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Timestamp: 2017-03-27 16:29:23+00:00

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UNESA - cir0111
Inicio SECTOR ELÉCTRICO La regulación eléctrica en España y Europa Regulación del Sistema Eléctrico Español cir0111
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Circular 1/2011, de 29 de junio, de la Comisión Nacional de Energía, de petición de información del ejercicio 2010 a remitir por las empresas distribuidoras de energía eléctrica a la Comisión Nacional de Energía para el establecimiento de la retribución a la actividad de distribución y supervisión de la misma.
La Disposición Adicional Undécima, Primero.2, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, como organismo público regulador del funcionamiento del sector de la energía, que incluye el mercado eléctrico, así como los mercados de hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos. La Comisión Nacional de Energía tendrá por objeto promover el funcionamiento competitivo del sector energético para garantizar la efectiva disponibilidad y prestación de unos servicios y de calidad, en lo que se refiere al suministro de electricidad y gas natural, en beneficio del conjunto del mercado y de los consumidores y usuarios, de acuerdo con lo previsto en el artículo 10 de la Ley 2/2011, de Economía Sostenible.
La Disposición Adicional Undécima, Tercero.1, función Cuarta, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, atribuye como función expresa a la Comisión Nacional de Energía la de participar, mediante propuesta o informe, en el proceso de elaboración de los proyectos sobre determinación de tarifas, peajes y retribución de las actividades energéticas.
Asimismo, la Disposición Adicional Undécima, Tercero.1, función Séptima, le atribuye igualmente como función la de dictar las circulares de desarrollo y ejecución de las normas contenidas en los Reales Decretos y las Órdenes Ministeriales que se dicten en desarrollo de la normativa energética, siempre que estas disposiciones le habiliten de modo expreso para ello, circulares las cuales serán publicadas en el «Boletín Oficial del Estado».
A su vez, la Disposición Adicional Undécima, Tercero.4, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, establece que la Comisión Nacional de Energía podrá recabar de los sujetos que actúan en los mercados energéticos cuanta información requiera en el ejercicio de sus funciones. Para ello, la Comisión dictará circulares, que deberán ser publicadas en el «Boletín Oficial del Estado», en las cuales se exponga de forma detallada y concreta el contenido de la información a solicitar y se especifique de manera justificada la función para cuyo desarrollo es precisa tal información y el uso que se pretende hacer de la misma.
La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establece en su artículo 11.2 que la distribución de energía eléctrica tiene carácter de actividad regulada, y en su artículo 16.3 dispone que la retribución de la actividad de distribución se establecerá reglamentariamente y permitirá fijar la retribución que haya de corresponder a cada sujeto atendiendo a los siguientes criterios: costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, modelo que caracterice las zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la calidad de suministro y la reducción de las pérdidas, así como otros costes necesarios para desarrollar la actividad.
La Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, establece nuevas funciones de supervisión a la Comisión Nacional de Energía, sobre la actividad de distribución de electricidad.
La Resolución de 1 de abril de 2005 de la Subsecretaría, por la que se dispone la publicación del Acuerdo del Consejo de Ministros de 25 de febrero de 2005, por el que se adoptan mandatos para poner en marcha medidas de impulso a la productividad, concede al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, en su mandato vigésimo primero, la determinación de la información que los distribuidores de energía eléctrica deberán remitir a la Comisión Nacional de Energía, incluyendo, entre otros, los costes de la energía eléctrica, los datos georreferenciados de los consumidores de energía eléctrica y el inventario físico de las instalaciones puestas en servicio a 31 de diciembre de 2004.
La Orden ITC/2670/2005, de 3 de agosto, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, determina la información que los distribuidores de energía eléctrica deben remitir a la Comisión Nacional de Energía para el establecimiento de una nueva metodología de retribución a la actividad de distribución, facultando explícitamente a la Comisión Nacional de Energía, en su artículo 3, para establecer mediante circular el grado de desagregación y detalle de dicha información.
En desarrollo de la misma, las Circulares 1/2006, de 16 de febrero, 1/2007, de 26 de julio, 2/2008, de 2 de octubre, 3/2009, de 27 de mayo y 2/2010, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de Energía, sobre petición de información a remitir por las empresas distribuidoras de energía eléctrica a la Comisión Nacional de Energía para el establecimiento de una nueva metodología de retribución a la actividad de distribución establecen en su punto Tercero, que la Comisión Nacional de Energía podrá recabar de los sujetos referidos en el apartado Primero de la misma, cualesquiera otras informaciones adicionales que tengan por objeto aclarar el alcance y contenido de las informaciones remitidas, así como actualizar las tablas contenidas en el Anexo II.
El Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica, en su artículo 11, asigna la responsabilidad de desarrollo de la Información Regulatoria de Costes a la Comisión Nacional de Energía y la habilita a dictar las circulares necesarias para obtener de las empresas los datos correspondientes a la misma.
Por todo lo anterior, el Consejo de Administración de la Comisión Nacional de Energía estima procedente la emisión de la presente Circular, al amparo de la facultad expresamente atribuida a esta Comisión conforme a la Disposición Adicional Undécima, Tercero.4, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos.
En su virtud, el Consejo de Administración de la Comisión Nacional de Energía, en su sesión del día 29 de junio de 2011, acuerda:
1. Los sujetos que a fecha 31 de diciembre de 2008 estuvieren sometidos al procedimiento de liquidación establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, y que realizan la actividad de distribución, tal y como está definida en el artículo 36 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
Cada uno de los sujetos indicados en los párrafos anteriores designará un interlocutor único, efectuando para ello el procedimiento habilitado al efecto ante la sede electrónica de la Comisión Nacional de Energía, en el plazo de 15 días hábiles contados a partir de la entrada en vigor de la presente Circular de petición de información. La denominación del procedimiento habilitado es «Circular 1/2011 de la CNE – Información distribuidores 2010» y en él se deberá incluir la siguiente información: nombre y apellidos, puesto o cargo, número de teléfono, correo electrónico de contacto y dirección postal del interlocutor designado por la empresa declarante. Cualquier cambio que afecte a la designación del interlocutor responsable, así como a sus datos de referencia, se comunicará inmediatamente mediante escrito dirigido a la Comisión Nacional de Energía, indicando como referencia «Cambio de datos Interlocutor Circular CNE 1/2011».
1. Los sujetos indicados en el punto 1 del apartado Primero deberán remitir la información que a continuación se detalla:
1.1.a) Información relativa a la georreferenciación de la demanda, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formularios 1 y 2 del Anexo IV.
1.1.b) Información relativa a la generación distribuida conectada a sus redes de distribución, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 3 del Anexo IV.
1.2.a) Información relativa al inventario de instalaciones de distribución existentes, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formularios del 9 al 20 del Anexo IV.
1.2.b) Información relativa a las instalaciones normalizadas a utilizar en el Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional, en su modalidad «Base Cero», actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formularios del 21 al 25 del Anexo IV.
1.2.c) Información debidamente justificada relativa a las instalaciones normalizadas a utilizar en el Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional, en su modalidad «Incremental», las cuales se corresponderán con las instalaciones comúnmente utilizadas en la actualidad, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formularios 21 al 25 del Anexo IV.
1.3 Información económico-financiera a 31 de diciembre de 2010, que permita estimar los costes a los que se enfrentan las empresas distribuidoras en el ejercicio de su actividad (Información Regulatoria de Costes). Formularios 26 y 27 del Anexo IV.
1.4 Información de carácter contable que permita homogeneizar, a efectos retributivos, el inmovilizado a considerar para cada una de dichas empresas distribuidoras, con objeto de evaluar adecuadamente el reconocimiento de su nivel retributivo inicial.
1.4.a) El inmovilizado bruto y neto de distribución reflejado en libros de contabilidad a 31 de diciembre de 2010. Formularios 28 y 28bis del Anexo IV.
1.4.b) Inventario auditado del inmovilizado de distribución, con el mayor desglose efectuado, acompañado de su valoración económica a valor histórico, para el ejercicio 2009, en soporte informático.
1.5 Información debidamente justificada sobre las nuevas demandas previstas para cada uno de los años 2010 a 2013, ambos inclusive, detallando la georreferenciación de la nueva demanda, el volumen de inversión previsto para atenderla y el inventario de instalaciones.
1.5.a) Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos horizontales agregados de demanda), actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 4 del Anexo IV.
1.5.b) Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos horizontales singulares de demanda), actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 5 del Anexo IV.
1.5.c) Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos verticales singulares de demanda), actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 6 del Anexo IV.
1.5.d) Información relativa a la nueva generación distribuida prevista actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 7 del Anexo IV.
