal deberán realizar una solicitud de conexión al operador del sistema. 
Las solicitudes de conexión de nuevos concentradores secundarios se realizarán 
por escrito por las vías que establezca el operador del sistema con, al menos, dos 
meses de antelación a la fecha prevista de su puesta en servicio. 
La solicitud de conexión de un nuevo concentrador secundario deberá incluir al 
menos la siguiente información:  
a) Provincia donde estará ubicado el concentrador secundario.
b) Modelo del concentrador secundario.
c) Titular del concentrador secundario.
d) Fecha prevista para la puesta en servicio del concentrador secundario.
e) Persona y dirección de contacto del responsable del concentrador secundario.
f) Canal de comunicación seleccionado para comunicación con el concentrador
principal.
El operador del sistema enviará antes de cumplirse los veinte días naturales de la  es
solicitud y como acuse de recibo de la información anteriormente indicada los  o
parámetros necesarios para la configuración mutua del concentrador principal y  w
secundario  solicitante  y  fechas  previstas  para  pruebas.  Adicionalmente,  los
responsables de los puntos de medida que van a estar asociados al concentrador 
secundario deberán comunicar al operador del sistema las modificaciones de datos 
estructurales que apliquen según el P.O. 10.7. 
Con la información anterior, el titular del concentrador secundario deberá enviar al 
operador del sistema antes de una semana desde la puesta en servicio toda la 
información  solicitada  de  los  puntos  de  medida  asociados  al  concentrador 
secundario.  
Todas las comunicaciones y notificaciones se establecerán en formato electrónico. 
5.6.  Modificación  de  puntos  de  medida  asociados  a  un  concentrador 
secundario 
Los cambios de asociación de un punto de medida de un concentrador secundario 
a otro serán comunicados al operador del sistema por los responsables de los 
puntos de medida de acuerdo al procedimiento de modificación descrito en el P.O. 
10.7.  
5.7.  Notificación de incumplimiento de envío de medidas 
Cada mes, el operador del sistema enviará un informe a la Comisión Nacional de 
los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto 
Demográfico reflejando el grado de cumplimiento en cuanto al envío de datos de 
medidas, en los plazos y forma establecidos en este procedimiento. Con la misma 
periodicidad,  esta  información  se  pondrá  a  disposición  de  cada  uno  de  los 
participantes del sistema de medidas con los incumplimientos de los que son 
responsables,  así  como  del  resto  de  los  participantes  afectados  por  los 
incumplimientos. 
Dicho informe incluirá al menos la siguiente información sobre fronteras de las que 
no es encargado de la lectura el operador del sistema: 
a) Distribuidores que no tienen asignado un concentrador secundario para el envío
de los datos de los que actúan como encargados de la lectura.
b) Porcentaje de medidas de fronteras de clientes y de generación puestas a
disposición del operador del sistema de acuerdo a los plazos establecidos.
c) Porcentaje de medidas agregadas de fronteras de clientes puestas a disposición
del operador del sistema de acuerdo a los plazos establecidos, diferenciando
medida real y medida estimada.
d) Distribuidores que no han publicado información del acumulado por fronteras de e.
clientes de las que son encargados de la lectura de acuerdo a los plazos w.
establecidos.
e) Distribuidores con demanda cero o no declarada por cada periodo de cierre.
f) Distribuidores que no respondan de forma sistemática a las objeciones de otros
participantes del sistema de medidas.
5.8.  Incorporación  de  nuevos  medios,  protocolos  de  comunicación  o 
sistemas de integridad de la información. 
Los responsables de equipos de medida o concentradores secundarios podrán 
proponer al operador del sistema que incorpore al concentrador principal nuevos 
medios, protocolos de comunicación o sistemas de integridad de la información 
diferentes a los descritos en los apartados 5.2.1. y 5.2.2 de este documento.  
Las propuestas anteriormente indicadas se dirigirán por las vías que establezca el 
operador del sistema, indicando el motivo, una descripción detallada de la misma y 
especificación funcional de su propuesta. 
El operador del sistema tras el análisis de la información anterior podrá 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. 
El solicitante correrá con los gastos de incorporación y mantenimiento que ocasione 
el  nuevo  medio,  protocolo  o  sistema  de  integridad  de  la  información  del 
concentrador principal. 
En caso de que el operador del sistema concluya que no puede incorporar un 
sistema propuesto, justificará su negativa al proponente e informará a la Comisión 
Nacional de los Mercados y la Competencia de su decisión. En cualquier caso, el 
solicitante deberá abonar al operador del sistema las  horas-hombre que éste 
dedique al análisis de la propuesta, en la forma y tarifas fijadas normativamente por 
el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. 
5.9.  Pruebas de nuevos concentradores secundarios 
Todo concentrador secundario deberá someterse a las pruebas previas a la puesta 
en servicio determinadas por el operador del sistema que están a disposición de 
todos  los  participantes.  El  coste  de  dichas  pruebas  será  el  normativamente 
establecido. 
5.10.  Sincronización de los concentradores secundarios 
Los concentradores secundarios dispondrán 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  e
sistema, que no distorsione el cálculo de los balances de energía.  b
Todas las medidas de tiempo y sincronizaciones deberán estar trazadas a patrones  w
de tiempo con trazabilidad a la hora oficial de España.
5.10.1. Comprobación de sincronismo con el concentrador principal 
El concentrador principal comprobará 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  cortará  la  comunicación  hasta  resolver  y 
determinar la causa de falta de sincronismo y lo comunicará al responsable del 
mismo. 
5.10.2. Sincronización de registradores conectados al concentrador secundario o 
sistema de telegestión 
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, según la normativa que le sea de aplicación. 
Los 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), será el operador del sistema el responsable de la sincronización. 
El concentrador secundario sincronizará los registradores que tiene conectados 
siempre que se establezca comunicación con el registrador. 
El encargado de la lectura podrá delegar en otro concentrador la sincronización de 
los registradores de puntos de medida de los que es encargado de la lectura y que 
están conectados a través 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 realización de las 
sincronizaciones.  No  obstante  a  la  delegación,  los  encargados  de  la  lectura 
mantendrán la responsabilidad de la sincronización. 
La sincronización de registradores a través de conexiones locales con TPL estará 
permitida si dicho TPL ha sido sincronizado previamente en un período no superior 
a ciento veinte (120) horas con un concentrador que garantice la exactitud de su 
fecha y hora. 
Serán admisibles otros sistemas de sincronización, siempre que se garantice un 
nivel de sincronismo equivalente, según la normativa que le sea de aplicación. 
En los sistemas de telegestión, son los concentradores terciarios –dispositivos que 
reciben mediante comunicación PLC los datos de los contadores conectados aguas 
abajo para, posteriormente, transferir dichos datos a los sistemas del distribuidor– 
los que disponen de un sistema para su sincronización con la hora de referencia,  e.e
que después se compara con la de los contadores asociados para asegurar su  b
sincronismo con dicha hora patrón.   2w
Adicionalmente,  un  contador  telegestionado  puede  también  ser  sincronizado 
directamente desde el sistema de telegestión y localmente, a través de su puerto 
óptico, según la normativa que le sea de aplicación. 
Todos los sistemas de telegestión, así como los dispositivos que den trazabilidad 
horaria para sincronización de tiempo de los contadores de energía, deberán estar 
sometidos al control metrológico de acuerdo a la normativa que le sea de aplicación. 
En  particular,  para  los  contadores  tipo  5,  dicha  circunstancia  se  encuentra 
especificada en la Orden ITC 3022/2007, o norma que la sustituya, estableciéndose 
a  tal  efecto  que  debe  estar  trazado  a  un  patrón  de  tiempo  con  trazabilidad 
garantizada a la hora oficial de España, y con una periodicidad diaria y distintos 
requisitos específicos. 
Para cualquier otro contador que esté sometido a un control metrológico de carácter 
legal, el cumplimiento respecto a la sincronización del tiempo en el uso de tarifas 
horarias que sirvan de base para la facturación, el organismo o autoridad que evalúe 
los requisitos relativos a la medida del tiempo, deberá determinar la oportuna 
referencia a la trazabilidad del mismo. 
6.Canales de comunicación alternativos a los concentradores secundarios
Para  aquellos  participantes  que  no  tengan  obligación  de  disponer  de 
concentradores secundarios, el operador del sistema pondrá a su disposición un 
acceso web para el intercambio de información entre el concentrador principal y los 
distintos participantes. 
El operador del sistema gestionará dicho acceso web a fin de garantizar la seguridad 
y confidencialidad en los intercambios de información. 
En casos excepcionales que, por razones de indisponibilidad de los  sistemas 
informáticos, fuerza mayor u otra causa justificada, no sea posible intercambiar la 
información de medidas prevista por los concentradores secundarios o la página 
web  anteriormente  indicada,  el  operador  del  sistema  podrá,  a  su  criterio, 
intercambiar información de datos de medidas con los participantes por los canales 
excepcionales que el propio operador del sistema establezca. El operador del 
sistema  justificará  dichas  actuaciones  ante  los  participantes  afectados  y  a  la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. 
ANEXO 1:  Texto modelo para delegar funciones  del responsable de punto/s 
de medida en otro participante del sistema de medidas 
………………………….............................................................  con  CIF  nº  …………,  con 
domicilio  en 
……………………........................................................................................................  y  en 
su nombre y representación D. ……………………………………..……................, con DNI nº 
……………………………………….  en  uso  de  las  facultades  conferidas  en    escritura 
otorgada  a  su  favor  ante  el  Notario  del  Ilustre  Colegio  de  …………………..  D./Dª. 
………………………………..........................,  el  día 
………………………………………………… bajo el número……………… de  su protocolo 
que se adjunta. 
Confiere  a………………………  con  CIF  nº………….  las  facultades  que  a 
continuación se relacionan: 
I.- Ejercer 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). 
II.- Remitir al operador del sistema todos  los datos de medidas de energía de los 
puntos de los que es responsable, aceptando las publicaciones realizadas por el 
operador del sistema en relación con los citados datos. 
III.- Aceptar y/u objetar al operador del sistema y eventualmente con el resto de los 
participantes  los  datos  de  medidas  finales  de  acuerdo  a  los  procedimientos 
establecidos. 
Firmado por persona de poder suficiente de la empresa que delega 
Nota:  En  caso  de  que  la  delegación  se  realice  para  un  conjunto  de  puntos  deberán  identificarse 
individualmente cada una de las fronteras en la que se delega. 
Se adjuntarán a este anexo los siguientes documentos: 
Fotocopia del DNI o pasaporte de la persona con poder suficiente firmante anterior 
Fotocopia de escritura notarial de la empresa responsable del punto o puntos de medida (antes 
delegación) en la que figure como apoderado el firmante anteriormente indicado
P.O. 10.5. Cálculo del Mejor Valor de Energía en los Puntos Frontera y Cierres 
de Energía del Sistema de Información de Medidas Eléctricas  
1. OBJETO
Este procedimiento de operación tiene por objeto definir el tratamiento de medidas, 
cálculo del mejor valor de energía en los puntos frontera y cierres de energía del 
sistema de información de medidas eléctricas con el objeto de facturar a los clientes, 
de liquidar la energía en el mercado de producción y en los despachos realizados en 
los territorios no peninsulares, y se pueda liquidar el régimen retributivo específico de 
las instalaciones de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía 
renovables, cogeneración y residuos. 
Asimismo, en este procedimiento se definen los plazos establecidos para los procesos 
de medidas indicados en el párrafo anterior. 
2. ÁMBITO DE APLICACIÓN
Este procedimiento es de aplicación a los participantes en la medida del sistema de 
información de medidas eléctricas. 
El responsable de realizar el tratamiento de medidas y el cálculo del mejor valor de 
energía será el encargado de la lectura de cada punto.  
Independientemente de quien sea el encargado de la lectura, el operador del sistema 
estimará 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. “Concentradores de medidas eléctricas y sistemas de 
comunicaciones”. 
El operador del sistema será el responsable de realizar las publicaciones de cierres 
de energías de acuerdo con lo indicado en este procedimiento. 
Los encargados de la lectura son los responsables de resolver las objeciones de 
medidas o datos estructurales de acuerdo con lo indicado en este procedimiento. 
Asimismo, a efectos de aplicación de este procedimiento, se entenderá como mejor 
valor en punto frontera al cálculo de la mejor medida de cada uno de los componentes 
de la liquidación y facturación de las instalaciones acogidas a la modalidad de 
autoconsumo de acuerdo al Real Decreto 244/2019, de 5 de abril. 
Las referencias a lo largo del texto a las instalaciones de almacenamiento solo serán 
de aplicación cuando estas instalaciones inyecten energía en las redes de transporte 
y distribución. 
3. TRATAMIENTO DE MEDIDAS DE ENERGÍA EN PUNTOS DE MEDIDA
3.1. GENERAL 
El cálculo del mejor valor de energía de cada punto frontera se obtendrá a partir de 
las medidas de los distintos puntos de medida. El cálculo del mejor valor de energía 
tendrá en consideración los siguientes factores: 
Tipos de medidas en puntos de medida. 
Tipo de configuración de cálculo de energía del punto frontera. 
Proceso de validación de medidas en puntos de medida y frontera. 
Incidencias en puntos de medida. 
Proceso de comprobación de medidas. 
Prelación de medidas y procedimientos de estimación. 
Objeciones en las medidas. 
Fecha de recepción de las medidas. 
Adicionalmente, aplicará este tratamiento para las medidas con las que se calcula 
cada uno de los componentes de la liquidación 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, así como las particularidades que se detallan 
en el Anexo 10. 
3.2. TIPOS DE MEDIDAS EN PUNTO DE MEDIDA 
Cada punto de medida podrá tener asociadas distintas medidas, en función de su 
modo  de  obtención  (lectura  remota,  lectura  local,  lectura  visual  o  estimación), 
procedencia (operador del sistema, encargado de la lectura, participante responsable 
del punto de medida – en adelante participante 1 –, participante no responsable del 
punto de medida – en adelante participante 2 –, representante o comercializador), 
integridad, validación y fecha de obtención para los períodos de integración definidos 
en el Reglamento unificado de puntos de medida. 
Las medidas pueden estar afectadas por coeficientes correctores de imprecisión. 
Dichos coeficientes se aplicarán a los distintos puntos de medida por imprecisiones 
detectadas en las verificaciones o por la utilización de equipos de medida que no 
cumplan los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida. 
El cálculo de los coeficientes de imprecisión se realizará de acuerdo con lo indicado 
en el Anexo 1 de este procedimiento.  
Las medidas podrán ser válidas o inválidas como consecuencia de los procesos de 
validación, comprobación y tratamiento de incidencias y objeciones que se indican en 
este procedimiento. 
Se distinguen los siguientes tipos de medidas: 
a. Medidas firmes: Son las lecturas válidas obtenidas de forma local o remota de
puntos de medida que cumplan los requisitos en cuanto a equipamiento, instalación e
integridad recogidos en el Reglamento unificado de puntos de medida junto a lo s
indicado  en  los  PP.OO.  10.1  y  10.2  (puntos  de  medida  de  instalaciones o
inspeccionadas  con  contadores  verificados  y  con  firma  electrónica)  indicadas  a 
continuación: 
Medidas  obtenidas  por  conexión  directa  entre  concentrador  principal  del 
operador del sistema y registrador con firma electrónica correcta. 
Medidas obtenidas por conexión directa entre concentrador del encargado de 
la lectura y registrador (Nota1). 
Medidas obtenidas por conexión entre concentrador principal del operador del 
sistema  y  concentrador  secundario  voluntario  de  registradores  con  firma 
electrónica correcta. 
Medidas obtenidas a través de lectura mediante terminal portátil de lectura 
(TPL) realizada por el encargado de la lectura. 
Medidas obtenidas a través de lectura mediante terminal portátil de lectura 
(TPL) realizada por cualquier participante del punto de medida con firma 
electrónica correcta. 
Lecturas visuales para aquellos puntos de medida que no requieran de registro 
horario de energía realizadas por el encargado de la lectura (Nota 2). 
Nota 1:  Estas medidas, aunque no dispongan de firma electrónica, podrán ser consideradas firmes de acuerdo 
con el criterio que establezca cada encargado de la lectura.  
Nota 2:  Las lecturas visuales para aquellos puntos de medida que no requieran de registro horario de energía 
realizadas por el encargado de la lectura tendrán consideración de firmes. No obstante, toda medida visual debe 
ser objeto de una validación automática por parte del encargado de la lectura, de forma que se descarten valores 
incoherentes. 
b. Medidas provisionales: Son las lecturas válidas obtenidas de forma local o remota
de puntos de medida que no cumplan los requisitos en cuanto a equipamiento,
instalación 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 continuación:
Medidas  obtenidas  por  conexión  directa  entre  concentrador  principal  del 
operador del sistema y registrador sin firma electrónica o que no cumplen 
alguno de los requisitos del Reglamento unificado de puntos de medida (Nota 
3). 
Medidas obtenidas por conexión entre concentrador principal del operador del 
sistema  y  concentrador  secundario  voluntario  de  registradores  sin  firma 
electrónica  o  cuyos  equipos  no  cumplen  alguno  de  los  requisitos  del 
Reglamento unificado de puntos de medida (Nota 4). 
Medidas obtenidas a través de lectura mediante terminal portátil de lectura 
(TPL) que no cumplen alguno de los requisitos del Reglamento unificado de 
puntos de medida. 
Nota 3:  Las medidas que tienen la consideración de provisionales por falta de carga de clave de firma electrónica 
acabarán siendo firmes si tras la lectura a través de TPL se comprueba la coincidencia entre la información 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 pérdida de información del registrador) dicha 
coincidencia antes del cierre del plazo de recepción de medidas, las medidas pasarán a considerarse estimaciones 
propuestas por el participante 1 al encargado de la lectura o inválidas. Adicionalmente, las medidas provisionales 
por incumplimientos en el Reglamento unificado que no queden resueltas antes del cierre provisional pasarán a 
considerarse estimaciones enviadas por el participante 1 o inválidas.  e
Nota 4:  Las medidas que tienen consideración de provisionales por falta de envío de la firma electrónica pasarán 
a considerarse firmes una vez se reciba la firma electrónica correcta. Si no se envía dicha firma electrónica correcta 
antes del cierre del plazo de recepción de medidas, dichas medidas pasarán a considerarse estimaciones 
propuestas del participante 1 o inválidas. Adicionalmente, las medidas provisionales por incumplimientos en el 
Reglamento unificado que no queden resueltas antes del cierre provisional pasarán a considerarse estimaciones 
enviadas por el participante 1 o inválidas. 
c. Estimaciones: Son los datos de medidas válidos de puntos de medida que no son
ni firmes ni provisionales obtenidos a partir de equipos o cálculos realizados por los
participantes del punto de medida indicados a continuación:
Estimaciones del encargado de la lectura. 
Estimaciones  propuestas  al  encargado  de  la  lectura  por  el  participante 
responsable del punto de medida o su representante (participante 1) (Nota 5). 
Estimaciones propuestas al encargado de la lectura por el participante no 
responsable del punto de medida (participante 2) (Nota 5). 
Las estimaciones utilizadas para el cálculo de mejor valor de energía descrito en el 
apartado 4.5., pasarán a ser firmes tras el plazo de resolución de objeciones. 
Nota 5:  Las estimaciones propuestas por los participantes podrán ser admitidas o no por el encargado de la 
lectura. Cuando un mismo participante envíe varias estimaciones para un mismo periodo de integración, el 
encargado de la lectura sólo considerará el último enviado. El plazo para recepción de estimaciones propuestas 
por los participantes coincidirá con los plazos límite de recepción de datos de medida definidos en el apartado 8 
de este procedimiento.  
3.3. PROCESO DE VALIDACIÓN DE MEDIDAS 
Los distintos tipos de medidas descritos en el apartado 3.2 deberán ser validados por 
los encargados de la lectura para poder ser utilizadas en el procedimiento de cálculo 
del mejor valor de energía en punto frontera. El encargado de la lectura establecerá 
uno de los estados de validación para cada medida en punto de medida: 
a. Medidas  válidas:  Son  aquellas  que  cumplen  todas  las  validaciones
establecidas.  Una  medida  válida  puede  dejar  de  serlo  como  consecuencia  del
tratamiento de incidencias, por disponer de nueva información sobre la misma o por
comprobaciones o validaciones posteriores realizadas por el encargado de la lectura.
b. Medidas inválidas: Son aquellas que no cumplen alguna de las validaciones
establecidas. Una medida inválida puede dejar de serlo como consecuencia de
análisis posteriores de su encargado de la lectura.
Los encargados de la lectura deberán poner a disposición de los participantes las 
medidas que pierdan la categoría de válidas junto al motivo de su invalidez. 
Las  medidas  horarias  inválidas  podrán  ser  utilizadas,  dependiendo  del  tipo  de 
validación que las invalidó, para obtener el total de energía circulada en un intervalo 
de tiempo determinado tal como se indica en el apartado 4.4. 
3.3.1.  VALIDACIÓN 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 telegestión, los encargados de la lectura 
podrán realizar las validaciones que se describen a continuación: 
a) Validación de cualificadores de registrador
Se considerarán medidas válidas las procedentes de registrador sin los bits 1, 2, 3, 5, 
6  y  7  marcados.  Estos  bits  cualificadores  están  detallados  en  el  protocolo  de 
comunicaciones 8 entre registradores y concentradores definido en el P.O. 10.4. 
Se considerarán medidas no válidas las procedentes de registrador con el bit de 
calidad de medida 7 marcado. 
Las medidas procedentes de registrador que tengan alguno de los bits 1, 2, 3, 5 y 6 
marcados podrán considerarse válidas o inválidas tras los análisis que realice el 
encargado de la lectura.  
b) Validación de integridad
Se considerarán medidas válidas las que tengan firma electrónica correcta tanto con 
su clave vigente como con la antigua (clave con fecha de caducidad anterior a la fecha 
actual). 
Las medidas con firma electrónica incorrecta serán inválidas. 
Los encargados de la lectura podrán considerar que todas las medidas obtenidas por 
comunicación  directa  desde  su  concentrador  sin  firma  electrónica  cumplen  la 
validación de integridad. 
c) Validación de eventos de registrador
Los  encargados  de  la  lectura  podrán  analizar  los  eventos  generados  por  los 
registradores que consideren más adecuados a fin de validar o invalidar medidas 
procedentes de registrador. 
Los  encargados  de  la  lectura  deberán  hacer  públicos  a  los  participantes  los 
procedimientos utilizados para realizar este tipo de validaciones, en caso de que sea 
solicitada cualquier aclaración al respecto. Este tipo de validaciones podrá ser función 
del fabricante o modelo de registrador.  
d) Validación de coherencia de medidas de puntos de medida
Los encargados de la lectura podrán invalidar medidas como consecuencia del 
análisis de datos de medida que identifiquen diferencias entre medidas horarias y 
lecturas absolutas de cierre diario o mensual de contador, acumulaciones horarias, 
periodos  con  energías  que  superan  la  potencia  nominal  del  punto  de  medida, 
diferencias  de  valores  entre  distintos  orígenes,  pérdidas  de  sincronismo, 
comprobación frente a datos históricos y estadísticos 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. 
e) Validación de saldos y cierres de ATR de fronteras
Las medidas de saldos de contador o cierres de facturación de puntos de medida de 
clientes deberán pasar las validaciones que se indican a continuación: 
i).  Validación por incoherencia en saldos o cierres de contador 
i.1.  Las lecturas absolutas de saldos o cierres serán inferiores en valor a las
lecturas de saldo o cierres realizados con posterioridad. Estas validaciones
tendrán en cuenta los posibles pasos por cero del contador.
Se  invalidarán  individualmente  los  saldos  o  cierres  que  no  cumplan  la 
comprobación anterior. 
i.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.
Caso de no cumplirse la igualdad anterior, se invalidará tanto el saldo total 
como cada uno de los cierres. 
i.3.  El número de cierres programados debe coincidir con el número de
cierres para los que existe medida. Caso de no coincidir, se considerarán no
validos todos los cierres del equipo (probable programación errónea).
ii).  Validaciones por consumos excesivos 
ii.1.   Si existe histórico de saldo de los doce últimos meses, el saldo a validar
debe ser inferior al 120 % del mayor de los mismos.
ii.2.   Caso de no existir el histórico anteriormente indicado, el saldo a validar
debe ser inferior al producto de la máxima potencia contratada por el número
de horas del periodo de saldo a considerar.
ii.3.  Caso de no cumplirse cualquiera de las dos comprobaciones anteriores,
no se tendrán en cuenta dichos saldos.
f) Invalidación por incumplimiento normativo
Los encargados de la lectura podrán 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, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica o en las
disposiciones que lo desarrollan.
g) Validaciones como consecuencia de análisis de medidas en puntos frontera
Los encargados de la lectura podrán invalidar medidas como consecuencia del 
análisis de datos de medida en punto frontera que identifiquen valores incompatibles,  es
por periodos  con  energías  que  superan  la  potencia nominal  del  punto frontera, 
diferencias entre medidas de distintas configuraciones de cálculo de punto frontera, 
comparación  frente  a  datos  históricos  y  estadísticas  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. 
h) Validaciones manuales
Los encargados de la lectura podrán invalidar medidas en punto de medida como 
consecuencia de análisis adicionales de la información 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  integración afectados por
verificación  de  puntos  de medida,  información  de  indisponibilidad  de  grupos  de
generación y de almacenamiento, información de instalaciones desconectadas, etc.
i) Invalidación sistemática 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 sistemáticamente por cualquiera de las causas 
recogidas en este procedimiento o cuando siendo válidas el encargado de la lectura 
detecta  una  posible  anomalía  que  deba  ser  analizada  o  solucionada  por  el 
responsable  del  punto  de  medida,  deberá  comunicarlo  al  participante  1  y 
comercializador en las fronteras de clientes, al participante 1 o representante de 
puntos frontera de generación y de almacenamiento 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. 
El responsable del punto de medida dispondrá de dos meses máximo para analizar 
las causas de la anomalía comunicada por el encargado de la lectura. 
Si el responsable del punto de medida o su comercializador o representante no 
comunica las conclusiones del análisis antes de dos meses desde la comunicación 
por parte del encargado de la lectura, todas las medidas de dicho punto de medida 
serán invalidadas por el encargado de la lectura hasta que se realice el análisis. 
Si de los análisis se concluye que existe una avería en alguno de los equipos de 
medida, el responsable del punto de medida deberá solucionarla en los plazos 
recogidos en el artículo 14 reglamento unificado de puntos de medida aprobado por 
el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, además de comunicarlo al encargado de 
la lectura para que éste dé de alta una incidencia según se indica en el apartado 3.4.  
Si del análisis no se identifica la causa de la anomalía, se realizará una inspección y 
verificación de la instalación a petición del encargado de la lectura. Dicha inspección 
se realizará antes de los tres meses de la identificación de la anomalía por parte del 
encargado de la lectura. Las verificaciones e inspecciones como consecuencia de 
estos análisis serán costeadas: 
Si se supera la verificación correrán por cuenta del encargado de la 
lectura.  es
Si  no  se  supera  la  verificación,  los  gastos  corren  por  cuenta  del 
responsable del punto de medida. No obstante, correrán por cuenta del 
distribuidor los gastos ocasionados por el mal funcionamiento de un 
equipo de medida que haya puesto a disposición del responsable del 
punto de medida en alquiler. 
3.3.2.  VALIDACIÓN DE MEDIDAS DE CLIENTES TIPO 3, 4 Y 5 CON MEDIDA 
HORARIA EINTEGRADOS EN LOS SISTEMAS DE TELEGESTÓN 
Los encargados de la lectura deberán realizar las validaciones sobre las medidas 
establecidas en el apartado 4.4.6.  
A los efectos de este procedimiento se entiende que un punto de medida tipo 3, 4 y 5 
disponen de medida horaria cuando tenga telegestión operativa con curva de carga 
horaria de acuerdo con la definición que se recoge en el apartado 4.4.6. 
a. Invalidación sistemática de medidas de un punto de medida:
En los equipos de medida propiedad del consumidor, el procedimiento a seguir en el 
caso  de  invalidación  sistemática  de  medidas  de  un  punto  de  medida  será  el 
establecido en el apartado 3.3.1. 
En el caso de equipos de medida en régimen de alquiler, cuando un encargado de la 
lectura  identifique  que  las  medidas  procedentes  de  un  punto  de  medida  son 
invalidadas  sistemáticamente  por  cualquiera  de  las  causas  recogidas  en  este 
procedimiento o cuando siendo válidas el encargado de la lectura detecta una posible 
anomalía que deba ser analizada o solucionada, deberá comunicarlo al participante 1 
y al comercializador. 
El encargado de la lectura dispondrá de dos meses máximo, desde la comunicación, 
para analizar las causas de la anomalía. 
Si de los análisis se concluye que existe una avería en alguno de los equipos de 
medida, el encargado de la lectura dará de alta una incidencia según se indica en el 
apartado 3.4. y deberá solucionar la avería en los plazos recogidos en el artículo 14 
reglamento unificado de puntos de medida aprobado por el Real Decreto 1110/2007, 
de 24 de agosto.  
Si del análisis no se identifica la causa de la anomalía, se realizará una inspección y 
verificación de la instalación a petición del encargado de la lectura. Dicha inspección 
se realizará antes de los tres meses de la identificación de la anomalía por parte del 
encargado de la lectura. Las verificaciones como consecuencia de estos análisis serán 
costeadas, en su caso, por el encargado de la lectura. 
3.4. INCIDENCIAS EN PUNTOS DE MEDIDA 
3.4.1.  GENERAL 
Una medida de un punto de medida podrá tener asociada una incidencia cuando se 
detecte algún tipo de situación que afecte al registro de energía del periodo de 
integración  al  que  corresponde  (averías  en  los  equipos  de  medida,  medidas 
correspondientes a energía inyectada durante la verificación del contador, problemas 
de desbordamiento, sustitución de equipos de medida, detección de errores en el 
inventario que afecten al cálculo de la medida, etc.). Para corregir la medida puede 
ser necesaria alguna modificación (invalidación de medidas, modificación de datos 
estructurales, etc.) en el concentrador del encargado de la lectura. 
El emisor de la incidencia deberá poner la información de la misma a disposición de 
su encargado de la lectura y del resto de participantes a través de los canales y 
protocolos establecidos en los PP.OO. 10.4 y 10.11.  
Los encargados de la lectura podrán solicitar información adicional al emisor si lo 
consideran necesario para resolver las incidencias comunicadas. 
Las incidencias detectadas y tratadas por el propio encargado de la lectura no 
requieren ser comunicadas a los participantes. 
No  obstante,  el  encargado  de  la  lectura  comunicará  los  indicios  de  anomalías 
consecuencia  del  proceso  de  validación  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 análisis de la incidencia, le será de 
aplicación el método de invalidación sistemática de medidas del apartado 3.3. 
3.4.2.  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, ésta 
será remitida al participante 1 que la transmitirá a su encargado de la lectura. 
Los participantes podrán enviar incidencias al operador del sistema sobre los puntos 
de los que éste es encargado de lectura de acuerdo con los plazos establecidos en el 
apartado 8 de este procedimiento. 
Las incidencias se comunicarán al encargado de la lectura en función de si están 
asociadas a datos de medidas o a datos estructurales de la siguiente forma: 
Incidencias asociadas a datos de medida de energía en puntos de medida. 
Para la comunicación de una incidencia se aportará la información mínima que se 
indica a continuación: 
Identificación del punto de medida del que se comunica la incidencia
Identificación del participante 1
Fecha de detección de la incidencia
Fecha y hora de inicio de la incidencia
Fecha y hora de solución de la incidencia
Breve descripción de la incidencia
Cronología de actuaciones y descripción de cada una de las mismas para
la solución de la incidencia por parte del responsable del punto de medida
Indicación de si existe acuerdo con el otro participante en la solución de la
incidencia
 Incidencias relativas a datos estructurales o configuraciones de cálculo de 
puntos frontera. 
Las modificaciones de datos estructurales se comunicarán al encargado de lectura 
según lo indicado en el P.O. 10.7. “Alta, baja y modificación de fronteras de las que 
es encargado de la lectura el operador del sistema”. 
Adicionalmente, el participante 1 podrá aportar el saldo de energía para el intervalo 
afectado por la incidencia o propuesta de estimaciones para los periodos de dicho 
intervalo, que podrán ser utilizados por el encargado de lectura en el proceso de 
estimación que se indica en al apartado 4.4. En estos casos, el responsable del punto 
de medida indicará el método de obtención de los valores de energía propuestos al 
encargado de lectura así como si existe acuerdo con el otro participante en la 
propuesta de datos. 
El encargado de lectura admitirá aquellas incidencias de puntos de medida que tras 
su estudio considere procedentes, en función de la información enviada y disponible. 
El encargado de lectura pondrá a disposición del participante 1 y del participante 2 la 
respuesta a las incidencias analizadas en cada plazo establecido en el apartado 8. 
La aceptación de una incidencia que suponga la invalidación de los datos de medidas 
afectados por la misma, implica la obtención de un nuevo valor de energía. Para 
aquellos  casos  en  que  no  se  disponga  de  nueva  medida  firme  en  frontera,  el 
encargado de lectura estimará el mejor valor según el proceso descrito en 4.4.  
Independientemente  de  todo  lo  indicado  sobre  la  comunicación  y  revisión  de 
incidencias, el operador del sistema podrá desarrollar los procedimientos, canales y 
métodos  que  considere  más  adecuados  a  fin  de  facilitar  los  intercambios  de 
información de incidencias.  
El  encargado  de  la  lectura  revisará  y  resolverá  las  incidencias  en  los  plazos 
establecidos en el apartado 8 de este procedimiento.  es
3.4.3.  CONSIDERACIONES ADICIONALES PARA INCIDENCIAS DE MEDIDAS DE 
PUNTOS FRONTERA DE GENERACIÓN Y DE ALMACENAMIENTO DE LOS 
QUE EL DISTRIBUIDOR ES ENCARGADO DE LECTURA 
Las  incidencias  en  puntos  frontera  de  instalaciones  de  generación  y  de 
almacenamiento de los que el distribuidor es encargado de lectura serán comunicadas 
por el representante de la instalación al encargado de la lectura. Cuando el titular de 
la instalación detecte cualquier incidencia, ésta será remitida al representante para 
que la transmita a su encargado de la lectura. 
El operador del sistema no recibirá información de dichas incidencias. 
El plazo de emisión de incidencias y su resolución por parte del encargado de la 
lectura será el establecido en el apartado 8 de este procedimiento. 
Las incidencias de medidas deberán ser notificadas utilizando los mismos formatos 
que para la solicitud de objeciones de medidas de puntos frontera de generación y de 
almacenamiento de los que el distribuidor es encargado de lectura. Los encargados 
de lectura deberán comunicar la respuesta a las incidencias, así como los motivos de 
su rechazo, en su caso. 
3.5. PROCESO DE COMPROBACIÓN DE MEDIDAS 
La comprobación de una medida tiene por objeto contrastar que las medidas firmes 
captadas por el concentrador del encargado de la lectura coinciden con la información 
almacenada en un registrador de medidas. Cuando existan diferencias entre las 
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 Administración competente analizarán la causa 
de  las  discrepancias  y  establecerán  las  actuaciones  para  su  resolución. 
Adicionalmente, se procederá a realizar una revisión de las medidas firmes del periodo 
que pudiera estar afectado por el proceso de comprobación de acuerdo con lo 
indicado  en  el  artículo  30  del  Reglamento  unificado  de  puntos  de  medida.  La 
frecuencia con que se comprobarán las medidas de un punto de medida serán las 
establecidas en las instrucciones técnicas complementarias. 
Adicionalmente, para puntos en que el operador del sistema es el encargado de la 
lectura, el proceso de comprobación se aplicará en los casos en que a juicio del 
encargado de lectura sea necesario realizar lecturas visuales de contador para validar 
los saldos totales de energía que permitan aplicar el procedimiento indicado en el 
apartado 4.4.1., ‘Mejor estimación posible’, punto a), cuando por ausencia de medidas 
firmes  sea  necesario  realizar  una  estimación  de  medidas.  En  caso  de  que  el 
responsable del punto no acepte que el encargado de lectura lleve a cabo estas 
lecturas, le será de aplicación la estimación que penaliza indicada en el apartado 
4.4.1. 
El coste de las lecturas de comprobación será asumido por el encargado de la lectura 
si  las  medidas  del  registrador  coinciden  con  la  información  almacenada  en  el 
concentrador del encargado de la lectura y por el participante 1 en caso de no 
coincidencia. 
4. CÁLCULO DEL MEJOR VALOR DE ENERGÍA EN PUNTO FRONTERA
4.1. GENERAL 
El cálculo del mejor valor de energía en punto frontera lo realizará el encargado de la 
lectura. 
Antes de los cierres provisional o definitivo cada punto frontera deberá tener asociado 
para cada uno de los periodos de integración un valor de energía.  
El cálculo del mejor valor de energía se realizará al menos para las magnitudes de 
energía de acuerdo con la siguiente tabla: 
ACTIVA  ACTIVA  REACTIVA 
ACTIVIDADES DE LA FRONTERA 
SALIENTE  ENTRANTE  (Nota 6) 
INTERCONEXIONES  INTERNACIONALES  O  ENTRE 
X  X 
SUBSISTEMAS ELÉCTRICOS 
GENERACIÓN   X  X 
ALMACENAMIENTO  X  X  X 
DISTRIBUCIÓN CON DISTRIBUCIÓN O TRANSPORTE  X  X 
CONSUMIDOR   X  X 
Nota 6:  En fronteras de generación se registrarán las medidas de los cuadrantes 2 y 3 de energía reactiva de 
aquellas instalaciones donde sea necesario obtener el factor de potencia. En fronteras de almacenamiento se 
registrarán las medidas de energía reactiva de aquellas instalaciones donde sea necesario obtener el factor de 
potencia. 
En fronteras de clientes en las que el cálculo del ATR utilice magnitudes de reactiva 
se registrarán las medidas de los cuadrantes 1 y 4 de dicha energía reactiva 
El cálculo del mejor valor de energía en cada frontera puede obtenerse a partir de 
medidas firmes o no. La disponibilidad de medidas firmes en una frontera determinará 
la necesidad o no de estimar medidas para dicha frontera. 
Cada punto frontera puede tener asociados para cada periodo de integración distintos 
valores de energía en sucesivos cierres de medidas en función 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. 
Adicionalmente, este cálculo del mejor valor de energía aplicará para las medidas con 
las que se calcula cada uno de los componentes de la liquidación y facturación 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, así como las 
particularidades que se detallan en el Anexo 10. 
4.2. TIPOS  DE  CONFIGURACIONES  DE  CÁLCULO  DE  ENERGÍA  EN  PUNTOS 
FRONTERA 
Cada punto frontera, en función de sus características, deberá disponer de una 
configuración 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, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica y su 
normativa de desarrollo. 
4.2.1.  CONFIGURACIÓN PRINCIPAL 
Equipo  de  medida  instalado  (salvo  las  excepciones  indicadas  en  los  siguientes 
párrafos) en un punto de medida coincidente con el punto frontera que se utiliza como 
medida única a efectos de lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de 
medida, salvo lo dispuesto reglamentariamente para autoconsumo, en los que podrán 
ubicarse en la red interior correspondiente a los participantes en dicha modalidad de 
autoconsumo. Dicho punto de medida deberá 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. 
En los puntos de medida de fronteras de generación y de almacenamiento con 
distribución y transporte o fronteras de distribución con transporte o fronteras de 
clientes cuya ubicación no coincida con la situación del punto frontera, el encargado 
de  la  lectura  aplicará,  a  las  medidas obtenidas  por  lectura del  registrador,  una 
corrección por pérdidas de energía activa y reactiva de acuerdo con los coeficientes 
correspondientes de cada magnitud indicados en el Anexo 2 de este documento. 
No obstante lo anterior, en los puntos de medida de fronteras de instalaciones de 
producción  de  energía  eléctrica  a  partir  de  fuentes  de  energía  renovables, 
cogeneración y residuos, fronteras de almacenamiento o fronteras distribución  - 
distribución cuya ubicación no coincida con la situación del punto frontera, se aplicarán 
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  energías  renovables,  cogeneración  y  residuos,  los 
coeficientes deberán figurar en los contratos técnicos suscritos con el distribuidor. Si 
no se definen coeficientes específicos para la energía reactiva se utilizarán los mismos 
que para la energía activa. 
La  corrección  por  pérdidas  a  considerar  deberá  figurar  expresamente  en  las 
comunicaciones  de  altas  provisionales  y  definitivas  descritas  en  el  P.O.  10.1 
“Condiciones de instalación de los puntos de medida” y en los contratos técnicos. En 
ningún caso será admisible programar el equipo de medida para que descuenten o  es
consideren dichas pérdidas en la medida que efectúa.  bo
Independientemente de lo indicado anteriormente, previo acuerdo entre el encargado 
de la lectura y los participantes de una frontera se podrán establecer puntos de medida 
alternativos siempre que resulte equivalente el cálculo de energía intercambiada. 
4.2.2.  CONFIGURACIÓN REDUNDANTE 
Equipo de medida instalado en el mismo punto de medida que un equipo principal, 
cuyas medidas deben ser prácticamente coincidentes con las de éste. Dicho equipo 
de medida deberá 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. 
En los puntos de medida de fronteras de generación con distribución y transporte, 
fronteras de almacenamiento o fronteras de distribución con transporte o fronteras de 
clientes cuya ubicación no coincida con la situación del punto frontera, el encargado 
de  la  lectura  aplicará,  a  las  medidas obtenidas  por  lectura del  registrador,  una 
corrección por pérdidas de energía activa y reactiva de acuerdo con los coeficientes 
correspondientes de cada magnitud indicados en el Anexo 2 de este documento. 
No obstante lo anterior, en los puntos de medida de fronteras de instalaciones de 
producción  de  energía  eléctrica  a  partir  de  fuentes  de  energía  renovables, 
cogeneración y residuos, fronteras de almacenamiento o fronteras distribución  - 
distribución cuya ubicación no coincida con la situación del punto frontera, se aplicarán 
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  energías  renovables,  cogeneración  y  residuos,  los 
coeficientes deberán figurar en los contratos técnicos suscritos con el distribuidor. Si 
no se definen coeficientes específicos para la energía reactiva se utilizarán los mismos 
que para la energía activa. 
Independientemente de lo indicado en el párrafo anterior, previo acuerdo entre el 
encargado de la lectura y los participantes de una frontera se podrán establecer 
puntos de medida alternativos siempre que resulte equivalente el cálculo de energía 
intercambiada. 
4.2.3.  CONFIGURACIÓN COMPROBANTE 
Equipo o conjunto de equipos de medida instalados en el otro extremo de un solo 
elemento (línea, transformador, etc.) respecto del equipo o equipos de medida que 
forman la configuración principal del punto frontera. Las medidas en la frontera de los 
equipos comprobantes pueden compararse con las del principal, mediante un cálculo 
sencillo con determinados coeficientes, que eliminen el efecto del elemento de red 
que pudiera existir entre ambos. Dicho/s punto/s de medida deberá/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. 
Los coeficientes correctores, siempre en sentido opuesto al participante responsable 
(minorando la energía suministrada y aumentando la energía adquirida por éste), se 
utilizarían para poder comparar los datos del equipo de medida de la configuración 
principal y, si fuera necesario, para sustituirlos.  s
Los coeficientes de energía activa (y de reactiva, si es de aplicación) se calcularán de 
acuerdo con lo indicado a continuación: 
a.Tras el alta de puntos de medida comprobantes:
Durante los primeros tres meses se utilizarán 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. 
Después de los primeros tres meses indicados en el párrafo anterior, a solicitud de 
cualquiera de los participantes, y una vez se disponga simultáneamente de medidas 
de configuraciones principal y comprobante durante más de un mes consecutivo, 
siendo  ambas  medidas  firmes,  completamente  válidas  y  cumpliendo  todos  los 
requisitos, se calcularán 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). 
b. Coeficientes a partir de registros históricos:
A solicitud del propietario o su representante, y con una frecuencia no inferior a dos 
años, se calcularán los coeficientes correspondientes a la configuración comprobante 
de acuerdo con lo indicado en el Anexo 4 de este documento. 
Dichos coeficientes se utilizarían, si fuera necesario, para sustituir las medidas de la 
configuración  principal  por  los  de  la  configuración  comprobante,  en  el  caso  de 
ausencia de medidas o avería en el primero. 
Los coeficientes propuestos deberán cumplir los requisitos establecidos en el Anexo 
3 de este procedimiento. En fronteras de instalaciones que utilicen como combustible 
energías renovables, cogeneración y residuos, los coeficientes deberán figurar en los 
contratos  técnicos  suscritos  con  el  distribuidor.  Si  no  se  definen  coeficientes 
específicos para la energía reactiva se utilizarán los mismos que para la energía 
activa. 
4.3. CALCULO DEL MEJOR VALOR DE ENERGÍA DE UN PUNTO FRONTERA 
El encargado de la lectura asignará para cada punto frontera el mejor valor horario de 
energía activa y de reactiva, si es de aplicación, de cada periodo de integración, a 
partir de las medidas válidas de punto de medida de acuerdo con lo indicado en el 
apartado 3. 
La energía en frontera será la medida válida o combinación de medidas válidas de 
mejor prelación posible de las indicadas a continuación (de mayor a menor prelación): 
1. Medidas firmes en configuración principal
La medida del punto frontera se corresponderá con la medida firme del punto de 
medida principal. La medida firme del punto de medida principal se podrá ver afectada  s
por los coeficientes de pérdidas definidos en 4.2.1, en caso de que se hubiera admitido  oe.
explícitamente como configuración principal del punto frontera un punto de medida 
cuya ubicación no coincida con la del punto frontera. 
Para fronteras que de acuerdo con el Reglamento unificado de puntos de medida no 
requieran de equipo de medida horario se obtendrán a partir del saldo de contador 
principal (firme) perfilado de acuerdo con el perfil y método de cálculo a efectos de 
liquidación  de  energía  vigente  establecido  por  el  Ministerio  para  la  Transición 
Ecológica y el Reto Demográfico. Para el caso de fronteras de instalaciones que 
utilicen como combustible energías renovables, cogeneración y residuos, en tanto no 
exista  método especifico,  se  utilizarán  los  perfiles  definidos  en la  normativa  de 
aplicación. 
2. Medidas firmes en configuración redundante
La medida del punto frontera se corresponderá con la medida firme del punto de 
medida redundante. La medida firme del punto de medida redundante se podrá ver 
afectada por los coeficientes de pérdidas definidos en 4.2.2, en caso de que se hubiera 
admitido explícitamente como configuración redundante del punto frontera un punto 
de medida cuya ubicación no coincida con la del punto frontera. 
3. Medidas firmes de equipos de medida en configuración comprobante
La medida del punto frontera se obtendrá como combinación lineal de medidas firmes 
de los puntos de medida que conformen la configuración comprobante afectadas por 
los coeficientes descritos en 4.2.3. 
4. Medidas provisionales en configuración principal
La medida del punto frontera se corresponderá con la medida provisional del punto de 
medida principal. La medida provisional del punto de medida principal se podrá ver 
afectada por los coeficientes de pérdidas definidos en 4.2.1, en caso de que se 
hubiera admitido explícitamente como configuración principal del punto frontera un 
punto de medida cuya ubicación no coincida con la del punto frontera. 
5. Medidas provisionales en configuración redundante
La medida del punto frontera se corresponderá con la medida provisional del punto de 
medida redundante. La medida provisional del punto de medida redundante se podrá 
ver afectada por los coeficientes de pérdidas definidos en 4.2.2, en caso de que se 
hubiera admitido explícitamente como configuración redundante del punto frontera un 
punto de medida cuya ubicación no coincida con la del punto frontera. 
6. Medidas provisionales en configuración comprobante
La medida del punto frontera se obtendrá como combinación lineal de medidas firmes 
y provisionales de los puntos de medida que conformen la configuración comprobante 
afectadas por los coeficientes descritos en 4.23. 
Las medidas en frontera de prelaciones 4, 5 y 6 descritas anteriormente, que tienen la 
consideración de provisionales, deberán pasar a ser consideradas medidas firmes,  e.
medidas inválidas o estimaciones propuestas por el responsable del punto de medida, 
cuando siendo válidas no puedan ser consideradas firmes, antes del cierre provisional 
de medidas de acuerdo con lo descrito en el apartado 3.2. 
4.4. CALCULO DEL MEJOR VALOR DE ENERGÍA ESTIMADO EN PUNTO FRONTERA 
Todo punto frontera o agregación debe tener una medida asignada en el cierre 
provisional. Con este objetivo, el encargado de la lectura estimará el mejor valor 
horario de energía de cada periodo de integración para el que no es posible asignar 
una medida según el apartado anterior. 
Los datos disponibles que podrán ser utilizados para el cálculo de la mejor estimación 
de un punto frontera serán los que se indican a continuación: 
Datos de medidas estimadas descritos en el apartado 3.2.  
Saldo total de energía del intervalo de períodos a estimar validado por el encargado 
de la lectura  
Otras informaciones válidas a criterio del encargado de la lectura  
Para  la  obtención  del  mejor  valor  estimado  en  frontera  se  establecen  distintos 
procedimientos de acuerdo con lo indicado a continuación. 
4.4.1.  FRONTERAS  DE  LAS  QUE  ES  ENCARGADO  DE  LA  LECTURA  EL 
OPERADOR DEL SISTEMA 
La estimación de medidas se realizará de acuerdo con uno de los dos procedimientos 
que se indican a continuación: 
Estimación que penaliza al responsable del punto de medida. 
El encargado de lectura aplicará una estimación que penalice al responsable del punto 
de medida en los casos en que la ausencia de medida para un periodo de integración 
sea debida a cualquiera de los siguientes motivos: 
Ausencia de medidas firmes o provisionales sin disponer de incidencia 
asociada según el apartado 3.4., siempre que la ausencia de medidas no 
sea por causas imputables al operador del sistema. 
Invalidación de medidas por falta de integridad sin justificar por parte del 
responsable a través de incidencia asociada según el apartado 3.4. 
Invalidación 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,  técnicas  y  económicas  del 
autoconsumo de energía eléctrica.  
Invalidación de medidas por causa sistemática sin solucionar en plazos 
establecidos. 
No aceptación del responsable del punto de medida de una solicitud de 
lectura visual como consecuencia de un proceso de comprobación según 
apartado 3.5. 
Otras  invalidaciones  que  a  criterio  del  encargado  de  la  lectura  son 
consecuencia de incumplimientos o dejación de funciones por parte del  s
responsable del punto de medida.  oe.
El encargado de lectura estimará en función del tipo de frontera y sentido de energía 
de la siguiente forma: 
Para puntos frontera de generación y de almacenamiento: 
- Energía activa saliente: 0 kWh
- Energía activa entrante: energía correspondiente a la potencia máxima
entrante.
Para puntos frontera de distribución con transporte o distribución:
- Energía activa saliente: 0 kWh
- Energía activa entrante: energía correspondiente a la potencia máxima
entrante.
Estimación  que  no  penaliza  al  responsable  del  punto  de  medida:  Mejor 
estimación posible. 
En los casos en que la ausencia de medida para un periodo de integración no sea 
debida a cualquiera de los motivos indicados en el apartado anterior, el encargado de 
lectura obtendrá la mejor estimación posible atendiendo a los siguientes criterios 
generales: 
a. Si existe medida válida del saldo total de energía del intervalo de períodos a
estimar, la suma de las estimaciones de los periodos coincidirá con el valor de
dicho saldo. El saldo del total de energía podrá obtenerse a través de los siguientes
métodos:
Lecturas visuales de contador realizadas por el encargado de lectura.
Cierres diarios o mensuales de contador validados por el encargado de
lectura.
Medidas inválidas según el procedimiento de validación del apartado 3.3.
que aun habiendo sido invalidadas al no ser correcto el perfil del intervalo
pueden aportar información para la obtención del saldo del intervalo de
periodos a estimar.
Saldo de energía aportado por el responsable del punto de medida para un
intervalo de periodos afectados por una incidencia comunicada según el
apartado 3.4. y validado por el encargado de lectura.
b. Los participantes del punto frontera podrán proponer al encargado de lectura las
estimaciones  que  consideren  oportunas  para  los  periodos  a  estimar  por  el
encargado  de  lectura.  Estas  estimaciones  podrán  ser  admitidas  o  no  por  el
encargado de lectura y deberán ser sometidas al procedimiento de validación del
apartado 3.3. Las estimaciones propuestas deberán llevar indicación del método
por el que se han obtenido, y que puede ser:
Registrador de medidas
Acumulación de impulsos de contador obtenido por el participante s
Integral de telemedida de potencia realizada por el participante
Estimador de estado del participante
Saldo total de energía modulado
Otros métodos
Para el caso de que el participante proponga varias estimaciones para el
mismo  periodo  de  integración,  el  encargado  de  lectura  considerará
únicamente la última estimación propuesta, con independencia del método
por el que ésta haya sido obtenida.
c. Adicionalmente,  el  encargado  de  lectura  podrá  disponer  de  las  estimaciones
validadas según el procedimiento de validación del apartado 3.3. y obtenidas por
los siguientes métodos de mayor a menor prelación:
Indisponibilidad de grupo o instalación fuera de servicio o desconectada
Acumulación de impulsos de contador obtenido por el encargado de lectura
Integral de telemedida de potencia realizada por el encargado de lectura
Estimador de estado del encargado de lectura
d. Para  los  casos  en  los  que  la  medida  del  punto  frontera  se  obtenga  como
combinación de medidas de varios puntos de medida y no se dispongan de medidas
firmes de todos los puntos de medida, el encargado de lectura podrá estimar la
medida en punto frontera combinando las medidas firmes de los puntos de medida
para los que sí se disponga de medidas firmes con la mejor estimación posible de
los otros puntos de medida que intervienen en la configuración y para los que sea
necesario aplicar el procedimiento de estimación. En este caso, la medida en punto
frontera estará calificada con el tipo de medida correspondiente a la medida de peor
calidad de las utilizadas.
La energía en frontera será la estimación o combinación de estimaciones/medidas
firmes válidas de mejor prelación posible de las indicadas a continuación (de mayor
a menor prelación):
1. Si existen medidas estimadas propuestas por ambos participantes, validadas
por su encargado de lectura según el procedimiento de validación del apartado 3.3.
y éstas son coincidentes con una tolerancia del 5%, se tomará como medida la
media de ambas estimaciones. Si adicionalmente existe saldo obtenido según lo
indicado en el punto a) de este apartado, se mejorará la estimación utilizando dicho
saldo.
2. Si existen medidas estimadas propuestas por ambos participantes, validadas
por su encargado de lectura según el procedimiento de validación del apartado 3.3.
y éstas no son coincidentes con una tolerancia del 5%, el encargado de lectura
estimará en función del sentido de energía de la siguiente forma: s
Energía activa saliente: la menor estimación de las disponibles, incluida
las del encargado de lectura, si existiesen, indicadas en el punto c). Si
adicionalmente existe saldo obtenido según lo indicado en el punto a) de
este apartado, se mejorará la estimación utilizando dicho saldo.
Energía activa entrante: la mayor estimación de las disponibles, incluida
las del encargado de lectura, si existiesen, indicadas en el punto c). Si
adicionalmente existe saldo obtenido según lo indicado en el punto a)
este apartado, se mejorará la estimación utilizando dicho saldo.
3. Si existen medidas estimadas propuestas por un único participante, validadas
por el encargado de lectura según el procedimiento de validación del apartado 3.3.,
y existiese estimación del encargado de lectura según lo indicado en el punto c), se
realizará la estimación conforme a los puntos 1 y 2, en función de la comparación
de ambas estimaciones.
4. Si existen medidas estimadas propuestas por un único participante, validadas
por el encargado de lectura según el procedimiento de validación del apartado 3.3.,
y no existe estimación del encargado de lectura según lo indicado en el punto c),
se utilizarán aquellas medidas en la estimación. Si adicionalmente existe saldo
obtenido  según  lo  indicado  en  el punto a)  de este  apartado, se  mejorará  la
estimación utilizando dicho saldo.
5. Si existe estimación del encargado de lectura según lo indicado en el punto c)
y no existen medidas estimadas propuestas por los participantes, se utilizará dicha
medida en la estimación. Si adicionalmente existe saldo obtenido según lo indicado
en el punto a) de este apartado, se mejorará la estimación utilizando dicho saldo.
6. Si sólo existe como dato válido el saldo obtenido según lo indicado en el punto
a) de este apartado, el encargado de lectura estimará a partir de uno de los
siguientes métodos de modulación de saldo, elegido en función del tipo de punto y
otros aspectos a criterio del encargado de lectura:
Estimación en base a históricos según se indica en apartado 3.2. del
Anexo 5
Estimación en base al programa de venta o compra (corregido o no por
un desvío histórico calculado o constante) de la unidad de programación
a la que pertenece el punto frontera
Interpolación de medidas firmes en periodos de los extremos
Perfil plano
Otros métodos
7. Si no existe ningún dato que se considere válido, y el número consecutivo de
periodos sin medida sea igual o inferior a 3 periodos de integración, el encargado
de lectura estimará a partir de uno de los siguientes métodos, en función del tipo
de punto y otros criterios adicionales: e.
Estimación en base a históricos según se indica en el apartado 3.1. del
Anexo 5, para huecos iguales o inferiores a 3 periodos de integración
Interpolación de medidas firmes en periodos de los extremos
Suma de medidas cuarto-horarias válidas del periodo a estimar
Otros métodos
8. Si no existe ningún dato que se considere válido, y el número consecutivo de
periodos sin medida sea superior a 3 periodos de integración, el encargado de
lectura estimará en función del tipo de frontera y sentido de energía de la siguiente
forma:
Para puntos frontera de generación y de almacenamiento:
- Energía activa saliente: 0 kWh.
- Energía activa entrante: energía correspondiente a la potencia máxima
entrante.
Para puntos frontera de distribución con transporte o distribución
- Energía activa saliente: 0 kWh.
- Energía activa entrante: energía correspondiente a la potencia máxima
entrante.
Para el caso en que por la información disponible no sea posible aplicar el proceso 
de estimación o a criterio del encargado de la lectura la estimación realizada no 
resulte  válida,  el  encargado  de  la  lectura  podrá  realizar  una  estimación 
técnicamente justificada, cuya metodología deberá ser puesta a disposición de los 
participantes que lo soliciten. 
4.4.2.  FRONTERAS TIPOS 1, 2, 3 Y 4 DE CLIENTES CON MEDIDA HORARIA Y 
NO INTEGRADOS EN LOS SISTEMAS DE TELEGESTIÓN 
La estimación de medidas se realizará de acuerdo con uno de los dos procedimientos 
que se indican a continuación: 
Estimación 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 continuación: 
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. 
Cuando no sea posible la toma de lectura por avería del registrador y el 
encargado de la lectura no disponga de una incidencia comunicada por el 
consumidor según apartado 3.4. de este procedimiento. 
Cuando no sea posible la toma de lectura por avería del registrador y se 
hayan  superado  por  el  consumidor  los  plazos  establecidos  para  la 
resolución de dicha avería desde la comunicación de la misma por parte del 
encargado de la lectura. 
En el caso de puntos tipos 1 y 2, cuando no sea posible la toma de lectura 
por telemedida debido a avería del módem y el encargado de la lectura no 
disponga de una incidencia comunicada por el consumidor según apartado 
3.4. de este procedimiento 
En el caso de puntos tipos 1 y 2, cuando no sea posible la toma de lectura 
por telemedida debido a avería del módem y se hayan superado por el 
consumidor los plazos establecidos para la resolución de dicha avería 
desde la comunicación de la misma por parte del encargado de la lectura. 
Cuando el registrador no funcione adecuadamente, proporcionando una 
medida inválida y el encargado de la lectura no disponga de una incidencia 
comunicada por el consumidor según apartado 3.4. de este procedimiento. 
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 parámetros necesarios para tomar la lectura, local o remota. 
Otras invalidaciones como consecuencia de incumplimientos o dejación de 
funciones por parte del consumidor o propietario del equipo de medida. 
El encargado de la lectura estimará la energía de acuerdo con el siguiente criterio: 
Energía activa saliente: 0 kWh 
Energía activa entrante: energía correspondiente a la potencia máxima 
contratada multiplicada por su factor de utilización (relación entre el tiempo 
de operación del suministro y el tiempo que está disponible; por defecto se 
utilizará un factor de utilización de larga duración (575 h/mes)). Es decir, se 
penaliza con la potencia contratada por el máximo factor de utilización, el 
de larga duración. 
Estimación que no penaliza al consumidor: Mejor estimación posible 
En caso de no disponer de valor de energía de acuerdo con lo indicado en 4.3 y no 
ser de aplicación la estimación que penaliza, el encargado de la lectura estimará un 
valor de energía en función de los datos disponibles atendiendo al siguiente orden de 
prelación (de mayor a menor prelación):  
1. Estimación de energía a partir de cierres de ATR.
La energía horaria en punto frontera se obtendrá por una estimación basada en datos 
históricos 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: 
a. En el supuesto de falta de uno o varios intervalos de periodos y el número de
dichos periodos de integración consecutivos sin medida sea inferior o igual a
tres, se utilizará el algoritmo de cálculo descrito en el apartado 3.3. del Anexo
5.
b. En el supuesto de falta de uno o varios intervalos de periodos y el número de
periodos de integración consecutivos sin medida sea superior a tres, el periodo
a estimar no supere más de treinta y un días consecutivos y no haya cambio
de mes en las medidas a estimar se utilizará el algoritmo de cálculo descrito en
el apartado 3.4. del Anexo 5.
2. Estimación de energía horaria basada en el histórico del punto de medida principal
modulado con su saldo.
La energía horaria en punto frontera se obtendrá por una estimación basada en datos 
históricos 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: 
a.En el supuesto de falta de uno o varios intervalos de periodos y el número de dichos
periodos de integración consecutivos sin medida sea inferior o igual a tres, se utilizará
el algoritmo de cálculo descrito en el apartado 3.5. del Anexo 5.
b.En el supuesto de falta de uno o varios intervalos de periodos y el número de dichos
periodos de integración consecutivos sin medida sea superior a tres, el periodo a
estimar no supere más de treinta y un días consecutivos y no haya cambio de mes en
las medidas a estimar se utilizará el algoritmo de cálculo descrito en el apartado  3.6.
del Anexo 5.
3. Estimación basada en histórico del punto de medida principal (sin datos de saldo o
de cierre de ATR).
La energía horaria en punto frontera se obtendrá por una estimación basada en datos 
históricos del punto de medida principal. Se pueden dar dos casos: 
a. En el supuesto de falta uno o varios intervalos de periodos y el número de
periodos de integración consecutivos sin medida sea inferior o igual a tres, se
utilizará el algoritmo de cálculo descrito en el apartado  3.1. del Anexo 5.
b. En el supuesto de falta de uno o varios intervalos de periodos y el número de
periodos de integración consecutivos sin medida sea superior a tres, el periodo
a estimar no supere más de treinta y un días consecutivos y no haya cambio
de mes en las medidas a estimar se utilizará el algoritmo de cálculo descrito en
el apartado 3.2. del Anexo 5.
4. Estimación técnicamente justificada tras incidencia en el equipo de medida.
En el supuesto de falta de medidas de periodos así como suficientes datos horarios 
históricos, el encargado de la lectura podrá realizar estimaciones de energías basados 
en estudios técnicamente justificados de cualquier información disponible del punto 
de medida, cuya metodología deberá ser puesta a disposición de los participantes que 
lo soliciten. 
a. Serán  estimaciones  técnicamente  justificadas  aquellas  que  afecten  a  la
indisponibilidad de equipo de medida por causas fortuitas o intencionadas o a
la suspensión del suministro eléctrico por motivos técnicos o actuaciones
relacionadas acciones de corte y reconexión.
b. En  el  supuesto  de  ausencia  de  medidas  por  suspensión  del  suministro
justificada técnicamente la estimación será 0 kWh.
5.Estimación de energía horaria realizada basada en un factor de utilización del 33%.
Estimación  de  energía  activa  entrante  del  punto  de  medida  principal  igual  al 
equivalente de suponer el 33% de la potencia contratada circulando constantemente 
durante todos los períodos de integración. 
4.4.3.  FRONTERAS TIPO 3 Y 4 DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN Y DE 
ALMACENAMIENTO CON MEDIDA HORARIA Y NO INTEGRADOS EN LOS 
SISTEMAS DE TELEGESTIÓN 
El encargado de la lectura aplicará el procedimiento de estimación descrito en 4.4.1 
para fronteras tipo 3 y 4 de generación y de almacenamiento cuyo encargado de la 
lectura es el distribuidor. 
4.4.4.  FRONTERAS TIPO 4 DE CLIENTES SIN MEDIDA HORARIA 
En el caso de no disponer de valor de energía de acuerdo con lo indicado en el 
apartado 4.4, el encargado de lectura calculará el mejor valor para cada periodo de 
un punto frontera, en función de los datos de medidas disponibles de cierre atendiendo 
al siguiente orden de prelación (de mayor a menor prelación): 
1. Estimación de medida de cierre a partir de datos históricos.
La energía de cada uno de los cierres en punto frontera se obtendrá a partir de una 
estimación a partir de históricos de cierres. Se pueden dar tres casos: 
a. En el supuesto que sólo 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 estimación del cierre a estimar será la diferencia entre el saldo
y el sumatorio de los cierres disponibles. En el supuesto que falte más 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 estimación se realizará de s
acuerdo con el procedimiento descrito en el apartado 4.2. del Anexo 5. oe.
b. En el supuesto que falten más 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  estimación  de  los  cierres  se  realizará  de  acuerdo  con  el
procedimiento descrito en el apartado 4.1. del Anexo 5.
2.Estimación de medidas a partir del saldo de contador si no se dispone de histórico.
La energía de cada uno de los cierres en punto frontera se obtendrá a partir del saldo 
total validado de acuerdo con lo indicado en el 3.3. de este documento. Se pueden 
dar dos casos: 
a. En el caso de que sólo falte uno de los cierres disponiendo del saldo validado
según lo indicado en el apartado 3.3. de este documento, la estimación del
cierre será la diferencia entre el saldo y la suma del resto de los cierres.
b. En el supuesto de que falten más de uno de los cierres disponiendo del saldo
validado según lo indicado en el apartado 3.3. de este documento, cada uno de
ellos se calculará de acuerdo con el procedimiento descrito en el apartado 4.3.
del Anexo 5.
3. Estimación técnicamente justificada tras incidencia en el equipo de medida.
En el supuesto de falta de medidas de periodos así como de suficientes datos de 
cierres históricos, el encargado de la lectura podrá realizar estimaciones de cierres 
basados en estudios técnicamente justificados de cualquier información disponible del 
punto  de  medida,  cuya  metodología  deberá  ser  puesta  a  disposición  de  los 
participantes que la soliciten. 
Serán  estimaciones  técnicamente  justificadas  aquellas  que  afecten  a  la 
indisponibilidad de equipo de medida por causas fortuitas o intencionadas o a la 
suspensión del suministro eléctrico por motivos técnicos o actuaciones relacionadas 
acciones de corte y reconexión. 
En el supuesto de ausencia de medidas por suspensión del suministro justificada 
técnicamente la estimación será 0 kWh. 
4. Estimación basada en factor de utilización del 33%.
Estimación  de  energía  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. 
Los valores de energía horarios se obtendrán a partir del saldo obtenido según lo 
indicado en el apartado anterior perfilado de acuerdo con el perfil y método de cálculo 
a efectos de liquidación de energía vigente establecido por el Ministerio para la 
Transición Ecológica y el Reto Demográfico. 
4.4.5.  FRONTERAS TIPO 5 DE CLIENTES SIN MEDIDA HORARIA 
Obtención del/los saldo/s 
En el caso de no disponer de valor de energía de acuerdo con lo indicado en el 
apartado 4.3., el encargado de lectura estimará el mejor valor de un punto frontera, en 
función de los datos de medidas disponibles atendiendo al procedimiento descrito en 
la Resolución de 14 de mayo de 2009 de la Dirección General de Política Energética 
y Minas, y sus modificaciones, por la que se establece el procedimiento de facturación 
con estimación del consumo de energía eléctrica y su regularización con medidas 
reales. 
Perfilado 
Los valores de energía horarios se obtendrán a partir del saldo obtenido según lo 
indicado en el apartado anterior, perfilado de acuerdo con el perfil final y método de 
cálculo a efectos de liquidación de energía vigente establecido por el Ministerio para 
la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en virtud de lo establecido en el artículo 
32 del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico aprobado por 
el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto. 
4.4.6.  FRONTERAS TIPO 3, 4 Y 5 DE CLIENTES CON MEDIDA HORARIA E 
INTEGRADOS EN LOS SISTEMAS DE TELEGESTIÓN 
4.4.6.1 Definiciones y principios generales 
Se incluyen a continuación las definiciones que aplican a las fronteras de clientes tipos 
3, 4 y 5 con medida horaria conectados a la red de baja tensión e integrados en los 
sistemas de telegestión: 
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 telegestión la lectura 
visual o local se realizará excepcionalmente y por causas justificadas. 
Lectura absoluta: medida de energía acumulada total por periodo tarifario 
registrada por el equipo de medida desde 0 kWh. 
Resumen diario: registro almacenado en el equipo de medida del valor a las 
00:00 h de cada día de los totalizadores absolutos (valores totales y por 
periodos  tarifarios)  de  las  6 magnitudes de  energía  (activa  de  entrada o 
consumida, activa de salida o generada y reactivas de los cuatro cuadrantes). 
Saldo ATR: la energía consumida, en cada período tarifario, utilizada para 
facturar el término de energía de los peajes de acceso. Se obtendrá como la 
diferencia en kWh, en cada periodo tarifario, entre las lecturas absolutas del día 
inicial y final del periodo de facturación. Dichas lecturas serán tomadas a las 
00:00 horas, excluyendo el día inicial e incluyendo el día final del periodo de 
facturación. 
CCH_BRUTA: CCH bruta. Es la CCH tal y como queda registrada en el equipo  s
de medida y obtenida por el encargado de la lectura, bien de forma remota,  oe.
local o visualmente, sin haber sido sometida a ningún proceso de validación ni 
estimación. 
  CCH_VAL: CCH validada. Es la CCH resultante después de someter a la 
CCH_BRUTA al proceso de validación definido en el presente procedimiento. 
  CCH_FACT: CCH a efectos de facturación al consumidor, en los casos que 
corresponda. Es la CCH después de ser validada, tratadas sus anomalías y, en 
su caso, estimados los huecos horarios de la misma de acuerdo al presente 
procedimiento. 
La curva de carga horaria utilizada para la facturación de los consumidores acogidos 
al  precio  voluntario  para  el  pequeño  consumidor  (CCH_FACT)  será  igualmente 
utilizada para el cálculo de la agregación de puntos fronteras de clientes tipo 5 a 
efectos de liquidación de la energía en el mercado de producción de acuerdo con lo 
establecido en el P.O.10.6. “Agregaciones de puntos de medida”. 
Este apartado también será de aplicación a los clientes tipo 3 y 4 en baja tensión 
integrados en los sistemas de telegestión. Para la obtención de la curva de carga 
horaria y el saldo ATR utilizados para la facturación se tendrán presente las siguientes 
consideraciones: 
Criterios para la validación de la medida. 
Las medidas obtenidas por el encargado de la lectura tanto de la CCH_BRUTA como 
las absolutas necesarias para el cálculo de los saldos de ATR, así como dichos saldos 
deberán ser previamente validadas por los encargados de la lectura para poder ser 
utilizadas en los procesos de facturación. 
El encargado de la lectura establecerá uno de los siguientes estados de validación 
para cada medida o saldo ATR: 
Medida o saldo ATR válido: 
Medida o saldo ATR que cumple todas las validaciones establecidas. Una medida o 
saldo  ATR  válido  puede  dejar  de  serlo  como  consecuencia  del  tratamiento  de 
incidencias,  por  disponer  de  nueva  información  sobre  dicha  medida  o  por 
comprobaciones o validaciones posteriores realizadas por el encargado de la lectura. 
Medida o saldo ATR inválido: 
Medida o saldo ATR que no cumple alguna de las validaciones establecidas.  Una 
medida o saldo ATR inválido puede dejar de serlo como consecuencia de análisis 
posteriores de su encargado de la lectura. 
Validación de la curva de carga horaria. 
Los  encargados  de  la  lectura  deberán  realizar  las  siguientes  validaciones  de 
las  medidas horarias de las curvas de carga horarias CCH obtenidas de forma 
remota por los sistemas de telegestión (CCH_BRUTA) y excepcionalmente a través 
de TPL: 
Validación de bit de calidad: 
Se considerarán medidas válidas las que tengan el bit de calidad correcto. Este bit 
de calidad será el detallado en el protocolo correspondiente a cada modelo de 
contador. En  cualquier  caso,  deberá  existir  un  bit  de  calidad  relacionado  con 
la  falta  de  sincronización de los equipos. 
Validación de eventos: 
Se considerarán medidas inválidas las que considere el encargado de lectura como 
consecuencia del análisis de los eventos aportados por el contador (opcional). 
Validación de integridad: 
Se considerarán medidas inválidas las que no cumplan con las comprobaciones 
de integridad que aseguren que el origen inequívoco de las medidas. 
Validaciones de fecha: 
Se considerarán medidas inválidas 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. 
Validación de consumo excesivo: 
Se considerarán medidas inválidas aquellas cuyo valor de energía activa sea 
superior a: 
- 55 kWh en consumidores tipo 5,
- 220 kWh en consumidores tipo 4, y
- 2.000 kWh en consumidores tipo 3.
Validaciones de comprobación de coherencia con otros orígenes de medida: 
Se considerarán medidas inválidas las que no cumplan con comprobaciones que 
identifiquen incoherencias en la medida con otros orígenes de la medida (opcional). 
  Otras validaciones: 
Se considerarán medidas inválidas 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). 
Validación de los resúmenes diarios o lecturas absolutas. 
Los encargados de la lectura deberán realizar las siguientes validaciones de los 
resúmenes diarios o lecturas absolutas obtenidas de forma remota por los sistemas 
de telegestión que vayan a ser utilizados para calcular el saldo ATR: 
Validación de bit de calidad: 
Se considerarán válidas para el cálculo de un saldo ATR las lecturas absolutas 
que tengan el bit de calidad correcto. Este bit de calidad será el detallado en el 
protocolo correspondiente a cada modelo de contador. 
Validación de eventos: 
Se considerarán lecturas absolutas inválidas para el cálculo de un saldo ATR las 
que considere  el  encargado  de  lectura  como  consecuencia  del  análisis  de  los 
eventos aportados por el contador (opcional). 
Validación de integridad: 
Se considerarán lecturas absolutas inválidas para el cálculo de un saldo ATR las 
que  no  cumpla  con  las  comprobaciones  de  integridad  que  aseguren  el  origen 
inequívoco de las medidas. 
Validaciones de fecha: 
Se considerarán inválidas para el cálculo 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. 
Se considerará inválida la lectura absoluta inicial distinta a la última fecha validada o 
a la fecha de inicio del contrato. 
Se considerará inválida la lectura absoluta final posterior a la fecha de fin de contrato. 
Validaciones de las lecturas locales y visuales por el encargado de la lectura. 
Los encargados de la lectura deberán validar las lecturas locales o visuales que 
vayan a  ser  utilizados,  en  su  caso,  para  calcular  el  saldo  ATR,  usando  los 
criterios  de  validación de los resúmenes diarios o lecturas absolutas establecidos 
en el apartado anterior, que apliquen. 
Validaciones a las lecturas comunicadas por clientes (autolecturas). 
Los encargados de la lectura deberán validar las autolecturas que vayan a 
ser utilizadas, en su caso, para calcular el saldo ATR, comprobando que: 
No faltan ni sobran periodos con lectura aportada respecto a los periodos de la  b
tarifa contratada.  w
El número de dígitos de la lectura no supera al registrado en el sistema. 
La lectura es mayor o igual que la última lectura real empleada para facturar el 
suministro. 
La fecha de la lectura es mayor que la fecha de la última lectura facturada para 
el suministro. 
Validación de saldo ATR. 
Los encargados de la lectura deberán realizar las siguientes validaciones del saldo 
ATR: 
Se considerará inválido el saldo ATR en el que la lectura absoluta final sea inferior a 
la lectura absoluta inicial. Esta validación tendrá en cuenta los posibles pasos por cero 
del contador. En el caso de no cumplirse la comprobación anterior se invalidará el 
saldo total y, para suministros con varios periodos tarifarios o discriminación horaria, 
se invalidará cada uno de los saldos. 
Asimismo, para suministros con varios periodos tarifarios o discriminación horaria, el 
consumo totalizado debe ser igual a la suma de consumos por periodo tarifario. El 
número de periodos tarifarios programados debe coincidir con el número de periodos 
tarifarios para los que existe medida. Caso de no coincidir, se considerarán no validos 
todos los saldos por periodo del equipo. 
Validación de coherencia de la CCH_VAL con el saldo ATR. 
En los casos en los que se disponga de saldo ATR válido y de CCH válida completa, 
los encargados de la lectura deberán comprobar que la diferencia por periodo tarifario 
entre el saldo ATR y la suma de todas las medidas válidas de la CCH correspondientes 
a cada periodo tarifario, para el periodo de facturación, sea menor que 1 kWh en 
términos absolutos. En caso contrario, se invalidarán las medidas de la curva de carga 
horaria y se procederá según se indica para el proceso de estimación de la CCH que 
se describe en el apartado 4.4.6.2.  En estos casos, el encargado de lectura dará de 
alta una incidencia. 
En el caso de saldos de ATR obtenidos con una lectura absoluta en una hora distinta 
de las 00:00, la comparación con la CCH se realizará 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 considerará que está tomado en la hora anterior o posterior más 
cercana. 
La curva de carga horaria CCH_FACT puesta a disposición de los comercializadores 
en aquellos puntos de suministro no acogidos al precio voluntario para el pequeño 
consumidor será igualmente utilizada para el cálculo de la agregación de puntos 
fronteras de clientes tipo 5 a efectos de liquidación de la energía en el mercado de 
producción de acuerdo con lo establecido en el procedimiento de operación 10.6 
Una vez calculado el mejor valor de energía en un punto frontera tipo 5 de clientes 
con medida horaria de acuerdo con lo indicado anteriormente, la medida en dicho 
punto frontera estará calificada con el tipo de medida que se indica a continuación. 
4.4.6.2 Proceso de tratamiento y estimación de la CCH. 
a) 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 tensión e integrados en los 
sistemas de telegestión, serán los siguientes: 
Medidas de la CCH: Las validaciones de bit de calidad y consumo excesivo 
se realizarán al día siguiente de la recepción de la CCH. Las validaciones 
de la CCH_BRUTA se realizarán semanalmente. 
Lecturas absolutas para el cálculo de facturación de ATR: Mensualmente 
hasta el 5º día hábil posterior a la fecha final del periodo de facturación 
según el procedimiento recogido en la normativa vigente en cada momento. 
Validaciones de coherencia entre la medida de la CCH y saldos de ATR: 
Mensualmente hasta el 5º día hábil posterior a la fecha final del periodo de 
facturación. 
b) Captación de medidas.
Para la facturación del peaje de acceso, los plazos de registro del consumo no serán 
superiores a los tres días anteriores o posteriores a la finalización del mes a contar 
desde el último registro del consumo realizado, tal y como se establece en el apartado 
2 del artículo 5 del Real Decreto 1164/2001, de 26 de octubre, por el que se establecen 
tarifas de acceso a las redes de transporte y distribución de energía eléctrica. 
La captación de la CCH deberá realizarse, como mínimo, con una periodicidad 
semanal. 
La captación de la CCH se prolongará, salvo que se obtenga una CCH completa y sin 
huecos, hasta el tercer día posterior a la finalización del mes a contar desde el último 
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 facturación. No obstante lo anterior, la recuperación de los huecos podrá 
extenderse durante un periodo superior siempre que la puesta a disposición de la 
CCH_FACT a las comercializadoras no se demore más que el plazo establecido en el 
PO 10.11.  es
Los encargados de la lectura realizarán las validaciones de la curva de carga horaria, 
de los resúmenes diarios o lecturas absolutas, del saldo ATR y de la coherencia de la 
CCH_VAL con el saldo ATR en los términos y los plazos establecidos en el punto a) 
del apartado 4.4.6.2. 
Una vez superados los plazos señalados para la recuperación de los huecos y 
validación de las medidas, podrán presentarse las situaciones contempladas en la 
siguiente tabla, debiéndose aplicar el proceso de tratamiento y/o estimación indicado, 
que se detallan en este apartado: 
Situación tras fase de validación  Situación tras fase de tratamiento y estimación 
Saldo ATR  CCH  Apartado del  Tipo de saldo ATR  Tipo  de  medidas Tipo de lectura en 
horarias  factura 
procedimiento 
de la CCH  del consumidor 
Válido  Válida y completa  4.4.6.2 b)  Real  Real  Real 
Inválido  o  no Válida y completa  4.4.6.2 b)  Calculado  Real  Real 
disponible 
Inválido  Válida e incompleta o inválida o no 4.4.6.2 b)  Real por lectura local o Real/Perfil  Real 
disponible  visual 
del EdL válida 
Inválido  Válida e incompleta o inválida o no 4.4.6.2 b)  Estimado por Real/Perfil  Estimada 
disponible  autolectura válida 
Inválido  o  no Válida e incompleta o inválida o no 4.4.6.2 b))  Estimado  Real/Perfil  Estimada 
disponible  disponible 
Válido  Válida e incompleta  4.4.6.2 b)  Real  Real/Perfil  Real 
Válido  Inválida o no disponible  4.4.6.2 b)  Real  Perfil  Estimada 
Válido  Válida  y  completa  diferencia  con 4.4.6.2 b)  Real  Ajustada  Real 
saldo ATR > 
1kWh 
Válido  Válida diferencia saldo ATR y CCH 4.4.6.2 b)  Real  Ajustada  Real 
<-1 kWh 
Curvas válidas, sin huecos y coincidentes con los saldos de ATR. 
En caso de que, tras haber superado los procesos de validación, se disponga de una 
CCH_VAL completa, sin huecos y coincidente con el saldo de ATR válido (con el 
margen de 1 kWh en términos absolutos por periodo tarifario y para el periodo de 
facturación establecido en este procedimiento), tanto el saldo ATR como la curva de 
carga horaria serán considerados reales a efectos de facturación y la curva CCH_VAL 
se convertirá en CCH_FACT y será puesta a disposición del comercializador. 
Curvas válidas y sin huecos, pero saldo ATR inválido o no disponible. 
Para los casos en que el saldo ATR sea inválido o no se disponga del mismo, y se 
disponga de una curva horaria válida y sin huecos, el encargado de lectura deberá 
calcular el saldo ATR para cada periodo tarifario como la suma de las medidas válidas 
correspondientes a dicho periodo tarifario de la curva de carga horaria del periodo de 
facturación. 
Proceso de estimación en caso de inexistencia de saldo de ATR y CCH no 
disponible o incompleta. 
En caso de que no se disponga de saldo ATR obtenido a través del sistema de 
telegestión, ni de CCH_VAL completa se procederá a obtener el saldo ATR a partir 
otras medidas válidas de acuerdo con la prelación establecida en el apartado 4.4.6.1, 
esto es, a partir de la lectura absoluta local del Encargado de la lectura, de la lectura 
absoluta visual del Encargado de la lectura. Las medidas utilizadas para el cálculo del 
saldo ATR habrán sido previamente validadas de acuerdo a lo establecido en el 
apartado 4.6.6.1. 
Si la falta de lectura real se debe a incidencia en el equipo de medida se procederá a 
la estimación del saldo ATR de acuerdo a lo indicado en el apartado b. El encargado 
de la lectura dispondrá de tres meses como máximo para resolver dicha incidencia. 
En los casos en que, una vez superados los plazos de recuperación de huecos y 
validación, el encargado de la lectura no disponga de una lectura real válida de los 
equipos de medida necesaria para realizar la facturación del peaje de acceso se 
procederá a la estimación del saldo ATR, según el siguiente orden de prelación: 
  Autolectura del consumidor válida, de acuerdo con lo establecido en el punto 
Validaciones  a  las  lecturas  comunicadas  por  clientes  (autolecturas)  del 
apartado 4.6.6.1. 
Estimación del saldo ATR de acuerdo con lo establecido en la Resolución de 
14 de mayo de 2009, de la Dirección General de Política Energética y Minas, 
por la que se establece el procedimiento de facturación con estimación del 
consumo de energía eléctrica y su regularización con lecturas reales, con la 
siguiente prelación: 
Estimación en función de históricos del año anterior: 
Estimación según un factor de utilización de la potencia contratada: 
Una vez obtenida la estimación de saldo ATR con el procedimiento correspondiente, 
se procederá a obtener la CCH de acuerdo con el proceso de estimación de la CCH. 
Proceso de estimación de la CCH 
En caso de que, tras haber superado los procesos de validación no se disponga de 
una CCH completa o ésta no sea coherente con el saldo ATR (con un margen de error 
de 1 kWh en términos absolutos por periodo tarifario y para el periodo de facturación), 
el  encargado  de  la  lectura  procederá  de  la  siguiente  manera,  para  calcular  la 
CCH_FACT: 
a) Cuando  exista  una  CCH_VAL  válida,  pero  con  huecos,  para  obtener  la es
CCH_FACT el encargado de la lectura mantendrá los valores horarios reales válidos bo
disponibles en la CCH y estimará dichos huecos de acuerdo a lo establecido en el 
anexo 7. En caso de suministros con discriminación horaria, el proceso se realizará 
por periodos tarifarios. 
El cálculo de la estimación de medidas de la CCH a partir del perfil de facturación 
correspondiente a la categoría del consumidor, se efectuará para cada ciclo de 
facturación que lo requiera a partir del saldo de ATR, de la suma de medidas horarias 
válidas disponibles y de los coeficientes del perfil ajustado a efectos de facturación 
calculados y publicados a estos efectos por el operador del sistema. 
Para calcular las medidas horarias de la CCH no disponibles, la diferencia positiva 
entre el saldo de ATR y la suma de medidas horarias válidas disponibles se repartirá, 
para cada periodo tarifario, de forma proporcional a los coeficientes del perfil ajustado 
a efectos de facturación que calculará y publicará el operador del sistema para cada 
semana eléctrica el jueves anterior a la misma, a partir  de los perfiles iniciales 
aprobados por resolución del Director General de Política Energética y Minas en 
desarrollo de lo previsto en el artículo 32 del Reglamento Unificado de Puntos de 
Medida del Sistema Eléctrico aprobado por el Real 1110/2007, de 24 de agosto, 
actualizando éstos últimos con la mejor estimación de demanda disponible. 
b) Cuando no se disponga de la CCH _BRUTA o ésta se haya descartado
completamente en el proceso de validación, para obtener la CCH_FACT el encargado
de la lectura procederá a repartir la energía del saldo ATR para cada periodo tarifario
de acuerdo a lo establecido en el apartado a).
c) Cuando la CCH_VAL no tenga huecos, pero existan discrepancias en algún
periodo tarifario entre la suma de las medidas de energía de la CCH_VAL y el saldo
de ATR válido correspondientes a dicho periodo tarifario superiores a 1 kWh, se
descartará la CCH_VAL para ese periodo tarifario y la CCH_FACT se obtendrá
ajustando el saldo ATR correspondiente a ese periodo tarifario a la forma de la
CCH_VAL de acuerdo a lo establecido en el anexo 8. En cualquier caso, el Encargado
de la lectura deberá iniciar una incidencia en la medida al objeto de detectar el origen
de las discrepancias.
d) Para los casos en que, en algún periodo tarifario, la diferencia entre el saldo
ATR y la suma de medidas horarias disponibles sea negativo y superiores a 1 kWh en
valor absoluto, las medidas horarias de la CCH no disponibles en ese periodo tarifario
serán igual a 0 y se debe ajustar las medidas disponibles de la CCH al saldo ATR en
ese periodo tarifario, de acuerdo a lo establecido en el anexo 8.En cualquier caso, el
Encargado de la lectura deberá iniciar una incidencia en la medida al objeto de
detectar el origen de las discrepancias.
4.4.6.3 Saldo ATR 
De acuerdo con lo establecido en el punto anterior, una vez vencidos los plazos de los 
procesos para la captación, validación y, en su caso, tratamiento de incidencias de las 
medidas de clientes tipo 3, 4 y 5 por los sistemas de telegestión podrán darse los 
siguientes casos: 
Relación  
Saldo de ATR  Curva de carga horaria 
ATR-CCH 
Caso a1  Válido  Válida, completa 
Válida, completa, diferencia con 
saldo de ATR en valor absoluto > 
1kWh 
Válida incompleta, diferencia con 
saldo ATR en valor absoluto >1 
Caso a2  Válido  kWh 
Caso b  Inválido o no se dispone  Válida, completa 
Válida,  incompleta  o  no  se 
Caso c  Válido  dispone 
Caso d  Inválido o no se dispone  Válida, incompleta 
Caso e  Inválido o no se dispone  No se dispone 
Para el caso a1, el saldo de ATR y la curva de carga horaria se considerarán firmes 
en los procesos de liquidación.  
Para el caso a2, el saldo de ATR se considerará provisional en el proceso de 
liquidación. 
Para el caso b el saldo ATR se calculará de acuerdo con lo establecido en el Proceso 
de estimación de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.6.6.2. Una vez 
calculado, el saldo de ATR calculado se considerará firme y la CCH se considerará 
firme en el proceso de liquidación.  
Para el caso c, el saldo de ATR se considerará firme en el proceso de liquidación. 
Para los casos d y e, el saldo ATR se obtendrá de acuerdo con lo establecido en el 
Proceso de estimación de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2: 
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 considerará 
firme.  
Si el saldo de ATR se ha obtenido por autolectura absoluta visual del cliente se 
considerará provisional.  s
Si el saldo de ATR se ha obtenido por estimación en función de históricos del 
año anterior, el saldo ATR se considerará provisional y del tipo de estimación 
empleado 
Si el saldo de ATR se ha obtenido por estimación según un factor de utilización 
