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Timestamp: 2020-07-06 23:01:36+00:00

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Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico (Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto) - Normativa Estatal - Legislación - VLEX 347013337
DISPOSICIÓN FINAL TERCERA. Aplicación y ejecución del real decreto
CAPÍTULO II. Equipos de medida - arts. 8 a 15
CAPÍTULO III. Verificación e inspección - arts. 16 y 17
CAPÍTULO IV. Sistemas y protocolos de comunicaciones - arts. 18 a 22
CAPÍTULO V. Equipamiento y funciones de los concentradores - arts. 23 a 28
CAPÍTULO VI. Costes de los Servicios - art. 29
CAPÍTULO VII. Diferencias en las medidas y carencias de información - arts. 30 a 32
DISPOSICIÓN ADICIONAL PRIMERA. Configuraciones singulares de medida derivadas de la desaparición del sujeto autoproductor
DISPOSICIÓN ADICIONAL SEGUNDA. Instalación de elementos de control de potencia
DISPOSICIÓN TRANSITORIA PRIMERA. Verificador de puntos de medida
DISPOSICIÓN TRANSITORIA SEGUNDA. Sustitución de equipos
DISPOSICIÓN TRANSITORIA TERCERA. Registros de calidad en equipos de medida de clientes
DISPOSICIÓN TRANSITORIA CUARTA. Utilización de perfiles de consumo en puntos de medida tipo 5
Norma citada en: 120 sentencias, 17 artículos doctrinales, 82 disposiciones normativas, 19 resoluciones administrativas
ARTÍCULO ÚNICO Aprobación del Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
Quedan derogados el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica, el Real Decreto 385/2002, de 26 de abril, por el que se modifica el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, y el Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se establecen los requisitos de medida en baja tensión de clientes y generadores en Régimen Especial.
Quedan derogadas cuantas disposiciones de igual o inferior rango contradigan lo dispuesto en el presente real decreto.
Asimismo, se faculta al Ministro de Industria, Turismo y Comercio para dictar las disposiciones necesarias para la aprobación o modificación de los precios máximos a repercutir por prestación de servicios de los diversos agentes en relación con las actuaciones derivadas del presente real decreto y normas de desarrollo.
El operador del sistema presentará al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio para su aprobación, en un plazo no superior a dos meses desde la entrada en vigor del presente real decreto los nuevos procedimientos de operación del sistema o la modificación de los ya existentes que fuera necesaria para la adecuación del Sistema de Medidas Eléctricas a lo dispuesto en el reglamento que se aprueba por el presente real decreto.
Para los equipos o dispositivos de medida y grupos de sujetos del sistema que presenten características singulares, se faculta a la Dirección General de Política Energética y Minas para que establezca las condiciones singulares o particulares de aplicación del presente real decreto.
El objeto de este reglamento es la regulación de las condiciones de funcionamiento del sistema de medidas del sistema eléctrico nacional, de los equipos que lo integran y de sus características, con objeto de garantizar la correcta gestión técnica del sistema eléctrico y la obtención de los datos requeridos para la liquidación de la energía y servicios asociados, así como para el cálculo de la facturación de las tarifas de acceso y suministro, en aplicación del régimen económico de las actividades de dicho sistema.
Los equipos de medida situados en los lugares siguientes:
Los equipos del sistema de comunicaciones y por los sistemas informáticos que permitan la obtención y tratamiento de la información de medidas eléctricas.
Punto de conexión: el lugar concreto de la red donde se enlazan instalaciones correspondientes a distintas actividades, zonas de distribución o propietarios.
Punto frontera:
El punto de conexión de un productor con la red de transporte o distribución.
El punto de conexión de un consumidor con la red de transporte o distribución.
El punto de conexión de la red de transporte con la de distribución.
El punto de conexión de las redes de transporte de distinta titularidad.
El punto de conexión de las redes de distribución de distinta titularidad.
El punto de conexión de las redes del territorio peninsular con un territorio no peninsular.
Punto de medida: el lugar concreto de la red donde se conectan los equipos de medida, de forma que la energía registrada corresponde a la energía circulada por dicho punto. Cada punto de medida puede tener asociados tres tipos de configuraciones, de acuerdo a lo dispuesto en el presente reglamento y sus disposiciones de desarrollo:
Configuración principal: Equipo de medida instalado en un punto de medida que se utiliza como medida única a efectos de lo dispuesto en este reglamento.
Configuración redundante: Equipo de medida instalado en el mismo punto que un equipo principal, cuyas medidas deben ser prácticamente coincidentes con las de éste.
Configuración comprobante: Equipo o conjunto de equipos de medida instalados en el otro extremo de un sólo elemento (línea, transformador, etc.) respecto del contador principal. Las medidas de los equipos comprobantes pueden compararse con las del principal mediante un cálculo sencillo, que elimine el efecto del elemento de red que pudiera existir entre ambos.
Responsable del punto de medida: el titular del punto de medida y de las instalaciones de energía eléctrica donde se ubica dicho punto de medida. Tiene la obligación de mantener y conservar en perfecto estado de funcionamiento los equipos e instalaciones de medida de acuerdo con lo dispuesto en el presente reglamento y sus disposiciones de desarrollo.
Participantes en la medida: los titulares de las instalaciones a ambos lados de la frontera donde se sitúa un punto de medida, así como el encargado de la lectura, los comercializadores y otros sujetos que, sin tener instalaciones, hayan establecido contratos de compraventa de energía eléctrica en ese punto. También se considerará como participante sin interés económico al operador del sistema.
Sistema de medidas del sistema eléctrico nacional: conjunto compuesto por los siguientes elementos, incluido en cada caso su programa informático correspondiente:
Las instalaciones y equipos de medida eléctrica.
Los sistemas de comunicaciones para la lectura remota de la información, cuando existan.
Los sistemas de tratamiento de la medida del sistema eléctrico nacional, formados por el concentrador principal de Medidas Eléctricas y los concentradores secundarios.
Los terminales portátiles de lectura (TPL).
Los sistemas y elementos necesarios para realizar funciones de telegestión.
Equipo de medida básico: aquel que cumple con las características de constitución y funcionamiento mínimas requeridas para que pueda ser instalado en un determinado tipo de punto de medida en caso de que el presente reglamento permita la instalación de distintos equipos para el tipo de punto de medida del que se trate.