1.5.e) Información relativa a las nuevas inversiones e instalaciones destinadas a atender los crecimientos horizontales y verticales de la demanda, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 8 del Anexo IV.
2. El Operador del Sistema y Gestor de la Red de Transporte deberá remitir la información que permita la caracterización de todas las infraestructuras de la red de transporte que se encuentren conectadas a la red de distribución, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formularios 29, 29bis y 30 del Anexo IV y la planificación vigente a fecha de entrega de datos de la circular, en los Formularios 29c, 29d y 30bis.
Podrán ser realizadas las aclaraciones que las empresas entiendan pertinentes para cada uno de los formularios, a través del Formulario 31.
Tercero. Requerimientos de información.
En todo caso, la Comisión Nacional de Energía podrá recabar de los sujetos referidos en el apartado Primero cualesquiera otras informaciones adicionales que tengan por objeto aclarar el alcance y contenido de las informaciones remitidas, así como actualizar las tablas contenidas en el Anexo II.
La Comisión Nacional de Energía mantendrá actualizada en su página web la estructura de los formularios del Anexo IV, por lo que los sujetos definidos en el apartado Primero deberán consultar las posibles actualizaciones de dichos formularios, previo al envío de la información que fueren a efectuar.
Cuarto. Plazo de remisión de la información, dirección y forma de envío.
Los sujetos indicados en los puntos primero y segundo del apartado Primero de la presente Circular, deberán remitir la información de todos los formularios que se les solicitan en el apartado Segundo en el plazo máximo de un mes a contar desde la entrada en vigor de la presente Circular.
Para ello, tras la designación del correspondiente interlocutor, deberán efectuar el envío en el trámite habilitado al efecto en la sede electrónica de la Comisión Nacional de Energía y que le será comunicado a cada uno de los interlocutores por correo electrónico.
Una vez presentada la información, el Registro electrónico emitirá automáticamente un resguardo acreditativo de la presentación de la solicitud o comunicación que podrá ser archivado o impreso por el interesado.
Con posterioridad a la presentación de la información, la Comisión Nacional de Energía comunicará a la empresa si la información presentada por la misma cumple los requisitos mínimos para que pueda ser considerada como válida y, en su caso, las incoherencias detectadas y el plazo establecido para su subsanación.
Previa la instrucción del correspondiente procedimiento sancionador, la negativa no meramente ocasional o aislada a facilitar a la Comisión Nacional de Energía la información solicitada mediante la presente Circular podrá ser sancionada como infracción muy grave, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 60.9 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
Asimismo, la negativa ocasional y aislada a facilitar a la Comisión Nacional de Energía la información solicitada mediante la presente Circular podrá ser considerada, previa la instrucción del correspondiente procedimiento sancionador, como infracción grave de conformidad con lo dispuesto en el artículo 61.a.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
Igualmente, la no remisión a la Comisión Nacional de Energía en la forma y plazo exigible de la información solicitada mediante la presente Circular podrá ser considerada, previa la instrucción del correspondiente procedimiento sancionador, como infracción grave de conformidad con lo dispuesto en el artículo 61.a.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
Los sujetos obligados a remitir la información solicitada mediante la presente Circular, tienen la obligación de comprobar la veracidad de la información enviada a la Comisión Nacional de Energía.
A tal fin y de acuerdo con la Disposición Adicional Undécima, Tercero.4, segundo párrafo, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, la Comisión Nacional de Energía podrá realizar las inspecciones que considere necesarias con el fin de confirmar la veracidad de la información que, en cumplimiento de la presente Circular, le sea aportada.
Séptimo. Auditoría de la información remitida a la Comisión Nacional de Energía.
La información de caracterización del mercado y de las infraestructuras y la Información Regulatoria de Costes aportada, en su caso, por los sujetos referidos en los puntos 1 y 2 del apartado Primero deberá ser auditada por un tercero independiente y remitida a la Comisión Nacional de Energía en el plazo máximo de tres meses, desde la entrada en vigor de la presente Circular.
No obstante, para los trabajos internos de metodología retributiva la Comisión Nacional de Energía utilizará la información sin auditar aportada por los sujetos referidos en los puntos 1 y 2 del apartado Primero, en las fechas establecidas en el apartado cuarto, utilizándose la información auditada en la primera revisión anual, aplicándose, en su caso, los intereses y/o penalizaciones que se determinen si de la información no auditada se hubiere derivado una mayor retribución de la obtenida con la información auditada.
La gestión y comprobación de la información remitida será responsabilidad de la Comisión Nacional de Energía, quien deberá ponerla a disposición de la Dirección General de Política Energética y Minas cuando le sea solicitado por ésta, así como de las Comunidades Autónomas que lo soliciten en lo que sea de interés para el normal ejercicio de sus competencias.
2. La Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de Energía podrán difundir la información que tenga carácter confidencial, una vez agregada y a efectos estadísticos, de forma que no sea posible la identificación de los sujetos a quienes se refiere la misma.
3. El personal que tenga conocimiento de información de carácter confidencial, estará obligado a guardar secreto respecto de la misma.
Noveno. Recurso.
De conformidad con la Disposición Adicional Undécima, Tercero.5, de la Ley 34/1998, la presente Circular de la Comisión Nacional de Energía pone fin a la vía administrativa.
Lo establecido en esta Circular entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Madrid, 29 de junio de 2011.–La Presidenta de la Comisión Nacional de Energía, María Teresa Costa Campi.
Instrucciones para completar la información solicitada en los formularios del anexo IV
Instrucciones para completar la información solicitada en los formularios del anexo IV, en relación con la información regulatoria de costes
1. Definiciones básicas de la información regulatoria de costes.
La información regulatoria de costes requiere a las empresas información económico-financiera que permita homogeneizar, a efectos retributivos, el inmovilizado y los otros costes a considerar para cada una de las empresas distribuidoras, con objeto de evaluar adecuadamente el reconocimiento de su nivel retributivo inicial (1).
Todos los formularios vendrán definidos por tablas en formato ASCII. Los ficheros contendrán una fila por cada registro, y los campos estarán separados por punto y coma. En cada formulario se especifican los distintos formatos y tipos de datos que son necesarios en la información suministrada, de acuerdo con códigos SQL. Estos códigos se incluyen en las Tablas 9 y 10 del Anexo II y figuran en cada uno de los campos de los formularios facilitados en el Anexo IV.
Se requiere que las empresas desglosen los costes operativos y de capital previstos por el Plan General de Contabilidad, y en concreto por el Real Decreto 437/1998, por centro de coste, provincia y/o instalación, según el esquema recogido por los Formularios 26 y 28 del Anexo IV que se refieren, respectivamente, a la información económico-financiera de centros de coste y a las variaciones de inmovilizado. Este desglose es necesario en aras de obtener un conocimiento adecuado de la estructura de costes de cada empresa, y en particular para identificar anomalías o situaciones de sobre-costes aparentes en el marco de revisiones regulatorias futuras.
Se incluye adicionalmente otro formulario (el número 27 del Anexo IV) que permite a cada distribuidor establecer una declaración de criterios de reparto y asignación de las cuentas de gasto e ingreso recogidas en la Tabla 12 del Anexo II, indicando las unidades físicas (de entre las facilitadas en la Tabla 7 del Anexo II) empleadas para realizar dicho reparto por actividades y provincias.
De forma general, cuando para cubrir un formulario se haga necesario utilizar una codificación predeterminada, se remitirá a dicha codificación contenida en las tablas del Anexo II, o bien se indicará el organismo oficial de referencia para la consulta de dicha codificación.
A continuación se describen brevemente algunos de los conceptos empleados en la recopilación de la información regulatoria de costes:
• Centro de coste: Se define como la unidad mínima en que es posible descomponer la estructura organizativa de la empresa a efectos de gestión y seguimiento económico.
• Opex: Se define como la suma de los costes relacionados directa e indirectamente con las actividades de operación y mantenimiento de la empresa distribuidora, que se asignan a los centros de coste tal y como se recoge en el Anexo III sobre la base de las cuentas del Real Decreto 437/1998, de 20 de marzo, de adaptación del Plan General de Contabilidad a las empresas del Sector Eléctrico, si aplica, o del Plan General de Contabilidad, en su defecto.
• Gastos financieros y asimilables (GFA): Se define como la suma de los costes de naturaleza financiera de la empresa distribuidora, que se asignan a los centros de coste tal y como se recoge en el Anexo III sobre la base de las cuentas del Real Decreto 437/1998, de 20 de marzo, de adaptación del Plan General de Contabilidad a las empresas del Sector Eléctrico, si aplica, o del Plan General de Contabilidad, en su defecto.