de la potencia contratada, el saldo ATR se considerará provisional y del tipo de 
estimación empleado 
En la siguiente tabla se resumen los distintos tipos de saldos de ATR con indicación 
de firmeza, origen y prelación 
Relación  Firmeza  del  Origen  del  saldo  de 
Tipo  Prelación 
ATR - CCH  saldo de ATR  ATR 
Caso a1 y c  Real  Firme 
Telegestión  1 
Caso a2  Real  Provisional 
Caso b  Calculado  Firme  Telegestión  2 
Lectura absoluta local o visual 
Caso d y e  Firme  Local  3 
del encargado de lectura 
Autolectura  absoluta  visual 
Caso d y e  Provisional  Local  4 
del cliente 
Estimado  en  función  de 
Caso d y e  Provisional  Estimación  5 
históricos del año anterior 
Estimado según un factor de 
Caso d y e  utilización  de  la  potencia  Provisional  Estimación  6 
contratada 
En el Anexo 9 de este procedimiento se incluyen a modo de ejemplo cada uno de los 
casos de relación entre el saldo de ATR y su CCH asociada. 
4.4.6.4 CCH 
Las magnitudes necesarias para la facturación tanto de los peajes de acceso como 
de las CCH, podrán ser obtenidas de los diferentes modos y con el siguiente orden de 
prelación: 
1.Remoto.
2.Local. e.
3.Visual por parte del Encargado de la lectura.
4.Comunicada por el cliente o autolectura.
Además de lo anterior, el saldo ATR tendrá prelación sobre la CCH a efectos de 
determinar las magnitudes que sirven de base para la facturación de los peajes de 
acceso y la obtención de la CCH. 
Las unidades de medida empleadas en los diferentes registros de energía son las 
siguientes: 
Curvas de carga en Wh para los equipos tipo 5, y para contadores 
instalados en el resto de puntos de medida (tipos 3 y 4) además se 
admitirá utilizar también múltiplos de dichas unidades, si bien, para el 
intercambio de información con el OS u otros participantes se usará la 
unidad o múltiplo definida en el intercambio de información. 
Medidas de los resúmenes diarios, cierres y medidas absolutas en kWh. 
El tratamiento de los decimales que puedan surgir en el proceso del cálculo del saldo 
ATR y de la CCH_FACT se realizarán de acuerdo al anexo 4. 
a. En el caso de que la CCH sea incompleta parcial o totalmente para el periodo
de facturación (casos c, d y e) o exista una diferencia mayor de 1 kWh en términos
absolutos con el saldo de ATR válido (caso a2), el encargado de lectura deberá
estimar o ajustar la curva de carga horaria de acuerdo con lo establecido en el Proceso
de estimación de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2.
Una vez obtenida la Curva de carga horaria quedará marcada de acuerdo con lo 
establecido a continuación: 
Código  Método de obtención 
1  Medida real válida 
2  Medida perfilada 
3  Medida real ajustada a un saldo de ATR 
4  Medida  perfilada  correspondiente  a  auto-lectura  de 
5  Estimación  por  consumo  histórico  del  año  anterior 
6  Estimación por factor de utilización perfilado 
Para el caso c: 
Las medidas de la curva de carga horaria se obtendrán, según corresponda, 
de acuerdo con lo establecido en el proceso de estimación de la CCH 
descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2 las medidas horarias perfiladas 
quedan marcadas con el método de obtención 2. 
Para el caso a2:  
Las medidas de la curva de carga horaria se obtendrán de acuerdo con lo 
establecido en proceso de estimación de la CCH descrito en el punto b) del 
apartado 4.4.6.2. Las medidas horarias ajustadas quedan marcadas con el 
método de obtención 3. 
Para los casos d y e:  
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 obtendrán, según corresponda, de acuerdo con lo establecido proceso 
de estimación de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2. Las 
medidas horarias perfiladas quedan marcadas con el método de obtención 
2. 
Si el saldo de ATR se ha obtenido por autolectura absoluta visual del cliente 
se considerará provisional, las medidas de la curva de carga horaria se 
obtendrán, según corresponda, de acuerdo con lo establecido en el proceso 
de estimación de la CCH descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2. Las 
medidas horarias perfiladas quedan marcadas con el método de obtención 
4. 
Si el saldo de ATR se ha estimado en función de históricos, las medidas de 
la curva de carga horaria se obtendrán, según corresponda, de acuerdo 
con lo establecido en el proceso de estimación de la CCH descrito en el 
punto b) del apartado 4.4.6.2 Las medidas horarias perfiladas quedan 
marcadas con el método de obtención 5. 
Si el saldo de ATR se ha estimado en función de un factor de utilización, 
las medidas de la curva de carga horaria se obtendrán, según corresponda, 
de acuerdo con lo establecido en el proceso de estimación de la CCH 
descrito en el punto b) del apartado 4.4.6.2. Las medidas horarias perfiladas 
quedan marcadas con el método de obtención 6. 
En la siguiente tabla se resumen los distintos tipos de CCH con indicación del tipo de 
saldo de ATR asociado y su firmeza: 
Código  de 
Relación     Método de obtención  método de  Tipo  de  medida 
Tipo de Saldo de ATR 
ATR - CCH  de la CCH  de la CCH 
obtención 
Caso a1  Real  Real  1  Firme 
Caso a2  Real  Ajustada  3  Firme 
Caso b  Calculado  Real  1  Firme 
Real / Ajustada /  1 / 3 / 
Caso c  Real  Firme /Estimación 
Real / Perfil  1 / 2 
Real / Ajustada /  1 / 3 / 
Lectura absoluta local o visual del 
Caso d y e  Firme /Estimación 
encargado de lectura 
Real / Perfil  1 / 2 
Real / Ajustada /  1 / 3 / 
Auto-lectura  absoluta  visual  del 
Caso d y e  Firme / Estimación 
cliente 
Real / Perfil  1 / 4 
Estimado en función de históricos 
Caso d y e  Perfil  5  Estimación 
del año anterior 
Estimado  según  un  factor  de 
Caso d y e  utilización  de  la  potencia  Perfil  6  Estimación 
contratada 
En el Anexo 9 de este documento se incluyen a modo de ejemplo cada uno de los 
casos de relación entre el saldo de ATR y su CCH asociada. 
4.4.6.5 Modificación del saldo ATR y de la CCH 
La curva de carga horaria o el saldo ATR de facturación podrán ser objeto de 
modificación en los siguientes supuestos:  
a) Como consecuencia de una reclamación por parte del consumidor,
dentro de los plazos establecidos en la normativa vigente.
b) En  caso  de  modificación  de  la  factura  del  peaje  de  acceso  por
modificación del saldo ATR.
En estos casos se obtendrá una nueva CCH_FACT, aplicando el proceso incluido en 
el apartado 6, en los plazos y condiciones establecidos en la normativa vigente.  es
En cualquier caso, una vez que se disponga de medida real de saldo ATR, se deberá  w.
lveoclvtuerra as  roebatelense. r CCH_FACT para todo el periodo comprendido entre las dos últimas  2021-142n https://w
Toda modificación del saldo ATR o de la CCH_FACT, supondrá una modificación de 
las medidas utilizadas para calcular las agregaciones a efectos de liquidación: 
Un saldo de ATR provisional podrá sustituirse por un saldo firme o provisional de mejor 
prelación. En estos casos, el nuevo saldo de ATR deberá tenerse en cuenta en los 
procesos de facturación (re-facturación) y liquidación. 
Una medida estimada de una CCH podrá sustituirse por una medida firme o una nueva 
estimación exclusivamente si se modifica el saldo de ATR o si existe reclamación del 
consumidor. La nueva CCH deberá tenerse en cuenta tanto en los procesos de 
facturación (re-facturación) como de liquidación. 
En los casos en los que se haya producido el cierre definitivo de medidas, las 
modificaciones del saldo ATR o de la curva de facturación se incluirán como “restos” 
de acuerdo con lo establecido en el apartado 8.13. 
Un saldo de ATR provisional pasará a firme en la publicación del cierre definitivo de 
medidas. 
Una medida estimada de una CCH pasará a firme en la publicación del cierre definitivo 
de medidas. 
4.4.7.  FRONTERAS TIPO 3, 4 Y 5 DE INSTALACIONES DE GENERACIÓN Y DE 
ALMACENAMIENTO  CON  MEDIDA  HORARIA  E  INTEGRADAS  EN  LOS 
SISTEMAS DE TELEGESTIÓN 
En el caso de no disponer de valor de energía de acuerdo con lo indicado en el 
apartado 4.3., el encargado de lectura estimará la energía saliente de acuerdo con lo 
indicado en el apartado 4.4.6 con los perfiles de generación correspondientes. 
Los  valores  horarios  de  energía  generada  se  obtendrán  utilizando  los  perfiles 
publicados en la normativa de aplicación con las siguientes consideraciones: 
Las instalaciones hidráulicas se perfilarán con perfil plano y en caso de que el 
saldo de lectura corresponda a más de un mes se aplicará el reparto de energía 
a cada mes de acuerdo con los factores de funcionamiento indicados en la 
normativa de aplicación. 
Las instalaciones fotovoltaicas se perfilarán a partir del saldo de contador 
aplicando los coeficientes horarios definidos a efectos de liquidación de energía 
vigente indicados en la normativa de aplicación de acuerdo con: 
Valor energía periodo = Saldo contador *coeficiente horario/Pt 
Siendo Pt el sumatorio de los coeficientes horarios definidos para el periodo a perfilar 
a que corresponde el saldo. 
En  los  casos  en  que  la  falta  de  medida  de  energía  saliente  sea  debida  a 
incumplimientos o dejación de funciones por parte del responsable del punto de  s
medida,  la  estimación  de  energía  saliente  será  0  kWh,  siendo  debidamente 
comunicado el responsable del punto de medida de la situación. 
4.5. ESTIMACIONES DE DATOS DE ENERGÍA REALIZADAS POR EL OPERADOR 
DEL SISTEMA EN PUNTOS FRONTERA DE LOS QUE LOS DISTRIBUIDORES 
SON ENCARGADOS DE LA LECTURA 
El  operador  del  sistema  estimará  los  datos  de  medidas  de  puntos  frontera  y 
agregaciones  de  consumidores  vigentes  en  el  concentrador  principal  y  no 
comunicados a éste por su encargado de la lectura, de acuerdo con lo siguiente: 
Los puntos de suministro tipos 1 y 2 y agregaciones de consumidores tipos 3, 4 y 5 se 
estimarán a partir del procedimiento de estimación en base a datos históricos descrito 
en el Anexo 5 de este procedimiento. 
Las instalaciones de generación y de almacenamiento tipos 3, 4 y 5 de instalaciones 
de generación y de almacenamiento se estimarán a 0 kWh en todos los periodos con 
ausencia de medida. En estos casos el operador del sistema deberá remitir a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia la relación de encargados de la 
lectura que no remiten los datos de medida que puedan suponer un incumplimiento 
de las obligaciones de lectura. 
El operador del sistema no estimará 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. 
4.6. PERIODICIDAD DEL CÁLCULO DEL MEJOR VALOR DE ENERGÍA EN PUNTO 
FRONTERA 
Antes del cierre provisional cada punto frontera deberá tener asociado para cada uno 
de los periodos de integración un valor de energía firme o estimada. La existencia de 
mejor valor de energía en punto frontera antes del cierre provisional está condicionada 
a la fecha de recepción y firmeza de las medidas.  
En función de la disponibilidad de datos de medida asociados a cada frontera el 
encargado de la lectura deberá realizar el cálculo y ponerlo a disposición del resto de 
participantes con un retraso máximo de 24 horas. 
El cálculo del mejor valor de energía de cada punto frontera se realizará 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. 
4.7. PERIODICIDAD DE CÁLCULO DE AGREGACIONES DE PUNTOS FRONTERA DE 
CLIENTES 
A efectos de liquidación, el distribuidor deberá calcular las agregaciones de medida 
de acuerdo con el P.O.10.6, a partir de los datos de mejor valor horario de energía de 
los puntos frontera de clientes tipos 3, 4 y 5. 
El cálculo de agregaciones y su puesta a disposición del operador del sistema y del 
resto de participantes se realizará con los mejores valores horarios disponibles para 
realizar  las  publicaciones  periódicas  descritas  en  los  PP.OO.  10.4  y  10.11. 
Adicionalmente y mientras no se haya realizado el cierre definitivo, si ha habido 
modificación en las medidas de alguna frontera de la agregación, se deberá calcular 
y publicar las nuevas medidas agregadas al menos en los casos y momentos descritos 
en el apartado 8 de este procedimiento. 
Independientemente de las publicaciones anteriores, el encargado de la lectura podrá 
enviar al operador del sistema actualizaciones de medidas agregadas si dispone de 
mejores datos con las limitaciones establecidas en este procedimiento. Las medidas 
serán procesadas si el periodo de aceptación de medidas está abierto de acuerdo con 
lo indicado en el apartado 8 de este procedimiento de operación.  
4.8. ASIGNACIÓN DE PUNTO FRONTERA A LA UNIDAD DE PROGRAMACIÓN 
Con objeto de calcular las medidas por unidad de programación según definición del 
PO 3.1, el operador del sistema y los encargados de lectura asignarán cada punto 
frontera  o  agregación  a  una  unidad  de  programación  para  cada  periodo  de 
programación de la siguiente forma: 
El operador del sistema asignará la unidad de programación de todos los 
puntos frontera de los que es encargado de lectura a partir de la información 
facilitada por el sistema de liquidaciones del operador del sistema. 
El operador del sistema asignará la unidad de programación de todos los 
puntos frontera de generación cuyo encargado de lectura es el distribuidor a 
partir de la información facilitada por el sistema de liquidaciones del operador 
del sistema. 
El operador del sistema asignará la unidad de programación de los puntos 
frontera de consumidores tipo 1 y 2 a partir del comercializador con el cual el 
consumidor haya contratado el suministro según información facilitada por su 
encargado de lectura. Para el caso de consumidores directos a mercado, a 
partir de la información facilitada por el sistema de liquidaciones del operador 
del sistema. 
Los encargados de lectura asignarán la unidad de programación de los puntos 
frontera de consumidores tipo 3, 4 y 5 a partir del comercializador con el cual 
el consumidor haya contratado el suministro en el periodo de programación y 
la información de su participación en los mercados de balance facilitada por el 
operador del sistema. Para el caso de consumidores directos a mercado, a 
partir de la información facilitada por el sistema de liquidaciones del operador 
del sistema. 
El operador del sistema y los encargados de lectura no podrán asignar medidas de un 
punto frontera o agregación a una unidad de programación de un participante de 
mercado que esté dado de baja de su participación en el mercado. 
5. PUBLICACIÓN DE ENERGÍAS LIQUIDABLES
5.1. PUBLICACIÓN DE ENERGÍAS LIQUIDABLES AL SISTEMA DE LIQUIDACIONES 
DEL OPERADOR DEL SISTEMA 
El  concentrador  principal  pondrá  a  disposición  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 adelantará en ningún caso la estimación de datos de medidas en 
frontera de las que no es encargado de la lectura fuera de los plazos indicados en este 
procedimiento.  
Las  publicaciones  llevadas  a  cabo  por  el  concentrador  principal  al  sistema  de 
liquidaciones para la realización de las liquidaciones descritas en apartado 6 del P.O. 
14.1 “Condiciones generales del proceso de liquidación del operador del sistema” 
serán, al menos, las que se indican en el apartado 8 de este procedimiento. 
Adicionalmente,  el  concentrador  principal  publicará  la  información  de  medidas 
necesaria  para  que  los  participantes  en  el  mercado  puedan  comprobar  sus 
liquidaciones de acuerdo con los medios y protocolos descritos en el P.O. 10.4. 
5.2. PUBLICACIÓN  DE  ENERGÍAS  AL  ÓRGANO  ENCARGADO  DE  LAS 
LIQUIDACIONES DEL RÉGIMEN RETRIBUTIVO ESPECÍFICO 
Los encargados de lectura pondrán a disposición del órgano encargado de las 
liquidaciones del régimen retributivo específico los datos de medidas por CIL de 
acuerdo  con  los  formatos  y  plazos  que  se  establezcan  en  la  normativa 
correspondiente. 
Adicionalmente, los encargados de lectura publicarán las mismas medidas a los 
participantes de cada instalación, de forma que la energía enviada al organismo 
encargado  de  la  liquidación  del  régimen  retributivo  específico  y  la  existente  en 
concentrador principal de medidas sea coincidente. 
5.3. PUBLICACIÓN PARA EL SERVICIO DE AJUSTE DEL FACTOR DE POTENCIA 
El Operador del Sistema publicará, en cada cierre de medidas M+1, M+3, provisional 
y definitivo definidos en el apartado 6, los incumplimientos del servicio de ajuste del 
factor de potencia por código CIL, junto con las energías activas, reactivas y valor del 
factor de potencia calculado a partir de las energías publicadas por los encargados de 
lectura en cada cierre.   e.e
En los casos de instalaciones de autoconsumo, a efectos de la verificación del servicio 
factor de potencia, el cumplimiento se realizará, con carácter general, haciendo uso 
del equipo de medida ubicado en el punto frontera y, en su caso, del equipo de medida 
de la generación neta. 
6. CIERRES DE ENERGÍA
6.1. INTRODUCCIÓN 
Se define cierre de energía de un mes M al hito en que las medidas o agregaciones 
de energía de los puntos frontera del sistema son puestos a disposición del sistema 
de liquidaciones para su liquidación.  
Las medidas o agregaciones de medidas de los puntos frontera publicadas en cada 
cierre podrán ser provisionales o definitivas. 
En la publicación de cada cierre de energía se incorporarán las medidas de los tipos 
de puntos frontera que sean necesarios para la liquidación correspondiente.  
El operador del sistema efectuará en cada cierre las publicaciones necesarias para 
que los participantes en el mercado y los encargados de lectura puedan comprobar 
los datos de medidas de energía de su liquidación, así como publicaciones previas al 
cierre como avance de los mismos. 
Se  deben  habilitar  los  intercambios  de  información  necesarios  para  que  los 
participantes en el mercado 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 podrán tener un mecanismo de tratamiento 
de reclamaciones diferente. 
El  operador  del  sistema  publicará  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.  
Los  plazos  para  la  recepción  de  medidas  para  los  distintos  cierres  y  para  las 
publicaciones  del  operador  del  sistema  se  recogen  en  el  apartado  8  de  este 
procedimiento. 
6.2. 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.  
Con las medidas recibidas hasta el plazo límite de recepción de datos de medidas 
para el cierre en el mes M+1, el operador del sistema efectuará los tratamientos de 
medidas necesarios a fin de realizar el cierre del mes M+1 y su publicación. Las 
medidas correspondientes a un cierre del mes M+1 podrán ser firmes o provisionales.  s
Para el cierre en el mes M+1 el operador del sistema no estimará las medidas de CIL 
por no haberlas enviado su encargado de la lectura al concentrador principal. 
Los plazos para la recepción 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. 
6.3. 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.  
Con las medidas recibidas hasta el plazo límite de recepción de datos de medidas 
para el cierre en el mes M+3, el operador del sistema efectuará los tratamientos de 
medidas necesarios a fin de realizar el cierre del mes M+3 y su publicación. Las 
medidas correspondientes a un cierre del mes M+3 podrán ser firmes o provisionales. 
Para el cierre en el mes M+3 el operador del sistema no estimará las medidas de CIL, 
consumidores  o  agregaciones  de  consumidores  por  no  haberlas  enviado  su 
encargado de la lectura al concentrador principal. 
Los plazos para la recepción 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. 
6.4. PROCEDIMIENTO DE COMUNICACIÓN DE PREOBJECIONES 
Se define como preobjeción a cualquier disconformidad con la medida de un punto 
frontera o agregación cuyo encargado de lectura es el distribuidor de cualquier tipo 
que se comunica previamente al cierre provisional de medidas.  
Se distinguen dos tipos de preobjeciones, en función de quién es el participante que 
las detecta: 
Detectadas  por  el  distribuidor:  Las  preobjeciones  como  consecuencia  de 
validaciones o realización 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 
quedarían actualizadas por nuevas publicaciones del encargado de lectura, 
antes de la publicación del cierre provisional. 
  Detectadas por el comercializador, consumidor directo o por el representante: 
Cualquier preobjeción que detecte el comercializador, consumidor directo o el 
representante será comunicada al operador del sistema quien las pondrá en 
conocimiento del encargado de lectura correspondiente. 
Las preobjeciones de medidas las comunicará el comercializador, consumidor directo 
o el representante al operador del sistema mediante los formatos y medios de
transmisión establecidos. El operador del sistema incorporará en su sistema las
preobjeciones que pasen las validaciones requeridas y publicará el acuse de recibo e
de  dichas  objeciones  a  los  participantes  implicados  en  la  misma 
(comercializador/consumidor directo /representante y distribuidor). 
Las preobjeciones se pueden clasificar en dos niveles: 
a. Preobjeciones al punto frontera o agregación
b. Preobjeciones a la energía de un punto de suministro
Las preobjeciones no deben ser respondidas por parte el encargado de lectura. En 
caso de que aplicara, las preobjeciones podrían dar lugar a nuevas publicaciones de 
medidas del encargado de lectura antes de la publicación del cierre provisional. 
Los plazos para la recepción y publicación de preobjeciones y para las publicaciones 
del operador del sistema tras un cierre del mes M+1 para instalaciones de generación 
y de almacenamiento del mes M+3 para agregaciones de clientes se recogen en el 
apartado 8 de este procedimiento. 
6.5. CIERRE DE ENERGÍA 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.  
A  partir  del  cierre  de  recepción  de  datos de medidas, el  operador  del  sistema 
comenzará a realizar los tratamientos de medidas necesarios a fin de realizar el cierre 
provisional y su publicación. Las medidas utilizadas en el cierre provisional deberán 
ser firmes o estimaciones. Las medidas provisionales deberán pasar a ser medidas 
firmes, medidas inválidas o estimaciones de acuerdo con lo indicado en el apartado 
4.3. 
Los  tratamientos  antes  citados  incluyen  la  estimación  de  medidas  utilizando  el 
procedimiento de estimación descrito en el apartado 4.4.  
El operador del sistema procederá 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. 
La estimación 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 envío de medidas en que hubieran podido 
incurrir. 
Las estimaciones publicadas para cualquier tipo de frontera podrán dar lugar a 
facturaciones a los distribuidores o responsables de los puntos de medida por el 
servicio de estimación de medidas, siempre que el motivo de la estimación sea 
imputable a los mismos. 
El operador del sistema publicará 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. Simultáneamente se publicarán al sistema de  s
liquidaciones.  oe.
Excepcionalmente, el operador del sistema podrá realizar republicaciones del cierre 
provisional efectuados como consecuencia de reclamaciones recibidas a través del 
sistema de liquidaciones o por alguna de las situaciones descritas en el apartado 8.14. 
Las republicaciones se harán públicas a los participantes afectados sin que se vean 
modificados los plazos de objeción de medidas. 
El plazo de publicación del cierre provisional de medidas se establece en el apartado 
8 de este procedimiento.  
6.6. PERIODO DE OBJECIÓN DE MEDIDAS 
Las objeciones de medidas tienen por objeto solicitar al encargado de la lectura la 
revisión y el recalculo, si aplica, de las medidas de un punto frontera en uno o más 
periodos de integración de un mes en cierre provisional.  
Las  objeciones  de  medidas  de  un  punto  frontera  las  podrá  realizar  cualquier 
participante del mismo. Las objeciones de medidas deberán ser notificadas a los 
encargados  de  la  lectura,  participantes,  comercializadores,  clientes  directos  a 
mercado, representantes y operador del sistema, según cada caso, utilizando los 
medios y protocolos definidos en los PP.OO. 10.4 y 10.11. 
Los 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 deberán ser tratadas de la misma forma que las objeciones, a 
excepción de su plazo de emisión.  
El responsable de resolver las posibles objeciones es el encargado de la lectura. 
Desde la publicación del cierre provisional por parte del operador del sistema, se abrirá 
el plazo de objeción de medidas. Los plazos de objeción de medidas a partir de la 
publicación del cierre provisional son los que se indican en el apartado 8 de este 
procedimiento. 
6.6.1.  OBJECIÓN  DE  MEDIDAS  DE  PUNTOS  FRONTERA  DE  LOS  QUE  EL 
OPERADOR DEL SISTEMA ES ENCARGADO DE LA LECTURA 
El operador del sistema recibirá las objeciones o emitirá sus autobjeciones. Las 
objeciones de medidas de un punto frontera las podrá realizar cualquier participante 
del mismo. Las objeciones de medidas deberán ser notificadas al operador del sistema 
para su distribución al resto de participantes. 
Las objeciones en datos de medidas se clasifican en dos tipos: 
a. Objeciones asociadas a datos de medida de energía en puntos frontera
Adicionalmente y si aplica como complemento a la objeción, el participante podrá 
enviar al operador del sistema incidencias asociadas a la objeción según se indica 
en el apartado 3.4. 
b. Objeciones relativas a datos estructurales o configuraciones de cálculo de
puntos frontera.
Adicionalmente y si aplica como complemento a la objeción, el participante podrá 
enviar al operador del sistema las modificaciones de datos estructurales según lo 
indicado en el P.O. 10.7, en aplicación del apartado 3.4. 
6.6.2.  OBJECIÓN 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: 
a. Objeciones o autobjeciones a la agregación
b. Objeciones o autobjeciones al valor mensual de un punto de suministro.
Las objeciones a agregaciones se deberán completar con la presentación del detalle 
individual de los puntos de suministro de los que se solicita revisión mediante el fichero 
correspondiente. 
Asimismo, se clasifican en dos tipos en función del participante que las genera: 
Objeciones  emitidas  por  los  comercializadores  o  consumidores  directos  a 
mercado o representantes: 
a. Objeciones de fronteras de clientes tipos 1 y 2
Estas objeciones se pondrán a disposición del operador del sistema.
b. Objeción a agregaciones de consumidores tipo 3, 4 y 5.
Las objeciones a agregaciones se deberán completar con la presentación del 
detalle individual de los puntos de suministro de los que se solicita revisión 
mediante el fichero correspondiente. 
c. Objeción  a  instalaciones  de  puntos  frontera  de  generación  y  de
almacenamiento de los que el distribuidor es encargado de lectura.
Las objeciones a puntos frontera de generación y de almacenamiento de los 
que  el  distribuidor  es  encargado  de  lectura,  podrán  ser  sobre  datos 
estructurales, medida de energía activa o medida de energía reactiva mediante 
la presentación del fichero correspondiente. 
Estas objeciones se pondrán a disposición del operador del sistema. 
Todas las objeciones, ya sean de punto frontera o de agregación, serán publicadas al 
concentrador  principal  de  medidas,  el  cual  realizará  las  publicaciones  a  los 
participantes implicados en la misma. En todo caso, es responsabilidad del emisor, y 
en ningún caso del operador del sistema, verificar que la objeción ha sido recibida en  s
el concentrador principal, mientras que es responsabilidad del operador del sistema,  oe.
y no del emisor, verificar que éstas han sido publicadas a los participantes implicados 
en el concentrador principal. 
El  operador  del  sistema  sólo  procesará  y  publicará  las  objeciones  a  los 
comercializadores, consumidores directos a mercado o representantes, mientras que 
el encargado de la lectura deberá procesar y responder todas las objeciones, tanto de 
puntos frontera como de agregaciones. 
Si el motivo de la objeción 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, éste deberá enviar al encargado de la lectura la curva del punto frontera. 
En estos casos el operador del sistema deberá remitir a la Comisión Nacional de los 
Mercados  y  la  Competencia  la  información  necesaria  para  que  se  inicien  los 
procedimientos informativos y, en su caso, sancionadores por el incumplimiento de 
las obligaciones de lectura. 
Objeciones emitidas por los propios encargados de la lectura (autobjeciones) 
a. Objeciones de fronteras de clientes tipos 1 y 2. Estas objeciones se pondrán
a disposición del operador del sistema.
b. Objeción a agregaciones de consumidores tipos 3, 4 y 5
Estas objeciones se pondrán a disposición del operador del sistema. Las objeciones 
de consumidores tipo 4 y 5 se pueden realizar a nivel de punto frontera o a nivel de 
agregación. 
c. Objeción  a  instalaciones  de  puntos  frontera  de  generación  y  de
almacenamiento de los que el distribuidor es encargado de lectura.
Estas objeciones se podrán a disposición del operador del sistema. Se podrán realizar 
para corregir información estructural, de medida de energía activa o reactiva. 
Todas las autobjeciones, ya sean de punto frontera o de agregación, serán publicadas 
al operador del sistema mediante los formatos y medios de transmisión establecidos. 
El operador del sistema incorporará en su sistema las objeciones que pasen las 
validaciones requeridas y publicará el acuse de recibo de dichas objeciones a los 
participantes  implicados  en  la  misma,  comercializador,  consumidor  directo, 
representante y distribuidor. 
6.6.3.  RESOLUCIÓN DE OBJECIONES 
1. Fronteras de las que el operador del sistema es encargado de la lectura
El encargado de la lectura resolverá las objeciones recibidas en el plazo establecido 
en el apartado 8 de este procedimiento. Como resultado de una objeción el encargado 
de la lectura resolverá: 
a. Medida revisada confirmada: medida del punto frontera que, tras el análisis del
encargado de la lectura, no modifica su valor. s
b. Medida revisada y modificada como resultado de la objeción: medida de punto
frontera que, tras el análisis del encargado de la lectura, modifica su valor.
c. En ambos casos, el encargado de la lectura evaluará las objeciones emitidas y
comunicará 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.
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 considerará como aceptado los valores propuestos en su objeción por el 
participante no encargado de lectura.  
En caso de que el encargado de lectura haya respondido afirmativamente pero no 
haya comunicado la modificación de datos estructurales o medida, el participante no 
encargado de la lectura deberá comunicar mediante una solicitud de revisión de 
resolución de objeciones de acuerdo a los formatos y plazos establecidos la revisión 
de la objeción. Si el encargado de lectura sigue sin comunicar la modificación de datos 
estructurales o medida, pasado el plazo se considerará como aceptado los valores 
propuestos en su objeción por el participante no encargado de lectura. 
En cualquier caso, el operador del sistema no modificará datos estructurales o de 
medida en la publicación del cierre definitivo, si la información recibida es incoherente 
o incompleta.
2. Fronteras de las que los distribuidores son encargados de la lectura
Actuación del encargado de la lectura: 
El encargado de la lectura responderá 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. 
Independientemente  de  la  obligación  de  contestar  las  objeciones  a  los 
comercializadores  o  consumidores  directos  a  mercado  o  representantes 
anteriormente  indicada,  como  consecuencia  de  la  resolución  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. 
Además, para los casos en que un comercializador o representante A presenta una 
objeción que afecta a otro comercializador o representante B, el cual no presenta 
objeción,  si  el  encargado  de  lectura  acepta  la  objeción  deberá  comunicar  al 
concentrador principal y a los participantes implicados, en el periodo de resolución de 
objeciones y mediante el formato que se establezca, la identificación de los puntos o 
agregaciones del comercializador o representante B afectados por la objeción del 
comercializador o representante A. 
Actuación del operador del sistema: 
El operador del sistema actuará de receptor de los datos remitidos por los encargados 
de  la  lectura  consecuencia  de  la  resolución  de  una  objeción  que  les  sean  de  e.
aplicación, y realizará los tratamientos de medidas antes de la publicación del cierre 
definitivo de acuerdo con lo indicado a continuación: 
a. Modificación de medidas o datos estructurales de clientes tipos 1 y 2
El operador del sistema modificará  sólo datos de medidas o datos estructurales de 
clientes tipos 1 y 2 si existe una auto-objeción del encargado de la lectura o una 
objeción  de  comercializador  o  consumidor  directo  a  mercado  o  representantes 
aceptada por el propio encargado de la lectura. En función del tipo de objeción de que 
se trate, el operador del sistema deberá recibir información adicional para modificar 
los datos de medidas.   
Si la información enviada en los plazos establecidos por el encargado de la lectura es 
incoherente o incompleta no se modificarán las medidas de clientes tipos 1 y 2 por 
parte del operador del sistema, comunicando el motivo de la no aceptación. 
b. Modificación de medidas o datos estructurales de agregaciones de clientes
El operador del sistema modificará sólo datos de medidas o datos estructurales de 
agregaciones si existe una autobjeción del encargado de la lectura o una objeción del 
comercializador o de los consumidores directos a mercado aceptada por el propio 
encargado de la lectura.  En función del tipo de objeción de que se trate, el operador 
del sistema deberá recibir información adicional para modificar los datos de medidas.  
Si la información recibida por el operador del sistema es incoherente o incompleta, el 
operador del sistema no modificará las medidas en la publicación del cierre definitivo, 
comunicando el motivo de la no aceptación. 
c. Modificación de medidas o datos estructurales de instalaciones de puntos frontera
de generación y de almacenamiento de los que el distribuidor es encargado de
lectura
El operador del sistema modificará sólo datos de medidas o datos estructurales de 
instalaciones de puntos frontera de generación y de almacenamiento de los que el 
distribuidor es encargado de lectura si existe una autobjeción del encargado de la 
lectura o una objeción del representante aceptada por el propio encargado de la 
lectura. En función del tipo de objeción de que se trate, el operador del sistema deberá 
recibir información adicional para modificar los datos de medidas. 
Si la información recibida por el operador del sistema es incoherente o incompleta, el 
operador del sistema no modificará las medidas en la publicación del cierre definitivo, 
comunicando el motivo de la no aceptación 
d. Aceptación de objeciones ante la ausencia de información 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 considerará como aceptado los valores propuestos en su objeción por el 
participante no encargado de lectura.   e.
En caso de que el encargado de lectura haya respondido afirmativamente pero no 
haya comunicado la modificación de datos estructurales o medida, el participante no 
encargado de la lectura deberá comunicar mediante una solicitud de revisión de 
resolución de objeciones de acuerdo a los formatos y plazos establecidos la revisión 
de la objeción. Si el encargado de lectura sigue sin comunicar la modificación de datos 
estructurales o medida, pasado el plazo se considerará como aceptado los valores 
propuestos en su objeción por el participante no encargado de lectura. 
En cualquier caso, el operador del sistema no modificará datos estructurales o de 
medida en la publicación del cierre definitivo, si la información recibida es incoherente 
o incompleta.
6.7. CIERRE DE ENERGÍA DEFINITIVO
Las  medidas  del  cierre  provisional  que  no  hayan  sido  objetadas  en  los  plazos 
anteriormente indicados pasarán a considerarse como firmes definitivas de acuerdo 
con lo establecido en el Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto. 
Las medidas objetadas podrán cambiar su valor de acuerdo con lo indicado en el 
apartado 6. A partir de la resolución de las objeciones de datos de medidas, el 
operador del sistema comenzará a realizar los tratamientos de medidas necesarios a 
fin de realizar el cierre definitivo y su publicación. 
Las  medidas  en  cierre  definitivo  sólo  podrán  ser  modificadas  en  los  casos 
contemplados por el artículo 15 del Reglamento unificado de puntos de medida. 
El operador del sistema publicará 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 partícipes. 
Excepcionalmente, el operador del sistema podrá realizar republicaciones del cierre 
definitivo efectuados como consecuencia de reclamaciones recibidas a través del 
sistema de liquidaciones o por alguna de las situaciones descritas en el apartado 8.14. 
Las republicaciones se harán públicas a los participantes afectados.  
Como consecuencia de toda la información recibida tras el proceso de resolución 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 revisión de la resolución de las objeciones. Una vez 
concluido este proceso, el operador del sistema publicará los datos definitivos de 
medidas al sistema de liquidaciones y a los participantes del sistema de medidas. 
Una vez concluido este proceso, el operador del sistema publicará los datos definitivos 
de medidas al sistema de liquidaciones y a los participantes del sistema de medidas. 
6.8. CORRECCIÓN  DE  REGISTROS  DE  MEDIDA  POSTERIOR  AL  CIERRE 
DEFINITIVO 
La corrección de registros de medidas posterior a la publicación de los cierres  es
definitivos  de  medidas  según  lo  dispuesto  en  el  artículo  15  del  Real  Decreto  o
1110/2007, de 24 de agosto, modificado según la disposición final tercera del Real 
Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, se realizará conforme a lo indicado en los 
siguientes apartados. 
6.8.1.  SOLICITUD A UN ENCARGADO DE LECTURA DE UNA CORRECCIÓN DE 
REGISTROS DE MEDIDA 
La solicitud de corrección de registros de medida tiene por objeto solicitar al encargado 
de la lectura la revisión de los datos de medida como consecuencia de errores de 
medidas tras la publicación del cierre definitivo  
La  solicitud  de  corrección  de  registros  de  medida  tiene  por  objeto  reclamar  al 
encargado de la lectura de un punto frontera o agregación de fronteras la revisión y 
corrección, si procede, de sus datos de medida tras la publicación del cierre definitivo, 
en  los  supuestos  indicados  en  el  apartado  2  del  artículo  15  del  Real  Decreto 
1110/2007, de 24 de agosto.  
Podrán solicitar corrección 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. 
La solicitud de corrección de datos de medidas se comunicará simultáneamente 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 publicarán 
en la página web de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA. 
6.8.2.  COMUNICACIÓN  DE  UNA  CORRECCIÓN  DE  MEDIDA  POR  UN 
ENCARGADO DE LECTURA 
Adicionalmente, será de aplicación la corrección de registros a los casos en que el 
encargado de lectura detecte un error de medidas tras la publicación del cierre 
definitivo, en los supuestos indicados en el apartado 3 del artículo 15 del Real Decreto 
1110/2007, de 24 de agosto. 
La corrección de registros de medida por un encargado de lectura se pondrá a 
disposición de los representantes / comercializadores / consumidores directos y del 
operador del sistema en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento. 
La solicitud de corrección de datos de medidas se comunicará simultáneamente 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 publicarán 
en la página web de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA. 
6.8.3.  VALIDACIÓN  Y  RESOLUCIÓN  POR  PARTE  DEL  ENCARGADO  DE 
LECTURA 
Los encargados de la lectura analizarán las solicitudes de corrección recibidas. Para 
que una solicitud de corrección sea aceptada, el encargado de la lectura comprobará 
que se ajusta a los supuestos recogidos en el artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, 
de 24 de agosto.  e.
Los encargados de la lectura analizarán las solicitudes de corrección recibidas y 
resolverán las mismas en los plazos indicados en el apartado 8 de este documento. 
Los encargados de la lectura podrán requerir información adicional a los solicitantes 
a fin de resolver las solicitudes de revisión de medidas. Tras la revisión, el encargado 
de lectura concluirá como: 
Medida revisada y confirmada: 
Medida del punto frontera y/o agregación que tras el análisis del encargado de 
la lectura no modifica su valor. 
Medida revisada y modificada:  
Medida del punto frontera y/o agregación que tras el análisis del encargado de 
la lectura modifica su valor. 
El encargado de la lectura pondrá en conocimiento de los participantes afectados y 
del operador del sistema la revisión de las solicitudes y la conclusión del análisis 
(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 publicarán en la página 
web de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA. 
6.8.4.  PUBLICACIÓN DE DATOS DE MEDIDAS CORREGIDAS 
El encargado de la lectura publicará a los participantes afectados, al operador del 
sistema y al sujeto responsable de efectuar la liquidación (según se establece en el 
apartado 1 del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto), los nuevos 
datos de medidas horarias por punto frontera o por agregación,  incluyendo los 
importes de liquidación resultado de la modificación, en los plazos indicados en el 
apartado 8 de este procedimiento, a partir de los ficheros y formatos que se publicarán 
en la versión vigente del documento ‘Ficheros para el Intercambio de Información de 
Medidas’ disponible en la página web de RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA. 
El operador del sistema informara al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto 
Demográfico  y  a  la  Comisión  Nacional  de  los  Mercados  y  la  Competencia  del 
cumplimento de los requisitos de aplicación del artículo 15 en base a la información 
recibida de los participantes. 
6.9. PUBLICACIÓN  AL  SISTEMA  DE  MEDIDAS  DE  “RESTOS”  DE  ENERGÍA 
FACTURADA DE MESES EN CIERRE DEFINITIVO 
Una vez publicado el nuevo cierre de medidas de un mes M tras las correcciones por 
aplicación del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto, el encargado 
de  lectura  comunicará  al  concentrador  principal  las  modificaciones  de  energía 
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 aplicación del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto. 
Para ello, se comunicará a través de un fichero específico la energía incremental 
(positiva o negativa) respecto a la publicada en el cierre definitivo tras la aplicación del 
artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto (“restos” de energía facturada  es
de meses en cierre definitivo).   o
6.10.  CIERRES EXTRAORDINARIOS 
Además de los cierres provisional y definitivo descritos en este apartado 6, podrá ser 
necesaria la realización de cierres extraordinarios de acuerdo con lo indicado en este 
apartado. 
En situaciones de participantes en el mercado que queden suspendidos temporal o 
definitivamente del mercado de producción, y a solicitud del sistema de liquidaciones 
del operador del sistema, los plazos de envío de datos de medidas, cierre provisional 
y plazo de presentación de objeciones podrán 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. 
7. COMPROBACIÓN DE LOS PROCESOS DE LECTURA, ALTA O MODIFICACIÓN
DE FRONTERAS Y TRATAMIENTO E INTERCAMBIOS DE INFORMACIÓN
A petición del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico o de la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia, el operador del sistema 
efectuará una comprobación de los procesos de lectura o alta, baja o modificación de 
fronteras o el tratamiento e intercambios de la información de los datos de las fronteras 
y periodos solicitados.   
Como resultado de la solicitud, el operador del sistema emitirá informe sobre el 
cumplimiento de los requisitos del Reglamento Unificado de Puntos de Medida de los 
procesos y fronteras solicitados.  
En función del alcance del proceso de comprobación solicitado, el operador del 
sistema podrá utilizar una muestra de fronteras y periodos para la realización de la 
comprobación solicitada. 
En función del alcance del proceso de comprobación solicitado, el operador del 
sistema solicitará a los distribuidores, para fronteras de las que el operador del sistema 
no es encargado de la lectura, la información requerida en función de la comprobación 
o tipos de puntos a comprobar. Los encargados de la lectura remitirán los datos
solicitados por las vías y formatos que establezca el operador del sistema antes de 30
días desde su solicitud.
Para realizar comprobaciones de puntos frontera tipos 1, 2 y tipo 3 distintos de 
clientes, el operador del sistema utilizará los datos de medidas disponibles en el 
concentrador principal.   
El operador del sistema podrá, si lo estima conveniente para la elaboración de este 
informe, inspeccionar in situ las instalaciones de medida afectadas (o una muestra de 
las mismas).  
El informe de la comprobación efectuado se enviará al Ministerio para la Transición 
Ecológica y el Reto Demográfico o de la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia, según sea el peticionario, en el plazo de un mes desde que el operador  es
del sistema disponga de la información completa sobre los datos anteriores.  o
8. PLAZOS DEL SISTEMA DE MEDIDAS
8.1. RECEPCIÓN DE MEDIDAS 
Los plazos de recepción de medidas y puesta a disposición del concentrador principal 
y del resto de participantes (en los casos en que aplique) se detallan en la siguiente 
tabla: 
Plazo obligatorio de 
Fin plazo de 
Plazo obligatorio  publicación de 
Concentrador de  Plazo obligatorio  recepción de 
de publicación de  medidas al 
Tipo de punto  medidas que efectúa  para  medidas por 
medidas al  comercializador, 
frontera  la lectura del  la lectura del  parte del 
concentrador  representante o 
registrador  registrador  concentrador 
principal  consumidor directo a 
principal 
mercado (nota 4) 
Tipos 1 y 2 
distintos  de 
clientes 
Tipo 3  
distintos  de 
clientes  y  Día D debe leerse 
distintos  de  antes de las 8:00 h 
Concentrador principal  No aplica  No aplica  (Nota 5) 
instalaciones de  del día D + 1 
generación y de  (Nota 3) 
almacenamiento 
de  las  que  el 
distribuidor  es 
encargado  de 
lectura 
Concentrador  Día D debe leerse  Día  D  debe 
Tipos  1  y  2 
Secundario  propiedad  antes de las 8:00 h  publicarse antes de 
distintos  de  No aplica  (Nota 5) 
diferente  que  el  del día D + 1  las 8:00 h del día D 
clientes 
encargado de lectura  (Nota 3)  +1
Tipo  3  distintos 
de  clientes  y 
distintos  de 
Mes  M  debe 
instalaciones de  Concentrador  Mes  M  debe 
leerse antes de las 
generación y de  Secundario  propiedad  publicarse antes de 
8:00 h del 3er día  No aplica  (Nota 5) 
almacenamiento  diferente  que  el  las 8:00 h del 4º día 
hábil del mes M + 
de  las  que  el  encargado de lectura  hábil del mes M + 1 
1 
distribuidor  es 
encargado  de 
lectura 
Tipo 3, 4 y 5 de 
instalaciones de 
Mes  M  debe  Mes  M  debe  Mes M debe publicarse 
generación y de  Concentrador 
leerse antes de las  publicarse antes de  antes de las 8:00 h del 
almacenamiento  Secundario  propiedad 
8:00 h del 3er día  las 8:00 h del 4º día  4º día hábil del mes M +  (Nota 5) 
de  las  que  el  del  encargado  de 
hábil del mes M +  hábil del mes M + 1  1 
distribuidor  es  lectura 
1 
encargado  de 
lectura  s
Plazo obligatorio de 
Fin plazo de 
Plazo obligatorio  publicación de 
Concentrador de  Plazo obligatorio  recepción de 
de publicación de  medidas al 
Tipo de punto  medidas que efectúa  para  medidas por 
medidas al  comercializador, 
frontera  la lectura del  la lectura del  parte del 
concentrador  representante o 
registrador  registrador  concentrador 
principal  consumidor directo a 
principal 
mercado (nota 4) 
Día  D  debe 
Concentrador  Día D debe leerse 
publicarse antes de  Día D debe publicarse 
Tipo  1  y  2  de  Secundario  propiedad  antes de las 8:00 h 
las 8:00 h del día D  antes de las 8:00 h del  (Nota 5) 
clientes  del  encargado  de  del día D + 1 
+1 día D + 1 
lectura  (Nota 3) 
Mes  M  debe 
Mes  M  debe  Mes M debe publicarse 
Concentrador  leerse, al menos, 
publicarse antes de  antes de las 8:00 h del 
Tipo 3, 4 y 5 de  Secundario  propiedad  antes de las 8:00 h  (Nota 5) 
las 8:00 h del 12º día  12º día natural del mes 
clientes  del  encargado  de  del 12º día natural 
natural del mes M+3  M + 3 
lectura  del  mes  M+3 
 (Nota 1)  (Nota 2) 
(Nota 6) 
Nota 1:  Medidas agregadas. 
Nota 2:  Medidas agregadas y datos acumulados mensuales por punto de frontera. En el caso de instalaciones de puntos 
frontera de generación y de almacenamiento de los que el distribuidor es encargado de lectura, también medidas horarias. 
Nota 3:  Además de las comunicaciones remotas necesarias con los registradores de medidas para dar cumplimiento a lo 
indicado anteriormente, el encargado de la lectura realizará al menos los reintentos para recuperar medidas pendientes que se 
indican a continuación: 
Puntos tipo 1 y 2: 
Se realizará al menos una comunicación remota semanal con los registradores de medidas hasta el primer día hábil 
del mes M+3 a fin de recuperar medidas pendientes correspondientes al mes M. 
Puntos tipo 3: 
Se realizarán al menos tres comunicaciones remotas con los registradores de medidas en días distintos para recuperar 
medidas pendientes del mes M antes del primer día hábil del mes M+3. 
Nota 4:  La información de los datos acumulados mensuales de fronteras tipos 3, 4 y 5 deberá ser puesta a disposición de los 
participantes una vez se realice el cierre provisional, con un retraso inferior a veinticuatro horas. 
Las comunicaciones de altas, bajas y cambios de comercializador y/o representante deberán realizarse antes de 
cumplirse cinco días hábiles desde su fecha efectiva.  
El resto de datos estructurales y/o de medidas no incluidos en los párrafos anteriores, así como las medidas en punto 
de medida cuando se requiera, serán puestos a disposición de sus participantes con un retraso inferior a veinticuatro horas desde 
su cálculo u obtención por parte del encargado de la lectura. 
Nota 5:   El plazo de finalización de recepción de medidas para un cierre podrá tener distintas fechas en función del tipo de 
frontera.  
El plazo de recepción de medidas como consecuencia del tratamiento de incidencias finaliza 30 días antes del cierre 
provisional de medidas. 
Con objeto de disponer de datos de medidas adicionales para la validación y estimación de medidas, el concentrador 
del encargado de la lectura podrá comunicar y recibir datos de medidas de registrador correspondientes a saldos de energía de 
puntos de medida. 
Con objeto de disponer de datos de medidas adicionales para la validación y estimación de medidas, los 
concentradores secundarios deberán enviar al concentrador principal saldos de energía diarios y/o mensuales de los puntos de 
medida de los que el operador del sistema es encargado de la lectura. El envío de dichos saldos de energía se realizará según 
los plazos de recepción de medidas del tipo de frontera. 
Los envíos de medidas posteriores al cierre de recepción de medidas podrán ser tenidos en consideración por los 
encargados de la lectura dentro del procedimiento de resolución de objeciones. 
Independientemente de los plazos de recepción de medidas establecidos y en situaciones de participantes en el 
mercado que queden suspendidos temporal o definitivamente del mercado de producción o por otra cualquier causa análoga, y 
previa solicitud del operador del sistema a los encargados de la lectura con notificación simultánea a la Comisión Nacional de 
los Mercados y la Competencia y Ministerio para la Transición Ecológica  y el Reto Demográfico, los plazos de envío de datos 
de medidas podrán reducirse a fin de acelerar el cierre definitivo de un sujeto de acuerdo con el procedimiento excepcional que 
el operador del sistema establezca. 
La remisión de una mejor medida al operador del sistema por parte del Encargado de la lectura se podrá realizar hasta 
las 8:00 del 11º día hábil del mes M+7. 
Nota 6:   La periodicidad de las lecturas será la establecida en la normativa de aplicación.  
8.2. CÁLCULO DEL MEJOR VALOR DE PUNTO FRONTERA 
El cálculo del mejor valor de energía de cada punto frontera se realizará, mientras no 
se  haya  realizado  el  cierre  definitivo  de  medidas,  de  acuerdo  con  los  plazos 
obligatorios de recepción de medidas que se indican en el apartado 8. Adicionalmente, 
se realizará como consecuencia del procedimiento de resolución de incidencias y 
objeciones. 
8.3. CÁLCULO DE AGREGACIONES DE CLIENTES 
El cálculo de agregaciones de clientes y su puesta a disposición del operador del 
sistema y del resto de participantes se realizará de acuerdo con los plazos obligatorios 
de recepción de medidas que se indican en el apartado 8.1 Adicionalmente, se 
realizará  como  consecuencia  del  procedimiento  de  resolución  de  incidencias  y 
objeciones. 
8.4. PUBLICACIONES AL SISTEMA DE LIQUIDACIONES 
El concentrador principal publicará los datos de medidas al sistema de liquidaciones 
para su liquidación, al menos con la siguiente periodicidad: 
PLAZO DE RECEPCIÓN DE MEDIDAS 
EN EL CONCENTRADOR PRINCIPAL 
PERIODO DE PUBLICACIÓN  TIPO DE PUBLICACIÓN 
PARA TENERSE EN CUENTA EN LA 
PUBLICACIÓN 
Medidas del mes M de puntos frontera de generación 
y de almacenamiento e internacionales que sean  Recibidas hasta las 8:00 h 
DIARIAMENTE  firmes o provisionales por causas no imputables al 
responsable del punto 
Medidas del mes M – 1 de puntos frontera de 
generación y de almacenamiento e internacionales 
DIARIAMENTE, ENTRE EL 2º  que sean firmes o provisionales por causas no  Recibidas hasta las 8:00 h del 4º día hábil 
DÍA  NATURAL  Y  EL  5º  DÍA  imputables al responsable del punto 
HÁBIL DE CADA MES  Medidas de puntos frontera de clientes con medidas 
del mes M – 1 
Medidas de puntos frontera de clientes con medidas  Recibidas hasta las 8:00 h del último día 
SEMANALMENTE 
del mes M y M – 2  hábil de la semana anterior 
Medidas del mes M – 3 de puntos frontera de 
generación y de almacenamiento e internacionales 
que sean firmes o provisionales por causas no 
imputables al responsable del punto o estimaciones 
MENSUALMENTE, EL PRIMER 
consecuencia de la resolución de incidencias en las  Recibidas hasta las 8:00 h del 12º día 
DÍA HÁBIL POSTERIOR AL DÍA 
que se disponga de medida válida del saldo total de  natural del mes  
15 NATURAL DE CADA MES 
energía del mes M – 3 
Medidas de puntos frontera de clientes con medidas 
y del mes M – 3 
MENSUALMENTE, ANTES DEL  Recibidas hasta las 8:00 h del 11º día 
Medidas del cierre provisional del mes M – 7 
PENÚLTIMO  DÍA  HÁBIL  DE  hábil del mes M-7 
CADA MES 
Recibidas hasta fin del plazo de solicitud 
Medidas del cierre definitivo cierre de energía por 
de  revisión  de  la  resolución  de  las  s
MENSUALMENTE  artículo 15 del RD 1110/2007  objeciones (ver apartado 8.11)  e.e
8.5. PUBLICACIONES A LOS PARTICIPANTES 
El operador del sistema realizará, al menos, las siguientes publicaciones de datos 
estructurales y medidas previas a cada liquidación: 
ENCARGADO DE LECTURA DEL TIPO 
PERIODO DE PUBLICACIÓN  DE  PUNTO  FRONTERA  QUE  SE  TIPO DE PUBLICACIÓN 
PUBLICA 
Datos completos del mes M 
DIARIAMENTE  Operador del sistema  Datos completos del mes M-1 (entre el 1er 
día natural y el 5º día hábil del mes M+1) 
Datos completos del mes M-1 (entre el 1er 
DIARIAMENTE  Distribuidor 
día natural y el 5º día hábil del mes M+1) 
SEMANALMENTE, A PARTIR DEL 5º DÍA 
Distribuidor  Datos completos del mes M y M - 2 
HÁBIL DEL MES 
SEMANALMENTE, A PARTIR DEL 5º DÍA 
Operador del sistema  Datos completos del mes M - 2 
HÁBIL DEL MES 
Datos  estructurales  y  acumulados 
SEMANALMENTE, A PARTIR DEL 5º DÍA 
mensuales de los meses M-4, M-5 M-6 y 
HÁBIL DEL MES  Distribuidor 
M-7
MENSUALMENTE,  EL  1ER  DÍA  HÁBIL  Operador del sistema /Distribuidor 
Datos completos del mes M – 3  
POSTERIOR AL DÍA 15 DE CADA MES 
MENSUALMENTE,  ANTES  DEL  Datos completos del cierre provisional del 
PENÚLTIMO DÍA HÁBIL DE CADA MES  Operador del sistema / distribuidor  mes M - 7 
MENSUALMENTE ANTES DEL TERCER 
Datos completos del cierre definitivo 
DÍA HÁBIL DE CADA MES  Operador del sistema / distribuidor 
8.6. INCIDENCIAS Y PREOBJECIONES 
8.6.1. Recepción de incidencias 
El plazo de recepción de incidencias de un punto de medida finalizará 30 días antes 
del cierre provisional de medidas 
8.6.2. Resolución de incidencias 
Los plazos para la revisión y resolución de incidencias por parte del encargado de 
lectura dependerán de la fecha de recepción de la incidencia y de su tipología, de 
acuerdo con lo indicado a continuación: 
a.Incidencias en instalaciones de las que el operador del sistema es el encargado de
la lectura: s
i. Incidencias recibidas hasta el primer día hábil del mes siguiente (mes M+1)
al que corresponde la incidencia.
Serán revisadas antes del quinto día hábil del mes M+1 siempre que correspondan a: 
Comunicación de modificaciones en datos estructurales.
Incidencia o avería solucionada que impedía la comunicación de datos
de medidas.
Grupo  de  generación  parado  con  producción  cero  o  instalación
desconectada con intercambio cero.
Instalación de almacenamiento fuera de servicio con producción cero
o instalación desconectada con intercambio cero.
Incidencia  o  avería  solucionada  en  equipos  que  no  requiera
estimaciones de medidas.
ii. Incidencias recibidas hasta el primer día hábil del segundo mes siguiente
(mes M+2) al que corresponde la incidencia.
Serán revisadas antes del primer día hábil del tercer mes siguiente (M+3) siempre que 
correspondan a: 
Comunicación de modificaciones en datos estructurales.
Incidencia o avería solucionada que impedía la comunicación de datos
de medidas.
Grupo  de  generación  parado  con  producción  cero  o  instalación
desconectada con intercambio cero.
Instalación de almacenamiento fuera de servicio con producción cero
o instalación desconectada con intercambio cero.
Incidencia  o  avería  solucionada  en  equipos  que  no  requiera
estimaciones de medidas.
Incidencia en la que se disponga de medida válida del saldo total de
energía del intervalo de períodos afectados por la incidencia, según se
indica en el punto a) del apartado 4.4.1.
b. Incidencias recibidas hasta el límite de recepción de incidencias indicado en el
apartado anterior.
c. El resto de incidencias que por el plazo de comunicación o tipología no hayan sido
resueltas en los plazos anteriormente indicados, serán resueltas antes del cierre
provisional de medidas.
d. Incidencias de instalaciones de generación y de almacenamiento de las que el s
distribuidor es el encargado de lectura: oe.
El plazo de emisión de incidencias se inicia el día siguiente a la publicación del cierre 
de energía M+1 y finaliza el primer día hábil del sexto mes al que corresponden las 
medidas (mes M+6). 
Su resolución por parte del encargado de lectura se realizará siempre antes del plazo 
límite de comunicación de medida para el cierre provisional. En aquellos casos donde 
exista posibilidad, se realizará la corrección antes del plazo límite de comunicación de 
medida para el cierre M+3. 
Se podrán comunicar incidencias sobre información estructural, medida de energía 
activa o reactiva. 
8.6.3. Recepción de preobjeciones 
El plazo de recepción de comunicación de preobjeciones al concentrador principal de 
medidas comenzará a partir del día siguiente a la publicación del cierre de medidas 
del mes M+1 para instalaciones de generación y de almacenamiento y a partir del día 
siguiente a la publicación del cierre de medidas del mes M+3 para agregaciones de 
clientes. En ambos casos finalizará 30 días antes del cierre provisional de medidas. 
8.7. CIERRE DEL MES M+1 
El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas 
del cuarto día hábil del mes siguiente (mes M+1) los datos estructurales y las medidas 
de los puntos frontera de clientes tipo 1 y 2. 
El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas 
del cuarto día hábil del mes siguiente (mes M+1) las correcciones de los datos 
estructurales  y  de  las  medidas  de  las  instalaciones  de  generación  y  de 
almacenamiento tipo 3, 4 y 5 de las que el distribuidor es el encargado de lectura.  
El operador del sistema realizará las comprobaciones que estime oportunas con 
objeto de evitar errores en la liquidación del mes M+1, de estas comprobaciones, se 
podrá requerir a los encargados de lectura un nuevo envío de información. 
El operador del sistema realizará las publicaciones de los datos de medidas del cierre 
M+1 a los participantes, así como al Sistema de Liquidaciones para su liquidación, el 
quinto día hábil del mes M+1. 
El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal y los participantes en la 
medida antes de las diez horas del cuarto día hábil del mes siguiente (mes M+1) los 
datos estructurales de los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5. 
8.8. CIERRE M+3 
El distribuidor pondrá a disposición del concentrador principal antes de las ocho horas 
del día 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, así como el 
acumulado mensual de cada uno de los clientes de la agregación. 
Asimismo, deberá poner a disposición del concentrador principal antes de las ocho 
horas del día 12 natural del mes M+3 las medidas horarias individualizadas de los 
puntos frontera de clientes tipo 5 con curva de carga horaria. 
El operador del sistema realizará las comprobaciones que estime oportunas con 
objeto de evitar errores en la liquidación del mes M+3, de estas comprobaciones, se 
podrá requerir a los encargados de lectura un nuevo envío de información.  
El operador del sistema realizará las publicaciones de los datos de medidas del cierre 
M+3 a los participantes, así como al Sistema de Liquidaciones para su liquidación, el 
primer día hábil posterior al día 15 natural del mes M+3 
8.9. CIERRE PROVISIONAL 
El  cierre  provisional  de  medidas  correspondiente  al  mes  M  se  publicará  a  los 
participantes y al sistema de liquidaciones no más tarde del penúltimo día hábil del 
séptimo mes posterior a las medidas (mes M+7).  
Coincidiendo con la publicación del cierre provisional, y en un plazo no superior a 24 
horas, los distintos encargados de la lectura pondrán a disposición de los distintos 
comercializadores/consumidores directos a mercado el desglose de puntos frontera 
individualizados que componen cada agregación enviada al operador del sistema por 
los medios y formatos establecidos en los PP.OO. 10.4 y 10.11. 
8.10.  OBJECIONES 
8.10.1. PRESENTACIÓN DE OBJECIONES 
Los plazos de objeción de medidas tras el cierre provisional son los siguientes: 
Veinticinco días hábiles para cualquier participante de puntos frontera de los que el 
operador del sistema es encargado de la lectura. 
Diez días hábiles para autobjeciones de los encargados de la lectura. Dentro de este 
plazo los encargados de lectura deberán enviar al operador del sistema los datos 
estructurales y de medidas necesarios para su resolución. Al día siguiente de la 
finalización de este plazo, el operador del sistema realizará una publicación de 
medidas de las que el distribuidor es encargado de lectura previa al inicio del plazo de 
presentación  de  objeciones  que  se  establece  en  el  siguiente  apartado  para 
comercializadores, clientes directos a mercado o representantes de medida. 
Quince días hábiles 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 iniciará el día siguiente de la 
publicación indicada en el apartado anterior, es decir, a partir del duodécimo día hábil 
posterior a la publicación del cierre provisional. 
Para aquellos puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, el operador 
del sistema recibirá los datos de las objeciones y los publicará diariamente a todos los 
participantes de los puntos hasta el fin del plazo de recepción indicado anteriormente.  s
En todo caso, es responsabilidad del emisor, y en ningún caso del operador del  oe.
sistema, verificar que la objeción ha sido recibida y publicada a los participantes 
implicados en el concentrador principal. 
8.10.2. RESOLUCIÓN DE OBJECIONES 
Los encargados de la lectura resolverán las objeciones recibidas en un plazo de 
quince días hábiles desde el cierre del plazo de emisión de objeciones. Para el caso 
de puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, los distribuidores 
deberán enviar al operador del sistema dentro de este plazo los datos estructurales y 
de medidas necesarios para la resolución de las objeciones que resulten aceptadas 
por éstos. 
Para aquellos puntos de los que el distribuidor es encargado de la lectura, el operador 
del sistema recibirá las respuestas a las objeciones y las publicará diariamente a todos 
los  participantes  de  los  puntos  hasta  el  fin  del  plazo  de  resolución  indicado 
anteriormente. En todo caso, es responsabilidad del emisor, y en ningún caso del 
operador del sistema, verificar que la objeción ha sido recibida y publicada a los 
participantes implicados en el concentrador principal. 
8.11.  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 
continuación. 
8.11.1. FRONTERAS  DE  LAS  QUE  EL  OPERADOR  DEL  SISTEMA  ES 
ENCARGADO DE LA LECTURA 
Fase 1: 
El operador del sistema publicará las medidas a los participantes el segundo día hábil 
posterior al cierre del plazo de resolución de objeciones indicado en el apartado 8.11. 
Fase 2: 
Los participantes tendrán seis días hábiles para solicitar al operador del sistema la 
revisión de la resolución de las objeciones, acompañado, si aplica, de los datos 
estructurales o de medidas necesarios. 
La solicitud de revisión debe referirse exclusivamente a objeciones recibidas en el 
plazo  establecido  en  el  apartado  8.11.  Por  tanto,  no  serán  admitidas  nuevas 
objeciones en esta fase. 
Fase 3: 
El operador del sistema revisará las solicitudes de revisión de la fase anterior y 
publicará el sexto día hábil posterior al cierre del plazo de solicitud de revisión los 
datos de medidas en los que se incluirán las modificaciones que procedan en esta 
fase. Tras la citada publicación no se admitirán modificaciones de medidas salvo que, 
de forma excepcional, el operador del sistema considere que dichas modificaciones  e
no comprometen el cumplimento de la fecha de publicación del cierre definitivo y, 
además,  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 darán lugar a nuevas 
publicaciones a los participantes antes del cierre definitivo de medidas, si bien estarán 
disponibles para su consulta según las condiciones de acceso establecidas por el 
operador del sistema. Estas modificaciones excepcionales serán comunicadas a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. 
Fase 4: 
Una vez cumplidos los plazos anteriores, el operador del sistema publicará los datos 
del cierre definitivo a los participantes y, simultáneamente, al sistema de liquidaciones, 
antes del tercer día hábil del mes M+11. Todas las medidas del mes en cierre definitivo 
serán consideradas medidas firmes. 
8.11.2.  FRONTERAS DE LAS QUE LOS DISTRIBUIDORES SON ENCARGADOS 
DE LA LECTURA 
Fase 1: 
El operador del sistema, publicará las medidas a los encargados de la lectura el 
segundo día hábil posterior al cierre del plazo de resolución de objeciones indicado en 
el apartado 8.11. 
Fase 2: 
Los encargados de la lectura dispondrán de los cinco días hábiles siguientes a la 
publicación 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 publicación. 
Únicamente se admitirán modificaciones sobre datos por errores del encargado de la 
lectura o del operador del sistema en la resolución de las objeciones recibidas en el 
plazo  establecido  en  el  apartado  8.11.  Por  tanto,  no  serán  admitidas  nuevas 
objeciones en esta fase.  
Fase 3: 
El operador del sistema publicará las medidas a los comercializadores o consumidores 
directos  a  mercado  y  representantes  con  las  posibles  modificaciones  como 
consecuencia de la fase 2, el sexto día hábil posterior a la publicación a encargados 
de la lectura. 
Fase 4: 
Los  comercializadores  o  consumidores  directos  a  mercado  y  representantes 
dispondrán de seis días hábiles para solicitar al encargado de la lectura la revisión de 
la resolución de las objeciones.  
En ningún caso serán admitidas nuevas objeciones en esta fase.  e.
Fase 5: 
Los encargados de la lectura, en los tres días hábiles siguientes a la finalización del 
plazo indicado en la fase 4, deberán enviar los datos estructurales y de medidas 
necesarios para modificar las solicitudes de revisión que resulten aceptadas por éstos. 
El siguiente día hábil, el operador del sistema publicará las medidas actualizadas a 
todos los participantes. Tras esta publicación no se admitirán modificaciones de 
medidas salvo que, de forma excepcional, el operador del sistema considere que 
dichas modificaciones no comprometen el cumplimiento de la fecha de publicación del 
cierre definitivo y, además, sean solicitadas por el encargado de la lectura con el 
acuerdo expreso del otro participante o viceversa. En cualquier caso, las posibles 
modificaciones no darán lugar a nuevas publicaciones a los participantes antes del 
cierre definitivo de medidas, si bien estarán disponibles para su consulta según las 
condiciones de acceso establecidas por el operador del sistema. Estas modificaciones 
excepcionales serán comunicadas a la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia. 
Fase 6: 
Una vez cumplidos los plazos anteriores, el operador del sistema publicará los datos 
del cierre definitivo a los participantes y, simultáneamente, al sistema de liquidaciones, 
antes del tercer día hábil del mes M+11. Todas las medidas del mes en cierre definitivo 
serán consideradas medidas firmes. 
8.11.3. 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: 
PUNTOS FRONTERA DE LOS QUE EL OPERADOR 
HITO 
DEL SISTEMA ES ENCARGADO DE LECTURA 
1. PRESENTACIÓN DE OBJECIONES Durante 25 días hábiles 
2. RESOLUCIÓN DE OBJECIONES Durante 15 días hábiles 
3. PUBLICACIÓN  DE  LA  RESOLUCIÓN
2º día hábil posterior 
DE  OBJECIONES
4. SOLICITUD  DE  REVISIÓN  DE
Durante 6 días hábiles 
RESOLUCIÓN DE OBJECIONES
5. PUBLICACIÓN DE LA  REVISIÓN DE
6º día hábil posterior 
RESOLUCIÓN DE OBJECIONES
6. PUBLICACIÓN CIERRE DEFINITIVO Antes del 3er día hábil del mes M+11 
PUNTOS  FRONTERA  DE  LOS  QUE  EL 
HITO 
DISTRIBUIDOR ES ENCARGADO DE LECTURA 
1. PRESENTACIÓN DE AUTOBJECIONES Durante 10 días hábiles 
2. PRESENTACIÓN DE OBJECIONES Durante 15 días hábiles 
3. RESOLUCIÓN  DE  OBJECIONES  POR
PARTE  DE  LOS  ENCARGADOS  DE Durante 15 días hábiles 
LECTURA
4. PUBLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN DE
OBJECIONES  A  ENCARGADOS  DE 2º día hábil posterior 
LECTURA
5. REVISIÓN DE LOS ENCARGADOS DE
LECTURA DE LA PUBLICACIÓN TRAS Durante 5 días hábiles 
RESOLUCIÓN DE OBJECIONES
6. PUBLICACIÓN DE LA RESOLUCIÓN DE
OBJECIONES A COMERCIALIZADORES
1er  día hábil posterior 
O CLIENTES DIRECTOS A MERCADO Y
REPRESENTANTES
7. SOLICITUD  DE  REVISIÓN  DE 
Durante 6 días hábiles 
RESOLUCIÓN DE OBJECIONES 
8. REVISIÓN  DE  RESOLUCIÓN  DE
OBJECIONES  POR  PARTE  DE  LOS Durante 3 días hábiles 
ENCARGADOS DE LECTURA
9. PUBLICACIÓN  DE  LA    REVISIÓN  DE
1er día hábil posterior 
RESOLUCIÓN DE OBJECIONES
10. PUBLICACIÓN CIERRE DEFINITIVO Antes del 3er día hábil del mes M+11 
8.12.  PLAZOS PARA LA APLICACIÓN DEL PROCESO DE CORRECCIÓN DE 
MEDIDAS CON  POSTERIORIDAD AL CIERRE DEFINITIVO 
Los plazos para la aplicación del proceso de corrección de registros tras la publicación 
de un cierre definitivo de medidas se indican en la siguiente tabla: 
HITO  PLAZO 
1. SOLICITUD  A  UN  ENCARGADO  DE
Durante 120 días desde la publicación del cierre 
LECTURA DE UNA CORRECCIÓN DE
definitivo de medidas 
REGISTROS DE MEDIDA
2. COMUNICACIÓN  DE  UNA
CORRECCIÓN  DE  REGISTROS  DE Durante 120 días desde la publicación del cierre 
MEDIDA POR UN ENCARGADO DE definitivo de medidas 
LECTURA
3. VALIDACIÓN  Y  RESOLUCIÓN  POR
Durante 20 días hábiles desde el cierre del plazo 
PARTE  DEL  ENCARGADO  DE
indicado en los hitos 1 y 2 
LECTURA
4. PUBLICACIÓN  POR  PARTE  DEL
ENCARGADO  DE  LECTURA  DE  LA 1er día hábil posterior 
REVISÓN DE SOLICITUDES
5. PUBLICACIÓN  POR  PARTE  DEL
ENCARGADO DE LECTURA DE LOS 10º día hábil posterior 
DATOS DE MEDIDA CORREGIDOS
8.13.  PUBLICACIÓN AL SISTEMA DE MEDIDAS DE “RESTOS” DE ENERGÍA 
FACTURADA DE PERIODOS EN CIERRE DEFINITIVO 
Los encargados de lectura remitirán al operador del sistema las modificaciones de 
energías facturadas en cada mes que correspondan a periodos en cierre definitivo 
antes del décimo día hábil de cada mes. 
8.14.  PUBLICACIONES EXCEPCIONALES DE CIERRES DE ENERGÍA 
Si tras la publicación de un cierre de energía, el operador de sistema detecta un error 
material en el proceso de cierre o publicación de dicho mes como consecuencia un 
error en la comunicación de energía de un encargado de lectura, fallo de los sistemas 
informáticos de gestión, por fuerza mayor u otra causa justificada, el operador del 
sistema podrá republicar un cierre de energía, debidamente justificado, para minimizar 
el error manifiesto en la liquidación correspondiente, de forma que el impacto en la 
liquidación a los participantes del sistema de medidas sea el menor posible.  
El operador del sistema valorará el impacto del error detectado sobre el número de 
participantes afectados teniendo en cuenta, en su caso, las consideraciones del 
correspondiente encargado de la lectura, y procederá a la publicación del cierre de 
energía  tan  pronto  como  se  solucionen  las  causas  que  justificaron  esta 
excepcionalidad  y  si  a  su  juicio  es  viable  la  publicación  para  la  liquidación 
correspondiente.  s
Esta publicación excepcional del cierre de energía será comunicada a los participantes 
del sistema de medidas y el operador del sistema justificará sus actuaciones a 
posteriori ante la Comisión Nacional de Mercados y Competencia. 
9. DÍAS HÁBILES Y CALENDARIO DE CIERRE
El operador del sistema pondrá a disposición de los participantes del sistema de 
medidas, antes del inicio de cada año natural, el calendario de cierres provisionales y 
definitivos  con  indicación  de  los  días  límite  para  presentación  y  resolución  de 
objeciones así como los días inhábiles que no sean sábados ni domingos. 
A efectos de los procedimientos de medidas serán días inhábiles: los sábados, los 
domingos, los festivos en la plaza de Madrid, el 24 de diciembre, el 31 de diciembre, 
y los que, hasta un máximo de dos días anuales, determine el operador del sistema. 
ANEXOS 
ANEXO 1.   COEFICIENTES POR IMPRECISIÓN 
Toda medida obtenida mediante la utilización de equipos compuestos por elementos 
cuya precisión sea peor a la exigida para los equipos de nueva instalación, será 
corregida para considerar el posible mayor error. Así mismo, la medida obtenida a 
través de equipos que alimentan a un sistema de tres hilos se verá afectada por un 
factor de corrección frente al sistema de cuatro hilos. 
La corrección, aplicable a medidas tanto de energía activa como de reactiva, vendrá 
dada por la fórmula siguiente: 
E E F F
c m cl V I C 3h
donde: 
Ec  Corrección en energía, a sumar o restar de la medida Em para obtener la 
medida corregida. 
Em  Saldo neto de energía que atraviesa el contador. 
Fcl  Factor comprendido entre 0.5 y 1, a definir por la Dirección General de Política 
Energética y Minas. 
F3h  Factor comprendido entre 0 y 0.002, a definir por la Dirección General de la 
Política Energética y Minas, para cada instalación. 
CNV  Valor numérico del requisito mínimo de clase de precisión para transformadores 
de medida de tensión de nueva instalación, expresado en tanto por uno. 
CNI  Valor numérico del requisito mínimo de clase de precisión para transformadores 
de medida de intensidad de nueva instalación, expresado en tanto por uno. 
CNC  Valor numérico del requisito mínimo de clase de precisión para contadores de 
energía de nueva instalación, expresado en tanto por uno. 
ERRV Valor numérico del error de precisión para transformadores de medida de 
tensión, expresado en tanto por uno. 
ERRI  Valor numérico del error de precisión para transformadores de medida de 
intensidad, expresado en tanto por uno. 
ERRC Valor numérico del error de precisión para contadores de energía, expresado 
en tanto por uno. 
V  Valor de la diferencia ERRV  - CNV 
I Valor de la diferencia ERRI  - CNI 
C  Valor de la diferencia ERRC  - CNC 
Desde la fecha en que se haya realizado la última calibración, o el último ensayo de 
fabricante, y durante los siguientes cinco años, se considerará vigente el error de 
precisión 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 podrán considerarse como válidos. En 
cualquier caso, tanto las calibraciones como los ensayos de fabricante deberán contar 
con la correspondiente aprobación de la administración pública competente. 
En caso de que el error de precisión (ERR) sea menor o igual que el requisito mínimo 
exigido (CN ) correspondiente, se le asignará un valor nulo al  . 
Si el error de precisión (ERR) detectado en la última calibración, o en el último ensayo 
de  fabricante,  está  fuera  de  la  clase  de  precisión  del  elemento  de  medida 
(transformador o contador) calibrado, éste deberá ser sustituido por uno nuevo que 
cumpla los requisitos exigidos. 
En caso de no disponer del valor de error de precisión (ERR) requerido, se empleará 
como  tal  el  correspondiente  a  la  clase  de  precisión  del  elemento  de  medida 
(transformador o contador) utilizado. 
La corrección se aplicará siempre en sentido favorable al participante en la medida 
que no sea responsable del equipo de medida cuya lectura se está corrigiendo. 
ANEXO  2.      COEFICIENTES  PARA  CONFIGURACIONES  PRINCIPALES  Y 
COMPROBANTES 
Coeficientes de Pérdidas en Líneas. 
Las pérdidas de energía  activa (Pp)  y reactiva (Qp) en una línea se calcularán 
utilizando las expresiones: 
P (kWh) P
P PM
Q P2 Q
(kvarh)
P PM 0
donde PPM es la medida en el punto de medida en kWh y α y β se calculan como: 
R
l
U2/S
n B
X
l
U21000
n  
siendo: 
S
B la potencia activa de la instalación en MW para instalaciones de generación y 
de almacenamiento. En líneas, se utilizará 1000 MVA para líneas de 400 kV, 250 MVA 
para líneas de 220 kV, 50 MVA para líneas de 132 kV y 20 MVA para líneas de 66 kV 
o menor tensión.
U
n la tensión nominal de la línea en kV. 
R
la resistencia de la línea calculada como: 
R
RR c,
nn
c
siendo: 
R
c, la resistencia por unidad de longitud del conductor en  /km,   la longitud de 
n
la línea en km y  c el número de conductores por fase.
XX
es la reactancia en   de la línea  
Q
0 es la potencia reactiva generada por la línea en vacío a tensión nominal 
expresada en kVAr. 
La reactancia y potencia reactiva generada por la línea en vacío son parámetros 
calculados  en  el  proyecto  oficial  de  una  línea.  Si  no  estuvieran  disponibles  se 
calcularán a partir de la inductancia L (mH/km) y capacidad C  F/km) típicas como: 
X ( ) 2 50 L 10 3 l
l
Q (kvarh) 2 50 C 10 6 l U2
0 n
Los valores típicos de inductancia y capacidad se obtienen a partir de valores típicos 
de la impedancia característica y la velocidad de propagación tanto de líneas aéreas 
como de líneas de cable aislado. 
Tabla 1: Parámetros típicos de líneas aéreas y de cables aislados 
Línea aérea  Cable subterráneo 
L mH km
1  0.2 
C F km
0.011  0.22 
Para fronteras dadas de alta con anterioridad a la aprobación de este procedimiento 
de operación, se podrá mantener la formulación 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 actualización de la configuración de cálculo de 
energía de activa y/o reactiva. Si el encargado de la lectura no recibe los parámetros 
necesarios para la modelización de las pérdidas antes de un mes desde su solicitud, 
aplicará los parámetros definidos por defecto en este procedimiento. 
Coeficientes de Pérdidas en Transformadores 
a. Coeficientes para fronteras de clientes
Se  aplicarán  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 distribución de energía eléctrica. 
b. Coeficientes para fronteras distintas de clientes
Las pérdidas de energía activa (Pp) y reactiva (Qp) de un transformador se calcularán 
utilizando las expresiones: 
PP(kWh) PPM P0 
QP(kvarh) PP2M es
donde PPM es la medida en el punto de medida en kWh y   y   se calculan como: 
P
cc
1000S
n
U
cc
100S 1000
n
siendo: 
S
n es la potencia nominal del transformador en MVA 
P
0 es la potencia de pérdidas en el ensayo de vacío en condiciones nominales del 
transformador en kW tal y como aparece en el protocolo de ensayos de la máquina o 
en la placa de características (Nota 1) 
P
cc es  la  potencia  de  pérdidas  en  el  ensayo  de  cortocircuito  en  condiciones 
nominales del transformador en kW tal y como aparece en el protocolo de ensayos de 
la máquina o en la placa de características (Nota 1) 
u
cc es la tensión de cortocircuito del transformador en % de acuerdo con lo indicado 
en los ensayos de la máquina o en la placa de características (Nota 2) 
Nota 1: Si el transformador dispone de variador de tomas se utilizará el valor en su 
toma central. Si no estuviera disponible, se tomará el coeficiente α de la Tabla 2 y se 
considerará que las pérdidas en el ensayo de vacío son la tercera parte de las pérdidas 
en el ensayo de cortocircuito. En el caso de autotransformadores, los valores de la 
Tabla 2 serán multiplicados por un factor de corrección igual a 0.8 
Nota 2: Si el transformador dispone de variador de tomas se utilizará el valor en su 
toma central. Si no está disponible la tensión de cortocircuito, se utilizarán 7% para 
transformadores de menos de 2 MVA, 15 % para transformadores con devanado de 
alta menor o igual a 220 kV y más de 2 MVA y 19% para transformadores con 
devanado de alta mayor de 220 kV y más de 2 MVA.  
Tabla 2: Valores típicos de α de transformadores 
Tensión  en  el  lado  de  alta  del 
transformador (kV) 
Tensión  en  el  lado  de 
72  – 
baja  del  transformador  >250 250 – 150  150 – 72 
36.5 
(kV) 
250 – 150  0.004  0.004  –  – 
150 – 72  0.005  0.005  0.005  – 
72 – 36.5  0.006  0.006  0.006  0.007 
36,5 – 1  0.007  0.007  0.007  0.008 
Para transformadores con el lado de baja tensión a 380 V o inferior, se aplicará un 
coeficiente α de 0.025. 
Para fronteras dadas de alta con anterioridad a la aprobación de este procedimiento 
de operación, se podrá mantener la formulación 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 actualización de la configuración de cálculo de 
energía de activa y/o reactiva. Si el encargado de la lectura no recibe los parámetros 
necesarios para la modelización de las pérdidas antes de un mes desde su solicitud, 
aplicará los parámetros definidos por defecto en este procedimiento. 
ANEXO 3. PROCEDIMIENTO PARA EL REPARTO DE ENERGÍAS O PÉRDIDAS DE 
INSTALACIONES QUE UTILICEN COMO COMBUSTIBLE ENERGÍAS RENOVABLES, 
COGENERACIÓN Y RESIDUOS QUE COMPARTEN CONEXIÓN CON LAS REDES DE 
TRANSPORTE O DISTRIBUCIÓN 
Objeto 
El  objeto  de  este  Anexo  es  establecer  los  criterios  que  deberán  cumplir  las 
configuraciones de cálculo de medidas de instalaciones que utilicen como combustible 
energías  renovables,  cogeneración  y  residuos  que  comparten  instalaciones  de 
evacuación para su conexión a las redes de transporte o distribución, así como el 
método de cálculo para el reparto de energías y pérdidas que aplicará el encargado 
de la lectura en los casos de instalaciones de generación que comparten instalaciones 
de evacuación para su conexión  a las redes de transporte o distribución cuando no 
hay acuerdo entre los distintos  participantes.  
Reparto de energías y pérdidas 
La  configuración  que  se  detalla  como  referencia  aplicará  a  las  distintas 
configuraciones requeridas de una instalación (principal y comprobante o redundante) 
de acuerdo con el Reglamento unificado de puntos de medida. 
Se 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. 
Cuando se haga referencia a coeficientes de pérdidas (K) se entenderá por tales los 
coeficientes acordados entre el generador y el distribuidor para tener en cuenta las 
pérdidas en líneas o transformadores intermedios. En caso de no existir acuerdo en 
los mismos se calcularán por el encargado de la lectura correspondiente conforme a 
lo indicado en el Anexo 2 de este procedimiento. 
Configuraciones  de  cálculo  de  Instalaciones  conectadas  a    distribución  o 
transporte que comparten instalaciones de evacuación  
PF    Distribucc  ión / Trraansporte
P1/R11 P11M  
G1/GRR11   P M2 G2/GRR22   PM3 G3/GRR33   PM4 G4/GRR44   PM5 
En instalaciones que utilicen como combustible energías renovables, cogeneración y 
residuos conectadas a distribución o transporte y que compartan instalaciones de 
evacuación para su conexión a las redes de distribución o transporte, se establecerán 
tantos puntos frontera como instalaciones de generación haya. En los casos en que 
alguno de los distintos puntos frontera de instalaciones que utilicen como combustible 
energías renovables, cogeneración y residuos sea de tipo 3 ó 5, por acuerdo entre el 
distribuidor y el operador del sistema, el operador del sistema podrá ejercer como 
encargado de la lectura de dicha frontera tipo 3 ó 5. En estos casos, el tratamiento de 
los datos de medida de dicha frontera será como si se tratase de un punto de tipo 2. 
El distribuidor debe comunicar esta circunstancia al organismo encargado de la 
liquidación del régimen retributivo específico a los efectos oportunos. 
La medida se establecerá en cada punto frontera con uno de los tres métodos 
indicados a continuación. 
a. Si el número de generadores conectados al nudo de distribución o transporte es
menor  o  igual  que  cuatro  (4),  se  podrá  repartir  la  energía  medida  en
distribución/transporte  proporcionalmente  a  la  medida  de  energía  de  cada
generador:
Gi(AE)=PM1 (AE)*PMi(AE)/( PM2 (AE)+PM3(AE)+PM4(AE)+PM5 (AE)) 
Gi(AS)=PM1 (AS)*PMi(AS)/( PM2 (AS)+PM3(AS)+PM4(AS)+PM5 (AS)) 
Gi(R1)=PM1 (R1)*PMi(R1)/( PM2 (R1)+PM3(R1)+PM4(R1)+PM5 (R1)) 
Gi(R2)=PM1 (R2)*PMi(R2)/( PM2 (R2)+PM3(R2)+PM4(R2)+PM5 (R2)) 
Gi(R3)=PM1 (R3)*PMi(R3)/( PM2 (R3)+PM3(R3)+PM4(R3)+PM5 (R3)) 
Gi(R4)=PM1 (R4)*PMi(R4)/( PM2 (R4)+PM3(R4)+PM4(R4)+PM5 (R4)) 
siendo 
Gi:   medida en cada una de las fronteras que comparten el nudo de conexión, 
PMi:   medida en el punto de medida ubicado en la instalación del punto 
frontera Gi, 
PM1:  medida en el punto de conexión, 
PM2,  PM3, PM4 y PM5: cada una de las medidas de energía neta de los 
distintos grupos de generación. 
1. La configuración principal del punto frontera se calculará con todos los equipos
principales y la configuración redundante o comprobante  con todos los equipos
redundantes o comprobantes.
2. No se admiten configuraciones en las que un mismo punto de medida se utilice
simultáneamente  para  la  configuración  principal  y  para  la  redundante  o
comprobante.
3. Si las instalaciones comparten más de una conexión, primero se efectuará el
saldo  neto  horario  de  todas  las  conexiones  con  la  red  de  distribución  o
transporte y a continuación se procederá igual que en los puntos anteriores.
4. Si  se  instala  un  nuevo  generador  evacuando  en  la  misma  conexión,  se
modificarán las fórmulas de los puntos frontera para adecuarlas a la nueva
configuración.
b. Si el número de generadores conectados al nudo de distribución/transporte es
mayor que cuatro, la medida se calculará siempre de esta forma:
Gi(AS)=PMi(AS)*Ki 
Gi(AE)=PMi(AE)*(2-Ki) 
Gi(R1)=PMi(R1)*(2-K’i) 
Gi(R2)=PMi(R2)*(2-K’i) 
Gi(R3)=PMi(R3)*(K’i) 
Gi(R4)=PMi(R4)*(K’i) 
Siendo Ki y K’i los coeficientes de pérdidas acordados entre los participantes para 
la energía activa y reactiva. En el Anexo 2 de este procedimiento se indica un 
posible  método  para  el  cálculo  de  dichos  coeficientes.  Si  sólo  se  definen 
coeficientes para activa Ki, se utilizarán también como coeficientes para la energía 
reactiva.  
Se deberá instalar equipo de medida siempre en el punto de conexión de las 
distintas instalaciones con la red de distribución/transporte. 
Si fuese de aplicación, todos los puntos de medida tienen que estar equipados 
con equipo de medida principal y redundante o comprobante. 
La configuración principal punto frontera se calculará con todos los equipos 
principales y la configuración redundante o comprobante con todos los equipos 
redundantes o comprobantes. 
No se admiten configuraciones en las que un mismo punto de medida se utilice 
para la configuración principal y para la redundante o comprobante. 
c. Alternativamente, e independientemente del número de generadores conectados,
será admisible que para la configuración principal de medida se reparta la energía
medida  en  el  punto  de  conexión  con  la  red  de  distribución  o  transporte
proporcionalmente a la medida de energía 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 pérdidas de acuerdo con lo indicado en b) 
Si las instalaciones comparten más de una conexión, primero se efectuará el saldo 
neto horario de todas las conexiones con la red de distribución/transporte y a 
continuación se procederá igual que en los puntos anteriores. 
Si se instala un nuevo generador evacuando en la misma conexión, se modificarán 
las fórmulas de los puntos frontera para adecuarlas a la nueva configuración. 
ANEXO 4: CALCULO  DE  COEFICIENTES DE  CONFIGURACIONES 
COMPROBANTES A PARTIR DE DATOS HISTÓRICOS 
La relación de  medida de un punto de medida principal en sus magnitudes de energía 
activa entrante y saliente con sus correspondientes comprobantes cumple la relación: 
n
M M
Pmp n Pmni
i
n 1   (1) 
donde: 
M
Pmpi es la medida para la magnitud    en el periodo i en el punto de medida principal 
M
Pmni es la medida para la magnitud     del punto de medida comprobante n en el 
periodo de integración i 
n es el coeficiente  que relaciona la medida del/los punto/s comprobante/s de 
medida n con el punto principal para la magnitud de cálculo. 
La ecuación (1) también se puede expresar, en un espacio de n dimensiones, como 
la recta: 
y x x .... x 0
1 1 2 2 n 1 n 1 n   (2) 
Nota: la correspondencia entre las magnitudes   y   entre los puntos de medida 
principal y comprobantes de la ecuación (1) deberán formularse de forma que se 
cumpla el principio de conservación  de la energía (es decir, independientemente  de 
la magnitud programada en los contadores) 
donde: 
i son los coeficientes (incógnitas a calcular) basados en históricos. 
y, x1, x2,…, xn   son los datos históricos que definen la recta que relaciona la 
medida principal (y) con las medidas comprobantes (xi) 
Los coeficientes  i   calculados a partir de datos de medida históricos se obtendrán a 
partir de los j conjuntos de muestras  disponibles (y, x1, x2,…,xn  ) que generen el menor 
error posible. 
Este error se puede expresar como: 
j
Error y x x .... x
j 1 j1 2 j2 n 1 jn 1 n
1 (3) 
donde yj, xj1, xj2,…,xjn son los j conjuntos de muestras; la recta de ajuste proporciona 
un valor diferente de y.  
Dado que dicho error puede ser negativo o positivo, se define la función: 
j
y x x .... x 2
j 1 j1 2 j2 n 1 jn 1 n
1  (4) 
que asegura que los valores de error son siempre positivos; de todas las rectas 
posibles definidas por  i , la que menor error proporciona será la que se obtenga de 
resolver las n ecuaciones con n incógnitas que minimizan la función (4);  esto es, la 
derivada de dichas funciones igualada a cero: 
0
i    (5) 
La solución del conjunto de coeficientes  i  consecuencia  del cálculo de n ecuaciones 
con n incógnitas de (5) se expresarán con seis decimales aunque en los cálculos 
intermedios se utilizarán al menos 10 decimales. 
Los conjuntos de muestras a utilizar para la resolución de los anteriores sistemas de 
ecuaciones se obtendrán con los siguientes criterios: 
a. El número de muestras para la obtención de cada  i será como mínimo de (25
x 24 muestras por magnitud)
b. El número máximo de muestras a utilizar será el correspondiente a tres meses
(3 x 30 x 24 muestras por magnitud)
c. Las  muestras  procederán  del  último  trimestre  previo  al  cálculo  de  los
coeficientes.
d. Sólo se considerarán como muestras válidas. para un periodo de integración y
magnitud, aquéllas en las que se disponga simultáneamente de medidas firmes de
registradores válidas del punto de medida principal y de todos los puntos de medida
comprobantes que lo conforman.
e. No se utilizará ningún conjunto de valores que incluya un 0 en cualquiera de
sus energías
Ejemplos: 
1. Caso de comprobante con un único punto de medida:
En este caso la ecuación (2) puede expresarse como: 
M M
Pmp 1 Pm1i
i
cuyo resultado sería: 
(M /M )
Pmpi Pmpi
1 n
donde: 
n  es el número de parejas de valores utilizados para la obtención del coeficiente 
1 que define el coeficiente en base a datos históricos. 
M M
Pmpi y  Pmpi son las distintas parejas de valores de la muestra para distintos 
periodos de integración de la configuración principal y la comprobante con un 
único punto de medida, que cumple los criterios indicados en este procedimiento. 
2. Caso de configuración comprobante con dos puntos de medida:
En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:
M M
Pmpi Pm1i
M 1 M 2
Pm2i Pm2i
El sistema de ecuaciones (5), estará formado por dos ecuaciones con dos incógnitas 
cuyo resultado es: 
M M M M
n ( Pm1i Pmpi) Pm1i Pmpi
M M M M
Pm2i Pm2i Pm2i Pm2i
1 2 2
M M
n Pm1i Pm1i
M M
Pm2i Pm2i
M M
Pmpi Pm1i
M 1 M
Pm2i Pm2i
2 n
donde: 
n  es el número de conjuntos de valores utilizados para la obtención de los  es
coeficientes  1 y  2  que definen los coeficientes basados en datos históricos.  w.bo
M M M
Pmpi ,  Pm1i y Pm2i son los distintos valores de la muestra constituidas para 
distintos periodos de integración de la configuración principal del punto de medida 1 y 
del punto de medida 2 de la configuración comprobante que cumplen los criterios 
indicados en este procedimiento. 
3. Caso de configuración comprobante con tres puntos de medida:
En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:
M M M
Pmpi Pm1i Pm2i
M 1 M 2 M 3
Pm3i Pm3i Pm3i
El sistema de ecuaciones (5) estará formado por tres ecuaciones con tres incógnitas: 
2
M M M M M M
Pmpi Pm1i Pm1i Pm1i Pm2i Pm1i 0
M M 1 M 2 M M 3 M
Pm3i Pm3i Pm3i Pm3i Pm3i Pm3i
2
M M M M M M
Pmpi Pm2i Pm1i Pm2i Pm2i Pm2i 0
M M 1 M M 2 M 3 M
Pm3i Pm3i Pm3i Pm3i Pm3i Pm3i
M M M
Pmpi Pm1i Pm2i n 0
M 1 M 2 M 3
Pm3i Pm3i Pm3i
donde: 
n  es el número de conjuntos de valores utilizados para la obtención de los 
coeficientes  1 ,  2 y  3  que definen los coeficientes basados en datos históricos. 
M M M M
Pmpi ,  Pm1i, Pm2i y  Pm3i son los distintos valores de la muestra constituidas 
para  distintos  periodos  de  integración  de  la  configuración  principal  del  punto 
de  medida  1  y  del  punto  de  medida  2  y  del  punto  de  medida  3  de  la 
configuración  comprobante  que  cumplen  los  criterios  indicados  en  este 
procedimiento. 
4. Caso de configuración comprobante con cuatro puntos de medida:
En este caso la ecuación (2) puede expresarse como:
M M M M
Pmpi Pm1i Pm2i Pm3i
M 1 M 2 M 3 M 4
Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i
El sistema de ecuaciones (5) estará formado cuatro ecuaciones con cuatro incógnitas: 
2
M M M M M M M M
Pmpi Pm1i Pm1i Pm1i Pm2i Pm3i Pm1i Pm1i 0
M M 1 M 2 M M 3 M M 4 M
Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i
2
M M M M M M M M
Pmpi Pm2i Pm1i Pm2i Pm2i Pm3i Pm2i Pm2i 0
M M 1 M M 2 M 3 M M 4 M
Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i
2
M M M M M M M M
Pmpi Pm3i Pm1i Pm3i Pm3i Pm2i Pm3i Pm3i 0
M M 1 M M 2 M M 3 M 4 M
Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i
M M M M
Pmpi Pm1i Pm2i Pm3i n 0
M 1 M 2 M 3 M 4
Pm4i Pm4i Pm4i Pm4i
Para cualquier número de puntos de medida de la configuración comprobante de un 
punto frontera el procedimiento sería similar. 