Verificador de Medidas Eléctricas: entidad autorizada por la Administración competente, para realizar las funciones que se determinen en las instrucciones técnicas complementarias, especialmente las de verificación en origen y sistemática.
Verificación en origen: Es aquella verificación establecida en el presente reglamento que tendrá lugar con anterioridad a la primera instalación del equipo y antes de reinstalarlo tras una reparación.
Verificación sistemática: Son aquellas verificaciones establecidas en el presente reglamento de las que serán objeto las instalaciones de medida y sus equipos en los plazos previstos para cada tipo de equipo de medida.
Verificación individual: Es aquella verificación establecida en el presente reglamento que se llevará a cabo cada vez que uno de los participantes en la medida o el propio operador del sistema así lo solicite.
Encargado de la lectura: entidad responsable de realizar la lectura (ya sea en modo remoto, local o visual), poner la información a disposición del operador del sistema y del resto de participantes en la medida, así como otras funciones asociadas, para los puntos de medida con el alcance y condiciones que en cada caso se determine en este reglamento y disposiciones que lo desarrollen.
Puntos frontera de clientes:
La empresa distribuidora es el encargado de la lectura en relación con los datos requeridos para la facturación de los peajes de acceso y cargos y la energía que haya de liquidarse en el mercado.
Cuando el cliente adquiera la energía mediante comercializadora, la empresa de distribución pondrá a disposición de la empresa comercializadora y del operador del sistema, en la forma que se defina, los datos requeridos para la liquidación de la energía en el mercado.
Puntos frontera de generación tipo 3, 4 y 5:
Otros puntos frontera:
Instalación y equipos de medida: el conjunto formado por los transformadores de medida, el cableado, contadores, relés auxiliares, equipos de tratamiento y almacenamiento local de la información (en adelante, registrador), el módem (cuando proceda), el programa informático («software») y todo el equipo auxiliar necesario para garantizar la obtención de la medida con el grado de precisión adecuado.
Sistema de comunicaciones: conjunto de medios físicos y de programa informático («software»), que permiten transmitir o recibir la información de la medida a distancia por medio de cualquier soporte.
Concentrador principal de medidas eléctricas: sistema de información que recoge de forma centralizada las medidas del sistema eléctrico nacional.
Concentradores de medidas secundarios: sistemas de captura y almacenamiento y, en su caso, tratamiento de las lecturas guardadas en los registradores para su posterior envío al concentrador principal, u otros concentradores secundarios.
Concentradores intermedios: equipos instalados entre los concentradores secundarios y los contadores eléctricos con funciones de telegestión y telemedida, que actúan de enlace entre ellos, gestionando las comunicaciones y almacenando registros de medidas de uno o varios puntos de suministro.
Red de acceso: infraestructura de comunicaciones desde el módem del registrador, excluido el módem, hasta la entrada al servidor de comunicaciones del concentrador secundario al que se conecta, y las comunicaciones entre concentradores secundarios.
Red troncal: infraestructura de comunicaciones que conecta los concentradores secundarios con el concentrador principal, así como la existente desde dicho concentrador principal hasta los registradores directamente conectados con él.
Lectura local: captación sin intervención del sistema de comunicaciones de los datos de medida de un registrador realizada mediante el acoplamiento al mismo de un terminal portátil de lectura (TPL).
Lectura remota: captación de datos mediante la intervención de algún sistema o canal de comunicación.
Lectura visual: captación de datos manual anotando las medidas que refleja el visor del equipo de medida.
Lectura provisional: las lecturas visuales, y las locales o remotas obtenidas mediante TPL o comunicaciones que no cumplan los requisitos de integridad y/o validación definidos en las instrucciones técnicas complementarias.
Lectura o medida firme: las lecturas locales y las remotas obtenidas mediante sistemas que cumplan los requisitos de integridad y validación definidos en las instrucciones técnicas complementarias. También tendrán la consideración de firmes las lecturas visuales de aquellos puntos de medida que no requieran de registro horario de energía, realizadas directamente por el encargado de la lectura.
Validación: proceso mediante el cual se determina la adecuación de las medidas eléctricas con los criterios de calidad establecidos en el presente reglamento y sus disposiciones de desarrollo.
Estimación: proceso mediante el cual se infiere la lectura correspondiente a un determinado periodo y punto de medida mediante un procedimiento de cálculo basado en cualquier información de medidas distinta de la reglamentariamente definida como válida. Dicho proceso se establecerá en los procedimientos de operación del sistema.
Sistema de telegestión: sistema de medida y comunicación bidireccional entre los contadores y las distribuidoras eléctricas que, con las máximas garantías de integridad y seguridad, permite el acceso remoto a los contadores de energía eléctrica, con disponibilidad de lectura, gestión de la energía, control de la potencia demandada y contratada, gestión de la conexión/desconexión de suministros y otras funcionalidades, posibilitando el intercambio de información y actuaciones entre los sistemas de las empresas y los contadores eléctricos.
Procedimientos de Operación del Sistema: normas de carácter técnico e instrumental que regulan la gestión técnica del sistema eléctrico nacional, desarrolladas por el operador del sistema, de acuerdo con lo establecido en el artículo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
Instrucciones técnicas complementarias: norma técnica adicional al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico mediante el que se regulan las condiciones de funcionamiento del sistema de medidas del sistema eléctrico nacional, de los equipos que lo integran y de sus características.
Energía bruta generada: la energía producida por un grupo generador medida en bornes de alternador.
Energía neta generada o energía generada en barras de central: la energía bruta generada menos la consumida por los servicios auxiliares medida en barras de central, esto es, teniendo en cuenta las pérdidas para elevar la energía a barras de central.
Servicios auxiliares de producción: son los suministros de energía eléctrica necesarios para proveer el servicio básico en cualquier régimen de funcionamiento de la central.
Artículo 3, apartados 30, 31, 32 y 33, añadidos por el Real Decreto 1054/2014, de 12 de diciembre, por el que se regula el procedimiento de cesión de los derechos de cobro del déficit del sistema eléctrico del año 2013 y se desarrolla la metodología de cálculo del tipo de interés que devengarán los derechos de cobro de dicho déficit y, en su caso, de los desajustes temporales negativos posteriores, publicado en el Boletín Oficial del Estado, el 13 de Diciembre de 2014.