• Ingresos: Se define como la suma de los ingresos obtenidos por cada uno de los centros de coste definidos en la actividad «Actividades y servicios con retribución propia», siendo tan sólo aplicable a dichos centros de coste. Se definen también, para cada uno de dichos centros de coste, las cuentas relacionadas del Real Decreto 437/1998 (véase el Anexo III).
• Actividad: Se define como una agrupación de centros de coste.
2. Criterios contables a los efectos de la información regulatoria de costes.
En el proceso de desglose de los costes operativos y de capital por centros de coste, provincia y/o instalación, las empresas deberán respetar los siguientes criterios generales:
• Causalidad: Los costes deberán ser asignados a los centros de coste que los causan u originan.
• Objetividad: La asignación deberá basarse, en lo posible, en criterios objetivos; en el caso de los costes indirectos, los inductores/generadores de costes deberán ser objetivos y cuantificables (véase la Tabla 7 del Anexo III).
• Continuidad: Salvo causa justificada, que tendrá que ser aprobada por la CNE, los criterios de asignación deberán mantenerse de año en año.
• Transparencia: El procedimiento de asignación deberá ser susceptible de aclaración en todas sus fases.
En conformidad con el Artículo 6 de la presente Circular, la CNE podrá realizar las verificaciones que considere necesarias con el fin de confirmar que la información aportada responde a los criterios anteriores.
A los efectos de la información regulatoria de costes deberán tenerse en cuenta las siguientes definiciones de Inversiones y de Compras y Gastos, de acuerdo con lo establecido en el Plan General de Contabilidad.
Comprende los elementos del patrimonio destinados a servir de forma duradera en la actividad de la empresa. También se incluyen en este grupo los gastos de establecimiento y los gastos a distribuir en varios ejercicios.
Dentro de las inversiones destacan las instalaciones técnicas, que se definen como unidades complejas de uso especializado en el proceso productivo, que comprenden: edificaciones, maquinaria, material, piezas o elementos, incluidos los sistemas informáticos que, aun siendo separables por naturaleza, están ligados, de forma definitiva, para su funcionamiento y sometidos al mismo ritmo de amortización. Se incluirán, asimismo, los repuestos o recambios válidos exclusivamente para este tipo de instalaciones.
Se entiende por compras los aprovisionamientos de mercaderías y demás bienes adquiridos por la empresa para revenderlos, bien sea sin alterar su forma y sustancia, o previo sometimiento a procesos industriales de adaptación, transformación o construcción. Comprende también todos los gastos del ejercicio, incluidas las adquisiciones de servicios y de materiales consumibles, la variación de existencias adquiridas y las pérdidas extraordinarias del ejercicio. Los gastos son aquellos en los que incurre la empresa regular o cíclicamente en el ejercicio de sus actividades de tráfico. En el vigente Plan Contable los gastos se han incluido en las cuentas siguientes:
Tributos (salvo lo referido al impuesto sobre los beneficios)
Pérdidas procedentes del inmovilizado y gastos excepcionales
Dotaciones a las provisiones
2.1 Inversiones materiales.
Las inversiones materiales se valorarán por su precio de adquisición o su coste de producción. El precio de adquisición incluirá, además del importe de los cargos, liquidaciones, facturas y certificaciones de obras recibidas de los proveedores, contratistas y acreedores en general, todos los gastos adicionales de carácter no financiero que se produzcan hasta su puesta en condiciones de funcionamiento, otorgada, en su caso, mediante la correspondiente Acta de puesta en marcha.
El coste de producción de los bienes construidos por la propia empresa distribuidora se obtendrá añadiendo al precio de adquisición de las materias primas y otras materias consumibles, los demás costes directamente imputables a dichos bienes, más la parte que corresponda de los costes indirectamente imputables a los bienes de que se trata, de carácter no financiero, en la medida en que tales costes correspondan al periodo de construcción.
En todo caso, las inversiones materiales no serán objeto de amortización en tanto no entren en funcionamiento.
Se considerarán como inversiones las adquisiciones de grandes equipos de reserva por razones de seguridad, tales como transformadores de reserva y otros repuestos de gran entidad, aunque los mismos no se encuentren en funcionamiento con carácter permanente.
Las inversiones materiales históricas se habrán actualizado, en su caso, al amparo de diversas disposiciones legales, la última de ellas el Real Decreto-Ley 7/1996, de 7 de junio. El incremento de valor resultante de las operaciones de actualización se amortizará en el periodo que reste para completar la vida útil de los activos actualizados, salvo que se hayan acogido a un Plan específico o a Criterios específicos de amortización, los cuales deberán ser puestos en conocimiento del regulador.
2.2 Vida útil de las instalaciones.
Se deducirán del valor del inmovilizado las amortizaciones practicadas, las cuales se establecerán sistemáticamente en función de la vida útil de los bienes, atendiendo a la depreciación que normalmente sufren por su funcionamiento, uso y disfrute. La vida útil representará una estimación razonable del periodo durante el cual se espera que el bien produzca rendimientos con regularidad. En dicha estimación se tendrán en cuenta factores como el uso y desgaste esperado, la obsolescencia normal o, en su caso, otros límites de cualquier naturaleza (legales, etc.) que afecten a la utilización del elemento.
A los efectos de la información regulatoria de costes, los periodos de vida útil a considerar para las distintas instalaciones, que serán homogéneos para todas las empresas distribuidoras, sin perjuicio del criterio contable adoptado por la empresa, que en todo caso deberá ser puesto en conocimiento del regulador, serán los siguientes:
- Subestaciones
- Despachos de maniobras y Telecontrol
- Equipos de medida y control electromecánicos
- Equipos de medida y control estáticos
- Resto de instalaciones de distribución
- Equipos para procesos de información
2.3 Activación de gastos financieros y trabajos realizados para su inmovilizado.
En aplicación del principio de prudencia, a los efectos de la información regulatoria de costes, no se activarán gastos financieros en el inmovilizado. No obstante, se admitirá la existencia de determinadas instalaciones que recogen en su valoración gastos financieros activados históricamente en las mismas, justificados por la financiación externa durante el periodo de construcción, que en todo caso deberán ser puestos en conocimiento del regulador.
En relación con la activación de gastos de personal, se seguirá el criterio de activar directamente en cada obra los gastos del personal directamente asignado al desarrollo y construcción de las respectivas obras. También se podrán activar como mayor valor de las nuevas instalaciones los restantes gastos del personal relacionado directa o indirectamente con la construcción de estas instalaciones. Los criterios utilizados por las empresas para la activación de gastos de personal indirectos deberán ser puestos en conocimiento del regulador, para su aprobación.
2.4 Inversiones de nueva construcción y ampliación; sustitución o renovación; mejora. Mantenimiento.
Se entenderá como inversión de nueva construcción, aquéllas que suponen la realización o incorporación de nuevas instalaciones. Esta categoría incluye las inversiones de ampliación.
Se entenderá por sustitución o renovación, aquéllas que suponen una reposición del equipo o equipos principales y, por tanto, una actualización de la vida útil de la instalación. El importe de estas actuaciones se contabilizará como mayor valor del inmovilizado que se trate. Simultáneamente, se procederá a dar de baja los elementos sustituidos.
Como inversiones de mejora, se incluirán aquéllas que suponen una modificación sustancial de la instalación en cuanto a sus características técnicas y, por tanto, un aumento de capacidad productiva, eficiencia productiva o alargamiento de su vida útil, sin suponer la incorporación de nuevas unidades físicas. Estas inversiones se considerarán como mayor valor del inmovilizado y deberán suponer un volumen de inversión de, al menos, el 50% del valor de reposición de la instalación.
Las inversiones realizadas por las empresas con cargo a la partida de «Planes de Calidad de Servicio» que, en su caso, incluya la tarifa eléctrica, deberán ser expresamente identificadas en la información regulatoria de costes a remitir por las empresas, en el centro de costes correspondiente.
Los gastos de mantenimiento, conservación y reparaciones se deberán cargar en la cuenta de pérdidas y ganancias del ejercicio en que se produzcan. El mantenimiento comprenderá las actuaciones encaminadas a conservar el elemento del inmovilizado en buenas condiciones de funcionamiento y con la misma capacidad productiva, a verificar que su estado ofrece las garantías necesarias para la continuidad del suministro en condiciones de seguridad o las originadas por averías que afectan al servicio.
2.5 Cesiones de instalaciones.
Las cesiones de instalaciones se registrarán en el activo por su valor de mercado, con abono a la cuenta «Ingresos a distribuir en varios ejercicios» que deberá imputarse a resultados en la misma medida en que se amorticen las instalaciones correspondientes.