ANEXO 5. ESTIMACIÓN DE MEDIDAS DE PUNTOS FRONTERA Y AGREGACIONES 
A PARTIR DE DATOS HISTÓRICOS 
1.  Objeto 
Este Anexo tiene por objeto definir los algoritmos de cálculo para la estimación de 
medidas a partir de datos históricos de puntos frontera.  
Adicionalmente, este  procedimiento lo  utilizará el operador del sistema para la 
estimación  de  agregaciones  cuando  se  cumplan  los  supuestos  indicados  en  el 
procedimiento 10.4. En este caso el operador del sistema estimará una agregación 
(conjunto de puntos frontera) como si se tratase de un único punto formado por todos 
los puntos que constituyen la agregación. 
2.  Consideraciones generales 
En todos los cálculos descritos en este Anexo se utilizarán tres (3) decimales. Los 
resultados finales de energías se expresarán 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. 
Los días de 23 horas se estimarán de forma análoga a si los de 24 horas, sin estimar 
valor para el periodo de cambio horario. 
Los días de 25 horas se estimarán de forma análoga a los de 24 horas, si bien la 
estimación  para  el  periodo  de  cambio  horario  será  idéntica  a  la  del  periodo 
inmediatamente anterior. 
No se utilizarán nunca medidas estimadas por este procedimiento como datos de 
partida para realizar nuevas estimaciones.  
3.  Procedimiento de estimación de valores horarios 
3.1.  Procedimiento de estimación de huecos 
La estimación de cada magnitud de energía y periodo horario se calculará como la 
media aritmética para cada una de las magnitudes y periodo de integración de las 
medidas correspondientes a los periodos de integración anterior y posterior para los 
que se dispone de medida de energía. 
3.2.  Procedimiento de estimación de ventanas de periodos 
El procedimiento de estimación se realiza en tres pasos: Obtención muestra histórica,  
cálculo de media y desviación típica: 
El tamaño de la muestra será de 6 medidas por cada periodo de integración a estimar, 
obtenidas de acuerdo con los siguientes criterios:  
La muestra estará formada por las 6 medidas del mismo periodo de integración y de 
los días más próximos al del día que se quiere estimar, que sean del mismo tipo de 
día y del mismo mes (Nota 2).  e.e
  w.