Artículo 3, apartados 1, 2 y 4, modificados por el Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo.
Artículo 3, apartado 12, modificado por 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.
ARTÍCULO 4 Responsable del sistema de medidas.
ARTÍCULO 5 Tratamiento de la información.
ARTÍCULO 6 Determinación de los puntos de medida.
Artículo 6, segundo párrafo, modificado por el Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, publicado en el Boletín Oficial del Estado, el 23 de Noviembre de 2010.
Artículo 6, último párrafo añadido por el Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo.
ARTÍCULO 7 Clasificación de los puntos de medida y frontera.
Puntos situados en las fronteras de clientes, cuya potencia contratada en cualquier periodo sea igual o inferior a 50 kW y superior a 15 kW.
Puntos situados en las fronteras de instalaciones de generación, cuya potencia aparente nominal sea igual o inferior a 50 kVA y superior a 15 kVA.
Artículo 7, apartado 4, modificado por 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.
CAPÍTULO II Equipos de medida Artículos 8 a 15
ARTÍCULO 8 Modelo.
Para poderse instalar en la red, los modelos de contadores, así como los equipos de medida, con reglamentación específica, deberán superar la evaluación de conformidad, según el control metrológico del Estado establecido en el capítulo II del Real Decreto 889/2006, de 21 de julio, por el que se regula el control metrológico del Estado sobre instrumentos de medida.
Para el resto de equipos de medida, contadores y en su caso dispositivos complementarios (incluidos transformadores y registradores) para los que no se haya establecido reglamentación metrológica específica, la autorización del modelo para su uso e instalación en la red, la efectuará la administración competente en base a la siguiente documentación:
Solicitud de autorización del modelo para su uso e instalación en la red, dirigida a la Administración competente, indicando expresamente todos los diferentes tipos o variantes que comprende el modelo.
Memoria técnica descriptiva del modelo y sus diferentes tipos. Se deberán presentar dos ejemplares, original y copia, firmado por un ingeniero y visado por el colegio correspondiente.
Declaración de conformidad del fabricante o importador, especialmente respecto del registrador, con la funcionalidad y demás requisitos y condiciones exigibles, conforme al presente reglamento y demás condiciones de seguridad, compatibilidad electromagnética y otras normas de aplicación.
Certificado de ensayo expedido por un laboratorio oficialmente autorizado, de conformidad del aparato o dispositivo con la norma UNE o internacional que en cada caso se establece y sus modificaciones en vigor, o norma que la haya sustituido.
Certificado de validación del protocolo del registrador y de la disponibilidad de las funciones requeridas en su caso, expedido por el operador del sistema, en tanto no exista norma específica o no se hayan establecido los requisitos de ensayo de conformidad exigibles al registrador.
Documentación y requisitos exigibles de acuerdo con lo previsto en el Real Decreto 1580/2006, de 22 de diciembre, por el que se regula la compatibilidad electromagnética de los equipos eléctricos y electrónicos y, de conformidad con el régimen transitorio establecido en el anterior, en el Real Decreto 444/1994, de 11 de marzo, por el que se establecen los procedimientos de evaluación de la conformidad y los requisitos de protección relativos a compatibilidad electromagnética de los equipos, sistemas e instalaciones.
Cuando los contadores estáticos integrales o combinados, incorporen equipos sujetos a evaluación de la conformidad, conforme a las disposiciones establecidas en el Real Decreto 889/2006, de 21 de julio, junto con equipos o dispositivos no sujetos a dicha evaluación, estos últimos requerirán autorización de modelo para su uso e instalación en la red. Dicha autorización será válida en todo el territorio nacional. Los requisitos exigibles para otorgar dicha autorización serán los mismos que para el mismo equipo independiente y no integrado.
En el caso de contadores estáticos combinados que para la medida de energía activa sean de clases A, B y C, se requerirá la evaluación de la conformidad establecida en el Real Decreto 889/2006, de 21 de julio. Para la medida de energía reactiva, clases 2 y 3, se requerirá autorización de modelo para su uso e instalación en la red, que será efectuada por la Administración pública competente, en base a un certificado de ensayos de conformidad a la norma UNE EN 62053 23 o norma que la sustituya.
En el caso de contadores estáticos de energía activa, clase 0,2S, y hasta que se desarrolle su reglamentación específica, se requerirá autorización de modelo para su uso e instalación en la red, que será efectuada por la administración competente, en base a un certificado de ensayos de conformidad a la norma UNE EN 62053 22 o norma que la sustituya.
Cuando el equipo de medida no sea combinado, en el caso de contadores estáticos de energía reactiva, clases 2 y 3, hasta que se establezca su reglamentación metrológica específica, la Administración competente al efectuar la autorización del modelo para su uso e instalación en la red, exigirá un certificado de ensayo de conformidad con la norma UNE-EN 62053 22 o norma que la sustituya, exceptuando los ensayos que no sean de aplicación. Para los contadores de inducción de energía reactiva, clase 3, se exigirá certificado de ensayo de conformidad con la norma UNE-21310 parte 3.
Cuando se utilicen transformadores de medida, el certificado de conformidad se referirá a la norma UNE-EN 60044 o norma que la sustituya.
Los interruptores de control de potencia requerirán autorización del modelo para su uso e instalación en la red, exigiendo certificado de ensayo de conformidad con la norma UNE 20317 o norma que la sustituya.
Para los interruptores horarios, la autorización del modelo para su uso e instalación en la red, exigirá certificado de ensayo de conformidad con la norma UNE-EN 61038, UNE-EN 62054-21 o UNE-EN 62052-21 o norma que las sustituya.
Para aquellos equipos y dispositivos complementarios, como, entre otros, contadores combinados de energía activa y reactiva y equipos registradores, en tanto no exista reglamentación metrológica específica que les sea de aplicación, el certificado de ensayo de conformidad se referirá a aquellos ensayos y requisitos establecidos en las norma UNE o internacional que en cada caso pudieran ser de aplicación.
Cuando tampoco exista norma UNE o internacional de aplicación y hasta que el Ministerio de Industria, Comercio y Turismo establezca las condiciones y requisitos de ensayo de conformidad exigibles para su autorización, la autoridad competente podrá otorgar autorizaciones de modelo basadas en una declaración de conformidad con las funcionalidades, requisitos y condiciones exigibles del fabricante o importador, junto con una memoria técnica descriptiva y otros ensayos que pudieran corresponder, en aplicación del mejor criterio técnico.