Los gastos de mantenimiento, conservación y reparaciones correspondientes a las instalaciones cedidas serán registrados del mismo modo que para el resto de instalaciones.
2.6 Equipos de medida y control.
Los equipos de medida y control, a los efectos de la información regulatoria de costes, se registrarán siguiendo los criterios generales para el inmovilizado material, por lo que, al precio de adquisición de los distintos equipos de medida y control se añadirán todos los costes directamente imputables a dichos bienes.
Siguiendo la normativa contable, al precio de adquisición de los equipos de medida y control se añadirán todos los gastos adicionales que se produzcan hasta su puesta en funcionamiento, incluyendo los costes de montaje y logística de tales equipos de medida y control.
En las operaciones de sustitución de equipos de medida y control por otros nuevos, se considerará que un 50% corresponde a la operación de retirada del equipo antiguo (gasto) y el otro 50% afecta al montaje del equipo nuevo (inversión).
2.7 Energía Pendiente de Facturación.
Dentro del importe neto de la cifra de negocios de la cuenta de pérdidas y ganancias, se incluirá una estimación de la energía suministrada a clientes que se encuentra pendiente de facturación, dado que el periodo habitual de lectura de los equipos de medida no coincide con el cierre de los estados financieros del ejercicio. A tales efectos las empresas distribuidoras deberán presentar el detalle de los criterios utilizados para dicha estimación.
2.8 Ingresos a distribuir en varios ejercicios.
Se incluirán en este capítulo las subvenciones de capital devengadas al amparo de lo previsto en los Convenios firmados con las Administraciones Públicas, los ingresos recibidos por derechos de acometida, correspondiente a las inversiones de extensión necesarias para hacer posibles los nuevos suministros, así como las instalaciones cedidas por terceros.
Estos conceptos se imputarán a resultados en la misma proporción en que se amorticen los bienes que se han adquirido con cargo a dicha subvención.
2.9 Derechos de acceso, de enganche y de verificación y alquileres de equipos de medida y control.
Los ingresos por derechos de acceso, por derechos de enganche, por derechos de verificación, y por alquiler de equipos de medida y control se registrarán como ingresos del ejercicio en que se devengan.
2.10 Penalizaciones por calidad.
Las penalizaciones por calidad de servicio y calidad de atención al cliente establecidos en la normativa vigente, por tener la condición de bonificación, se registrarán como un menor importe de la cifra de negocios, tal y como establece el Plan General de Contabilidad en su adaptación al Sector Eléctrico. Esta partida deberá ser desagregada a nivel provincial en las diferentes zonas que a estos efectos establece el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, o norma que lo sustituya.
Adicionalmente, el resto de reclamaciones de los clientes que, en su caso, den lugar a indemnizaciones, se registrarán como un coste operativo adicional según su naturaleza.
2.11 Programas nacionales de gestión de la demanda.
Los costes incurridos por las empresas con cargo a la partida de «Programas nacionales de gestión de la demanda» que, en su caso, incluya la tarifa eléctrica, deberán ser expresamente identificados en la información regulatoria de costes a remitir por las empresas.
3. Desagregación de la información regulatoria de costes.
3.1 Por tipo de actividad.
La desagregación de la información regulatoria de costes atenderá a las siguientes Actividades:
3.1.1 Actividad de planificación y desarrollo de red.
Se englobarán dentro de esta categoría los siguientes centros de coste, identificando para cada uno de ellos el coste correspondiente de Opex y de GFA.
COD_CECO
DENOMINACIÓN CENTRO DE COSTE
PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO DE RED
Planificación de activos e instalaciones
Construcción de activos e instalaciones
Inspección y control de nuevas instalaciones
Gastos financieros de planificación y desarrollo de red
3.1.2 Actividad de operación de red.
Gestión de las solicitudes de nuevos suministros
Inspección y control de operación
Operación de centros de control y operación local
3.1.3 Actividad de mantenimiento.
3.1.4 Actividad de gestión de la energía.
Gestión de compras de energía
Gestión de las liquidaciones de los ingresos regulados
Actuaciones con cargo a programas de Gestión de la Demanda
Implantación sistema telemedida – telegestión (equipos y sistemas informáticos)
3.1.5 Actividad de gestión de la calidad y del medio ambiente.
Gestión de la calidad de los servicios de red
Compensaciones automáticas por aplicación de Orden Eco 797/2002
Compensaciones por no cumplimiento de plazos de calidad comercial
Resto de compensaciones por falta de continuidad de suministro a clientes
3.1.6 Actividad de gestión comercial.
Gestión y control de ATRs de distribución
Lectura, tratamiento y puesta a disposición de la información
Inspecciones y control de fraudes
Atención al cliente en oficinas comerciales
3.1.7 Actividades y servicios con retribución propia.
ACTIVIDADES Y SERVICIOS CON RETRIBUCIÓN PROPIA
Costes de realización de acometidas
Costes de contratación de nuevos suministros
Retranqueos y trabajos por cuenta de terceros
Costes por gestión de compra de equipos de medida (ofertas, evaluación, adjudicación y recepción)
Coste por verificación inicial de equipos de medida
Costes por conexión, precintado y pruebas de puesta en servicio de equipos de medida
Otros costes de adquisición de equipos de medida (gestión de stocks, almacenamiento y transporte)
Costes de actualización anual de calendario de festivos y cambio de horario de verano a invierno en equipos de medida
Costes de reparametrización de equipos de medida ante cambios en las condiciones del contrato
Costes de desinstalación de equipos de medida averiados
Costes de verificación sistemática o periódica de equipos de medida
Costes derivados de PLC
En los siguientes centros de Coste del grupo 7, relacionados con actividades con retribución propia, deberán ser detallados los siguientes extremos:
• Se declararán como ingresos del ceco C704, las correspondientes cuotas de extensión.
• Se declararán como ingresos del ceco C705, las correspondientes cuotas de acceso.
• Se declararán como ingresos del ceco C712, las correspondientes cuotas de verificación.
• Se declararán como ingresos del ceco C713, las correspondientes cuotas de conexión.
3.1.8 Actividades y servicios de estructura.
Asesoría jurídica y tributos
Control interno de gestión de riesgos
Tasa de ocupación de la vía pública
3.2 Por ámbito geográfico.
La información aportada relativa al Opex y GFA de cada uno de los centros de coste que se detallan en la información regulatoria de costes atenderá a los siguientes ámbitos geográficos.
3.2.1 A nivel empresa.
Se declararán a nivel empresa los siguientes centros de coste:
Servicios Generales y gestión de edificios, locales y terrenos
3.2.2 Nivel provincial.
Se declararán a nivel provincial los siguientes centros de coste:
3.3 Por tipo de instalaciones.
La desagregación de los costes correspondientes a los centros de coste definidos en la información regulatoria de costes atenderá a los tipos de instalaciones que se detallan a continuación, siempre y cuando los mismos deban desglosarse por instalaciones, véanse tablas 4a y 4b del Anexo II.
En todos los casos, además de la información de carácter económico deberá aportarse información relativa a las unidades físicas puestas en servicio (para líneas: n.º de kilómetros con un decimal; para subestaciones y centros de transformación: n.º de posiciones, MVA y MVAr) habilitándose espacio al efecto en cada una de las tablas.
Los costes de los elementos comunes tales como terrenos, edificios, cerramientos, etc., deberán imputarse de manera proporcional a los saldos brutos de cada categoría de tensión.
Los centros de coste que deberán ser declarados por tipo de instalación, son los siguientes:
4. Emisión de notas justificativas.
Conjuntamente a la entrega de la información correspondiente a la Circular, se requiere a las empresas que entreguen notas justificativas en formato electrónico. Las notas tienen carácter explicativo y no justifican la aplicación de criterios distintos de los establecidos en el texto de la Circular. Sirven esencialmente para: (1) aportar información que se pide en el Anexo I y (2) explicar criterios de reparto o supuestos adicionales realizados por la empresa.
Dichas notas se entregarán en un fichero CIR1_2011_NOTAS_CODDIS_AAAA con los siguientes campos:
Cod_Dis
Cod_nota
Ruta al fichero en el DVD
R1-999
A4F28666U13
C:\ 4F28666U13.doc
A1E211
C:\TC1A1E211.doc
A efectos de notación se realizan las siguientes definiciones:
Cuerpo circular:
Anexo I parte económica
Anexo I parte técnica
Se utilizarán asimismo los códigos establecidos en las tablas del anexo II y el de cuentas, CECOS y párrafos a los que vayan dirigidas las notas.