Si  con  el  criterio  definido  en  1  no  se  alcanzase  el  número  de  6  muestras  se 
considerarán también los días más próximos al del día que se quiere estimar, que 
sean del mismo tipo de día y de la misma temporada (Nota 2) hasta alcanzar las 6 
medidas. 
Si de la utilización de los criterios 1 y 2 anteriores no se alcanzase el número de 6 
muestras se considerarán también los días más próximos al del día que se quiere 
estimar, que sean del mismo tipo de día y de distinta temporada. 
Se calculará la media aritmética (x) y desviación típica (s) de la muestra de medidas 
válidas de energías de la misma magnitud y del mismo periodo de integración 
despreciando de dicha muestra los valores máximo y mínimo (Nota 1). 
Nota 1:  En caso de que se repita el valor máximo  en las muestras sólo se 
eliminará para el cálculo de la media y desviación típica una de ellas. Análogamente, 
en caso de que se repita el valor mínimo  en las muestras sólo se eliminará para el 
cálculo de la media y desviación típica una de ellas. 
Nota 2:  Se definen los días tipo (si aplica) y temporadas de acuerdo con la 
clasificación establecida en el Real Decreto vigente en el que se establecen las tarifas 
de acceso a redes.   
 
Ejemplo: 
Supongamos que se ha de estimar el día 1 de marzo (jueves) de 2001 de un cliente 
que opera en la península, la muestra para obtener la estimación se obtendría: 
1.  Al ser día tipo B (lunes a viernes no festivos temporada media), la muestra 
podrá formarse con los días 2, 5, 6, 7, 8 y 9 de marzo de 2001. Si alguno de los días 
anteriores no estuviese disponible se podrían  utilizar los días (y por este orden de 
prelación) 12, 13,14, 15, 16, 19, 20, 21, 22, 23, 26, 27, 28, 29 y 30 de marzo de 2001. 
2.  Si no se alcanzase el número de seis muestras habría que utilizar (y por este 
orden de prelación) las medidas de lunes a viernes de abril de 2001, o las de julio de 
2001,  o las de octubre de 2000, o las de octubre de 2001 y por este orden de 
prelación. 
3.  Si no se dispusiese, aun así de las 6 muestras habría, que utilizar las medidas 
de lunes a viernes más próximos de febrero de 2001. 
a.  Cálculo de los extremos de distribución: 
Para cada magnitud y periodo de integración de la muestra calculada en a) se calculan 
los extremos de la misma suponiendo una distribución normal: 
 