Los equipos en las instalaciones deberán haber sido verificados en origen de acuerdo a lo indicado en este reglamento y las instrucciones técnicas complementarias.
ARTÍCULO 9 Equipos de medida básicos.
En general, el equipo de medida estará constituido por contador de energía activa, contador de reactiva, transformadores de medida y otros dispositivos complementarios que pudieran requerirse, como registradores, elementos de control de potencia, módem y relojes conmutadores horarios. Los anteriores elementos podrán disponerse de forma independiente, incluso compartiendo determinados dispositivos varios clientes, o bien constituir un único equipo integrado.
La instalación y equipos de medida, habrán de garantizar el suministro de los datos requeridos para la correcta facturación de las tarifas de suministro o acceso y la energía que haya de liquidarse en el mercado, incluyendo el término de facturación de energía reactiva y la medición o control de la potencia demandada.
Dispondrán de dispositivos de comunicación para la lectura remota todos los equipos de medida de tipo 1 y 2, así como los de tipo 3 y 4 que no correspondan a fronteras de cliente. En los puntos de medida tipo 3 y 4 de fronteras de clientes la lectura remota será opcional. Los equipos de medida de tipo 4 y de tipo 3 que no disponga de comunicaciones para la lectura remota, deberán estar preparados para poder conectar los dispositivos de transmisión, módem y línea que permitan su lectura en modo remoto. Para los puntos de medida de tipo 5 se estará a lo dispuesto en el apartado 7 de este artículo.
Para permitir la lectura local y la parametrización de los equipos en modo local, los puntos de medida de tipo 1 y 2, y los de tipo 3 que no correspondan a fronteras de clientes, dispondrán de, al menos, un canal de comunicaciones apropiado, ya sea a través de un puerto serie RS-232 o un optoacoplador, con las características que establezcan las instrucciones técnicas complementarias. Los equipos de los puntos tipo 3 de cliente y los tipos 4 y 5 dispondrán necesariamente de un optoacoplador.
Los equipos de medida deberán disponer de al menos un integrador totalizador o elemento visualizador de la energía circulada que garantice su lectura tras ausencia de tensión de red, incluso cuando la opción horaria o por períodos sea la elegida, durante un tiempo no inferior a seis meses para todos los puntos de medida.
Asimismo, las instalaciones de medida de clientes deberán disponer de los dispositivos necesarios para que la empresa distribuidora controle la potencia demandada por el cliente. Estos elementos con función de control de potencia podrán integrarse en los equipos de medida. En el caso de los clientes de baja tensión, las empresas distribuidoras están obligadas a poner a su disposición los dispositivos necesarios en régimen de alquiler.
Se instalarán registradores con carácter general en los puntos de medida tipo 1, 2, 3 y 4, los cuales podrán estar integrados en un contador combinado o constituir un dispositivo independiente de los contadores. Cada registrador podrá almacenar información de uno o más equipos de medida, con las condiciones que establezcan las instrucciones técnicas complementarias.
Los equipos de medida tipo 5, deberán estar integrados en un sistema de telegestión y telemedida implantado por el encargado de la lectura correspondiente.
Podrán integrarse en los sistemas de telegestión y telemedida previstos en el punto anterior, los equipos ubicados en baja tensión en fronteras tipo 3 y 4, siempre que dichos equipos cumplan, además de las especificaciones propias del sistema de telegestión y telemedida, todos los requisitos establecidos en el presente reglamento y normas de desarrollo para los puntos de medida tipo 3, 4 y 5, el que resulte más exigente en cada caso; con la excepción de los protocolos de comunicaciones, que podrán ser específicos, según lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 20 de este reglamento.
La clase de precisión de los transformadores de medida y los contadores de energía activa y reactiva que deberán cumplir los equipos de medida se resume en el siguiente cuadro:
1 0,2 0,2 S = 0,2 S = 0,5
2 = 0,5 = 0,5 S = C = 1
3 = 1 = 1 = B = 2
4 = 1 = 1 = B = 2
5 = A = 3
Asimismo, todos los equipos de medida correspondientes a puntos de medida de clientes incorporarán registro de los parámetros relativos a la calidad del servicio. Dichos registros habrán de recoger al menos el número y duración de cada una de las interrupciones de suministro de duración igual o superior a 3 minutos detectadas por el equipo de medida, así como el tiempo en que la tensión de línea esté fuera de los límites permitidos por exceso y por defecto.
Artículo 9, apartado 8, párrafo añadido por el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, publicado en el Boletín Oficial del Estado, el 10 de Junio de 2014.
Artículo 9, apartado 8, segundo párrafo añadido por el Real Decreto 1074/2015, de 27 de noviembre, por el que se modifican distintas disposiciones en el sector eléctrico.
Artículo 9, apartados 3, 7 y 9, modificados por 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.
Artículo citado en: 2 sentencias, 6 disposiciones normativas, 2 resoluciones administrativas
ARTÍCULO 10 Excepciones a los equipos básicos.
El cliente o en su caso titular de la instalación de generación, podrá optar a su costa por disponer de equipos de medida de calidad o precisión superior a los requeridos para el tipo de punto de medida en el que se encuentra clasificado, sin que ello implique modificación alguna de los procedimientos de estimación de medida y liquidación correspondientes al tipo de equipo reglamentario de que se trate y, asumiendo en todos los casos, el sobrecoste que pueda implicar para el encargado de la lectura.
También se podrán instalar, a petición del cliente y con cargo al mismo, equipos de medida de funcionamiento por monedas, tarjetas u otros sistemas de autocontrol, que se acomodarán a la estructura tarifaria vigente. Estos equipos de medida deberán ser de modelo aprobado o tener autorizado su uso y contar con verificación primitiva o la que corresponda y precintado, así como cumplir con el resto de requisitos técnicos y de lectura establecidos en este reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias.
ARTÍCULO 11 Instalaciones de generación que comparten conexión.
ARTÍCULO 11 BIS Instalaciones de generación de régimen especial compuestas por grupos de distintas fases.
Artículo 11 bis, añadido por el Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del sector eléctrico, publicado en el Boletín Oficial del Estado, el 7 de Diciembre de 2011.
ARTÍCULO 12 Responsables de los puntos de medida.