Instrucciones para completar la información solicitada en los formularios del anexo IV, en relación con la información a utilizar por el modelo de red de referencia
1. Instrucciones generales.
A continuación se facilitan indicaciones genéricas para completar la información solicitada en los formularios del Anexo IV, relativos a información técnica.
Todos los formularios vendrán definidos por tablas en formato ASCII. Estas tablas incluirán datos de la ubicación y las características técnicas de los elementos de la red. Los ficheros contendrán una fila por cada registro, y los campos estarán separados por punto y coma. En cada formulario se especifican los distintos formatos y tipos de datos que son necesarios en la información suministrada, de acuerdo con códigos SQL. Estos códigos se incluyen en las Tablas 9 y 10 del Anexo II y figuran en cada uno de los campos de los formularios facilitados en el Anexo IV.
Las coordenadas UTM contenidas en las tablas deben estar referidas al huso 30. Los códigos de identificación de las compañías distribuidoras serán los obtenidos del Registro de Distribuidores del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, que figuran en la Tabla 1 del Anexo II; la última actualización disponible de dicho Registro puede ser consultada en la página web del MITyC.
La codificación de municipios y provincias será la utilizada por el Instituto Nacional de Estadística (para los formularios de información económica se facilita una codificación provincial análoga en la Tabla 3 del Anexo II).
En las tablas que incluyen códigos nodales es importante que éstos sean coherentes entre sí y que no haya duplicidades en los mismos, de forma que exista una relación biunívoca con los nudos de la topología real de la red. Puede darse el caso de que distintos clientes tengan el mismo código de nudo, por estar asociados a la misma acometida, pero en ese caso la localización geográfica (coordenadas) de dichos clientes debe ser la misma. Además, las coordenadas suministradas deben ser coherentes con la información correspondiente a los municipios en los que están situados los clientes. Las redes declaradas deben ser coherentes y cumplir con los requisitos de conectividad necesarios para que se puedan suministrar las demandas georreferenciadas, que además deben tener unos valores de demanda lógicos (esto es, debes ser tales que se pueda suministrar la demanda con las instalaciones disponibles en el nivel de tensión correspondiente).
Para comprobar la coherencia de los datos de red suministrados, se exigirá la convergencia de un flujo de cargas en las redes suministradas. Este flujo de cargas se realizará con niveles de demanda del 5% de las potencias contratadas.
Los datos que no verifiquen los requisitos anteriormente mencionados serán devueltos para su corrección.
Independientemente y de forma adicional a la aplicación de la codificación normalizada propuesta en el apartado siguiente, cada instalación informada recibirá un código individual libremente asignado por cada empresa y cuyo registro queda detallado en los formularios descritos en el Anexo IV, recibiendo la denominación de «código de subestación», «código de centro de transformación», «código del nudo», «código de tramo», «código de máquina», etc. Dicho código consistirá en un identificador alfanumérico único para cada instalación (se considerarán como máximo 20 caracteres) y aplicable a lo largo de la vida útil de cada uno de los elementos informados en todas las sucesivas declaraciones de información que se hayan de realizar ante esta Comisión.
Cuando en los formularios se solicite el «Año de incorporación» o «Año de incorporación en la base de datos» se entenderá por tal el ejercicio en que la información contenida en dicho formulario ha sido declarada a esta Comisión con motivo de la presente Circular. En este caso, se referirá al año 2010.
Cualquier campo se declarará como NULL, cuando no se disponga de valor a aportar.
2. Código de identificación normalizada de instalaciones.
Se describen en adelante los criterios a seguir para clasificar las principales instalaciones de distribución (y subestaciones de transporte que son fuente de las redes de distribución) en un conjunto normalizado de categorías predefinidas. Esta clasificación será utilizada como parte integrante de la trazabilidad de la relación cliente-red.
El Código de Identificación Normalizada de Instalaciones (CINI) constará de un total de siete caracteres.
Las reglas de formación del CINI, se exponen a continuación, recogiéndose en la Tabla 6 del Anexo II el desglose de clasificación de instalaciones según la codificación propuesta.
3. Descripción de los formularios.
A continuación se comenta el contenido y particularidades de los formatos que servirán de patrón para elaborar los ficheros en que se recopilará la información.
3.1 Formularios relacionados con la generación y la demanda.
Se trata de los formularios correspondientes a los datos de clientes (formularios 1 y 2), generadores distribuidos (formulario 3) y previsiones de demanda futura (formularios 4 al 7).
En relación con las nuevas demandas previstas, se distinguirá entre crecimientos horizontales de demanda (aquellos que suponen una expansión de la red, formularios 4 y 5) y crecimientos verticales singulares de demanda (aumento en el consumo de clientes ya existentes, formulario 6) y nueva generación distribuida prevista (formulario 7).
El formulario 8 permite a las empresas declarar el volumen de inversión previsto en los próximos años, detallado por tipo de instalación que tiene previsto realizar la empresa para atender los incrementos de demanda que ha declarado en los formularios 4 al 7.
3.2 Formularios relacionados con la topología y características de la red.
Los formularios 9 y 10 recogen sendos tipos de archivo ASCII a utilizar para describir la topología de la red real y sus atributos. En el formulario 9 se recogen todos los tramos de la red, incluyendo para cada tramo su código y las coordenadas geográficas por las que discurre su trazado. El formato a utilizar en el formulario 9 es el estándar «Arc/Info Generate Format». Cada tramo vendrá identificado por una serie de líneas: la primera se reserva para el código del tramo, y las siguientes se utilizan para enumerar los vértices de los segmentos de los que consta cada tramo de la red. El final de cada tramo se indicará mediante la palabra «END».
En el formulario 10 se describen los atributos de cada uno de los tramos anteriormente definidos. No se requiere en este formulario la aportación de datos referentes a líneas de tensión inferior a 1 kV. En este fichero, así como en todos los que incluyen información acerca de tasas de avería de instalaciones, la tasa de fallos y el tiempo de reparación se indican mediante conjuntos de tres valores, para modelar mejor la incertidumbre asociada a estos datos. Se aportarán el valor mínimo, el valor medio y el valor máximo que pueden tomar estos datos. En el tiempo de reparación, se indicará el intervalo de tiempo que transcurre desde que la brigada llega al lugar donde se ha producido la avería hasta que la soluciona.
3.3 Formularios relacionados con el inventario de instalaciones reales.
Los Formularios 11 y 12 se refieren a Centros de Transformación. A diferencia de la librería de instalaciones normalizadas, estas tablas no tienen que ser genéricas para un conjunto de CC.TT., sino que cada CT instalado puede tener características distintas a los demás. Para modelar adecuadamente la fiabilidad de los CC.TT., se aportarán sendos formularios relacionados, indexados a través del código del CT. De esta forma, se dispondrá de la potencia instalada por cada unidad en cada CT. Al disponer de esta información, se podrá calcular la potencia garantizada de cada CT aplicando el criterio (n-1). Al utilizar dos tablas, se consigue mantener fijo el número de campos necesarios en las mismas. A continuación se muestra un ejemplo de la información aportada correspondiente a la potencia instalada en cada unidad de los CC.TT. (Formulario 12): se facilitan dos CCTT, el primero de ellos tiene una unidad y el segundo tiene dos unidades instaladas:
Código CT
Potencia unidad (kVA)
Código CT 1
Potencia de la unidad 1 del CT 1
Potencia de la unidad 2 del CT 1
Código CT 2
Potencia de la unidad 1 del CT 2
Los formularios 13 y 14 (junto con los formularios complementarios 13bis y 14 bis) se refieren a Subestaciones; dichos formularios también estarán relacionados entre sí. Además del motivo de la fiabilidad, en las subestaciones inventariadas es necesario disponer de otra tabla para tener en cuenta los niveles de tensión existentes en los distintos parques y el número de posiciones disponibles (Formulario 13bis). Por este motivo, se deberán incluir las salidas de las subestaciones en distintos niveles de tensión. Adicionalmente, se aportará una tabla (Formulario 14) en la que se indicarán los transformadores instalados en cada subestación, indicando las tensiones de los parques que conectan y la potencia instalada, así como las posibilidades de ampliación (Formulario 14bis) en la interconexión entre parques.
En la subestación ejemplo propuesta en la figura hay 4 parques: uno de 132 kV, uno de 45 kV, y dos de 20 kV, cada uno con su correspondiente nudo asociado. En el caso de los nudos de 20 kV, la compañía podría explotarlos como una sola barra, pero en la información declarada no se entrará en consideraciones operativas vinculadas al modo de explotación.