Muestra máxima = x + 2 * s  s
  b
Muestra mínima = x – 2 * s 
b. Cálculo del valor de energía estimado:
El  valor  de  medida  estimado  para  cada una  de  las  magnitudes  y  períodos  de 
integración será la media aritmética de la muestra total descrita en a), sin despreciar 
valores máximos y mínimos utilizando sólo los  valores que entren dentro de la 
distribución normal descrita en b) 
Ejemplo (ver Anexo 6): 
Supongamos que se han de estimar las medidas de energía activa entrante para un 
punto frontera de cliente que opera en la península de la magnitud activa entrante 
desde el periodo de integración nº 1 del 5/3/2001 hasta el periodo 24 del día 9/3/2001. 
Para este punto frontera se dispone de medidas válidas de registrador desde 1/9/2000 
hasta el 5/3/2001. 
a. Se selecciona la muestra de medidas que se utilizará. Por tanto, al ser el
tipo de día B en todos los días a estimar (lunes a viernes temporada media),
los días de las muestras serán:
Del criterio 1: Los días 1/3/2001(jueves) y 2/3/2001 (viernes) 
Del criterio 2: Utilizamos los días tipo más próximos disponibles, esto es, los días 
26/10/2000, 27/10/2000, 30/10/2000 y 31/10/2000. (no es necesario utilizar el criterio 
3 pues ya se dispone de seis muestras) 
b. Se calcula la media y la desviación típica sin utilizar las muestras máxima y
mínima para cada periodo de integración
c. Se calculan los extremos máximo y mínimo de la distribución para cada
periodo de integración
Se calcula la estimación de energía como la media aritmética de las muestras 
utilizando para su cálculo las muestras que entran dentro de la distribución definida 
en c) 
d. La misma estimación calculada se utilizará para los días de cálculo, esto es
para los días 5, 6, 7, 8 y 9 de marzo de 2001.
3.3.  Estimación de energía con datos de cierres ATR y perfil plano 
Los valores de energía de los distintos huecos existentes se estimarán distribuyendo 
la energía horaria no medida con los distintos cierres validados de ATR, esto es: 
M e
CATRj i
E
i
n
j
donde: 
Ei  es cada uno de los periodos de energía a estimar (huecos) perteneciente al 
periodo de cierre de ATR j 
MCATRj es el valor de energía de cierre de ATRj al que pertenece el  periodo 
horario Ei de energía a estimar. 
ei  es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo 
de cierre MCATRj de los que se dispone de valor horario. Es decir MCATRj -  ei es la 
energía horaria no medida durante el periodo de MCATRj. 
nj   es el número de periodos a estimar correspondientes al periodo de cierre ATRj 
3.4.  Estimación de energía con datos de cierres ATR y perfil en base a datos 
históricos 
Los valores de energía a estimar se obtendrán modulando con los valores de cierre 
de ATR validados disponibles la curva de consumo obtenida por el procedimiento de 
estimación de histórico descrita en el 3.2. de este Anexo, esto es: 
a. Obtener  la  curva  en  función  de  datos  históricos  de  acuerdo  con  el
procedimiento descrito en 3.2. (Valores xij) de este Anexo.
b. Modular los valores de la curva calculada en a) a partir de los cierres de ATRj
disponibles:
E (M e ) x / x
ij CATRj ij ij ij
donde: 
Eij  es cada uno de los periodos i de energía a estimar (huecos) perteneciente al 
periodo de cierre de ATR j 
MCATRj  es el valor de energía de cierre de ATRj al que pertenece el  periodo 
horario Ei de energía a estimar. 

eij  es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo 
de cierre MCATRj de los que se dispone de valor horario. Es decir MCATRj -  eij es 
la energía horaria no medida durante el periodo de MCATRj. 
xij  es el valor de energía del periodo de integración i y perteneciente a su vez al 
periodo de cierre de MCATRj calculado de acuerdo con históricos por el método 
descrito en 3.2. de este Anexo. 
xij  es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al cierre 
MCATRj  calculados de acuerdo con histórico por el método descrito en 3.2. de este 
Anexo. 
 
3.5.  Estimación de energía con dato de saldo y perfil plano 
Los valores de energía de los distintos huecos existentes se estimarán distribuyendo 
la energía horaria no medida con el saldo disponible y validado del contador, esto es:  
S e
i
E
i
n
j  
donde: 
Ei  es cada uno de los periodos de energía a estimar (huecos) pertenecientes al 
periodo de saldo S  
 
ei  es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo 
de saldo S de los que se dispone de valor horario.  
S   es el valor del saldo de energía al que pertenece los periodos horarios Ei a 
estimar. Es decir S- ei es la energía horaria no medida durante el periodo de S. 
nj  es el número total de periodos sin medida a estimar correspondientes al 
intervalo del saldo S. 
3.6.  Estimación  de  energía  con  dato  de  saldo  y  perfil  en  base  a  datos 
históricos 
Los valores de energía a estimar se obtendrán modulando con el valor de saldo 
disponible  y  validado  la  curva  de  consumo  obtenida  por  el  procedimiento  de 
estimación de histórico descrita en el apartado 3.2. de este Anexo, esto es: 
 
  b

a.  Obtener  la  curva  en  función  de  datos  históricos  de  acuerdo  con  el 
procedimiento descrito en 3.2. de este Anexo. 
 
b.  Modular los valores de la curva calculada en a) a partir del saldo S disponible: 
 
E (S e ) x / x
i i i i
 
donde: 
 
Ei  es cada uno de los periodos i de energía a estimar pertenecientes al periodo 
de saldo S. 
 
ei  es la suma de todos los valores de energía horaria pertenecientes al periodo 
que corresponde el saldo S de los que se dispone de valor horario.  
   
S  es el valor del saldo de energía al que pertenecen los periodos horarios Ei a 
estimar. Es decir S- ei es la energía no medida horariamente. 
 
Xi   es el valor de energía del periodo de integración i calculado de acuerdo con el 
método descrito en 3.2. de este Anexo. 
 
xi  es la suma de todos los valores de energía horaria i sin medida calculados de 
acuerdo con el método descrito en 3.2. de este Anexo. 
 
4.  PROCEDIMIENTO DE ESTIMACIÓN DE CIERRES 
4.1.  Estimación de cierres a partir de históricos. 
El procedimiento de estimación de un cierre se realiza en cinco pasos: 
a.  Obtención de la muestra histórica: 
El tamaño de la muestra de cada uno de los periodos a estimar será de cuatro. Se 
seleccionarán los existentes más próximos. 
  b

A fin de uniformizar los cierres que componen la muestra, se calcula la energía media 
horaria de cada periodo de cierre de la muestra como cociente entre la energía de 
cierre y el número de horas que abarca. Estos serán los valores que integran la 
muestra (4 valores por cada cierre a estimar). 
 
b.  Obtención de la media y desviación típica: 
Se calcula la media Mj y desviación típica  j de cada uno de los cierres j a estimar. 
 
c.  Cálculo de los extremos de la distribución: 
  Se calculan los extremos de la muestra de cada cierre i a estimar suponiendo 
una distribución normal: 
Muestra máxima j= Mj + 2  j 
 
Muestra mínima j= Mj – 2  j 
d.  Obtención de la media normalizada de cierre: 
Se calcula el valor de la media normalizada para cada cierre j a estimar utilizando los 
valores de la muestra descrita en a) que estén comprendidos en los límites definidos 
en c). 
e.  Obtención de la media de cierre: 
Se calcula la media de cada cierre a estimar j como el valor obtenido en d) multiplicado 
por el número de horas que tiene el periodo de cierre j a estimar [ecj]  
 
4.2.  Estimación de cierres a partir de datos históricos modulados con saldo 
de contador. 
El valor de cada uno de los cierres j obtenidos (ecj) por el procedimiento descrito en 
4.1. se modula con el saldo disponible de acuerdo con : 
E (S E ) e / e
cj ci cj cj
 
donde: 
S  es el saldo total  que engloba a todos los cierres del periodo. 
  b

Eci  es la suma de los cierres de los que se dispone de media. Por tanto S- Eci es 
la energía de los cierres no medida. 
ecj  es el valor de energía del cierre j calculado de acuerdo con el apartado 4.1. de 
este Anexo. 
ecj  es la suma de todos los cierres j que es necesario estimar y calculados de 
acuerdo 4.1. de este Anexo. 
 