Serán responsables de la instalación de medida y de sus equipos:
El sujeto productor es responsable de la instalación y equipos que miden la energía neta generada por una central de generación.
El consumidor es el responsable de la instalación y equipos que miden su consumo.
El operador del sistema es el responsable de la instalación y equipos que miden la energía intercambiada en las interconexiones internacionales.
La empresa de distribución es la responsable de la instalación y equipos que miden la energía intercambiada en los puntos frontera de su red con la red de transporte.
En las modalidades de producción con autoconsumo o en aquellas opciones de venta de energía en las que varios sujetos compartan equipos de medida, los titulares de las instalaciones de producción y el titular del punto de suministro asociado serán solidariamente responsables de todos los puntos de medida. Por acuerdo entre ellos se designará un interlocutor con los operadores y administraciones competentes.
En todos los demás casos, la responsabilidad sobre la instalación y equipos de medida corresponderá al sujeto que normalmente adquiere energía.
El responsable de un equipo de medida lo será de la instalación de medida y del mantenimiento, operación y verificación, siendo además responsable de que el equipo e instalación de medida cumpla todos los requisitos legales establecidos. Ello sin perjuicio de que pueda contratar los diferentes servicios de los que es responsable, pudiendo incluso disponer de equipos alquilados. La responsabilidad alcanza a todos los costes inherentes a dichos equipos e instalación de medidas, excepto para los puntos frontera de clientes.
El responsable del punto de medida lo será, igualmente, de gestionar con los operadores telefónicos el medio y vía de comunicación y poner la lectura en correctas condiciones a disposición del operador del sistema en el interfaz de acceso a la red troncal, para su registro en el concentrador principal de medidas eléctricas en los casos en que sea el operador del sistema el encargado de realizar la lectura.
El responsable del punto de medida que por requerimiento normativo está dotado de comunicaciones será siempre responsable de las mismas, debiendo garantizar el acceso remoto al encargado de la lectura.
El responsable del punto de medida o, en su caso, el propietario de la instalación de red donde éste se instale, deberá garantizar el acceso físico al mismo del operador del sistema, del verificador de medidas eléctricas, del encargado de la lectura, de los demás participantes en la medida, de la Comisión Nacional de Energía y de las Administraciones competentes, en condiciones adecuadas para la realización de los trabajos de lectura, comprobación, verificación e inspección en su caso.
Los encargados de la lectura mantendrán un inventario actualizado de los puntos frontera y puntos de medida que les correspondan como tales encargados. En el mismo incluirán los equipos de medida, su disposición y sus responsables. Para la inclusión en el inventario y puesta en servicio de un equipo de medida, éste deberá cumplir los requisitos exigidos por el presente reglamento y demás disposiciones vigentes en la materia. El encargado de la lectura velará por el cumplimiento de lo previsto en el presente reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias, debiendo poner en conocimiento del operador del sistema o de la Comisión Nacional de Energía, en el ámbito de sus respectivas competencias, cualquier irregularidad observada.
La actividad y funciones del encargado de la lectura podrán ejercerse directamente por su titular, o bien éste podrá optar por ejecutarlas mediante entidades autorizadas al efecto por la Administración competente, o con medios no directamente vinculados con dicho titular. No obstante, el titular continuará siendo plenamente responsable del cumplimiento de las obligaciones y ejercicio de los derechos que legalmente corresponden al encargado de la lectura.
Aquellos distribuidores encargados de la lectura, que en virtud de la disposición transitoria undécima, sobre régimen retributivo especial para distribuidores, de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, y mientras la mencionada disposición se encuentre en vigor, adquieran energía a tarifa D, no podrán descontar los consumos de los clientes que adquieran su energía libremente en el mercado conectados a sus redes de la energía adquirida al distribuidor o distribuidores que le suministren, mientras no hayan remitido al operador del sistema, conforme a los requisitos establecidos en este reglamento y las disposiciones que lo desarrollan, la información de las medidas de dichos consumos con el adecuado desglose por tipo de punto de suministro, tarifa de acceso, nivel de tensión y comercializador asociado.
Cada punto de medida dispondrá de un código de identificación que será único, permanente e inequívoco en todo el sistema de medidas del sistema eléctrico nacional. Dicho código será asignado por su encargado de la lectura conforme al procedimiento de asignación de códigos establecido por procedimiento de operación del sistema, garantizándose la irrepetibilidad e identificación inequívoca del punto de medida, así como un formato común que permita su tratamiento informático masivo.
A los efectos de lo dispuesto en el presente reglamento, en el caso de fronteras y puntos de medida de clientes e instalaciones de generación en régimen especial, ambos directamente conectados con la red de transporte, el distribuidor correspondiente tendrá los mismos derechos y obligaciones previstos para el caso en que estén conectados a su red de distribución.
Artículo 12, apartado 1, modificado por el Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo.
ARTÍCULO 13 Seguridad y acceso a la información.
Las instrucciones técnicas complementarias establecerán:
Las condiciones de acceso a la información y las medidas de seguridad asociadas.
La forma en que cada participante en la medida pueda acceder directamente a los equipos de medida, mediante comunicaciones, terminal portátil que se le conecte o mediante lectura visual.
Los responsables de los equipos deberán facilitar a los encargados de la lectura los programas informáticos y las claves necesarias para realizar la lectura local y, en los casos en que existan comunicaciones, deberán facilitar los programas informáticos y las claves necesarias para realizar la lectura remota, así como otras claves que se puedan requerir para otras operaciones, de acuerdo con la función de cada sujeto.
La seguridad e integridad de la información que se adquiere a través de concentradores secundarios de carácter voluntario estará garantizada por firma electrónica, con los requisitos establecidos en la Ley 59/2003, de 19 de diciembre, de Firma Electrónica, o la norma que la sustituya. Los encargados de la lectura no podrán en ningún caso obtener datos de medida agregados a través de concentradores secundarios de carácter voluntario.
Artículo 13, apartado 3, párrafo añadido por el Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo.
ARTÍCULO 14 Sustitución de los equipos.
Los equipos de medida o algunos de sus elementos serán reemplazados cuando se averíen o cuando alguno de los participantes en la medida solicite su sustitución por otro de calidad superior. Cuando la sustitución se realice a petición de un participante, éste correrá con los gastos que ocasione, que se determinarán de acuerdo con lo que dispongan las instrucciones técnicas complementarias.