De las 4 máquinas representadas:
1. Una conecta el parque de 132 kV con el de 45 kV
2. Otra es un transformador de tres arrollamientos. Los trafos de tres arrollamientos serán declarados como dos máquinas (dos registros en el Formulario 14) con el mismo código de máquina: una máquina conecta el parque de 132 kV con el de 45 kV, y otra conecta el parque de 132 kV con uno de los de 20 kV.
3. Una tercera máquina conecta el parque de 45 kV con uno de los parques de 20 kV.
4. La cuarta máquina está en reserva fría entre el parque de 45 kV y uno de los de 20 kV. Adicionalmente, hay dos huecos para instalar máquinas adicionales, una entre el parque de 132 kV y 45 kV y otra entre el parque de 45 kV y uno de los de 20 kV.
En cuanto a los elementos de protección (Formulario 15), es necesario indicar el tramo al que afecta el elemento de protección, pues puede darse el caso de que en un mismo nudo confluyan varios tramos, de forma que el elemento de protección sólo afecte a uno de ellos. Este caso se ilustra con un ejemplo en la figura:
Los formularios 16 y 17 se refieren, respectivamente, a condensadores y reguladores de tensión.
Los formularios 18 y 19 se dedican a recabar información de nudos topológicos y nudos frontera, respectivamente. Se denominan nudos topológicos aquellos nudos de la red que no tienen ningún elemento, generación ni demanda asociadas, pero en los que confluyen varios tramos y que por ello tienen un código de nudo asociado. Por otra parte, se denominan nudos frontera aquellos nudos que conectan las redes pertenecientes a dos compañías distribuidoras distintas.
En el formulario 20, se solicita a las empresas que declaren la conectividad del cliente con la red de distribución.
Los códigos identificativos de los elementos, declarados en cada uno de los formularios (código del ct, código de máquina, código de subestación, código de parque, código del elemento de protección, código del regulador de tensión, deberán ser idénticos al de los elementos declarados en la Circular 1/2006, pudiendo ser solo cambiados en caso de renovación completa de la instalación, debiéndose asimismo respetar los códigos de las instalaciones de transporte existentes en la fecha y declaradas a las empresas distribuidoras por la Comisión Nacional de Energía, conectadas a las instalaciones de distribución.
3.4 Formularios relacionados con la librería de instalaciones normalizadas.
Los formularios 21 a 25 se refieren a una librería de instalaciones tipo. A diferencia de las instalaciones inventariadas, esta librería constituye un catálogo limitado de instalaciones posibles, recogido en la Tabla 8.
El objetivo de estos formularios es disponer de información acerca de los parámetros técnicos y económicos que caracterizan el funcionamiento y coste de estos equipos. Se solicita información de todo el catálogo propuesto a todas las empresas distribuidoras sujetas a la presente Circular. No obstante, se habilita en cada formulario un último campo que cada empresa deberá cubrir como verdadero sólo si en la actualidad el equipo en cuestión es de uso habitual en sus nuevos desarrollos.
De esta manera se pretende disponer de un amplio conjunto de valores de referencia que describan suficientemente las instalaciones propuestas sin obviar el hecho de que, en el normal desarrollo de su actividad, y en base a principios de gestión generalmente aceptados, las compañías tienden a seleccionar un número restringido de equipos en la expansión y/o renovación de sus redes.
De lo anterior se sigue que, en lo que a la información de instalaciones tipo o normalizadas se refiere, la obligación generalmente establecida por el punto séptimo de la presente Circular de someter a la auditoría de un tercero independiente la información remitida a esta Comisión, se centrará fundamentalmente en aquellos equipos que cada empresa identifique como de normal utilización en el presente, limitándose su alcance en el resto de equipos relacionados a comprobar la razonabilidad de los valores proporcionados según la información de mercado disponible y su mejor saber y entender.
El Formulario 21 trata de conductores, ya sean estos de BT, MT o AT, en tanto que el formulario 22 se refiere a Centros de Transformación y el formulario 23 a Subestaciones. Los comentarios anteriormente vistos en relación con la tasa media de fallo y los tiempos de reparación son igualmente de aplicación aquí. Los formularios 24 y 25 se refieren a equipos de mejora de fiabilidad y condensadores normalizados, respectivamente.
3.5 Formularios relacionados con las subestaciones de transporte fuentes de la red de distribución.
En los formularios 29 y 30 (junto con los formularios complementarios 29bis y 30bis), de forma análoga a como se vio anteriormente en relación con las subestaciones procedentes de inventario, para modelar adecuadamente la fiabilidad de las subestaciones de transporte, será necesario disponer de dos otra tablas para tener en cuenta los niveles de tensión existentes en los distintos parques y el número de posiciones disponibles (formulario 29bis). Por este motivo, se deberán incluir las salidas de las subestaciones en distintos niveles de tensión. Adicionalmente, se aportará una tabla (formulario 30) en la que se indicarán los transformadores instalados en cada subestación, las tensiones de los parques que conectan y la, potencia instalada, así como las posibilidades de ampliación (formulario 30bis) en la interconexión entre parques.
El ejemplo comentado con anterioridad en relación con las subestaciones pertenecientes al inventario de instalaciones de distribución es también de aplicación para interpretar los formularios de subestaciones de transporte fuentes de distribución.
Con la información aportada en estas tablas, se podrá calcular la potencia firme de las subestaciones, entendiéndose en este contexto por tal, la potencia que pueden aportar en el caso de que falle la mayor máquina (criterio n-1).
Códigos de tablas
Códigos de distribuidores
(COD_DIS)
R1-001
R1-002
UNION FENOSA DISTRIBUCION, S.A.
R1-003
BARRAS ELECTRICAS GALAICO-ASTURIANAS S.A.
R1-005
R1-008
HIDROCANTABRICO DISTRIBUCION ELECTRICA, S.A.
R1-009
ELECTRICA CONQUENSE DISTRIBUCION, S.A.U.
GRUPO DE ELECTRIFICACION RURAL DE BINEFAR Y COMARCA, S.COOP., R. L.
ELECTRICITAT L AURORA, S.A.
ELECTRICA DE GUADASSUAR, SDAD. COOP. V.
ELECTRICA NTRA. SRA. DE GRACIA, SDAD. COOP VALENCIANA
ELECTRODISTRIBUIDORA DE FUERZA Y ALUB. «CASABLANCA» SDAD. COOP. V.
DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE MONESTERIO, S.L.
LUZ ELECTRICA LOS MOLARES, S.L.
R1-263
ELECTRICA SAN JOSE DEL RIO YATOR, SL.
EMPRESA MUNICIPAL DENERGIA ELECTRICA TORRES DEL SEGRE, S.L.
ELECTRICA DEL POZO S.COOP.MAD.
R1-299
ENDESA DISTRIBUCION ELECTRICA, S.L.
R1-311
ELECTRA DE JALLAS, S.A.
EMPRESA MUNICIPAL DE DISTRIBUCIÓ DENERGIA ELÈCTRICA DE PONTS, S.L.
R1-315
SOLANAR DISTRIBUIDORA ELECTRICA, S.L.
R1-316
FUERZAS ELÉCTRICAS DE VALENCIA, S.A. (FEVASA)
ELECTRICA POPULAR, S. COOP. MAD.
R1-324
COMMODITY ENERGIA 2002, S.L.
EMPRESA MUNICIPAL DE DISTRIBUCIÓ DENERGIA ELECTRICA DALMENAR, S.L.U. (SOCIETAT-UNIPERSONAL)
INSTALACIONES ELÉCTRICAS RIO ISÁBENA, S.L.
ELEKTRA URDAZUBI, S.L.
ELÉCTRICA COSTUR, S.L.,
TALARN DISTRIBUCIÓ MUNINCIPAL ELÈCTRICA, S.L.,
ELECTRICA DE LIJAR,S.L.
GESTION DEL SERVICIO ELÉCTRICO HECHO, S.L.
ALCONERA DE ELECTRICIDAD, S.L.U.
ELECTRICAS TUEJAR, S.L.
ELECTRICA SALAS DE PALLARS, S.L.
ELECTROHARINERA BELSETANA, SOCIEDAD COOPERATIVA
DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA VALLE DE ANSÓ, S.L.
ELÉCTRICA DE SUDANELL, S.L.
COOPERATIVA VALENCIANA ELECTRODISTRIBUIDORA DE FUERZA Y ALUMBRADO SERRALLO
ELÉCTRICA DE MALCOCINADO, S.L.U.
ELÉCTRICA MUNICIPAL DE SANTA COLOMA DE QUERALT S.L.
DISTRIBUCIONES ELÉCTRICAS DE GISTAÍN S.L.