4.3.  Estimación de cierres sin histórico a partir de saldo total de contador 
La estimación de los cierres no medidos se obtiene repartiendo cada periodo de cierre 
a estimar proporcionalmente a la potencia contratada en cada periodo: 
E (S E ) P / P
cj ci cj cj
 
donde: 
S  es el saldo total. 
Eci  es la energía medida de cierres comprendidos en el saldo S. 
Ecj  es la energía a estimar del periodo j. 
Pcj  es la potencia contratada del periodo j a estimar. 
Pcj  es la suma de las potencias contratadas de los periodos a estimar.  
 
 
 
  b
24  341  389  404  432  439  534  416  23.5  369  463  416  4 
23  276  289  297  309  314  317  302  11.4  280  325  305  5 
22  269  274  299  322  323  327  305  23.2  258  351  302  6 
21  274  286  298  320  322  326  307  17.5  272  341  304  6 
20  279  297  300  314  315  330  307  9.33  288  325  307  4 
OS  19  309  321  324  326  329  378  325  3.37  318  332  325  4 
C
ÓRI 18  346  348  437  461  478  505  431  57.8  315  547  429  6 
T
S HIS 17  557  558  567  606  624  625  589  31.4  526  652  590  6 
ATO 16  544  555  578  649  649  650  608  48.5  511  705  604  6 
D
DE  15  548  566  575  638  652  665  608  43.5  521  695  607  6 
RTIR  14  312  470  546  569  575  577  540  48.3  443  637  547  5 
A
A P 13  303  338  338  340  376  420  348  18.7  311  385  348  4 
DAS  12  310  324  326  333  336  441  330  5.68  318  341  330  4 
DI
ME 11  304  310  317  323  326  392  319  7.07  305  333  319  4 
E 
S D 10  252  284  297  298  329  553  302  19.1  264  340  302  4 
E
CION 9  258  290  294  297  320  340  300  13.5  273  327  300  4 
TIMA 8  290  330  342  343  347  421  341  7.33  326  355  341  4 
E ES 7  436  471  481  487  504  565  486  13.8  458  513  486  4 
LO D 6  439  469  470  477  483  484  475  6.55  462  488  477  5 
U
ÁLC 5  429  452  456  462  484  484  464  14.3  435  492  468  5 
DE C 4  423  439  460  484  484  503  467  21.7  423  510  474  5 
PLO  3  389  405  465  481  491  509  461  38.5  383  538  457  6 
M
EJE 2  414  428  454  479  485  530  462  26.1  409  514  452  5 
O 6.  1  370  410  484  489  498  528  470  40.6  389  551  482  5  e.es
ANEX 01/03/2001 (jueves)  02/03/2001 (viernes)  26/10/2000 (jueves)  27/10/2000 (viernes)  30/10/2000 (lunes)  31/10/2000 (martes)  Media=  Desviación=  X-2*s= X+2*s=  Estimación=  Medidas utilizadas=  cve: BOE-A-2021-142Verificable en https://www.bo
ANEXO 7. MÉTODO DE ESTIMACIÓN COMPLETO O PARCIAL DE MEDIDAS POR 
AUSENCIA EN LA CCH A PARTIR DE PERFILES DE FACTURACIÓN  
El cálculo de la estimación de medidas de la CCH a partir del perfil de facturación 
correspondiente a la categoría del consumidor, se efectuará para cada ciclo de 
facturación que lo requiera a partir del saldo de ATR, de la suma de medidas horarias 
válidas disponibles y de los coeficientes del perfil ajustado a efectos de facturación 
calculados y publicados a estos efectos por el operador del sistema. 
Para calcular las medidas horarias de la CCH no disponibles, la diferencia positiva 
entre el saldo de ATR y la suma de medidas horarias válidas disponibles se repartirá, 
para cada periodo tarifario, de forma proporcional a los coeficientes del perfil ajustado 
a efectos de facturación que calculará y publicará el operador del sistema para cada 
semana eléctrica el jueves anterior a la misma, a partir de los perfiles iniciales 
aprobados por resolución del Director General de Política Energética y Minas en 
desarrollo de lo previsto en el artículo 32 del Reglamento Unificado de Puntos de 
Medida del Sistema Eléctrico aprobado por el Real 1110/2007, de 24 de agosto, 
actualizando éstos últimos con la mejor estimación de demanda disponible. . 
Sean:  
C  Ciclo de facturación de un saldo de ATR entre la hora 0 el día “di” del mes “mi” 
y la hora 0 el día “df” del mes “mf” 
SAL c,p  Saldo de ATR del periodo de facturación “c” correspondiente al periodo 
tarifario “p” en kWh 
Nsp  Número de horas del periodo de facturación “c” correspondiente al periodo 
tarifario “p” 
CCHr h,d,p   Medida horaria válida correspondiente a la hora “h” y día “d” del periodo 
tarifario “p” en Wh 
Nr p  Número de horas con medida horaria válida del periodo de facturación “c” y 
periodo tarifario “p” 
∑ CCHr h,d,p   Sumatorio de las Nr p medidas horaria válidas del periodo de facturación 
“c” y periodo tarifario “p” en Wh 
Pk h,d  Perfil final “k” a efectos de facturación para el día “d” y hora “h” 
Para el caso de que Nsp > Nr p, se define: 
 
Ne p  Número de horas para las que es necesario estimar la medida horaria del 
periodo de facturación “c” y periodo tarifario “p”. Será igual a la diferencia de Nsp - Nr 
p, 
 
∑ Pk h,d  Sumatorio  de  los  Ne p  perfiles  finales  “k”  a  efectos  de  facturación 
correspondientes a las horas con medida horaria a estimar del periodo de facturación 
“c” y periodo tarifario “p””. 
 
CCHe h,d,p  Medida horaria a estimar en Wh correspondiente a la hora “h” y día “d” 
del periodo tarifario “p” que se calculará de la siguiente forma: 
 
Pk h,d 
CCHe h,d,p = SAL c,p - CCHr h,d,p *   
Pk h,d 
 
 (  ∑   )
Para  el  caso  en  que  el  cálculo  de  CCHe h,d,p sea m∑e nor de  0,  se  considerará 
CCHe h,d,p = 0  y las medidas horarias válidas CCHr h,d,p deberán ser ajustadas para 
que ∑ CCHr h,d,p  = SAL c,p según el método del Anexo 8 de este procedimiento. 
 
El proceso de estimación completa o parcial de medidas a partir de perfiles de 
facturación ocasiona la existencia de decimales asociados al valor de la medida 
horaria estimada CCHe h,d,p. Se propone redondear el resultado a 0 decimales: 
 
CCHe h,d,p, red = [CCHe h,d,p ]
   
Siendo la función   la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si 
YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5. 
 
   
ANEXO 8.   MÉTODO DE AJUSTE DE LAS MEDIDAS DE LA CCH A UN SALDO DE 
ATR 
El método de ajuste de las medidas de la CCH a un saldo de ATR tiene como objetivo 
modificar los valores de una CCH correspondiente a un periodo completo o parcial del 
intervalo del saldo de ATR.  
Sean:  
C  Ciclo de facturación de un saldo de ATR entre la hora 0 el día “di” del mes “mi” 
y la hora 0 el día “df” del mes “mf” 
 
SAL c,p  Saldo de ATR del periodo de facturación “c” correspondiente al periodo 
tarifario “p” en kWh 
 
Nsp  Número de horas del periodo de facturación “c” correspondiente al periodo 
tarifario “p” 
 
CCHr h,d,p   Medida horaria válida correspondiente a la hora “h” y día “d” del periodo 
tarifario “p” en Wh 
 
Nr p  Número de horas con medida horaria válida del periodo de facturación “c” y 
periodo tarifario “p” 
 
∑ CCHr h,d,p   Sumatorio de las Nr p medidas horaria válidas del periodo de facturación 
“c” y periodo tarifario “p” en Wh 
 
Para el caso en que Nsp = Nr p,y y SAL c,p <> ∑ CCHr h,d,p  se ajustarán los valores de 
las medidas horarias CCHr h,d,p de la siguiente forma: 
 
SAL c,p 
CCHr h,d,p, ajustada =CCHrh,d,p*   
CCHr h,d,p 
 
 
Para el caso en que Nsp > Nr p,y y SAL c,p <> ∑ CCH∑r h ,d,p  se estimarán las medidas no 
disponibles de la CCHr h,d,p según el método del Anexo 7 de este procedimiento. Para 
el caso en que SAL c,p < ∑ CCHr h,d,p  las medidas no disponibles de CCHr h,d,p serán 
igual a 0, y las medidas de CCHr h,d,p  deberán ajustarse según la fórmula anterior.  s
El  proceso  de  ajuste  completo  o  parcial  de  medidas ocasiona  la  existencia  de 
decimales asociados al valor de la medida horaria ajustada CCHr h,d,p, ajustada. Se 
propone redondear el resultado a 0 decimales: 
CCHr h,d,p, ajus,tada red = [CCHr h,d,p, ajustada ]
Siendo la función   la que asigna al número X.YYYYYYYY YYYY a X+1 si 
YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5. 
   
ANEXO 9.   EJEMPLOS DE SALDO DE ATR Y CCH ASOCIADA 
Se incluyen a continuación ejemplos de cada uno de los casos de relación entre el 
saldo de ATR y su CCH asociada, que se incluyen en la siguiente tabla: 
 
Código  de 
Método  de 
Relación     método de   Tipo de medida 
Tipo de Saldo de ATR  obtención  de  la 
ATR - CCH  de la CCH 
CCH 
obtención 
Caso a1  Real  Real  1  Firme 
Caso a2  Real  Ajustada  3  Firme 
Caso b  Calculado  Real  1  Firme 
Real / Ajustada /   1 / 3 /  
Firme 
Caso c  Real 
/Estimación 
Real / Perfil  1 / 2 
Real / Ajustada /   1 / 3 /  
Lectura absoluta local o visual  Firme 
Caso d y e 
del encargado de lectura  /Estimación 
Real / Perfil  1 / 2 
Real / Ajustada /   1 / 3 / 
Auto-lectura absoluta visual del  Firme  / 
Caso d y e 
cliente  Estimación 
Real / Perfil  1 / 4  
Estimado  en  función  de 
Caso d y e  Perfil  5  Estimación 
históricos del año anterior 
Estimado según un factor de 
Caso d y e  utilización  de  la  potencia  Perfil  6  Estimación 
contratada 
 
Con objeto de simplificar los ejemplos, se considerarán ciclos de facturación ficticios 
de 5 días 
 
rga  e la  24592 1 24366 1 24470 1 24659 1 24218 1
e ca s d 2315 1 2380 1 23386 1 23520 1 2378 1
d a
a  ari 22586 1 22130 1 22223 1 22408 1 22520 1
v r
ur ho 2129 2186 2145 2159 2196
c   5 1 3 1 1 6 1 3 1
  s
a a
n d 2088 2067 2062 2052 2017
 u di 1 1 8 1 1 1 3 1
h) y    me 19690 1 19342 1 19365 1 19112 1 1992 1
3 kW CCHr. s las  18542 1 18223 1 18595 1 18375 1 18694 1
de ATR válido (4 que SALDO = ∑ btención de toda 1415161771377156476Lectura real hora 0 día 1 1111 14151617669552195116Lectura real hora 0 día 11111 14151617299851145419Lectura real hora 0 día 11111 1415161771032533691Lectura real hora 0 día 11111 1415161778370453055Lectura real hora 0 día 11111
n saldo  cumple  do de o 11213322357ora 0 día 6 -  11 21213713163ora 0 día 6 - 11 31213460146ora 0 día 6 - 11 4121337726ora 0 día 6 - 11 51213276499ora 0 día 6 - 11
e u Se  éto 11249eal h 1 11404eal h1 11158eal h1 11132eal h1 11163eal h1
one d Wh).   El m 10735Lectura r 1 1078Lectura r1 1080Lectura r1 10684Lectura r1 10355Lectura r1
disp 764  uste. 978 1 9490 1 9362 1 954 1 9293 1
ue se  e 42.  ni aj 7828666 11 7837110 11 781498 11 78479401 11 78400168. 11
q d n 67 62 68 61 61
de 5 días del  sumatorio es  una estimació 23454762964811712 11111 23454437039967451 11111 23455462934455454 11111 234537824147843657 11111  e 122 2345613734591216 11111
n  o  g  d3
ció cuy nin 1156 1 1162 1 1490 1 1625 1 a  10 1184 1
de factura 20 horas  o realizar  de obtención de obtención de obtención de obtención Págin de obtención
  n ciclo  pleta (1 ecesari diahoraCCHrSALDOMetodo  diahoraCCHrSALDOMetodo  diahoraCCHrSALDOMetodo  diahoraCCHrSALDOMetodo  diahoraCCH SALDO 122.Metodo 
1: u m n s
a n  o á  e.e
Ejemplo de caso  Sea un cliente co horaria válida y c Por tanto, no ser curva será . 1 42.764∑CCHr (Wh)120Nº horas CCHr43SALDO (kWh)SALDO - ∑CCHr0 cve: BOE-A-2021-142Verificable en https://www.bo
a  s 
g a
r d
a
c
e  e t
d d
urva  ción  3245592 86923 3240366 44283 3246470 15503 3240659 87713 3248218 12553
c n 21 13 28 93 238 453 252 603 27 93
a  e 26 5 20 2 23 1 28 7 20 8
n bt 258 683 213 153 222 263 240 473 252 603
u o 19 9 16 1 15 3 19 1 16 3
y  e  252 613 238 453 24 53 265 773 239 463
Wh)  r  o d 2088 1033 2067 783 20862 1.0083 20152 1783 20317 3713
k CH od 19690 8073 19342 4003 19365 4273 19112 1313 1992 1083
saldo de ATR válido (50  mple que SALDO > ∑C este documento. El mét 110111213141516171873524932235771377156476542al hora 0 día 6 - Lectura real hora 0 día 185929137641783490165989634333333333 210111213141516171878404713163669552195116223al hora 0 día 6 - Lectura real hora 0 día 191472834191782645228136261333333333 310111213141516171880158460146299851145419595al hora 0 día 6 - Lectura real hora 0 día 194185538171350995170490696333333333 41011121314151617186841323772671032533691375al hora 0 día 6 - Lectura real hora 0 día 18001544413083038039808438333333333 510111213141516171835516327649978370453055694al hora 0 día 6 - Lectura real hora 0 día 141519132358391582362064811333333333
e un  Se cu 8 de  896678ectura re779133 89110490ectura re12957333 89498362ectura re58242333 8940154ectura re4696333 89400293ectura re46834333
e d ).  xo  7286L3343 737L433 71L13 7479L5603 7168L1963
on Wh ne 627 323 6512 5993 6548 6413 6571 6683 6121 1413
sp 4   A 5171 2003 5674 7883 5554 6483 5436 5103 516 193
 se di 42.76 do del 34296481 34656233 3470399 8246733 34629344 73540233 34241478 28255933 3445973 5378533
el que es de  méto 12156476 18255733 12162443 18951833 1249054 5736333 12625378 73144233 12184613 21571733
as d orio  n el  ención ención ención ención ención
ción de 5 dí cuyo sumat te segúajus  3.  diahoraCCHrSALDOCCHr ajustadaMetodo de obt diahoraCCHrSALDOCCHr ajustadaMetodo de obt diahoraCCHrSALDOCCHr ajustadaMetodo de obt diahoraCCHrSALDOCCHr ajustadaMetodo de obt diahoraCCHrSALDOCCHr ajustadaMetodo de obt
ura as  un  erá 400600
Ejemplo de caso a2:  Sea un cliente con un ciclo de fact horaria válida y completa (120 hor Por tanto, será necesario realizar  las medidas horarias de la curva s 42.76∑CCHr (Wh)12Nº horas CCHr5SALDO (kWh)SALDO - ∑CCHr-7.2350.00∑CCHr ajustada (Wh)SALDO - ∑CCHr ajustada Ejemplo de caso b:  
0  s 
12  la 24592 1 24366 1 24470 1 24659 1 24218 1
( e
eta  n d 2315 1 2380 1 23386 1 23520 1 2378 1
mpl ció 22586 1 22130 1 22223 1 22408 1 22520 1
n
co te 21529 1 21386 1 2145 1 21659 1 21396 1
  b
y o 08 07 02 02 07
a  e  28 1 26 1 286 1 215 1 231 1
d d
áli o  19690 1 19342 1 19365 1 19112 1 1992 1
v d
ria  éto 18542 1 18223 1 18595 1 18375 1 18694 1
a m
hor El  1776 1 17116 1 17419 1 17691 1 1755 1
ga  s.  16564 1 16195 1 16145 1 1633 1 16530 1
a
car ari 15771 1 15552 1 15851 1 15325 1 15704 1
  r
e o 43 49 49 40 43
d h 171 1 166 1 129 1 171 1 178 1
a  s 
rv da 113357 1 213163 1 313146 1 41326 1 513499 1
cu di 22 23 20 27 26
a  me 132 1 171 1 146 1 137 1 127 1
n
u s  11249 1 11404 1 11158 1 11132 1 11163 1
e  a
e d R.  de l 10735 1 1078 1 1080 1 10684 1 10355 1
 dispon o de AT matorio  78966678 11 7897110490 11 7891498362 11 789940154 11 7898400293 11
e se sald  su 62728 11 65123 11 6548 11 657147 11 612116 11
qu de  del 5171 1 5674 1 5554 1 5436 1 516 1
s del  pone  partir  34296481 11 3470399 11 34629344 11 34241478 11 3445973 11
día dis  a  2476 1 2443 1 254 1 2378 1 2613 1
e 5   se  ATR 1156 1 1162 1 1490 1 1625 1 1184 1
d o
ación  h) y n do de  á 1.  obtención obtención obtención obtención obtención
e factur 2.764 W ar el sal urva ser diahoraCCHrSALDOMetodo de  diahoraCCHrSALDOMetodo de  diahoraCCHrSALDOMetodo de  diahoraCCHrSALDOMetodo de  diahoraCCHrSALDOMetodo de 
d 4 ul c
o  e  c a 
un cicl o es d ble cal  toda l 42.764120¿?43
Sea un cliente con  horas cuyo sumatori Por tanto, será posi medidas horarias de ∑CCHr (Wh)Nº horas CCHrSALDO (kWh)SALDO calculado (kWh) 
24592 1 24 0,000146982 24470 1 24 0,000157652 24218 1
s  o  á  2315 1 23 0,000167972 23386 1 23 0,000167962 2378 1
ora nex ser 22586 1 22 0,000157672 22223 1 22 0,000157582 22520 1
72 h el A das  21529 1 21 0,000136682 2145 1 21 0,000136462 21396 1
eta ( do d tima 2088 1 20 0,000125832 20862 1 20 0,000115582 20317 1
e una curva de carga horaria válida incompl   o se dispone de las mismas, según el méto on medida real será 1 y el de las medidas es 19101112131415161718197873524932235771377156476542690Lectura real hora 0 día 6 - Lectura real hora 0 día 1 11111111111 2910111213141516171819 Lectura real hora 0 día 6 - Lectura real hora 0 día 10,000100,000100,000100,000100,000110,000120,000130,000130,000120,000110,0001152251249651955161766463957656055722222222222 391011121314151617181936280158460146299851145419595365Lectura real hora 0 día 6 - Lectura real hora 0 día 1 11111111111 4910111213141516171819 Lectura real hora 0 día 6 - Lectura real hora 0 día 10,000100,000100,000100,000100,000110,000120,000130,000120,000110,000110,0001151150749050752758864061455554253022222222222 59101112131415161718192933551632764997837045305569492Lectura real hora 0 día 6 - Lectura real hora 0 día 1 11111111111
CHr:   dispone de 5 días del que se aldo de ATR válido > ∑CCHr as de las horas en las que n ias cón de las medidas horar 23456784762964811712728666 1111111 2345678 0,000070,000060,000050,000040,000040,000050,000083372822472132162703982222222 2345678546293445545481498 1111111 2345678 0,000060,000050,000050,000040,000040,000050,000083242672321992012673932222222 23456786134597316121168400  1111111
> ∑C ción d e un s medid btenci 1156 1 1 0,000105222 1490 1 1 0,000105172 1184  1
R  a d s  o
T ur y  a e 
Ejemplo de caso c con saldo de A Sea un cliente con un ciclo de fact cuyo sumatorio es de 25.857 Wh)  Por tanto, será necesario estimar l 7 de este documento. El método d . 2 25.857∑CCHr (Wh)dia72Nº horas CCHrhora50SALDO (kWh)CCHr24.143SALDO-∑CCHrSALDO24.145∑CCHe  (Wh)Perfil50.002∑CCHr+∑CCHe CCHeMetodo de obtención diahoraCCHrSALDOPerfilCCHeMetodo de obtención diahoraCCHrSALDO PerfilCCHeMetodo de obtención diahoraCCHrSALDOPerfilCCHeMetodo de obtención diahoraCCHrSALDOPerfilCCHeMetodo de obtención 
s  R  s 
a T a
or A ari
72 h que   hor
(   s
mpleta  es para medida
nco eal as 
a i s r s l
d a a
áli did od
v e  t
a  m de
ari s  n 
r a ó
ho e l ci
  d n
a   e
arg nto, obt
c e e 
e  m d
d u o 
a  c d
v o o
r d t
u   é
c e m
a  st  
n e El
e de u CHr  o 8 de  s a 0. 
on C ex da
p ∑ n a
dis <   A ust
e se  álido  o del án aj
u v d r
el q TR  méto eda
d A u
CHr:  e 5 días  aldo de  según el  medida q
e ATR < ∑C acturación d Wh) y de un s ar un ajuste  as horas sin 
on saldo d n ciclo de f e 25.857  sario realiz ntras que l
c u d e e s
Ejemplo de caso c  Sea un cliente con  cuyo sumatorio es  Por tanto, será nec válido = ∑CChr, mi de la curva será . 3 e
Ejemplo caso d con saldo de ATR obtenido a partir de la lectura absoluta visual del 
encargado de lectura  
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva 
de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y un saldo 
de ATR > ∑CCHr obtenido a partir de la lectura absoluta visual del encargado de 
lectura.   
Por tanto, será necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone 
de las mismas, según el método del Anexo 7 de este documento y de forma idéntica 
al ejemplo 4 de este Anexo. El método de obtención de las medidas horarias con 
medida real será 1 y el de las medidas estimadas será 2. 
Ejemplo caso d con saldo de ATR de auto-lectura absoluta visual del cliente 
Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva 
de carga horaria incompleta (72 horas cuyo sumatorio es de 25.857 Wh) y un saldo 
de ATR > ∑CCHr obtenido a partir de la auto-lectura absoluta visual del cliente.  
Por tanto, será necesario estimar las medidas de las horas en las que no se dispone 
de las mismas, según el método del Anexo 7 de este documento y de forma idéntica 
al ejemplo 4 de este anexo. El método de obtención de las medidas horarias con 
medida real será 1 y el de las medidas estimadas será 4. 
e  o 
d x
s  ne
e A
rio  el 
o d
at o 
m d
su ét
o  m
y l 
u e
as c gún  24592 0,00014855 24 0,00014865 24470 0,00014965 24 0,00025325 24218 0,00015075
ompleta (72 hor alo del saldo se 202122238852958615 0,00010,00010,00020,00023964695425575555 20212223 0,00010,00010,00020,00024064655345555555 2021222386245223386 0,00010,00010,00020,00024054635425665555 20212223 0,00010,00010,00020,00023894505285545555 2021222331739652078 0,00010,00010,00020,00023814565255545555
a inc rior.  nterv 19690 0,00013785 19 0,00013885 19365 0,00013885 19 0,00013695 1992 0,00013855
TR estimado en función de históricos del año anterior:  uración de 5 días del que se dispone de una curva de carga horari do de ATR (43 kWh) estimado en función de históricos del año ante enta las medidas de la CCHr y se estimarán todas las medidas del i e obtención de todas las medidas horarias estimadas será . 5 12345678910111213141516171847629648117127286667873524932235771377156476542Históricos entre hora 0 del día 6 y hora 0 del día 117E-056E-055E-054E-054E-055E-058E-050,00010,00011E-040,00010,00010,00010,00010,00010,00010,000123919717214815018827936135433935537141545043339238455555555555555555 223456789101112131415161718 Históricos entre hora 0 del día 6 y hora 0 del día 117E-056E-055E-054E-054E-055E-058E-050,00010,00011E-040,00010,00010,00010,00010,00010,00010,000123519617214815018827736335734536138342946244540139055555555555555555 32345678910111213141516171854629344554548149836280158460146299851145419595Históricos entre hora 0 del día 6 y hora 0 del día 117E-056E-055E-054E-054E-055E-058E-050,00010,00011E-040,00010,00010,00010,00010,00010,00010,000123719817414815118727635835534335937642145944540239255555555555555555 423456789101112131415161718 Históricos entre hora 0 del día 6 y hora 0 del día 116E-055E-055E-054E-054E-055E-058E-050,00010,00011E-040,00010,00010,00010,00010,00010,00010,000122618616113814018627335635334135336741044642838737855555555555555555 523456789101112131415161718613459731612116840029335516327649978370453055694Históricos entre hora 0 del día 6 y hora 0 del día 110,00019E-057E-056E-056E-056E-057E-057E-058E-051E-040,00010,00010,00010,00010,00010,00010,000138631123120619920423424329434637942346850347243540755555555555555555
Ejemplo de caso d con saldo de A Sea un cliente con un ciclo de fact 25.857 Wh) y se dispone de un sal En este caso, no se tendrán en cu 7 de este documento. El método d ∑CCHr (Wh)25.857dia1Nº horas CCHr72hora43156SALDO (kWh)CCHr42.715∑CCHe  (Wh)SALDO0,0001Perfil366CCHeTipo de medida5 dia1horaCCHrSALDO0,0001Perfil363CCHeTipo de medida5 dia1hora490CCHrSALDO0,0001Perfil363CCHeTipo de medida5 dia1horaCCHrSALDO0,0001Perfil360CCHeTipo de medida5 dia1hora184CCHrSALDO0,0001Perfil432CCHeTipo de medida5 
e  o 
d x
s  ne
e A
rio  el 
o d
at o 
m d
s cuyo su l métún e 232415592 0,00020,000157349966 2324 0,000160,0001459952466 2324386470 0,00020,000158351066 2324 0,000160,0001559857566 232478218 0,00020,000157052266
eta (72 hora ontratada.  el saldo seg 20212288529586 0,00010,00010,0002408482558666 202122 0,000120,000130,00015438502576666 20212286245223 0,00010,00010,0002417477558666 202122 0,000110,000130,00015419485570666 202122317396520 0,00010,00010,0002392469540666
ada:  aria incompl a potencia c el intervalo d 17181976542690 0,00010,00010,0001404395389666 171819 0,000120,000110,00011433421419666 171819419595365 0,00010,00010,0001414404399666 171819 0,000110,000110,00011417408399666 1718195569492 0,00010,00010,0001448419397666
Ejemplo de caso d con saldo de ATR estimado según un factor de utilización de la potencia contrat Sea un cliente con un ciclo de facturación de 5 días del que se dispone de una curva de carga hor 25.857 Wh) y se dispone de un saldo de ATR (44 kWh) estimado según un factor de utilización de l En este caso, no se tendrán en cuenta las medidas de la CCHr y se estimarán todas las medidas d 7 de este documento. El método de obtención de todas las medidas horarias estimadas será . 6 25.8571∑CCHr (Wh)dia12345678910111213141516horaNº horas CCHr7244156476296481171272866678735249322357713771564SALDO (kWh)CCHr44.799Estimado según un factor de utilización de la potencia contratada∑CCHe  (Wh)SALDO0,00017E-056E-055E-054E-054E-055E-058E-050,00010,00011E-040,00010,00010,00010,00010,0001Perfil377246203177152155194287372364349365382427463445CCHe6666666666666666Tipo de medida 2dia12345678910111213141516horaCCHrEstimado según un factor de utilización de la potencia contratadaSALDO0,000100,000070,000060,000050,000040,000040,000050,000080,000100,000100,000100,000100,000110,000120,000130,00013Perfil392253212186160162203299392385373390414463499480CCHe6666666666666666Tipo de medida 3dia12345678910111213141516hora49054629344554548149836280158460146299851145CCHrEstimado según un factor de utilización de la potencia contratadaSALDO0,00017E-056E-055E-054E-054E-055E-058E-050,00010,00011E-040,00010,00010,00010,00010,0001Perfil374244204179153155193284368365352369387433473457CCHe6666666666666666Tipo de medida 4dia12345678910111213141516horaCCHrEstimado según un factor de utilización de la potencia contratadaSALDO0,000100,000060,000050,000050,000040,000040,000050,000080,000100,000100,000100,000100,000110,000120,000130,00012Perfil388243200174149151200295384381368381396442481462CCHe6666666666666666Tipo de medida 5dia12345678910111213141516hora1846134597316121168400293355163276499783704530CCHrEstimado según un factor de utilización de la potencia contratadaSALDO0,00010,00019E-057E-056E-056E-056E-057E-057E-058E-051E-040,00010,00010,00010,00010,0001Perfil444397320237212204209241250303356390435482518485CCHeTipo de medida6666666666666666 BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO
 
Núm. 4  Martes 5 de enero de 2021  Sec. III.   Pág. 1104
Anexo 10. Particularidades para instalaciones de autoconsumo acogidas al Real 
Decreto 244/2019, de 5 de abril. 
El objeto de este anexo es detallar las particularidades en la aplicación de este 
procedimiento  a  las  instalaciones  de  autoconsumo  acogidas  al  Real  Decreto 
244/2019, de 5 de abril. 
Las modalidades de autoconsumo a las que hace referencia este anexo y los equipos 
de medida obligatorios y opcionales a instalar se definen en el Real Decreto 244/2019, 
de 5 de abril.  
1.  Autoconsumo individual de red interior 
A los efectos de este apartado 1 del anexo 10, se considerará una instalación de 
autoconsumo la formada por una instalación de producción y un consumidor asociado. 
Además, se entenderá por: 
 
PM PF: Equipo de medida instalado en el punto frontera 
PM GEN: Equipo de medida que mide la energía generada neta 
PM CON: Equipo de medida instalado en el circuito de consumo 
 
PM AS PF: Energía saliente medida en el equipo de medida instalado en el punto 
frontera 
PM AE PF: Energía entrante del equipo de medida instalado en el punto frontera 
 
PM AS GEN: Energía saliente del equipo de medida que mide la energía generada neta 
PM AE GEN: Energía entrante del equipo de medida que mide la energía generada neta 
 
PM AS CON: Energía saliente por el equipo de medida instalado en el circuito de 
consumo. Debe ser siempre 0. 
PM AE CON: Energía entrante por el equipo de medida instalado en el circuito de 
consumo 
 
PM AS GEB: Energía saliente del equipo de medida que mide la energía generada bruta 
PM AE GEB: Energía entrante del equipo de medida que mide la energía generada bruta. 
Debe ser siempre 0.  es
  w.