Cuando exista un equipo redundante que no comparta transformadores o comprobante que cumpla las condiciones que se especifiquen en las instrucciones técnicas complementarias, los plazos para la sustitución de los equipos, salvo causas de fuerza mayor, serán los siguientes:
El plazo máximo para la sustitución de transformadores de medida será de seis meses.
El plazo máximo para la sustitución de contadores-registradores será de dos meses.
Se podrán ampliar en un mes los plazos anteriores por acuerdo entre los participantes en la medida, siempre que con ello no perjudique a terceros. Estos acuerdos deberán hacerse públicos siguiendo los procedimientos que se indiquen en las instrucciones técnicas complementarias.
Cuando no exista un equipo redundante o comprobante que cumpla las condiciones que se especifiquen en las instrucciones técnicas complementarias, la sustitución de elementos del equipo de medida se realizará de forma inmediata, con un plazo máximo de 15 días, incluidos los transformadores de medida, a partir del conocimiento del hecho por parte de su encargado de la lectura, salvo circunstancias excepcionales de la explotación o por necesidades de continuidad de servicio, en cuyo caso se realizarán a la mayor brevedad posible.
El responsable del equipo deberá adaptar sus instalaciones y equipos a lo previsto reglamentariamente. En caso de que el equipo sea propiedad del cliente, la empresa distribuidora deberá comunicar al cliente la obligación de sustituir el equipo según los plazos establecidos. Transcurridas dos notificaciones sin que el cliente haya expresado su voluntad de proceder a instalar por sí mismo el equipo, la empresa distribuidora deberá proceder a su instalación, facturando en este caso, además de los derechos de enganche vigentes, el precio reglamentariamente establecido para el alquiler del equipo.
ARTÍCULO 15 Corrección de registros de medidas.
Las incidencias justificadas de los equipos de medida que se definan de acuerdo a lo dispuesto en el presente reglamento o en desarrollo del mismo, darán lugar a nuevos registros de medida que podrán conducir a nuevas liquidaciones y, en su caso, a nuevas facturaciones a consumidores y productores. Cuando sea posible determinar la fecha en que se produjo la incidencia, las correcciones se aplicarán desde esa fecha. En ningún caso las correcciones podrán extenderse más allá de los doce meses anteriores a la petición de la verificación o a la detección de la incidencia.
En el caso de consumidores, los cobros o pagos se liquidarán entre el distribuidor encargado de la lectura y el comercializador que corresponda, quien los considerará en la facturación de los consumidores afectados.
En el caso de generadores de régimen especial los cobros o pagos se liquidarán entre el distribuidor perteneciente al mismo grupo empresarial que el representante de último recurso que le correspondería al generador según lo dispuesto en la disposición adicional séptima del Real Decreto 485/2009, de 3 de abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de último recurso en el sector de la energía eléctrica, y el productor en régimen especial, o su representante, quien los considerará en la facturación de los productores afectados.
En el caso de generadores de régimen ordinario los cobros o pagos se facturarán con el transportista o el distribuidor a cuyas redes esté conectado, según corresponda.
En el caso de fronteras entre dos distribuidoras los cobros o pagos se efectuaran entre ambas al precio de pérdidas definido en la Orden ITC/2524/2009, de 8 de septiembre, por la que se regula el método de cálculo del incentivo o penalización para la reducción de pérdidas a aplicar a la retribución de la distribución para cada una de las empresas distribuidoras de energía eléctrica.
Lo dispuesto en el apartado anterior será igualmente de aplicación a los casos en los que un participante en una medida comunique al encargado de la lectura una objeción con posterioridad al cierre de medidas realizado para la liquidación definitiva, siempre que concurran las siguientes circunstancias:
Que la objeción no haya sido desestimada en el proceso de cierre de medidas previsto en los procedimientos de operación o que el encargado de la lectura certifique que la objeción habría sido estimada si se hubiera presentado en el plazo y en la forma establecidos para el proceso de cierre de medidas;
Que el encargado de la lectura certifique la cantidad de energía corregida;
Que la objeción se comunique al encargado de la lectura en un plazo máximo de 120 días a contar desde el día de publicación del cierre de medidas definitivo;
Que la diferencia con la medida correspondiente al cierre sea mayor del 20% o superior a 1 GWh. Este límite se aplicará a medidas individualizadas para los puntos frontera tipo 1 y 2 y a agregaciones para los puntos frontera tipo 3, 4 y 5.
Que la objeción se comunique conforme a lo dispuesto en los procedimientos de operación para este tipo de objeciones realizadas con carácter posterior al cierre.
Lo dispuesto en el primer apartado de este artículo será igualmente de aplicación a los casos en los que el encargado de lectura detecte un error en la medida con posterioridad al cierre de medidas realizado para la liquidación definitiva, siempre que concurran las siguientes circunstancias:
Que la detección del error se produzca en un plazo máximo de 120 días a contar desde el día de publicación del cierre de medidas definitivo;
Que la diferencia con la medida del cierre sea mayor del 20% o superior a 1 GWh. Este límite se aplicará a medidas individualizadas para los puntos frontera tipo 1 y 2 y a agregaciones para los puntos frontera tipo 3, 4 y 5.
Lo dispuesto en el primer apartado de este artículo será igualmente de aplicación a los casos en los se detecte un error en la medida con posterioridad al cierre de medidas realizado para la liquidación definitiva por inspecciones realizadas por la Comisión Nacional de Energía.
El Operador del Sistema comunicará al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio y a la Comisión Nacional de Energía los incumplimientos por parte de los encargados de lectura de cualquiera de las obligaciones contempladas el presente real decreto y su normativa de desarrollo, en relación con el envío de datos de medidas que hayan sido objeto de liquidaciones efectuadas por el citado operador del sistema que hubieran adquirido la condición de definitivas.
En caso de aplicación de lo dispuesto en los apartados 2, 3 y 4 del presente artículo, al precio final horario correspondiente se le aplicará un recargo que se determinará en los procedimientos de operación del sistema.
El saldo resultante de la diferencia entre los ingresos y pagos efectuados por el transportista o el distribuidor en aplicación del presente artículo tendrá la consideración de ingreso o coste liquidable del sistema a los efectos previstos en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre. En el caso de los distribuidores, se tendrá en cuenta en el cálculo anterior el saldo que se hubiera obtenido de estos ingresos y pagos al precio de pérdidas definido en la Orden ITC/2524/2009, de 8 de septiembre.