ENERGÍAS DEL ZINQUETA SL
SAMPOL ENERGÍA,S.L.
La última actualización oficial de este listado puede ser consultada en el Registro Administrativo de Distribuidores disponible en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio: http://www.mityc.es/Electricidad/Seccion/Distribuidores/Distribuidores.
Códigos de centros de coste
(COD_CECO)
Códigos de provincias
(COD_PRV)
COD_PRV
Códigos de instalaciones (a efectos de información regulatoria de costes)
(COD_INS)
COD_INS
Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, tensadas sobre poste, un circuito
Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, tensadas sobre poste, doble circuito
Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, tensadas sobre poste, más de dos circuitos
Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, subterráneas, un circuito
Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, subterráneas, doble circuito
Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, tensadas sobre poste, un circuito
Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, tensadas sobre poste, doble circuito
Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, tensadas sobre poste, más de dos circuitos
Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, subterráneas, un circuito
Líneas de distribución 36kV<=U, subterráneas, doble circuito
Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, tensadas sobre poste, un circuito
Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, tensadas sobre poste, doble circuito
Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, tensadas sobre poste, más de dos circuitos
Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, subterráneas, un circuito
Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, subterráneas, doble circuito
Líneas de distribución BT (U<1kV), tensadas sobre poste
Líneas de distribución BT (U<1kV), apoyadas sobre fachada
Líneas de distribución BT (U<1kV), subterráneas
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, convencionales, potencia activa y reactiva
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, convencionales, posiciones
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, blindadas, potencia activa y reactiva
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, blindadas, posiciones
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, convencionales, potencia activa y reactiva
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, convencionales, posiciones
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, blindadas, potencia activa y reactiva
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, blindadas, posiciones
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, convencionales, potencia activa y reactiva
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, convencionales, posiciones
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, blindadas, potencia activa y reactiva
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, blindadas, posiciones
Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, intemperie
Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, caseta
Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, local
Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, subterráneo
Despachos de maniobra y centros de control de energía de distribución
Condensadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV
Condensadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV
Condensadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV
Condensadores instalados en redes de tensión U con U<1kV
Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV
Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV
Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV
Seccionadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV
Reconectadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV
Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV
Fusibles instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV
Seccionadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV
Reconectadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV
Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV
Fusibles instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV
Seccionadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV
Reconectadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV
Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV
Fusibles instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV
Seccionadores instalados en redes de tensión U<1kV
Reconectadores instalados en redes de tensión U<1kV
Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U<1kV
Fusibles instalados en redes de tensión U<1kV
Otras instalaciones técnicas de distribución de energía eléctrica
Códigos de equipos de medida (a efectos de información regulatoria de costes)
Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico simple tarifa 1.0
Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico simple tarifa 2.0
Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico simple tarifa
Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico doble tarifa
Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico doble tarifa
Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico triple tarifa
Aparatos de medida para servicio de clientes. Reactiva Monofásico
Aparatos de medida para servicio de clientes. Reactiva Trifásico
Aparatos de medida para servicio de clientes. Maxímetro Monofásico
Aparatos de medida para servicio de clientes. Maxímetro Trifásico
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo I
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo II
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo III
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. Actual
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. 6 periodos
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. Horario
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. Actual
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. 6 periodos
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. Horario
Aparatos de medida para servicio de clientes. Contactor
Aparatos de medida para servicio de clientes. Reloj conmutador
Aparatos de medida para servicio de clientes. ICP por polo
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V con DH y telegestión monofásico.
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V con DH y telegestión trifásico.
Códigos de cuentas de inmovilizado
(COD_CTA)
DESCRIPCIÓN CUENTAS INMOVILIZADO
Derechos sobre bienes en régimen de arrendamiento financiero
Anticipos para inmovilizaciones inmateriales
Instalaciones técnicas de energía eléctrica
2222021
2222023
2222031
2222032
Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, subterráneas, doble circuito
Líneas de distribución 1 kV<=U<36 kV, subterráneas, un circuito
Líneas de distribución 1 kV<=U<36 kV, subterráneas, doble circuito
Líneas de distribución BT (U<1 kV), tensadas sobre poste
2222054
Líneas de distribución BT (U<1 kV), apoyadas sobre fachada
Líneas de distribución BT (U<1 kV), subterráneas
Subestaciones de transformación en servicio de distribución
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110 kV<=U<220 kV, convencionales, potencia activa y reactiva
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110 kV<=U<220 kV, convencionales, posiciones
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110 kV<=U<220 kV, blindadas, potencia activa y reactiva
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110 kV<=U<220 kV, blindadas, posiciones
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36 kV<=U<110 kV, convencionales, potencia activa y reactiva
2222132
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36 kV<=U<110 kV, convencionales, posiciones
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36 kV<=U<110 kV, blindadas, potencia activa y reactiva
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36 kV<=U<110 kV, blindadas, posiciones
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1 kV<=U<36 kV, convencionales, potencia activa y reactiva
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1 kV<=U<36 kV, convencionales, posiciones
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1 kV<=U<36 kV, blindadas, potencia activa y reactiva
2222144
Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1 kV<=U<36 kV, blindadas, posiciones
Centros de trasformación de distribución
Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1 kV, intemperie
Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1 kV, caseta
Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1 kV, local
Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1 kV, subterráneo
2222420
Condensadores instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV
2222430
Condensadores instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV
2222440
Condensadores instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV
Condensadores instalados en redes de tensión U con U<1 kV
2222520
Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV
Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV
2222540
Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV
Equipos de fiabilidad de redes de distribución
Seccionadores instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV
2222622
Reconectadores instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV
Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV
2222624
Fusibles instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV
Seccionadores instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV
Reconectadores instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV
2222633
Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV
2222634
Fusibles instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV
2222641
Seccionadores instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV
Reconectadores instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV
2222643
Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV
2222644
Fusibles instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV
Seccionadores instalados en redes de tensión U<1 kV
2222652
Reconectadores instalados en redes de tensión U<1 kV
Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U<1 kV
2222654
Fusibles instalados en redes de tensión U<1 kV
Otras instalaciones de distribución
Aparatos de medida para servicio de clientes
2223103
2223118
2223119
2223120
2223122
2223123
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. con DH y telegestión monofásico
2223124
Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. con DH y telegestión trifásico
Otro inmovilizado materia
Códigos de unidades físicas
(COD_UNI)
COD_UNI
Potencia activa contratada, en kilowatios
Potencia activa solicitada, en kilowatios
Potencia aparente instalada en kilovoltamperios
Longitud de tendido en kilómetros
Masa salarial sujeta a convenio en miles de euros
Horas·hombre asignadas
Energía distribuida (subida a barras de central), en kWh
Número de posiciones (para AT>36 kV)
Número de celdas (para 1 kV<=MT<=36 kV)
Catálogo de instalaciones normalizadas
(COD_CAT)
COD_CAT
BT_P_01
LBT tensada sobre postes 3x25
BT_P_02
LBT tensada sobre postes 3x50
BT_P_03
LBT tensada sobre postes 3x95
BT_P_04
LBT tensada sobre postes 3x150
BT_F_01
LBT apoyada sobre fachada 3x25
BT_F_02
LBT apoyada sobre fachada 3x50
BT_F_03
LBT apoyada sobre fachada 3x95
BT_S_02
LBT subterránea 3x50
BT_S_03
LBT subterránea 3x95
BT_S_04
LBT subterránea 3x150
BT_S_05
LBT subterránea 3x240
CT_I_01
CT intemperie 15 kVA
CT_I_02
CT intemperie 25 kVA
CT_I_03
CT intemperie 50 kVA
CT_I_04
CT intemperie 100 kVA
CT_I_05
CT intemperie 250 kVA
CT_C_04
CT caseta 100 kVA
CT_C_05
CT caseta 250 kVA
CT_C_06
CT caseta 400 kVA
CT_C_07
CT caseta 630 kVA
CT_C_08
CT caseta 1000 kVA
CT_L_04
CT local 100 kVA
CT_L_05
CT local 250 kVA
CT_L_06
CT local 400 kVA
CT_L_07
CT local 630 kVA
CT_L_08
CT local 1000 kVA
MT_A_01
LMT aérea LA30
MT_A_02
LMT aérea LA56
MT_A_03
LMT aérea LA80
MT_A_04
LMT aérea LA110
MT_A_05
LMT aérea LA145
MT_A_06
LMT aérea LA180
MT_A_07
LMT aérea LA240
MT_S_02
LMT subterránea Terna 50
MT_S_03
LMT subterránea Terna 95
MT_S_04
LMT subterránea Terna 150
MT_S_05
LMT subterránea Terna 240
MT_S_06
LMT subterránea Terna 400
AT_A_H1
LAT aérea Hawk 66 kV
AT_A_C1
LAT aérea Cóndor 66 kV
AT_A_H2
LAT aérea Hawk 132 kV
AT_A_C2
LAT aérea Cóndor 132 kV
AT_A_CD
LAT aérea Cóndor Dúplex 132 kV
AT_S_01
LAT subterránea HEPRZ Terna 300 66 kV
AT_S_02
LAT subterránea HEPRZ Terna 500 66 kV
AT_S_03
LAT subterránea Terna 400 132 kV
AT_S_04
LAT subterránea Terna 630 132 kV
AT_S_05
LAT subterránea Terna 1000 132 kV
SE_I_00
SE intemperie 66/20 kV, 5 MVA
SE_I_01
SE intemperie 66/20 kV, 10 MVA
SE_I_2a
SE intemperie 66/20 kV, 20 MVA
SE_I_2b
SE intemperie 132/20 kV, 20 MVA
SE_I_3a
SE intemperie 66/20 kV, 30 MVA
SE_I_3b
SE intemperie 132/20 kV, 30 MVA
SE_I_4a
SE intemperie 66/20 kV 2x20 MVA
SE_I_4b
SE intemperie 132/20 kV 2x20 MVA
SE_I_05
SE intemperie 132/20 kV 2x30, 3x20 MVA
SE_I_06
SE intemperie 132/20 kV 2x40 MVA
SE_I_07
SE intemperie 132/20 kV 2x50 MVA
SE_I_08
SE intemperie 132/20 kV 3x40 MVA
SE_I_09
SE intemperie 132/20 kV 3x50 MVA
SE_B_00
SE blindada 66/20 kV, 5 MVA
SE_B_01
SE blindada 66/20 kV, 10 MVA
SE_B_2a
SE blindada 66/20 kV, 20 MVA
SE_B_2b
SE blindada 132/20 kV, 20 MVA
SE_B_3a
SE blindada 66/20 kV, 30 MVA
SE_B_3b
SE blindada 132/20 kV, 30 MVA
SE_B_4a
SE blindada 66/20 kV 2x20 MVA
SE_B_4b
SE blindada 132/20 kV 2x20 MVA
SE_B_05
SE blindada 132/20 kV 2x30, 3x20 MVA
SE_B_06
SE blindada 132/20 kV 2x40 MVA
SE_B_07
SE blindada 132/20 kV 2x50 MVA
SE_B_08
SE blindada 132/20 kV 3x40 MVA
SE_B_09
SE blindada 132/20 kV 3x50 MVA
CO___01
Batería de condensadores 1 MVAr
CO___02
Batería de condensadores 5 MVAr
CO___03
Batería de condensadores 10 MVAr
CO___04
Batería de condensadores 20 MVAr
FI___11
FI___12
Seccionador telemando
FI___20
FI___30
Teleseñalizador
FI___40
Los datos declarados en esta tabla, podrán ser sustituidos por los correspondientes códigos CINI.
Un valor en punto flotante de precisión simple con un rango de -3.402823*1038 a -1.401298*10–45 para valores negativos, 1.401298*10–45 a 3.402823*1038 para valores positivos, y 0.
Un valor en punto flotante de doble precisión con un rango de -1.79769313486232*10308 a -4.94065645841247*10–324 para valores negativos, 4.94065645841247*10–324 a 1.79769313486232*10308 para valores positivos, y 0.
Sinónimos para los tipos de datos SQL
Código de tarifas
(COD_TFA)
COD_TFA2
Social <=1kW
Social >1kW y <3kW
2.1 INT
3.1 INT
1.2 INT
2.2 INT
3.2 INT
3.3 INT
2.4 INT
3.4 INT
G4, 36 kV < T <= 72,5 kV
G4, 72,5 kV < T <= 145 kV
G4, T > 145 kV
T.H.P. T<=36 kV
T.H.P. 36 kV < T <= 72,5 kV
T.H.P. 72,5 kV < T <= 145 kV
T.H.P. T > 145 kV
2.0.A antes 1/7/2009
2.0.n.A
6.5. Cualificados. T <= 36 kV
6.5. Cualificados. 36 kV < T <= 72,5 kV
6.5. Cualificados. 72,5 kV < T <= 145 kV
6.5. Cualificados. T > 145 kV
2.0.DHA antes 1/7/2009
CONSUMOS OTRAS ACTIVIDADES
CONSUMOS GRATUITOS
CONCESIONES ADMVAS. TAJO-SEGURA
1.0 Empleados
2.0 Empleados
2.0N Empleados
2.0.1 Empleados
2.0.2 Empleados
2.0.3 Empleados
Social <=1 kW Empleados
Social >1 kW y <3 kW Empleados
3.0.1 Empleados
3.0.2 Empleados
(2) Se amplía la posibilidad de utilización de códigos de tarifa SINCRO, siempre y cuando algún cliente disponga de derechos en vigor a 31/12/2010.
Código de cuentas de gasto e ingreso a utilizar en la declaración de criterios de reparto
Compras de materias energéticas
Compras de otros aprovisionamientos
Transporte de energía realizado por otras empresas
«Rappels» por compras
Variación de existencias de materias energéticas
Variación de existencias de otros aprovisionamientos
Gastos en investigación y desarrollo del ejercicio
Ajustes negativos en la imposición indirecta
Ajustes positivos en la imposición sobre beneficios
Ajustes positivos en la imposición indirecta
Pérdidas de créditos comerciales incobrables
Indemnizaciones a terceros
Otras pérdidas en gestión corriente
Intereses de deudas a largo plazo
Intereses de deudas a corto plazo
Código de discriminación horaria de tarifas
(COD_DH)
Cod_Dh
Descripción Dh
Sin contador discriminador
Tarifa 2.0N, 2.0.X/3.0.1 con DHA, o con contador doble tarifa
Con contador triple tarifa sin discriminación de sábados y festivos
Con contador triple tarifa y discriminación de sábados y festivos
Con contador de quíntuple tarifa
Archivos a remitir a la Comisión Nacional de Energía
Toda la información que se solicita en los Formularios del Anexo IV, se declarará a la Comisión Nacional de Energía a través de la presentación de los siguientes ficheros.
Ficheros para el envío de la información contenida en cada Formulario
Los agentes detallados en el párrafo 1 del apartado Primero de la Circular deberán entregar en soporte informático los archivos denominados como a continuación se detalla:
CODDIS = Código del Distribuidor que envía la información (Tabla 1 Anexo II).
Nombre de los ficheros a entregar
CIR1_2011_1_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_2_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_3_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_4_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_5_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_6_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_7_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_8_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_9_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_10_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_11_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_12_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_13_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_13bis_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_14_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_14bis_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_15_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_16_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_17_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_18_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_19_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_20_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_21_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_22_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_23_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_24_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_25_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_26_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_27_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_28_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_28bis_COD_DIS_2011.txt
CIR1_2011_31_COD_DIS_2011.txt
Los agentes detallados en el párrafo 2 del apartado Primero de la circular deberán entregar en soporte informático los archivos denominados como a continuación se detalla:
CIR1_2011_29_R1-000_2011.txt
CIR1_2011_29bis_R1-000_2011.txt
CIR1_2011_29c_R1-000_2011.txt
CIR1_2011_29d_R1-000_2011.txt
CIR1_2011_30_R1-000_2011.txt
CIR1_2011_30bis_R1-000_2011.txt
Formato de envío de los ficheros:
Todos los ficheros que componen la circular, serán entregados comprimidos en un único archivo winzip, (incluidas notas justificativas) cuyo nombre archivo deberá componerse con la siguiente secuencia:
CIR1_2011_AAAAMMDD_COD_DIS.zip
Como ejemplo, la empresa R1-534, de un fichero entregado el 15 de julio de 2011, deberá entregar un único fichero winzip de nombre CIR1_2011_20110715_R1-534.zip.
Cada envío será efectuado incluyendo todos los archivos a los que cada empresa está obligada a declarar y tendrá la consideración implícita de sustitutivo jurídico de la anterior declaración. Regulación del Sistema Eléctrico EspañolLey 24/2013 del sector eléctricoLey 54/97 del sector eléctricoLeyesReales DecretosOrdenes MinisterialesResolucionesCircularesOtros Mercado Interior de la Electricidad y del Gas

References: artículo 10
 artículo 11
 artículo 16
 Resolución 
 artículo 3
 Real Decreto 
 artículo 11
 Real Decreto 
 artículo 36
 Real Decreto 
 artículo 60
 artículo 61
 artículo 61
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Artículo 6
 Real Decreto