PM AS SSAA: Energía saliente por el equipo de medida instalado en el circuito de 
consumo   de servicios auxiliares de producción. Debe ser siempre 0. 
 PM AE SSAA: Energía entrante por el equipo de medida instalado en el circuito de 
consumo   de servicios auxiliares de producción.  
El encargado de lectura deberá calcular el siguiente mejor valor horario (MVH): 
MVH PF: Mejor valor horario del punto frontera calculado según la tabla 1 de este anexo 
Además, para los casos en que sea necesario, calculará también los siguientes 
mejores valores horario (MVH):  
MVH GEN: Mejor valor horario de la energía generada neta o consumo de servicios 
auxiliares calculado según la tabla 2 de este anexo  
MVH CON: Mejor valor horario del consumo calculado según la tabla 3 de este anexo 
Una vez obtenidos los distintos MVH, calculará las siguientes energías de la forma 
que se indica a continuación: 
Energía horaria consumida por el consumidor asociado: Será igual a MVH CON 
Energía horaria excedentaria: Será igual a MVH PF si MVH PF > 0 ó será igual a 0 si
MVH PF <= 0 
Energía horaria consumida de la red: Será igual a -MVH PF si MVH PF < 0 ó será  oe.
igual a 0 si MVH PF >= 0  ww.
Energía horaria neta generada: Será igual a MVH GEN si MVH GEN > 0 ó será igual a 
0 si MVH GEN <= 0 
Energía horaria consumida por los servicios auxiliares de producción: Será igual 
a -MVH GEN si MVH GEN < 0 ó será igual a 0 si MVH GEN >= 0 
Energía horaria autoconsumida: Se calculará según la tabla 4 de este anexo 
2. Autoconsumo colectivo o a través de red
A los efectos de este apartado 2 del anexo 10, se considerará una instalación de 
autoconsumo formada ‘n’ instalaciones de producción y ‘m’ consumidores. Cada una 
de las  instalaciones de generación se identifica con la letra ‘k’ y los consumidores con 
la letra ‘i’. Además se entenderá por: 
PM GEN K: Equipo de medida que mide la energía generada neta en la instalación de 
producción k 
PM GEB K: Equipo de medida que mide la energía generada bruta en la instalación de 
producción k 
PM SSAA K: Equipo de medida que mide la energía consumida por servicios auxiliares 
en la instalación de producción k 
PM CON i: Equipo de medida que mide el consumo del instalado del consumidor i 
PM AS GEN K: Energía saliente medida en el equipo de medida que mide la energía 
generada neta en la instalación de producción k 
PM AE GEN K: Energía entrante medida en el equipo de medida que mide la energía 
generada neta en la instalación de producción k 
PM AS GEB K: Energía saliente medida en el equipo de medida que mide la energía 
generada bruta en la instalación de producción k 
PM AE GEB K: Energía entrante medida en el equipo de medida de medida que mide la 
energía generada bruta en la instalación de producción k. Debe ser siempre 0. 
PM AS SSAA K: Energía saliente medida en el Equipo de medida que mide la energía 
consumida por servicios auxiliares en la instalación de producción k. Debe ser siempre 
0. 
PM AS SSAA K: Energía entrante medida en el equipo de medida de medida que mide la 
energía consumida por servicios auxiliares en la instalación de producción k 
PM AS CON i: Energía saliente medida en el Equipo de medida que mide la energía 
consumida por el equipo de medida que mide el consumo del instalado del consumidor 
i. Debe ser siempre 0.
PM AS CON i: Energía entrante medida en el equipo de medida de medida que mide la 
energía consumida por el equipo de medida que mide el consumo del instalado del 
consumidor i 
El encargado de lectura deberá calcular los siguientes mejores valores horarios 
(MVH): 
MVH PF GEN K: Mejor valor horario del punto frontera de la instalación de producción k 
obtenido según la tabla 5 de este anexo  
MVH PF CON I: Mejor valor horario del punto frontera del consumidor i obtenido según la 
tabla 6 de este anexo 
Una vez obtenidos los distintos MVH, calculará las siguientes energías de la forma 
que se indica a continuación:  s
Energía horaria consumida por el consumidor asociado i: Corresponderá a MVH 
PF CON I
Energía horaria excedentaria de generación de la instalación de producción k: 
Se calculará según la tabla 7 de este anexo 
Energía horaria neta generada individualizada del consumidor i: Se calculará 
según la tabla 7 de este anexo 
Energía horaria autoconsumida individualizada del consumidor i: Se calculará 
según la tabla 7 de este anexo 
Energía  horaria excedentaria  individualizada  del  consumidor  i;  Se  calculará 
según la tabla 7 de este anexo 
Energía  horaria  consumida  de  la  red  individualizada  del  consumidor  i:  Se 
calculará según la tabla 7 de este anexo 
El encargado de lectura aplicará, en su caso, los correspondientes coeficientes de 
pérdidas establecidos en la normativa. 
3. Proceso de validación de medidas:
Será de aplicación lo indicado en los apartados 3.3.1.ó 3.3.2 en función de si se trata 
de medidas de generación o de consumo de este procedimiento de operación para 
las medidas de los equipos de los puntos de medida PM PF, PM GEN, PM CON (para las 
instalaciones del apartado 1 de este anexo) o PM GEN K,    PM GEB K, PM SSAA K ,   PM 
(para las instalaciones del apartado 2 de este anexo) 
CON i  
4. Incidencias en puntos de medida
Será de aplicación lo indicado en el apartados 3.4.2 o 3.4.3 en función de quien sea 
el encargado de la lectura de este procedimiento de operación para las medidas de 
los equipos de los puntos de medida PM PF, PM GEN, PM CON (para las instalaciones del 
apartado 1 de este anexo) o PM GEN K,    PM GEB K, PM SSAA K ,   PM CON i  (para las 
instalaciones del apartado 2 de este anexo) 
5. Tipos de configuración de cálculo de energía en puntos frontera:
Para la aplicación del apartado 4.2 de este procedimiento de operación, se entenderá 
como configuración principal (o redundante si aplica)  de cada uno de los cálculos de 
mejor valor horario MVH PF, MVH GEN y MVH CON (para las instalaciones del apartado 1 
de este anexo) y  MVH PF GEN K, MVH PF CON I (para las instalaciones del apartado 1 de 
este anexo)las configuraciones principales indicadas en las tablas 1,2,3,5 y 6 
  s
Para la aplicación del apartado 4.2 de este procedimiento de operación, se entenderá 
como configuración comprobante, si aplica,  el conjunto de puntos de medida y sus 
coeficientes de pérdidas que permitan obtener una medida equivalente a la de las 
configuraciones principales indicadas en las tablas 1, 2, 3, 5 y 6 y que permitan obtener 
los cálculos de mejor valor horario MVH PF, MVH GEN y MVH CON (para las instalaciones 
del apartado 1 de este anexo) y  MVH PF GEN K, MVH PF CON I (para las instalaciones del 
apartado 1 de este anexo) 
.
6. Cálculo del mejor valor horario de energía de un punto frontera
Para la aplicación del apartado 4.3 de este procedimiento de operación, a efectos de 
obtención de la prelación en el cálculo del mejor valor horario MVH PF, MVH GEN y MVH 
CON (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) y  MVH PF GEN K, MVH PF CON 
 (para las instalaciones del apartado 1 de este anexo) la configuración principal (o 
I .
redundante o comprobante, si aplica) indicada en las tablas 1, 2, 3, 5 y 6  tendrá la 
misma consideración que la configuración principal (o redundante o comprobante, si 
aplica) detallada en ese mismo apartado 4.3. 
7. Cálculo del mejor valor horario de energía estimado de un punto frontera
Para el cálculo del mejor valor horario de energía estimado de un punto frontera será 
de aplicación lo indicado en las tablas 1,2,3,5 y 6 
Observaciones sobre el cálculo del mejor valor  de energía estimado en PF ara  la estimación basada en factor de utilización PM ,AS PFserá 0 ara la estimación basada en factor de utilización  PM ,AS PFserá 0 ara la estimación basada en factor de utilización  PM ,AS PFserá 0 Para  el perfil a utilizar será el indicado en el PM  AS PFapartado 4.4.7 y la estimación basada en factor de utilización será 0
P P P
F
Tabla 1. Cálculo del mejor valor horario del Punto Frontera del autoconsumidor (MVH )PF > 0,  corresponderá a  (definición art 3 del RD 244/2019)Si|MVH |Energía horaria excedentariaq)  MVH  PFPF < 0,   corresponderá a (definición  art 3 del RD 244/2019)Si |MVH |Energía horaria consumida de la red  p)MVH PFPF Encargado de Tipo de punto Configuración principalCálculo del mejor valor  de energía estimado en Plecturafrontera Operador del Aplica 4.4.1 sobre 1 o 2± (PM  -PM  )PM  y PM ASPF  AE PFAS PFAE PF sistema Aplica 4.4.2 sobre Distribuidor1 o 2± (PM  -PM  )PM  y PM ASPF  AE PFAS PFAE PF  Operador del Se calculará 1 o 2| - |MVH | )MVHyMVH ± ( |MVH GENCON GEN  CONsistema Distribuidor1 o 2Se calculará  ± ( |MVH| - |MVH | )MVH y MVH  GENCONGENCON Aplica 4.4.4 sobre Distribuidor4 sin CCH± (PM  -PM  )PM  y PM ASPF  AE PFAS PFAE PF  3 ó 4 sin Aplica 4.4.2 sobre Distribuidor -PM  )± (PM PM  y PM ASPF  AE PFAS PFAE PF telegestión 3, 4 ó 5 con Aplica 4.4.6 sobre Distribuidor -PM  )± (PM PM  y PM ASPF  AE PFAS PFAE PF telegestión Distribuidor4 sin CCHSe calculará ± ( (|MVH| - |MVH | )MVHyMVH  GENCON GEN  CON 3 ó 4 sin DistribuidorSe calculará ± ( (|MVH| - |MVH | )MVHyMVH  GENCON GEN  CONtelegestión 3, 4 ó 5 con DistribuidorSe calculará ± ( |MVH| - |MVH | )MVHyMVH  GENCON GEN  CONtelegestión
Tipo de configuración de medida Con equipo de medida en punto frontera Con medida de generación neta y equipo en consumo Con equipo de medida en punto frontera Con medida de generación neta y equipo en consumo e.es
AL  w.b
U w
Tipo de Autoconsumo Autoconsumo INDIVIDde RED INTERIOR cve: BOE-A-2021-142Verificable en https://w
D 244/2019) Observaciones sobre el cálculo del mejor valor  denergía estimado en PF No se puede obtener Para la estimación basada en factor de  PM ,AS GENutilización será 0  el perfil a utilizar será el indicado en el Para PM  AS GENapartado 4.4.7 y la estimación basada en factor de utilización será 0Aplica 4.4.3 o 4.4.7 sobre PM AS GEB kPara  la estimación basada en factor de PM ,AS GEB kutilización será 0 Para la estimación basada en factor de  PM ,AS GEButilización será 0 Para  el perfil a utilizar será el indicado en el PM  AS GEBapartado 4.4.7 y la estimación basada en factor de utilización será 0 No se puede obtener
R
el  AA AA 
Tabla 2. Cálculo del mejor valor horario de la Generación neta (MVH )GEN Si  > 0,   corresponderá a la  (definición  art 3 del RD 244/2019MVH |MVH|Energía horaria neta generadas))GEN GEN corresponderá a la  (definición art 3 dVH |Energía horaria consumida por los servicios auxiliares de produccióno) GEN Encargado de Tipo de punto Configuración principalCálculo del mejor valor  de energía estimado en PFlecturafrontera Operador del Aplica 4.4.1 sobre 1 o 2PM  y PM  -PM  )± (PM AS GENAE GENASGEN  AE GENsistema Operador del 1 o 2 -PM )± (PM Aplica 4.4.1 sobre PM  y PM ASGEB    AE SSAAAS GEBAE SSAA sistema Operador del 1 o 2No aplicasistema 3 ó 4 sin DistribuidorAplica 4.4.3, sobre PM  y PM  -PM  )± (PM AS GENAE GEN ASGEN  AE GENtelegestión 3, 4 ó 5 con DistribuidorAplica 4.4.7 sobre PM  y PM ± (PM  -PM  )AS GENAE GEN ASGEN  AE GENtelegestión Distribuidor4 sin CCH 4.4.4 sobre± (PM  -PM ) PMASGEB    AE SSAA AE SSAA 3 ó 4 sin DistribuidorAplica 4.4.3 sobre4.4.2 sobre ± (PM  -PM ) PM  y PM ASGEB    AE SSAAAS GEBAE SStelegestión 3, 4 ó 5 con DistribuidorAplica 4.4.7 sobre 4.4.6 sobre  -PM )PM  y PM ± (PM ASGEB    AE SSAAAS GEBAE SStelegestión Distribuidor3, 4 ó 5No aplica
M
 < 0,  Si |MVH GEN Tipo de configuración de medida Con equipos de medida de generación neta Con equipos de medida de generación bruta y equipo de consumo de auxiliares Sin medida de generación neta Con equipos de medida de generación neta Con equipos de medida de generación bruta y equipo de consumo de auxiliares Sin medida de generación neta oe.es
AL  w.b
Tipo de Autoconsumo Autoconsumo INDIVIDUde RED INTERIOR cve: BOE-A-2021-142Verificable en https://ww
Tabla 3. Cálculo del mejor valor horario del Consumo (MVH )CON Si  > 0 = > (definiciónart 3 del RD 244/2019)MVH Energía horaria consumida por el consumidor asociado  r) CONNo aplica que MVH  sea < 0 CON Encargado de Tipo de punto Observaciones sobre el cálculo del mejor valor  de Configuración principalCálculo del mejor valor  de energía estimado en PFlecturafronteraenergía estimado en PF Distribuidor1, 2 ó 3± ( |MVH| - |MVH | )Se calculará MVHyMVH  PFGEN PF  GEN Distribuidor4 ó 5± ( |MVH | - |MVH |)Se calculará MVHyMVH PFGEN PF  GEN Distribuidor4  sin CCHAplica 4.4.4 sobre PM PM AE CONAE CON  1 o 2 y 3 ó 4 sin DistribuidorAplica 4.4.2 sobre PM PM AE CONAE CON telegestión En caso de medida horaria válida de la curva ± ( (1) - (2) ) 3, 4 ó 5 con DistribuidorAplica 4.4.6 sobre PM PM para todo el periodo de CCH a estimar, se utilizará esta AE CONAE CON telegestióncurva como perfil DistribuidorIndistintoNo aplicaNo se puede obtener Tabla 4. Cálculo del mejor valor horario de otras energías Tipo de energíaCálculo de energía * Si ||> | |  será igual a | | - | | (Si esta diferencia es negativa será MVHMVHMVHMVH GEN  CONGENCON (definición ) art 3 del RD 244/2019)a autoconsumida n0)* Si | |  < | |  será igual a ||MVHMVHMVH GENCONGEN
Tipo de configuración de medida Con equipo de medida en punto frontera y medida de generación neta Con medida en equipo en consumo Sólo con equipo de medida en punto frontera  Energía horari e.es
AL AL w.b
Tipo de Autoconsumo Autoconsumo INDIVIDU Tipo de Autoconsumo Autoconsumo INDIVIDU cve: BOE-A-2021-142Verificable en https://ww
(Podrá existir un  para las k instalaciones si el titular es el mismo)Tabla 5. Cálculo del mejor valor horario del Punto Frontera de la instalación de producción k (MVH) equipo único PF GEN k > 0,  corresponderá a la por la instalación de producción k Si |MVH |Energía horaria neta generada MVH PF GEN kPF GEN k < 0,  corresponderá a la Si |MVH | Energía horaria consumida por los servicios auxiliares de producción de la instalación de producción k MVH PF GEN kPF GEN k Tipo de configuración de Encargado de Tipo de punto Configuración principalCálculo del mejor valor  de energía estimado en PFObservaciones sobre el cálculo del mejor valor  de energía estimado en PFmedidalecturafrontera Operador del Aplica 4.4.1 sobre 1 o 2 -PM  )PM  y PM ± (PM ASGEN k  AE GEN kAS GEN kAE GEN ksistemaCon equipo de medida de generación neta Distribuidor1 o 2Aplica 4.4.1 sobre ± (PM  -PM  )PM  y PM ASGEN k  AE GEN kAS GEN kAE GEN k Operador del Aplica 4.4.1 sobre 1 o 2 -PM )PM  y PM Con equipo de medida ± (PM ASGEB k   AE SSAA kAS GEB kAE SSAA ksistemade generación bruta y equipo de consumo de auxiliaresDistribuidor1 o 2Aplica 4.4.1 sobre± (PM  -PM ) PM  y PM ASGEB k  AE SSAA kAS GEB kAE SSAA k 3 ó 4 sin DistribuidorAplica 4.4.3 sobre ± (PM  -PM   )PM  y PM Para  la estimación basada en factor de utilización será 0PM ,ASGEN k  AE GENkAS GEN kAE GEN k AS GEN ktelegestiónCon equipo de medida de generación neta3, 4 ó 5 con Para  el perfil a utilizar será el indicado en el apartado 4.4.7 y la estimación PM  AS GEN kDistribuidorAplica 4.4.7 sobre ± (PM  -PM  )PM  y PM ASGEN k  AE GEN kAS GEN kAE GEN k telegestiónbasada en factor de utilización será 0 Aplica 4.4.3 o 4.4.7 sobre PM AS GEB kDistribuidor4 sin CCH 4.4.4 sobre± (PM  -PM   ) PMASGEN k  AE SSAAk AE SSAA kPara  la estimación basada en factor de utilización será 0PM ,AS GEB kCon equipo de medida de generación bruta y 3 ó 4 sin DistribuidorAplica 4.4.3 sobre4.4.2 sobre  -PM ) PM  y PM ± (PM Para  la estimación basada en factor de utilización será 0PM ,ASGEB k   AE SSAA kAS GEB kAE SSAA kAS GEB kequipo de consumo de telegestiónauxiliares3, 4 ó 5 con Para  el perfil a utilizar será el indicado en el apartado 4.4.7 y la estimación PM  AS GEB kDistribuidorAplica 4.4.7 sobre 4.4.6 sobre  -PM )PM  y PM ± (PM ASGEB k   AE SSAA kAS GEB kAE SSAA k telegestiónbasada en factor de utilización será 0 2www.boe.es
Tipo de Autoconsumo Autoconsumo COLECTIVO o próximo A TRAVÉS DE RED cve: BOE-A-2021-14Verificable en https://
H a  H a 
Observaciones sobre el cálculo del mejor valor  de energía estimado en PF En caso de medida horaria válida de la curvapara todo el periodo de CC ± ( (1) - (2) ) estimar, se utilizará esta curva como perfil En caso de medida horaria válida de la curvapara todo el periodo de CC ± ( (1) - (2) ) estimar, se utilizará esta curva como perfil
Tabla 6. Cálculo del mejor valor horario del Punto frontera del consumidor i (MVH )PF CON i  > 0 = > (definición art 3 del RD 244/2019)VH Energía horaria consumida inidividualizada u) PF CON iNo aplica que MVH  sea < 0 CON Configuración principalCálculo del mejor valor  de energía estimado en PF Aplica 4.4.2 sobre PM PM AE CON iAE CON i Aplica  4.4.4 sobre PM PM AE CON iAE CON i Aplica 4.4.2 sobre PM PM AE CON iAE CON i Aplica 4.4.6 sobre PM PM AE CON iAE CON i Aplica 4.4.2 sobre PM PM AE CON iAE CON i Aplica  4.4.4 sobre PM PM AE CON iAE CON i Aplica 4.4.2 sobre PM PM AE CON iAE CON i Aplica 4.4.6 sobre PM PM AE CON iAE CON i + )± (  PMMVHPF GEN k AE CON i
M
Si  Tipo de punto frontera 1 o 2 4 sin CCH 3 ó 4  sin telegestión 3, 4 ó 5 con telegestión 1 o 2 4 sin CCH 3 ó 4  sin telegestión 3, 4 ó 5 con telegestión Todos
Encargado de lectura Distribuidor Distribuidor Distribuidor Distribuidor Distribuidor Distribuidor Distribuidor Distribuidor Distribuidor
Tipo de configuración de medida Con equipo de medida de consumo en frontera  Con equipo de medida de consumo en frontera  Con equipo de medida en frontera y, en su red interior, la instalación de producción con equipo de medida de generación neta 2www.boe.es
Tipo de Autoconsumo Autoconsumo COLECTIVO o próximo A TRAVÉS DE RED Autoconsumo COLECTIVO próximo A TRAVÉS DE RED con instalación de generación en red interior  cve: BOE-A-2021-14Verificable en https://
das a la instalación de producción k y al consumidor i Cálculo de energía oβ* ∑  |MVH |         βi * |MVH |    i PF GEN k PF GEN  los coefiencies de reparto de la energía generada entre los consumidores siendo iβi * Si  será igual a MVH>ENGENGii  PF CON i  * Si  será igual a MVH   <ENGMVH PF CON ii PF CON Para equipos diferentes en las instalaciones:   ||||* kMVH  -  ∑  Eauti * |MVH   / ∑ |MVH PF GEN k PF GEN kPF GEN k*( || - ∑  )Para un equipo común en las  instalaciones:  MVHEaut *kαk  i PF GENsiendo  los coefiencies de reparto de la energía neta generada de la instalación αkk - (Si esta diferencia es negativa será 0)ENGMVH i  PF CON i  (Si esta diferencia es negativa será 0)- Eaut MVHi    PF CON i  
cia
Tabla 7. Cálculo del mejor valor horario de otras energías a Tipo de energía (definición  art 3 del RD 244/2019) Energía horaria neta generada individualizada del consumidor i x) ENGi (definición art 3 del RD 244/2019) Energía horaria autoconsumida individualizadadel consumidor i  t)  Eauti  (definición art 3 del  Energía horaria excedentaria de generación de la instalación de producción k y) RD 244/2019)  (definición art 3 del RD 244/2019) Energía horaria excedentaria individualizada del consumidor i  w)  (definición art 3 del RD  Energía horaria consumida de la red individualizada del consumidor i   v)244/2019) 2www.boe.es
Tipo de Autoconsumo Autoconsumo COLECTIVO o próximo A TRAVÉS DE RED cve: BOE-A-2021-14Verificable en https://
P.O. 10.6. Agregaciones de puntos de medida 
1. Objeto
El objeto de este documento es definir el procedimiento de cálculo de las agregaciones 
de puntos de medida y la información a intercambiar de las mismas. 
2. Ámbito de aplicación
Este documento aplica a los puntos frontera de clientes tipo 3, 4 y 5. 
3. Responsabilidades
Los distribuidores son los responsables del cálculo de las agregaciones de los puntos 
frontera de clientes tipo 3, 4 y 5, de acuerdo a lo indicado en este documento. 
4. Calculo de agregaciones
4.1.  Definición de medidas agregadas 
4.1.1. Medidas agregadas de fronteras de clientes 
Una medida agregada de medidas horarias de puntos frontera de clientes es el 
resultado  de  calcular  el  sumatorio  de  la  energía  activa  para  cada  periodo  de 
integración  horario  de  los  distintos  puntos  frontera  de  clientes  agrupados  por 
distribuidor, comercializador, nivel de tensión, peaje de acceso, discriminación horaria, 
tipo de punto de medida, sistema eléctrico aislado (para los sistemas eléctricos de los 
territorios no peninsulares) o provincia (para el sistema peninsular), indicativo de 
participación en mercados de ajuste y, en su caso, configuración de autoconsumo y 
signo (energía consumida o excedentaria)  para cada una de las fechas en las que se 
comunica información. 
Las medidas agregadas de dichas fronteras se obtendrán a partir de: 
Medidas  de  curvas  de  carga  horaria  CCH  reales  o  estimadas  de 
suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para 
telemedida  y  telegestión  efectivamente  integrados  en  los 
correspondientes sistemas. 
Medidas  horarias  de  suministros  que  no  dispongan  de  equipos  de 
medida con capacidad para telemedida y  telegestión efectivamente 
integrados en los correspondientes sistemas y deban ser previamente 
perfilados a partir de las medidas utilizadas para la facturación del peaje 
de acceso de terceros a la red (saldos de ATR) de acuerdo con lo 
establecido en el P.O.10.5. 
4.1.2.  Medidas agregadas de fronteras de instalaciones de generación de las que el 
distribuidor es encargado de lectura 
Una medida agregada de fronteras de instalaciones de generación de las que el 
distribuidor es encargado de lectura es el resultado de calcular el sumatorio de energía 
activa generada horariamente de los distintos puntos frontera de dichas instalaciones 
agrupados por distribuidor, unidad de programación o entidad de liquidación del 
representante o titular sin representante, tipo de punto de medida, sistema eléctrico 
aislado para los sistemas eléctricos no peninsulares o provincia para el sistema 
peninsular.  
4.2.  Requisitos  de  los  concentradores  secundarios  que  calculan  e 
intercambian datos de agregaciones 
Los concentradores secundarios dentro del alcance de este documento deberán 
cumplir los requisitos indicados en los PP.OO. 10.4 y 10.11.  
4.3.  Procedimiento de cálculo de medidas agregadas 
Los encargados de la lectura deberán calcular las distintas agregaciones de las que 
son participes de acuerdo a lo indicado en este procedimiento. 
4.3.1.  Identificación y alta de las agregaciones 
Cada  encargado  de  la  lectura  deberá  identificar  y  notificar  al 
comercializador/consumidor  directo  a  mercado  y  al  operador  del  sistema  las 
agregaciones que tiene responsabilidad de calcular utilizando el protocolo, plazos y 
formatos descritos en los PP.OO. 10.4, 10.5 y 10.11. 
4.3.2.  Baja de agregaciones 
Cada  encargado  de  la  lectura  deberá  identificar  y  notificar  al 
comercializador/consumidor  directo  a  mercado  y  al  operador  del  sistema  las 
agregaciones de las que deja de tener responsabilidad de cálculo por dejar de ser 
partícipe de las mismas utilizando el protocolo, plazos y formatos descritos en los 
PP.OO 10.4, 10.5 y 10.11. 
4.3.3.  Cálculo de medidas agregadas 
Cada encargado de la lectura deberá calcular las distintas agregaciones de las que 
es  responsable  atendiendo  a  la  definición  descrita  en  el  apartado  4.1  de  este 
documento. 
a. Las medidas individuales (desagregadas) de cada punto frontera de
cliente tipo 3 y 4 con equipos no integrados en los sistemas de telegestión y 
telemedida  deberán  haber  sido  calculadas  y  perfiladas,  en  su  caso, 
previamente de acuerdo a lo establecido en el P.O. 10.5. “Cálculo del Mejor 
Valor de Energía en los Puntos Frontera y Cierres de Energía del Sistema de 
Información de Medidas Eléctricas”. 
Cada medida agregada de clientes tipo 3 y 4 con equipos no integrados en los 
sistemas de telegestión y telemedida y que no dispongan de equipo de medida 
horario en un periodo de integración y magnitud tiene asociada adicionalmente 
la siguiente información: 
Número total de puntos frontera que participan en el cálculo de dicha 
agregación en el periodo de integración indicado.  
  Energía  calculada  (agregada)  utilizando  únicamente  medidas 
procedentes  de  registrador  con  las  características  indicadas  en  el 
Reglamento unificado de puntos de medida (esto es, excluyendo las 
estimadas).  
Número de puntos frontera que han servido como base para el cálculo 
anterior (las procedentes de registrador que cumplan el Reglamento 
unificado de puntos de medida). 
Energía calculada (agregada) utilizando únicamente medidas estimadas 
de  los  suministros  con  registrador  horario  con  las  características 
indicadas en el Reglamento unificado de puntos de medida. 
Número de puntos frontera que han servido como base para el cálculo 
anterior (las medidas estimadas de suministros con registrador horario 
que cumpla el Reglamento unificado de puntos de medida). 
En el Anexo 1 de este documento se detalla el procedimiento de tratamiento de 
decimales de las medidas agregadas. 
b. Las medidas individuales (desagregadas) de cada punto frontera de 
cliente tipo 5 y los de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegestión y 
telemedida,  deberán  haber  sido  calculadas  previamente  de  acuerdo  a  lo 
establecido en el P.O. 10.5. 
Cada medida agregada de clientes tipo 5 y los de tipo 3 y 4 integrados en los 
sistemas de telegestión y telemedida, en un periodo de integración horario 
deberá tener asociada la siguiente información: 
Sumatorio de la medida horaria de energía de todos los suministros que 
forman parte de la agregación para el periodo horario (en kWh) 
Número total de suministros que forman parte de la agregación para el 
periodo horario 
Sumatorio de las medidas horarias de energía procedentes de curva real 
de suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad de 
telemedida  y  telegestión  efectivamente  integrados  en  los 
correspondientes sistemas que forman parte de la agregación para el 
periodo horario (en kWh) 
Número de suministros con medida procedente de curva real  
Sumatorio de las medidas horarias de energía procedentes de medida 
estimada de suministros que dispongan de equipos de medida con 
capacidad de telemedida y telegestión efectivamente integrados en los 
correspondientes sistemas que forman parte de la agregación para el 
periodo horario (en kWh) 
Número de suministros con medida estimada 
El detalle de la obtención de cada uno de los datos agregados de clientes tipo 
5 y los de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegestión se describe en el 
Anexo 2 de este documento.  
4.4.  Intercambio de información 
4.4.1. Publicaciones de los concentradores secundarios al concentrador principal 
El intercambio de información de medidas agregadas de puntos frontera clientes 
atenderá a lo indicado en el P.O. 10.11 “Tratamiento e intercambio de Información 
entre Operador del Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de 
agentes”, junto con las consideraciones de este procedimiento. 
Las medidas agregadas que deberá calcular y enviar cada concentrador secundario 
quedan identificadas por la siguiente información: 
Concentrador que envía la medida 
Magnitud (será activa consumida para agregaciones de clientes) 
Fecha a la que aplica la información  e.e
Periodo de integración 
Medida (kWh, valores incrementales) 
Número total de puntos frontera y sumatorio de las medidas horarias de energía 
de  la  agregación  según  se  describe  en  el  apartado  4.3.3.  de  este 
procedimiento. 
Agregación calculada: identificada por los distintos parámetros que la definen 
descritas en los apartados 4.1.1. y 4.1.2. de este procedimiento. Esto es, cada 
concentrador secundario, enviará para cada periodo y magnitud las distintas 
agregaciones vigentes de las que disponga de medidas 
4.4.2. Publicaciones del concentrador principal a los concentradores secundarios 
La publicación por parte del operador del sistema de las medidas agregadas se 
realizará utilizando el protocolo de comunicaciones entre concentradores y formatos 
descritos en el P.O. 10.4. 
4.4.3. Publicaciones del operador del sistema 
El operador del sistema publicará las medidas agregadas de las energías acumuladas 
mensuales de instalaciones de generación necesarias a efectos de aplicación del 
artículo 15 del Reglamento unificado de puntos de medidas. 
ANEXO 1. Método de obtención de las medidas agregadas de clientes tipo 3 y 4 
no integrados en los sistemas de telegestión y telemedida 
El objeto de este anexo es establecer la metodología para el tratamiento de decimales 
de los datos agregados en kWh de las medidas de clientes tipo 3 y 4 no integrados en 
los sistemas de telegestión y telemedida a partir de sus medidas horarias. 
Sean: 
VRi   Valor de la medida de la agregación en kWh de un conjunto de fronteras 
calculadas de acuerdo a lo indicado en el apartado 4.3.3 para el periodo de integración 
i con 12 decimales.  
EAi   Error acumulado de energía del periodo de integración i calculado como 
n i n i
VR VF
n n
EAi =  n 1 n 1
Con EA0= 0 kWh y con i variando desde 1 hasta el número de periodos de integración 
de un mes completo (por ejemplo 24 x nº de días mes). 
VFi   Valor agregado en kWh sin decimales con el que se generarán los ficheros para 
el periodo de integración i que se calculará a partir de la expresión: 
VFi = [VR i + EAi-1 ] 
Siendo la función   la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a X+1 si 
YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5 
29  5,1  -0,3 5 
28  8,1  -0,4 8 
27  4,8  -0,5 5 
26  2,9  -0,3 3 
25  1,8  -0,2 2 
24  2,6  0  3 
23  7,8  0,4  7 
22  5,1  -0,4 5 
21  6,8  -0,5 7 
20  7,2  -0,3 7 
19  8,8  -0,5 9 
18  5,4  -0,3 6 
17  5,7  0,3  5 
16  4,5  -0,4 5 
15  9,4  0,1  9 
14  5,8  -0,3 6 
13  2,7  -0,1 3 
12  5,4  0,2  5 
11  8,7  -0,2 9 
10  2,1  0,1  2 
5 
9  5, 0  5 
5
8  7  -0, 7 
7  6,9  -0,5 7 
6  6,1  -0,4 6 
5  6,2  -0,5 7 
5  3 
4  6, 0, 6 
3  6,4  -0,2 7 
1  4 
2  7, 0, 7 
3  3  s
1  6, 0, 6  e.e
mes)  ww.b
mplo  Periodo  (1 a nº horas  VR i EA i VF i BOE-A-2021-142cable en https://w
Eje
ANEXO 2. Método de obtención de las medidas agregadas de clientes tipo 
5 y de tipo 3 y 4 integrados en los sistemas de telegestión y telemedida 
El objeto de este anexo es establecer la metodología de obtención de los datos 
agregados de medidas de clientes tipo 5 y de tipo 3 y 4 integrados en los 
sistemas de telegestión y telemedida, a partir de las medidas horarias en Wh que 
combinan suministros que dispongan de equipos de medida con capacidad para 
telemedida  y  telegestión  efectivamente  integrados  en  los  correspondientes 
sistemas,  así  como  de  suministros  que  no  estén  integrados  y  deban  ser 
perfilados. 
Sean:  
CCHc h,d,a   Medida horaria del cliente “c” de la agregación “a” correspondiente 
a la hora “h” y día “d” en Wh  
AGR h,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la 
agregación “a” en la hora “h” y día “d” en Wh 
N h,d,a   Número  de  clientes  con  medida  horaria  de  la  agregación  “a” 
correspondiente a la hora “h” y día “d” 
CCHrc h,d,a   Medida  horaria  real  del  cliente  “c”  de  la  agregación  “a” 
correspondiente a la hora “h” y día “d” en Wh  
AGRr h,d,a    Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la 
agregación  “a”  con  medida  real  (que  disponga  de  equipo  de  medida  con 
capacidad  para  telemedida  y  telegestión  efectivamente  integrados  en  los 
correspondientes sistemas) en la hora “h” y día “d” en Wh 
Nr h,d,a Número de clientes con medida horaria real de la agregación “a” 
correspondiente a la hora “h” y día “d” 
CCHec h,d,a   Medida  horaria  estimada  del  cliente  “c”  de  la  agregación  “a” 
correspondiente a la hora “h” y día “d” en Wh 
AGRe h,d,a Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la 
agregación “a” con medida estimada en la hora “h” y día “d” en Wh 
Ne h,d,a Número de clientes con medida horaria estimada de la agregación 
“a” correspondiente a la hora “h” y día “d”  s
CCHpc h,d,a   Medida horaria perfilada del cliente “c” perfilada de la agregación 
“a” correspondiente a la hora “h” y día “d” en Wh  
AGRpc h,d,a    Sumatorio en kWh de las medidas horarias de los clientes de la 
agregación “a” con medida perfilada en la hora “h” y día “d” en Wh 
Np h,d,a Número de clientes con medida horaria perfilada de la agregación 
“a” correspondiente a la hora “h” y día “d” 
Donde: 
∑ CCHr h,d,a, ∑ CCHe h,d,a  aplicarán a suministros que dispongan de equipos de 
medida con capacidad para telemedida y telegestión efectivamente integrados 
en los correspondientes sistemas 
∑ CCHp h,d,a  a suministros que NO dispongan de equipos de medida con 
capacidad  para  telemedida  y  telegestión  efectivamente  integrados  en  los 
correspondientes sistemas 
Por tanto se cumplirá que: 
∑ CCH ch,d,a  = ∑ CCHrc h,d,a  + ∑ CCHec h,d,a  + ∑ CCHpc h,d,a
N h,d,a  = Nr h,d,a  + Ne h,d,a  + Np h,d,a
El  proceso  de  cálculo  de  agregaciones  en  kWh  ocasiona  la  existencia  de 
decimales asociados al valor de las medidas horarias CCHrc h,d,a, CCHec h,d,a ,
CCHpc h,d,a en Wh.  
Los valores decimales resultantes se tratarán de la siguiente manera: 
Se emplearán al menos doce (12) decimales en el proceso 
Se asignará a cada sumatorio ∑ CCHrc h,d,a, ∑ CCHec h,d,a , ∑ CCHpc h,d,a de la  oe.
hora “h” y día “d” el valor entero tras redondear   w.
Se arrastrará el residuo decimal existente en el cálculo de la hora “h” y día “d” a 
la siguiente hora “h+1” cuya medida horaria se debe estimar 
Esto es: 
Para la primera hora a agregar: 
AGRr h,d,a = [∑ CCHrc h,d,a ] 
Para las restantes horas a agregar: 
AGRr h+1,d,a = [∑ CCHrc h,d,a + residuo AGRr h,d,a ] 
residuo AGRr h,d,p=  AGRr h,d,p ∑ CCHrc h,d,a 
∑   − 
Siendo la función   la que asigna al número X.YYYYYYYYYYYY a 
X+1 si YYYYYYYYYYYY ≥ 0.5 y X si YYYYYYYYYYYY< 0.5 
P.O. 10.7 Alta, baja y modificación de fronteras de las que es encargado de 
la lectura el operador del sistema 
1. OBJETO
Este  documento  tiene  por  objeto  definir  el  procedimiento  de  alta,  baja  y 
modificación de puntos frontera de los que el operador del sistema es encargado 
de la lectura. 
2. ÁMBITO DE APLICACIÓN
Este procedimiento es de aplicación a los participantes de puntos frontera del 
sistema de información de medidas de los que el operador del sistema es 
encargado de la lectura.  
Las referencias a lo largo del texto a las instalaciones de almacenamiento solo 
serán de aplicación cuando estas instalaciones inyecten energía en las redes de 
transporte y distribución. 
3. ALTA  DE  PUNTOS  FRONTERA  DE  LOS  QUE  EL  OPERADOR  DEL
SISTEMA ES ENCARGADO DE LA LECTURA
3.1.  Solicitud de alta de puntos frontera 
La instalación de medida debe ser acorde a los requisitos establecidos en el P.O. 
10.1. 
El responsable del equipo de medida o su empresa delegada solicitará por las 
vías que establezca el operador del sistema el alta de un punto frontera en el 
sistema de información de medidas eléctricas, con al menos quince días de 
antelación a la fecha prevista para la puesta en servicio. 
El responsable o empresa delegada deberá enviar al operador del sistema la 
siguiente información para el alta de un punto frontera: 
a) Nombre de la instalación (máximo 70 caracteres) (1)
b) Tipo de frontera (Generación, almacenamiento, instalación de producción
acogida a cualquier modalidad de autoconsumo, distribución con transporte,
distribución con distribución o internacional) (1)
c)Dirección de la instalación (1)
d) Población (1)
e) Código postal (1) s
f)Provincia y/o isla (para fronteras del sistema peninsular se indicará la provincia,
para las ciudades autónomas de Ceuta y Melilla se indicará la ciudad autónoma
y para fronteras en los sistemas insulares se indicará la isla) (1)
g)Información de persona de contacto de la instalación (1)
Nombre y apellidos 
Teléfono de contacto 
  Correo electrónico 
h) Esquema unifilar de la instalación en formato electrónico que deberá cumplir
al menos las siguientes características:
Identificación del número de plano y su última fecha de modificación. 
Mostrar  el  límite  de  propiedades  entre  los  dos  participantes  con 
instalaciones eléctricas de la frontera.  
Mostrar la conexión de los equipos de medida principal (transformadores 
de tensión, de intensidad y contador / registrador) y del/los equipo/s de 
medida comprobante/s o redundante si fuesen de aplicación. 
i) Esquema trifilar de la instalación de medida con detalle de conexionado del
contador y registrador a cada transformador de medida.
j) En puntos frontera de generación y almacenamiento, copia del contrato
técnico que recoja las condiciones de acceso y conexión a la red entre el
distribuidor y el generador o titular de la instalación de almacenamiento.
k) En  puntos  fronteras  de  generación  y  almacenamiento,  documento
acreditativo  de  la  titularidad  de  la  instalación  de  producción  o
almacenamiento
l) En los casos de instalaciones de  autoconsumo próximas que no estén
conectadas en la misma red interior, se aportará información de cada uno de
las instalaciones de producción y consumidores asociados.
m) Información de datos estructurales de los puntos frontera, puntos de medida,
propuesta de configuraciones de cálculo y equipos de medida (contadores,
registradores, transformadores de medida y equipos de comunicación).
n) Documentación adicional a los datos estructurales de los equipos de medida:
Contadores: Protocolo de verificación del fabricante.
Registradores: Hoja de parametrización del registrador. 
Transformadores de medida: Protocolo de verificación de fabricante. 
o) Cy/eor atiufictoardizoasc dióen  cdoen ufosrom didea cda daa n uonrmo ad ey  locse retiqfiuciapdoos  ddee  maperdoibdaac (iSóni  edl eo pmeoraddeolor 2021-142n https://w
del  sistema  dispone  de  certificados  de  aprobación  de  modelo,  no  será 
necesario aportar los certificados de aprobación de modelo) 
p) Información sobre el canal a través del que se realizará la lectura de los
registradores (conexión directa al concentrador principal o a través de un
concentrador secundario).
q) Solicitud de inspección de las instalaciones y verificación de los equipos de
medida
r) Caso de existir excepciones al Reglamento unificado de puntos de medida,
listado y justificación de cada una de las mismas.
(1) Para los casos de alta de fronteras en instalaciones ya existentes en el
concentrador principal, basta con aportar el código de instalación que el
operador del sistema habrá asignado
3.2.  Acuse de recibo 
El operador del sistema comprobará la información de solicitud de alta indicada 
en el apartado 3.1 y notificará al solicitante si la ubicación de los puntos de 
medida  y  el  equipamiento  son  válidos  o,  por  el  contrario,  identificará  las 
deficiencias de los mismos. Si la información no es válida, la solicitud de alta se 
considerará como no enviada hasta que se resuelvan todas las incidencias 
identificadas por el operador del sistema. 
A efectos de seguimiento y control de cumplimiento de los plazos de alta de 
puntos frontera por parte del operador del sistema, la fecha de recepción de la 
información que completa toda la documentación identificada en el apartado 3.1 
será considerada como la fecha de solicitud de alta de la frontera. 
El operador del sistema realizará esta comunicación antes de que pasen 15 días 
hábiles desde la recepción de la solicitud. 
El operador del sistema comunicará al participante el código único asignado a la 
instalación, punto frontera, punto medida y equipos de medida, así como la/s 
configuración/es de cálculo aceptadas para el punto frontera. 
Simultáneamente a lo anterior, y para aquellos puntos de medida que se hayan 
solicitado conexión directa con el concentrador principal, el operador del sistema 
notificará el/los código/s de comunicación del/los registrador/es con los que 
deben ser configurados y se solicitará los datos de comunicación necesarios 
para la comunicación remota  
Adicionalmente, el operador del sistema, enviará al responsable del/los punto/s 
de medida el presupuesto y propuesta de fecha provisional de inspección y 
verificación de las instalaciones de medida. 
El operador del sistema deberá informar al otro participante de la frontera del 
estado de la solicitud de alta de la frontera para que pueda, en su caso, indicar  e.e
su aprobación o disconformidad al alta.  b
Si la información de solicitud de alta de un punto frontera se mantiene incompleta 
por causas imputables al solicitante durante más de 6 meses, el operador del 
sistema entenderá que la solicitud de alta ha sido cancelada. 
3.3.  Configuración  del  registrador  (sólo  para  puntos  con  conexión 
directa al concentrador principal) 
Para aquellos puntos de medida que tengan previsto comunicar directamente 
con el concentrador principal, el responsable de la medida deberá configurar los 
registradores con la información remitida por el operador del sistema descrita en 
el apartado 3.2. 
Una vez realizada dicha parametrización (ver nota), el responsable del punto/s 
de medida notificará al operador del sistema que el/ los registrador/es de los que 
es responsable están preparados para realizar la prueba de comunicación. 
Nota:  Para instalaciones con un punto frontera tipo 1 será necesario, como mínimo, 
parametrizar  los  registradores  de  dos  configuraciones  de  medida:  registrador  de 
configuración principal y registrador/es de configuración redundante o comprobante. 
Para instalaciones con más de un punto frontera, el número de registradores que es 
necesario configurar dependerá del tipo de fronteras y el diseño del sistema de medida 
3.4.  Punto frontera en pruebas 
Una vez validada la información indicada en el apartado 3.1 aportada por el 
solicitante, y obtenida la conformidad del otro participante del punto frontera si 
así lo ha considerado el operador del sistema y, en caso de ser necesario, se ha 
configurado  el  registrador  con  el  código  de  comunicación  facilitado 
(comunicación directa) en el apartado 3.3, el operador del sistema iniciará las 
pruebas de acuerdo a lo indicado en este apartado. 
Independientemente de que las medidas se vayan recibir en el concentrador 
principal por comunicación directa o a través de concentrador secundario, el 
operador del sistema realizará una prueba de comunicación con todos los 
equipos de medida de acuerdo a lo indicado a continuación: 
a) Puntos de medida comunicados directamente con el concentrador principal
Una vez recibida la confirmación de configuración de todos los registradores 
asociados al punto frontera descrita en 3.3., el operador del sistema realizará 
una prueba de comunicación con cada uno de los registradores de los distintos 
puntos de medida (configuraciones principal, redundante y/o comprobante según 
requisitos de la frontera) comprobando si se recibe información de medidas de 
registrador de todos los puntos de medida utilizados en las configuraciones de 
cálculo de la frontera. 
b) Puntos de medida comunicados a través de concentradores secundarios
Una vez el concentrador principal reciba información de datos de medida de  s
todos  los  puntos  de  medida  implicados  en  el  cálculo  de  una  frontera  oe.
(configuración principal, redundante y/o comprobante según requisitos de la  w.
frontera) la prueba de comunicación será considerada como válida.  2021-142n https://w
En tanto no se compruebe el correcto funcionamiento de la comunicación con 
todos los puntos de medida de un punto frontera, la prueba de comunicación no 
se considerará válida. 
Tras  recibir  las medidas  en  el  concentrador principal, en ambos  casos  se 
comprobará que las medidas obtenidas en el punto frontera calculadas con las 
medidas de los puntos de medida son correctas, con el objeto de validar las 
configuraciones de cálculo de la frontera.  
El operador del sistema notificará al responsable del/los punto/s de medida si la 
prueba de comunicación y/o de comprobación de configuraciones de cálculo no 
se realiza de forma satisfactoria de acuerdo a la parametrización establecida 
antes de 5 días hábiles desde la confirmación de parametrización por parte del 
responsable del punto de medida indicada en el apartado 3.3. 
3.5.  Alta provisional en el sistema de información de medidas 
Una vez se haya realizado de forma satisfactoria la prueba de comunicación y 
comprobaciones indicadas en el apartado 3.4 y que el participante de la frontera 
haya aceptado el presupuesto de inspección y verificación de la instalación y 
exista acuerdo en la fecha de dicha inspección y verificación según lo indicado 
en el apartado 3.2, el operador del sistema enviará al responsable del punto de 
medida el alta provisional en el sistema de información de medidas eléctricas. 
Se enviará copia del alta provisional en el sistema de información de medidas al 
otro participante de la medida, a la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. 
Los participantes del punto frontera dispondrán de un plazo de treinta días para 
comunicar  al  operador  del  sistema  posibles  objeciones  al  alta  provisional 
anteriormente indicada. Las objeciones a las altas serán tratadas de acuerdo a 
lo establecido en el Reglamento unificado de puntos de medida. Cumplido este 
plazo,  cualquier  cambio  en  la  frontera  deberá  ser  considerado  como  una 
modificación de acuerdo a lo indicado en el apartado 4 de este procedimiento. 
Para poder considerar las medidas de un punto frontera en el sistema de 
información de medidas es necesario que el operador del sistema emita el 
certificado de alta provisional de la frontera. Caso contrario, el punto frontera no 
será válido a ningún efecto del Reglamento unificado de puntos de medida.  
Los certificados de alta provisionales tienen una vigencia de seis meses desde 
su emisión. 
3.6.  Inspección y verificación del punto de medida 
Antes  de  cumplirse  tres  meses  desde  que  los  puntos  de  medida  estén 
registrados  en  el  concentrador  principal,  se  realizará  la  inspección  de  la 
instalación y verificación de los equipos de medida. 
La instalación será inspeccionada por el operador del sistema de acuerdo a lo  e.
indicado en el P.O. 10.1.  w.
L1o0s.2 c. ontadores de energía serán verificados de acuerdo a lo indicado en el P.O.
3.7.  Aceptación definitiva en el sistema de información de medidas 
Una vez se compruebe que se reciben medidas en el concentrador principal de 
todos los puntos de medida de una misma frontera cumpliendo los requisitos de 
integridad (firma electrónica) y se haya realizado la inspección y verificación con 
resultado satisfactorio, el operador del sistema podrá emitir el alta definitiva en 
el sistema de información de medidas eléctricas. 
Las medidas de un punto frontera con alta provisional tendrán la consideración 
de medidas provisionales, tal y como se indica en el apartado 3.2 del P.O. 10.5. 
Estas medidas provisionales podrán pasar a ser consideradas medidas firmes 
tras el alta definitiva del punto frontera y comprobación de las medidas por lectura 
local realizada por el operador del sistema en la inspección y verificación de la 
instalación. 
Se enviará copia de dicha certificación al otro participante de la medida, a la 
Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la 
Transición Ecológica y el Reto Demográfico. 
La modificación de las instalaciones de medida realizadas sin cumplir el apartado 
4 de este procedimiento invalidan los certificados provisionales y/o definitivos 
que el operador de sistema haya emitido. 
4. Modificación y baja de fronteras
4.1.  General 
El responsable de los equipos de cada punto de medida, su representante o 
empresa delegada notificará por la vía que el operador del sistema establezca 
cualquier  modificación  que  afecte  a  la  medida  de  las  que  se  indican  a 
continuación: 
Modificación de relaciones de transformación. 
Sustitución de cualquier equipo de medida. 
Modificación en el conexionado interno o externo de cualquiera de los 
equipos de medida. 
Incorporación o sustitución de cualquier equipo conectado a cualquiera de 
los devanados secundarios de los transformadores de medida. 
Modificaciones en el circuito de potencia de la instalación 
Retirada de los precintos colocados por el encargado de lectura o por el 
verificador de medidas. 
Modificaciones en los parámetros de comunicación de un registrador 
Cambio de participantes con instalaciones eléctricas en una frontera 
Modificación de configuración de cálculo de frontera 
Cambio de régimen de venta para instalaciones de producción. 
Otras modificaciones que puedan afectar a la medida.  s
Independientemente de todo lo anterior, el levantamiento de cualquier precinto  w.b
ya sea planificado o por avería se realizará de acuerdo a lo indicado en el P.O.  2w
10.2. 
El operador del sistema deberá informar al otro participante de la frontera de la 
autorización a la intervención, modificación o baja de datos estructurales que 
solicite el participante responsable del punto de medida para que en su caso 
indique su conformidad. 
El operador del sistema podrá desarrollar los canales, métodos y guías que 
considere más adecuados a fin de facilitar las notificaciones e intercambios de 
información con los responsables de los puntos de medida recogidos en este 
apartado. 
4.2.  Modificación de relaciones de transformación 
Se solicitará al operador del sistema autorización para la modificación de una 
relación de transformación con al menos quince días de antelación a su fecha 
prevista. En dicha solicitud se indicará, al menos, la siguiente información: 
Código del punto de medida al que afecte el cambio de relación. 
Equipo o equipos sobre los que se va a actuar 
Relación de transformación antigua y nueva 
Breve descripción del motivo de la modificación 
El operador del sistema acusará recibo y autorizará o no la intervención para 
llevar a cabo las modificaciones antes de cinco días hábiles desde la recepción 
de la misma. 
Una vez realizada la intervención en los equipos, y no más tarde de los cinco 
días hábiles siguientes a la misma, el responsable del punto de medida deberá 
enviar al operador del sistema:  
Protocolo de intervención con al menos toda la información recogida en el 
modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2. 
Actualización de la información descrita en el apartado 3.1. l) para los 
equipos de medida modificados. 
Como  consecuencia  de  la  información  recibida,  el  operador  del  sistema 
modificará los datos estructurales del punto de medida en el concentrador 
principal. 
El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro 
participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva 
verificación  y/o  inspección  de  la  instalación  para  precintado  y/o  nueva 
parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema. 
4.3.  Sustitución de equipos de medida (contadores, transformadores, 
equipos de comunicación y registradores) 
Se solicitará al operador del sistema autorización para la sustitución de equipos 
planificada  en  las  instalaciones  de  medida  con,  al  menos,  quince  días  de 
antelación a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicará, al menos, la  s
siguiente información:  oe.
Código del punto de medida al que afecte la sustitución  2w
BErqeuvipeo d oe secqriupicpioósn  sdoebl rme olotisv oq udee  slae  svuas ati taucctióuna.r   OE-A-2021-14able en https://
En  caso  de  modificaciones  urgentes  justificadas  por  reparación  o  avería, 
dichas notificaciones  podrán  comunicarse  con  un  máximo  de  24  horas  de 
retraso con respecto a la intervención. 
El operador del sistema acusará recibo y autorizará o no la sustitución antes 
de cinco días hábiles desde la recepción de la misma. 
Independientemente de lo anterior, y a fin de limitar al máximo la pérdida 
de información,  para  aquellos  registradores  conectados  directamente 
al  concentrador  principal,  el  responsable  del  punto  de  medida 
comunicará  al  operador  del  sistema  la  fecha  exacta  y  hora  aproximada 
de  sustitución  del  registrador  con  24  horas  de  antelación.  Con  dicha 
información, el operador del sistema podrá forzar una llamada al registrador 
con  objeto  de  recuperar  las  energías  consumidas  o  generadas  hasta  el 
día  y  hora  anteriores  a  la  de  sustitución del mismo.  
Para los casos donde la intervención afecte a la sustitución de un registrador 
se tendrá  en  cuenta  que  para  la  parametrización  del  registrador  nuevo 
se  mantendrán los datos del registrador antiguo sustituido. 
Una  vez  realizada  la  sustitución  del  equipo,  y  no  más  tarde  de  los  cinco 
días hábiles siguientes a la misma, el responsable del punto de medida deberá 
enviar al operador del sistema:  
Protocolo de intervención con al menos toda la información recogida en el 
modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2. 
Nueva versión de los documentos descritos en el apartado 3.1. m) y n) de 
este  procedimiento  para  los  contadores  y/o  registradores  y/o 
transformadores sustituidos. 
Actualización de la información descrita en el apartado 3.1. l) para los 
equipos de medida modificados. 
Como  consecuencia  de  la  información  recibida,  el  operador  del  sistema 
modificará los datos estructurales del punto de medida y equipo sustituido en el 
concentrador principal y comprobará la correcta recepción de medidas tras las 
modificaciones. 
El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro 
participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva 
verificación  y/o  inspección  de  la  instalación  para  precintado  y/o  nueva 
parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema. 
4.4.  Modificación de conexionado interno o externo de cualquiera de los 
equipos de medida, incorporación o sustitución de cualquier equipo 
conectado  a  cualquiera  de  los  devanados  secundarios  de  los 
transformadores  de  medida  o  modificaciones  en  el  circuito  de 
potencia de la instalación 
Se solicitará al operador del sistema autorización para la modificación con, al  es
menos, quince días de antelación a su fecha prevista. En dicha solicitud se  bo
indicará al menos la siguiente información:  w
Código del punto de medida al que afecta la modificación. 
Equipo o equipos sobre los que se va actuar 
Breve descripción del motivo de la modificación 
El operador del sistema acusará recibo y autorizará o no la intervención antes de 
cinco días hábiles desde la recepción de la misma. 
Una vez realizada la intervención en los equipos o instalación de medida, y no 
más tarde de los cinco días hábiles siguientes de la intervención, el responsable 
del punto de medida deberá enviar al operador del sistema el protocolo de 
intervención con al menos toda la información recogida en el modelo que forma 
parte del anexo III del P.O. 10.2. 
Como consecuencia de la información recibida, el operador del sistema solicitará 
si aplica, que el responsable del punto de medida remita la información que se 
precise del apartado 3.1 y que haya podido variar tras la intervención. Como 
consecuencia de la información recibida, el operador del sistema modificará los 
datos estructurales del punto de medida en el concentrador principal. 
El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro 
participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva 
verificación  y/o  inspección  de  la  instalación  para  precintado  y/o  nueva 
parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema. 
4.5.  Retirada de los precintos colocados por el encargado de la lectura o 
verificador de medidas 
Se actuará de forma similar a la indicada en el apartado 4.4. 
4.6.  Modificación de los parámetros de comunicación  
Se solicitará al operador del sistema la modificación de los parámetros de 
comunicación de un registrador con al menos quince días de antelación a su 
fecha prevista. En dicha solicitud se indicará, al menos, la siguiente información: 
Código del punto de medida al que afecta la modificación. 
Breve descripción de los cambios a realizar incluyendo los datos de 
configuración iniciales y los finales tras la modificación 
Motivo de la modificación  
El operador del sistema acusará recibo y autorizará o la intervención de la 
modificación antes de cinco días hábiles desde la recepción de la misma. 
Una vez realizada la modificación de parámetros de comunicación, y no más 
tarde de los cinco días hábiles siguientes de la intervención, el responsable del 
punto de medida deberá enviar al operador del sistema:  
Protocolo de intervención con al menos toda la información recogida en el 
modelo que forma parte del anexo III del P.O. 10.2. 
Actualización de la información descrita en el apartado 3.3 para los 
equipos de comunicación modificados. 
Como  consecuencia  de  la  información  recibida,  el  operador  del  sistema 
modificará los datos estructurales del punto de medida en el concentrador 
principal y comprobará la correcta recepción de medidas tras la modificación. 
El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro 
participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva 
verificación  y/o  inspección  de  la  instalación  para  precintado  y/o  nueva 
parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema. 
4.7.  Cambio de participantes con instalaciones eléctricas en una frontera 
Se solicitará el cambio de titularidad del participante de la frontera junto con la 
documentación  que  lo  acredite  (cualquiera  de  los  dos  participantes  con 
instalaciones eléctricas 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 comprobará la información de cambio solicitada y si es 
válida modificará el participante de la frontera antes de que pasen quince días 
hábiles desde la solicitud. 
4.8.  Modificación de configuración de cálculo de frontera 
La modificación de configuraciones de cálculo debe ser notificada al operador 
del sistema de acuerdo a lo indicado en este apartado. 
La modificación de configuraciones de cálculo puede tener muy diverso alcance 
y se pueden clasificar en tres tipos: 
Modificación de coeficientes de paso de puntos de medida (previamente 
dados de alta en el concentrador principal) a punto frontera. 
Modificación de configuraciones de cálculo incluyendo nuevos puntos de 
medida. 
En los casos de instalaciones de autoconsumo próximas que no estén 
conectadas en la misma red interior, se aportará información de cada uno 
de las instalaciones de producción y consumidores asociados. 
  Otras. 
El responsable del punto de medida solicitará al operador del sistema cualquier 
modificación en la configuración de cálculo de un punto frontera con al menos un 
mes de antelación a la fecha prevista de vigencia de la misma. Dicha solicitud 
deberá incluir: 
a) Descripción y motivo de la modificación.
b) Para  modificaciones  de  coeficientes  de  paso  de  puntos  de  medida
(previamente dados de alta en el concentrador principal) a punto frontera, se
enviará la actualización de los coeficientes de paso de punto de medida a e.
frontera junto con la documentación que sea necesaria como justificación. w.b
c) dPea rpau mnotodsif idcea cmioendeisd dae,  sceo nrfeigmuirtaircái olnae isn fdoerm cáalcciuólno  irnecqluuyeerinddao p naureav eols  aplutan todes
nuevas fronteras (para la inclusión de un nuevo punto de medida) descrita en 
el apartado 3.1. de este procedimiento junto con la actualización de la 
información  de  los  equipos  de  medida  y  configuraciones  modificadas. 
Además se enviará la documentación que sea necesaria como justificación  
d) Para otras modificaciones, el solicitante remitirá toda la información que
considere  oportuna  a  fin  de  que  el operador  del  sistema  establezca  la
metodología a seguir.
El operador del sistema comprobará la información de solicitud de la modificación 
y notificará al solicitante si es válida y por tanto autoriza la modificación o por el 
contrario identificará las deficiencias de la misma y si es necesario aportar 
información adicional. Si la información no es válida o incompleta, se considerará 
como no enviada hasta que se resuelvan todas las anomalías identificadas por 
el operador del sistema. 
El operador del sistema realizará dicha comunicación antes de que pasen 15 
días hábiles desde la recepción de la solicitud. 
El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro 
participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva 
verificación  y/o  inspección  de  la  instalación  para  precintado  y/o  nueva 
parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema. 
El  operador  del  sistema  notificará  las  modificaciones  realizadas  en  las 
configuraciones de cálculo de fronteras en el sistema de información de medidas 
al otro participante de la medida, a la Comisión Nacional de los Mercados y la 
Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico. 
4.9.  Cambio de la modalidad de venta de energía de instalaciones de 
producción  (generación  neta  o  acogida  a  una  modalidad  de 
autoconsumo) 
Se comunicará al operador del sistema el cambio de la modalidad venta de 
energía (generación neta o acogida a una modalidad de autoconsumo) de una 
instalación de producción. El operador del sistema comprobará la información de 
solicitud de la modificación y notificará al solicitante si es válida o por el contrario 
identificará las deficiencias de la misma y si es necesario aportar información 
adicional. Si la información no es válida o incompleta, se procederá de acuerdo 
a la normativa de aplicación. 
El operador del sistema realizará dicha comunicación antes de que pasen 15 
días hábiles desde la recepción de la solicitud. 
El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro 
participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva 
verificación  y/o  inspección  de  la  instalación  para  precintado  y/o  nueva 
parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema. 
El  operador  del  sistema  notificará  las  modificaciones  realizadas  en  las  oe.
configuraciones de cálculo de fronteras en el sistema de información de medidas  w.
Calo omtrpoe pteanrctiicaip ya anlt eM dineis ltae rmioe pdaidraa ,l aa  Tlara Cnsoimcióisnió Enc Nolaócgioicnaa yl  deel  Rloesto M Deercmaodgorsá fyic ola.   2021-142n https://w
4.10.  Otras modificaciones 
Cualquier otro tipo de modificación no contemplada en los casos anteriores 
deberá ser solicitada al operador del  sistema por los canales establecidos 
indicando qué dato/s se solicita modificar. El operador del sistema se pondrá en 
contacto con el solicitante a fin de establecer el procedimiento de modificación. 
4.11.  Baja de fronteras 
La baja completa de una frontera equivale a dar de baja, además 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 notificará al operador del sistema 
la baja de la frontera al menos quince días de antelación a su fecha prevista. En 
dicha solicitud se indicará al menos la siguiente información: 
Código del punto de frontera a dar de baja 
Causa de la baja 
Información para la baja de la frontera 
Como consecuencia de la información recibida y si es considerada válida, el 
operador del sistema informará al responsable del punto de medida, al otro 
participante  de  la  frontera,  a  la  Comisión  Nacional  de  los  Mercados  y  la 
Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico 
de  la  baja  de  la  frontera  en  el  sistema  de  información  de  medidas. 
Adicionalmente, el operador de sistema informará a los participantes de si se 
requiere realizar una inspección de la instalación para hacer efectiva la baja 
solicitada. El coste de dicha inspección correrá por cuenta del responsable del 
punto de medida principal. 
El operador del sistema podrá dar de baja puntos frontera de producción o de 
almacenamiento  si  no  recibe  medidas  de  energía  de  sus  registradores  de 
medidas durante más de tres años desde el cierre de la medida o si se supera 
en más de dos años el incumplimiento de los plazos normativos de inspección y 
verificación sistemática de todos sus puntos de medida, previa notificación al 
interesado con al menos dos meses de antelación a la baja efectiva del punto 
frontera. 
P.O. 10.11. Tratamiento e intercambio de Información 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 información 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  información  de  medidas  entre  los 
concentradores secundarios de los distribuidores y el concentrador principal y 
resto de participantes en la medida del sistema. 
2. Ámbito de aplicación
Este procedimiento es de aplicación a los participantes en la medida del sistema 
de información 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 generación de los que el distribuidor es encargado 
de la lectura. 
Las referencias a lo largo del texto a las instalaciones de almacenamiento solo 
serán de aplicación cuando estas instalaciones inyecten energía en las redes de 
transporte y distribución. 
3. Responsabilidades
Los  encargados  de  la  lectura  son  responsables  del  desarrollo,  instalación, 
administración, mantenimiento y operación de los concentradores secundarios 
de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protección 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,  instalación,  administración,  mantenimiento  y  operación  del 
concentrador secundario de acuerdo a lo indicado en este documento. 
4. Procesos de los concentradores secundarios
4.1.  Recepción de las medidas de los puntos de medida 
4.1.1. Puntos de medida con conexión directa al concentrador secundario del 
encargado de la lectura 
El  concentrador  secundario  del  encargado  de  la  lectura  deberá  recibir  las  b
lecturas de los registradores y / o contadores que son directamente leídos por el  2ww
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 podrá obtener medidas 
a  través  de  otros  concentradores  siempre  que  las  mismas  procedan  de 
registradores que tengan operativa la firma electrónica y envíen al concentrador 
secundario del encargado de la lectura toda la información requerida dentro de 
los plazos recogidos en el P.O. 10.5. 
El canal y protocolo de comunicación entre los concentradores será el definido 
en el apartado 6 de este procedimiento.  
4.2.  Gestión de datos estructurales 
En  cada  concentrador  secundario  se  mantendrán  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 deberán intercambiar la 
información con los distintos comercializadores y/o representantes para la carga 
inicial del inventario y/o modificaciones de acuerdo al canal y protocolo de 
comunicación definido en el apartado 6 de este procedimiento antes de la puesta 
en servicio de los mismos. Sólo se considerarán las notificaciones que se 
comuniquen por las vías anteriormente indicadas.  
El concentrador secundario del encargado de la lectura realizará, al menos, la 
carga y mantenimiento de los datos estructurales correspondientes a:  
Altas de puntos frontera de clientes, de generación y de almacenamiento de 
los que el distribuidor es encargado de lectura y sus datos asociados. 
Altas de agregaciones de puntos frontera de clientes. 
Cambios de comercializador, cambios de datos o bajas de fronteras. 
Bajas de agregaciones de puntos frontera de clientes. 
Corrección  de  errores  en  altas,  bajas  y  modificaciones  de  los  datos 
anteriores. 
Altas, modificaciones y  bajas  de  inventario  de  instalaciones  acogidas  a 
autoconsumo. 
El operador del sistema gestionará datos estructurales hasta que afecten a 
meses de los que se haya realizado el cierre posterior a la corrección de medidas  es
por aplicación del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.   bo
4.3.  Tratamiento de datos de medidas por los encargados de la lectura 
El concentrador secundario validará 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 podrá 
notificar incidencias en las mismas de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5. 
El  concentrador  secundario  del  encargado  de  lectura  calculará  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  calculará 
las  agregaciones de los puntos de los que es participe de acuerdo al P.O. 
10.6. “Agregaciones de puntos de medida” 
El concentrador secundario del encargado de la lectura deberá 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 información de medidas de instalaciones de 
autoconsumo con más de un encargado de lectura. 
En aquellas instalaciones de autoconsumo definidas en el RD 244/2019, de 
5  abril, donde exista más de un encargado de lectura, cada encargado de 
lectura  deberá  poner  a  disposición,  del  resto  de  encargados  de  lectura 
implicados, las medidas.  Cada  encargado  de  lectura  podrá  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 disposición de comercializadores, consumidores directos 
a mercado y/o representantes de las medidas y datos estructurales 
La  información  de  datos  estructurales  y  de  medidas  disponible  en 
los  concentradores secundarios de los encargados de la lectura deberá ser 
puesta a disposición 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 protección de datos, 
El  intercambio  de  información  de  incidencias  u  objeciones  se  realizará 
de  acuerdo a los plazos indicados en el P.O. 10.5. 
El intercambio de información se realizará utilizando los canales y 
protocolos descritos en el apartado 6 de este documento. 
En el Anexo de este documento se indica la información mínima a poner 
a disposición del resto de participantes en la medida. 
5. Intercambio de información entre participantes
5.1.  Flujo de información de medidas entre concentrador principal  y 
concentradores secundarios de encargados de la lectura  oe.
5.1.1. Intercambio de información de medidas  2ww
Los concentradores secundarios de encargados de la lectura son responsables
de poner a disposición 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 protección de datos. 
5.1.2. Intercambio de información de datos estructurales 
Los  concentradores  secundarios  de  los  encargados  de  la  lectura 
son  responsables  de  poner  a  disposición  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 protección de datos. 
5.1.3. Intercambio de información tras el cierre provisional 
El intercambio de información de datos como consecuencia de la apertura 
del periodo de objeción de medidas se realizará con los plazos indicados en el 
P.O.  10.5  utilizando  el  canal  y  protocolo  de  comunicación  definido  en  el 
apartado 6 de este  procedimiento  y  de  acuerdo  con  la  normativa  aplicable 
en materia de protección de datos.  
5.1.4. Intercambio de información entre concentrador secundario de 
encargados 
de la lectura y resto de participantes 
El  intercambio  de  información  que  se  indica  en  el  Anexo  entre  los 
concentradores  secundarios  de  encargados  de  la  lectura  y  el  resto  de 
participantes del sistema de medidas se realizará 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 protección de datos. 
5.2.  Puesta  a  disposición  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  tensión  e  integrados  en  los 
sistemas de telegestión. 
5.2.1. Canales y protocolos de comunicación. 
Cada  distribuidor  o  agrupación  de  distribuidores  en  el  caso  de 
asociaciones, habilitará un servidor FTP para la puesta a disposición de otros 
participantes en el mercado de los ficheros establecidos.  Dicho servidor será 
el mismo que se utilice para la puesta a disposición de la información que se 
utilice, en su caso, a efectos de facturación de energía eléctrica, para todos 
los consumidores con independencia del tipo de punto de medida.  
El acceso al servidor del distribuidor se realizará mediante el protocolo 
SFTP sobre SSH (Secure Shell). 
El servidor incluirá un proceso de borrado de ficheros con antigüedad 
nunca inferior a veinticuatro meses.  e
En el servidor habilitado por cada distribuidor se habilitará una carpeta para cada 
comercializador identificada por su código de agente en el SIMEL. 
Dentro de esta carpeta de agente, se habilitará una subcarpeta denominada 
01_Salida_FACT  donde  el  distribuidor  pondrá  a  disposición  la  información 
relativa a la curva CCH_FACT. Esta carpeta será la misma que se utilice para la 
puesta a disposición del comercializador de la información que se utilice, en su 
caso, a efectos de facturación de energía, para todos los consumidores con 
independencia del tipo de punto de medida. 
5.2.2. Plazos para la puesta a disposición de la CCH_FACT. 
El distribuidor pondrá a disposición antes del 5º día hábil incluido posterior a la 
fecha final del periodo de facturación, la CCH_FACT correspondiente a dicho 
periodo de facturación, de forma simultánea al envío del fichero de facturación 
de peajes. 
El  cambio  de  comercializador  en  los  consumidores  cuyo  equipo  esté 
efectivamente integrado en el sistema de telegestión, se realizará con el resumen 
diario o lectura absoluta del día de cambio, a efectos tanto de facturación 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 aplicará el procedimiento establecido en la 
Resolución de 30 de diciembre de 2002, de la Dirección General de Política 
Energética y Minas, por la que se establece el procedimiento de estimación de 
medida aplicable a los cambios de suministrador o norma que le sustituya. 
Se mantendrá un histórico de la CCH_FACT de al menos 2 años. 
5.2.3. Actualizaciones de la CCH_FACT. 
La CCH_FACT puesta a disposición del comercializador en el plazo contemplado 
en el apartado 5.2.2. únicamente podrá ser objeto de modificación si se cumple 
alguno de los supuestos siguientes: 
a)  Como consecuencia de una reclamación por parte del consumidor, 
dentro de los plazos establecidos en la normativa vigente. 
En el caso de que la reclamación cliente conlleve la modificación del saldo 
ATR, se emitirá un nuevo fichero conforme a lo dispuesto en el párrafo 
5.2.3.b). 
El fichero se utilizará únicamente en el caso de que la reclamación cliente 
relativa a la curva de carga horaria, no haya dado lugar a una modificación 
del saldo ATR. 
Los  ficheros  que  recojan  las  nuevas  curvas  de  medida  horarias 
CCH_FACT consecuencia de la reclamación del consumidor incluirán en 
el campo de código de la factura de peaje de acceso la identificación de  es
la factura de peaje de acceso original.  o
bm)o dificEanc iócna sdoe l dsea ldmoo AdiTfiRca. ción de la factura del peaje de acceso por  2021-142n https://w
La modificación de la factura del peaje de acceso por modificación del 
saldo ATR conllevará la publicación de una nueva curva de carga horaria 
CCH_FACT y, por tanto, la emisión de una nueva factura al consumidor 
atendiendo a lo dispuesto en el presente apartado. 
Las facturas que modifiquen el peaje de acceso previamente facturado 
podrán ser de tres tipos: 
b.1)  Factura  complementaria:  factura  que  complementa  a  otra  ya 
emitida, que no se anula, tras detectarse una anomalía en el equipo de 
medida que impidió el correcto registro de energía. 
El  nuevo  fichero  que  se  pondrá  a  disposición  del  comercializador 
contendrá las variaciones de la nueva curva de carga horaria con respecto 
a la curva inicial, indicando en el campo «métodos de obtención» el que 
se hubiera aplicado. 
La suma de las energías horarias por periodo incluidas en el nuevo fichero 
coincidirá con la energía de la nueva factura de peaje complementaria en 
cada periodo. La diferencia en valor absoluto de más de 1 kWh en alguno 
de los periodos tarifarios entre la energía facturada del correspondiente 
peaje de acceso y la energía resultante de sumar las medidas horarias 
correspondientes a dicho periodo tarifario, será motivo por el que el 
comercializador podrá reclamar la factura asociada a dicha energía del 
distribuidor. 
b.2)  Factura rectificadora: factura que anula a otra factura ya emitida 
que incluía valores estimados, motivada por la disposición de un mejor 
valor de la energía a facturar, para el mismo periodo de facturación. 
Requiere la nueva publicación de la curva de carga horaria CCH_FACT 
que corresponda al nuevo consumo total facturado por periodo tarifario en 
el mismo periodo de facturación. 
El nuevo fichero a poner a disposición del comercializador incluirá la 
nueva curva de carga horaria CCH_FACT completa que afecta al periodo 
refacturado, indicando en el campo «método de obtención» 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 
disposición de un mejor valor de la energía a facturar o por un cambio de 
precios recogidos en la normativa. 
La  factura  regularizadora  incluirá  los  consumos  de  los  periodos  de 
facturación  afectados.  El  nuevo  fichero  a  poner  a  disposición  del 
comercializador  incluirá  la  nueva  curva  de  carga  horaria  completa 
CCH_FACT correspondiente a dichos periodos de facturación, indicando 
en el campo «método de obtención» el que se hubiera aplicado.  es
En este caso el sumatorio de las energías horarias debe coincidir con la  w.
suma de las energías de los saldos ATR para el conjunto de los periodos  2021-142n https://w
de facturación afectados, no siendo necesario que coincidan en cada 
periodo de facturación. 
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecerá el formato 
de los ficheros necesarios para dar cumplimiento a lo dispuesto en este apartado 
en los “Formatos de Ficheros de Intercambio de Información entre Distribuidores 
y Comercializadores”. 
5.3. Puesta a disposición del distribuidor al consumidor con equipo de 
medida con curva de carga horaria. 
5.3.1. Canales y protocolos de comunicación. 
El distribuidor habilitará un portal web que permita la consulta por parte de los 
consumidores titulares de los puntos de suministro conectados a su red de 
distribución  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.  Información, estructura y formatos. 
Los  distribuidores  pondrán  a  disposición  de  los  consumidores  la  siguiente 
información: 
•  Energía consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto 
horario por periodo de facturación.  
•  Energía consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto 
horario en un día. 
•  Energía  consumida,  autoconsumida  o  vertida  a  nivel  diario  en  una 
semana. 
•  Energía consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto 
horario mensual. 
•  Energía consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto 
horario entre dos fechas a seleccionar. 
•  Potencia máxima demandada (por mes natural indicando la fecha y cuarto 
de hora en la que se produce). 
•  Acceso  online  al  contador,  medición  instantánea  y  posibilidad  de 
programar una medición instantánea a una fecha y hora a seleccionar. 
•  Reconexión de ICP en remoto. 
•  Descarga certificados lectura y consumo entre dos fechas a seleccionar.  
A estos efectos se entiende que la energía horaria será puesta disposición para 
puntos de medida tipo 3, 4 y 5 y la energía 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  e.
conectados a la red de baja tensión e integrados en los sistemas de telegestión,  w.b
la energía horaria será la CCH_FACT.  2w
El distribuidor habilitará la posibilidad de que la misma curva CCH_FACT, curva 
horaria de energía o curva cuarto-horaria de energía puesta a disposición 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 Comisión 
Nacional de los Mercados y la Competencia en los “Formatos de Ficheros de 
Intercambio  de  Información  entre  Distribuidores  y  Comercializadores”, 
acompañado de una gráfico que represente los datos de medida horaria del 
consumidor para el periodo de facturación al que corresponde la CCH_FACT y 
permita la integración entre fechas incluidas en dicho periodo. En todo caso, el 
gráfico permitirá la visualización de la energía consumida en cada una de las 
horas incluidas entre dos fechas comprendidas dentro del periodo de facturación 
seleccionadas por el consumidor. 
El comercializador informará 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 facturación a través de su distribuidor. A estos efectos 
deberá incluir el vínculo que accede de forma directa la web del distribuidor 
donde se realiza el proceso de alta a los efectos de obtener la información de los 
datos de medida horaria o cuarto horaria de sus consumos. 
Asimismo,  los  consumidores  podrán  tener  acceso  la  información  de  sus 
consumos solicitándolo a través de los canales de atención del distribuidor. 
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecerá el formato 
de los ficheros necesarios para dar cumplimiento a lo dispuesto en este apartado 
en los “Formatos de Ficheros de Intercambio de Información entre Distribuidores 
y Comercializadores”. 
5.3.3. Plazos y actualizaciones. 
El distribuidor pondrá a disposición del consumidor la curva CCH_FACT no más 
tarde de 5 días hábiles después de la emisión del fichero de facturación de 
peajes. 
El  distribuidor  no  mostrará  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 
esté disponible, ésta será la única curva de carga horaria accesible por el 
consumidor. 
El distribuidor deberá mantener a disposición del consumidor un histórico mínimo 
de 24 meses de la CCH_FACT y el dato de la potencia máxima demandada por 
mes natural. 
5.3.4. Confidencialidad de la información. 
La información relativa a las medidas horarias o cuarto horarias tendrá carácter 
confidencial y será accesible mediante un sistema de claves únicamente por el 
consumidor titular del contrato de suministro durante el período temporal al que  e
corresponda dicha información, sin perjuicio de que el consumidor pueda dar su  b
autorización  de  acceso  a  otros  participantes  en  el  mercado  o  a  otros  w
comercializadores con los que el consumidor no tenga un contrato en vigor, y sin
perjuicio de las obligaciones de información impuestas por la normativa vigente 
en cada momento. 
El consumidor deberá darse de alta en el sistema para tener acceso a esta 
información. 
Los distribuidores no podrán ceder dicha información a terceros ni utilizarla para 
fines distintos a los de su propia actividad de distribución de energía eléctrica. 
6. Canales y protocolos de comunicación
6.1.  Comunicaciones entre registradores y concentrador secundario del 
encargado de la lectura 
Para puntos tipo 1, 2 y 3 se realizará de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.4. 
Para  puntos  tipo  3,  4  y  5  integrados  en  los  sistemas  de  telegestión,  los 
encargados de lectura podrán 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 comunicación entre el concentrador principal y cada 
concentrador secundario será el definido en el P.O. 10.4. 
Los  formatos  de  los  mensajes  intercambiados  serán  los  definidos  en  el 
documento “Ficheros para el intercambio de información de medidas”. Los 
mensajes que se indiquen en este documento podrán ser publicados desde el 
concentrador principal a los participantes que no dispongan de un concentrador 
secundario asociado a través 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  comunicación  entre  el  concentrador  secundario  del 
encargado de la lectura y otros concentradores secundarios de libre instalación 
será el definido en el P.O. 10.4. 
Los  formatos  de  los  mensajes  intercambiados  serán  los  definidos  en  el 
documento “Ficheros para el intercambio de información de medidas”. 
6.4.  Comunicaciones entre participantes y concentrador secundario del 
encargado de la lectura 
Los formatos de los mensajes a intercambiar serán los definidos en el documento 
“Ficheros para el intercambio de información de medidas.” 
El canal o canales entre los concentradores secundarios de los encargados de 
la lectura y sus participantes serán aquellos que cada encargado de la lectura  e.
establezca que deberá cumplir con los requisitos que se indican a continuación.  w.b