Artículo 15, modificado por el Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el sistema eléctrico peninsular y el balear, y se modifican otras disposiciones del sector eléctrico, publicado en el Boletín Oficial del Estado, el 7 de Diciembre de 2011.
Artículo citado en: 39 sentencias, una disposición normativa, una resolución administrativa
CAPÍTULO III Verificación e inspección Artículos 16 y 17
ARTÍCULO 16 Verificación de instalaciones y equipos de medida.
Los equipos de medida que no dispongan de reglamentación metrológica específica, deberán someterse a la verificación en origen y las verificaciones sistemáticas establecidas en el presente reglamento y normas de desarrollo.
La verificación de la instalación de puntos de medida y sus equipos asociados la realizará un verificador de medidas eléctricas, que será una entidad sin interés económico en la medida, debiendo ser independiente de los participantes con interés económico en el punto de medida. No obstante, para todos los puntos frontera con la red de transporte, las fronteras distribución-distribución, las conexiones internacionales y todos los puntos frontera de generación cuyo encargado de la lectura sea el operador del sistema, dicha entidad sólo podrá ser el propio operador del sistema. Los requisitos y condiciones exigibles a estas entidades para su autorización serán establecidos mediante orden ministerial a propuesta del Centro Español de Metrología y previo informe de la Comisión Nacional de Energía.
Las instalaciones de medida y los contadores de los puntos tipo 1 y 2, y los tipo 3 de generación, deberán ser verificados por un verificador de medidas eléctricas autorizado antes de tres meses desde su inclusión en el sistema de medidas. La primera verificación sistemática del resto de puntos de medida tipo 3 será realizada antes de que finalice el periodo de diez años desde su puesta en servicio.
Las instalaciones de medidas y los contadores de energía situados en puntos de medida tipo 1, 2 y 3 serán sometidos a verificaciones sistemáticas con los plazos en años que se indican a continuación:
Una vez instalados los equipos de medida en la red, el encargado de la lectura, precintará los equipos de medida y asociados y se realizará la primera verificación sistemática. La entidad que realice la verificación coordinará con el responsable de la instalación de medida la realización de la verificación a la que podrán asistir todos los participantes en la medida, debiendo comunicar al resto de participantes la fecha de realización de ésta con antelación suficiente.
En las verificaciones sistemáticas, el encargado de la lectura precintará y desprecintará, excepto que el mismo no esté presente, en cuyo caso el verificador de medidas eléctricas habrá de desprecintar e imponer sus propios precintos. En ese caso, el encargado de la lectura habrá de sustituir dichos precintos por los suyos tan pronto como sea posible.
Los gastos que ocasionen las verificaciones correrán a cargo del responsable del punto de medida, que será quien designe al verificador de medidas eléctricas, entre los que cumplan los requisitos que se establezcan y estén autorizados al efecto.
A requerimiento de cualquier participante en una medida se podrán efectuar verificaciones fuera de los plazos establecidos. Si se supera la verificación realizada a petición de algún participante, los gastos que ocasione la prueba correrán por cuenta de quien la solicitó, y, si no se supera, por cuenta del responsable del punto de medida. Estas verificaciones se realizarán con el mismo alcance y condiciones que las verificaciones sistemáticas.
Los equipos o componentes encontrados defectuosos durante una verificación serán objeto de reparación o sustitución, según se indique en las instrucciones técnicas complementarias. Dicha reparación o sustitución se realizará con la mayor brevedad posible, sin rebasar nunca los plazos establecidos en el artículo 13 de este reglamento.
Artículo 16, apartado 9, segundo párrafo, modificado por el Real Decreto 198/2010, de 26 de febrero, por el que se adaptan determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico a lo dispuesto en la Ley 25/2009, de modificación de diversas leyes para su adaptación a la ley sobre el libre acceso a las actividades de servicios y su ejercicio, publicado en el Boletín Oficial del Estado, el 13 de Marzo de 2010.
ARTÍCULO 17 Inspección de instalaciones y equipos de medida.
CAPÍTULO IV Sistemas y protocolos de comunicaciones Artículos 18 a 22
ARTÍCULO 18 Redes del sistema de comunicaciones.
ARTÍCULO 19 Modos de conexión.
ARTÍCULO 20 Inventario y características de los equipos de comunicaciones.
ARTÍCULO 21 Medios y protocolos de comunicación.
Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 3 del presente artículo, el operador del sistema definirá y actualizará los medios y protocolos válidos en la red troncal y de acceso, tanto para la comunicación local como la remota, cuyas características se establecerán en las especificaciones técnicas del concentrador principal. En la elección de dichos medios y protocolos se tendrá en cuenta el estado de la tecnología, su evolución y las opiniones e intereses de los participantes de las medidas.
No obstante, los responsables de los equipos de medida y los titulares de los concentradores secundarios podrán solicitar al operador del sistema que incorpore a la red troncal nuevos medios y protocolos. El operador del sistema procederá a su incorporación, siempre que las propuestas cumplan con los criterios de calidad mínimos para garantizar la funcionalidad y seguridad definidas en este reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias.
Para la lectura y telegestión de los equipos de medida tipo 5 por parte de su encargado de la lectura se podrán utilizar distintos medios físicos de comunicación, tales como RTC, GSM, GPRS, PLC, etc. Los protocolos de comunicaciones serán preferentemente públicos, como en el resto de puntos de medida, no siendo de aplicación en este caso lo previsto en el punto 1 del presente artículo. No obstante, dichos protocolos podrán ser excepcionalmente específicos, de carácter privado, formando parte de una solución global de telegestión.
Las instrucciones técnicas complementarias podrán establecer restricciones por motivos de seguridad en la utilización de medios y protocolos de comunicación.
ARTÍCULO 22 Gestión del sistema de comunicaciones.
El operador del sistema será responsable de definir la red troncal y disponer los medios necesarios para la conexión del concentrador principal a la misma.
El responsable de un equipo de medida lo será también de la instalación, mantenimiento y operación de los equipos de comunicaciones necesarios hasta su conexión a la red troncal o red de acceso según corresponda, excepto cuando se trate de clientes tipo 3, 4 ó 5, en cuyo caso la responsabilidad recaerá sobre el sujeto que efectúe la solicitud de la comunicación.