6.4.1. Características generales 
Deberá cumplir los siguientes requisitos: 
  Utilización de estándares existentes en el mercado. 
Facilidad  de  integración  con  las  distintas  soluciones  informáticas 
disponibles por participantes y distribuidores. 
Flexibilidad  de  configuración,  permitiendo  accesos  tanto  automáticos 
como  manuales  a  la  información  disponible.  Dicho  acceso  deberá 
realizarse por agentes autorizados y se deberá garantizar la integridad y 
la seguridad de la información y el sistema en su conjunto, evitando 
accesos no autorizados, mediante la oportuna protección. 
Economía  de  explotación,  evitando  la  utilización  de  productos  con 
licencia, los desarrollos costosos de software y la utilización de equipos 
informáticos complejos. 
Seguridad de la información a intercambiar. 
6.4.2. Descripción 
El sistema adoptado deberá estar basado en arquitecturas cliente – servidor 
sobre  Internet.  El  encargado  de  la  lectura  actuará  como  servidor  mientras 
que los participantes en la medida actuarán como clientes. 
El  intercambio  de  información  se  realizará  mediante  ficheros  descritos  en 
el  documento  “Ficheros  para  el  intercambio  de  información  de  medidas”, 
para lo cual el encargado de la lectura deberá disponer de un servidor en el cual 
existirán carpetas diferenciadas para cada participante. 
El  participante  podrá  conectarse  manualmente  al  servidor,  para  lo  cual 
necesitará únicamente un ordenador personal dotado de un navegador estándar 
con certificado digital, o podrá intercambiar la información de forma automática, 
para lo cual necesitará adicionalmente un software desarrollado específicamente. 
6.4.3. Procesos 
El sistema deberá soportar, de acuerdo a los formatos y procedimientos que 
se establezcan, los siguientes procesos: 
Publicación de ficheros por parte del encargado de la lectura. 
Envío de ficheros por parte de los participantes. 
Lectura automática por parte del participante de los ficheros publicados 
por el encargado de la lectura. 
Lectura automática por parte del encargado de la lectura de los ficheros 
enviados por los participantes. 
  Lectura manual por parte del participante de los ficheros publicados por el 
encargado de la lectura. 
6.4.4. Mecanismos de seguridad 
El sistema deberá estar dotado de los siguientes mecanismos de seguridad:  oe.
Autentificación mediante certificados digitales de todas las entidades,  2w
tanto distribuidores como el resto de participantes en la medida.
  Posibilidad de conexión cifrada en los intercambios de información. 
  Seguridad incorporada en los servidores de ficheros para protegerlos de 
accesos no autorizados. 
  Integridad en la transferencia de información, asegurando su transmisión 
sin errores. 
  Trazabilidad de la información intercambiada, guardando registro de las 
transmisiones  y  dando  la  posibilidad  de  eliminar  la  información 
descargada  por  los  usuarios,  siempre  que  no  sea  metrológicamente 
relevante.  
  Aseguramiento de que cada agente tiene acceso únicamente a los datos 
de los que es partícipe. 
6.4.5. Modificaciones y ampliación de las informaciones a intercambiar entre 
participantes 
El  operador  del  sistema  podrá  proponer,  de  oficio  o  a  petición,  nuevas 
informaciones a intercambiar entre los participantes en la medida del sistema de 
medidas e incorporarlas en el documento “Ficheros para el intercambio de 
información de medidas”. 
En los casos en los que los participantes afectados acepten el envío de nueva 
información, éstos deberán implementar los nuevos mensajes definidos en un 
plazo inferior a tres meses desde su definición por parte de operador del sistema. 
6.5.  Comunicaciones entre participantes y concentrador principal 
Los formatos de los mensajes a intercambiar serán los definidos en el documento 
“Ficheros para el intercambio de información de medidas” 
El canal o canales entre el concentrador principal y los participantes en la medida 
serán aquellos que el operador del sistema establezca y deberá cumplir los 
siguientes requisitos: 
  Utilización de estándares existentes en el mercado. 
  Facilidad  de  integración  con  las  distintas  soluciones  informáticas 
disponibles por participantes. 
  Evitar los desarrollos costosos de software y la utilización de equipos 
informáticos complejos. 
  Seguridad y confidencialidad de la información a intercambiar 
 
ANEXO:  Información  mínima  a  poner  a  disposición  del  resto  de 
participantes 
De  encargados  de  la  lectura  a  comercializadores/consumidores 
directos/representantes: 
Curva de carga horaria de punto de medida (para puntos tipo 1 a 5 si 
aplica) 
Curva de carga horaria de punto frontera (para puntos tipo 1 a 5 si aplica) 
Cierres de contrato (para puntos tipo 1 a 5 si aplica) 
Lecturas (saldos) de facturación para cualquier tipo de punto frontera 
  Medidas agregadas 
  Datos estructurales (altas/bajas/modificaciones y correcciones) de puntos 
frontera y agregaciones. 
  Incidencias y objeciones 
Respuesta a objeciones 
Desglose  de  puntos  frontera  individualizados  que  componen  cada 
agregación (Puntos tipo 3 a 5) 
De encargados de la lectura y demás participantes al operador del sistema: 
Curva de carga horaria de puntos frontera de clientes (Puntos tipo 1, 2 y 
5) 
Curva de carga horaria por código CIL de puntos frontera de generación 
tipo 3, 4 y 5 de los que el distribuidor es encargado de lectura. 
Adicionalmente, a efectos de liquidación, medidas de agregaciones de 
puntos frontera. 
Cambios de comercializador o representante (Puntos tipo 1, 2 y 5) 
  Datos estructurales (altas/bajas/modificaciones y correcciones) de puntos 
frontera y agregaciones de clientes. Al menos, se incluirá la siguiente 
información  del  consumidor:  comercializador,  potencias  contratadas, 
tarifa de acceso, tensión de suministro, si el equipo de medida está en 
régimen de alquiler para clientes tipo 1 y 2, código postal y CNAE. 
  Datos estructurales (altas/bajas/modificaciones y correcciones) de puntos 
frontera de generación. Al menos, se incluirá la siguiente información del 
consumidor: representante, potencias contratadas, tarifa de acceso, si el 
equipo de medida está en régimen de alquiler, tensión de suministro, 
código postal. 
  Datos  estructurales  (altas/bajas/modificaciones  y  correcciones)  de 
instalaciones acogidas a autoconsumo. 
  Datos  estructurales  (altas/bajas/modificaciones  y  correcciones)  de 
agregaciones de clientes 
  Incidencias y objeciones 
Respuesta a objeciones 
Desglose  de  puntos  frontera  individualizados  que  componen  cada  e.e
agregación (Puntos frontera tipo 3 a 5)   w.b