CAPÍTULO V Equipamiento y funciones de los concentradores Artículos 23 a 28
ARTÍCULO 23 Concentrador principal.
ARTÍCULO 24 Concentradores secundarios.
ARTÍCULO 25 Información contenida en los concentradores.
Artículo 25, párrafo segundo añadido por el Real Decreto 1074/2015, de 27 de noviembre, por el que se modifican distintas disposiciones en el sector eléctrico.
ARTÍCULO 26 Acceso a la información contenida en los concentradores.
La información relativa a la medida de clientes obtenida por la aplicación de este reglamento tiene carácter confidencial. La difusión de la información de medidas sólo podrá hacerse con consentimiento expreso de los afectados. No obstante, los participantes recibirán la información que resulte imprescindible para realizar sus funciones y podrán obtener certificaciones de dicha información de su encargado de la lectura.
El operador del sistema gestionará el acceso a la información del concentrador principal, de forma que se garantice su confidencialidad, en los términos descritos en el presente reglamento y normas que lo desarrollen.
Los titulares de concentradores secundarios serán plenamente responsables de garantizar la confidencialidad de la información y datos de clientes de que dispongan. Dicha responsabilidad no podrá delegarse ni transferirse a terceros, sin perjuicio de que la propiedad, gestión, explotación o mantenimiento del concentrador secundario pueda corresponder a otra entidad que no coincida jurídicamente con la titular. En estos supuestos, la entidad titular habrá de establecer con los responsables de los puntos de medida los pactos que en cada caso se puedan requerir.
La información contenida en el sistema de medidas que no sea de clientes estará sometida a los preceptos sobre publicación de información que establezca la normativa que regula el funcionamiento del mercado de producción eléctrica.
En el ejercicio de sus respectivas competencias o funciones, podrán acceder a la información de medidas contenida en el concentrador principal y en los secundarios, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo, las comunidades autónomas y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia. Estas entidades podrán publicar información agregada de medidas de clientes, así como del resto de puntos conforme a lo previsto en el apartado 4 anterior.
Artículo 26, apartado 2, segundo párrafo añadido por el Real Decreto 1074/2015, de 27 de noviembre, por el que se modifican distintas disposiciones en el sector eléctrico.
Artículo 26, apartado 5, modificado por el Real Decreto 1074/2015, de 27 de noviembre, por el que se modifican distintas disposiciones en el sector eléctrico.
ARTÍCULO 27 Canales de comunicación con los usuarios.
ARTÍCULO 28 Periodicidad de las lecturas.
Artículo 28, modificado por el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, publicado en el Boletín Oficial del Estado, el 10 de Junio de 2014.
CAPÍTULO VI Costes de los Servicios Artículo 29
ARTÍCULO 29 Costes de los servicios.
El coste para la instalación, operación y mantenimiento del concentrador principal, así como el coste de comunicaciones originado por las llamadas cursadas desde dicho concentrador a un concentrador secundario para la obtención de la información de medidas, se incluirán en el coste reconocido al operador del sistema.
Los costes por la instalación, operación y mantenimiento de los concentradores secundarios de obligada instalación para los encargados de la lectura se considerarán parte del coste reconocido a los distribuidores. Los costes por la instalación, operación y mantenimiento de los concentradores secundarios o de cualquier otro sistema de recogida y tratamiento de información de carácter voluntario, correrán por cuenta del propietario.
El coste de comunicaciones entre concentradores secundarios correrá a cargo del sujeto que tome la información.
El coste fijo de comunicaciones correspondiente tanto a la instalación como al alquiler mensual de la línea de conexión del equipo de medida con la red de acceso, o en su caso, con la red troncal, correrá por cuenta del responsable del equipo de medida.
El coste variable originado por las llamadas cursadas desde el concentrador del encargado de la lectura a un equipo de medida en la realización de la lectura remota, corresponderá al encargado de la lectura, coste que estará incluido en el precio regulado de lectura para la liquidación de la energía.
El sobrecoste originado por la lectura remota de un punto de medida en el que ésta sea opcional o no requerida para el tipo de punto en el que se encuentra clasificado será repercutido al participante en la medida, distinto del encargado de la lectura, que haya optado por la lectura remota.
El resto de comunicaciones originadas por los servicios al usuario, según se definen en las instrucciones técnicas complementarias, correrán por cuenta del usuario.
Los responsables de los equipos de medida o encargados de lectura que utilicen el servicio de estimación de medidas perdidas o no contrastables abonarán al operador del sistema la cantidad que legalmente se determine en los casos en que proceda.
Por los certificados que el operador del sistema o el encargado de la lectura expida con la información de que disponga sobre una medida, éste facturará al peticionario la cantidad que se determine por real decreto.
El coste de la verificación de las instalaciones y equipos de los puntos de medida y de su parametrización, carga de claves y precintado, correrán a cargo del responsable de los equipos de medida, que lo abonará a la entidad que lo ejecute. En el caso de instalaciones de medida de clientes, la primera verificación sistemática realizada por el encargado de la lectura para la puesta en marcha de la instalación no generará derecho de cobro, de acuerdo con el artículo 50 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.
CAPÍTULO VII Diferencias en las medidas y carencias de información Artículos 30 a 32
ARTÍCULO 30 Diferencias entre medidas.
ARTÍCULO 31 Carencia de medida firme en un punto de medida.
Los encargados de la lectura calcularán el mejor valor de energía intercambiada en las fronteras de las que son encargados a partir de los datos de medidas de las distintas configuraciones de medida de acuerdo con lo establecido en los procedimientos de operación del sistema.
Cuando se carezca de medidas firmes del equipo principal, se obtendrán las medidas en el punto a partir de equipos redundantes o comprobantes. Cuando se carezca también de medidas en estos últimos, el encargado de la lectura estimará las medidas de energía activa y reactiva, así como, en su caso, la potencia a facturar, y las pondrá a disposición de los participantes en la medida, de acuerdo con los plazos y procedimientos que establezcan las disposiciones en vigor. Si en el plazo estipulado, el encargado de la lectura no recibe objeción alguna, se adoptarán como firmes las medidas estimadas.
Durante los períodos en que se pueda demostrar que no circuló energía, por estar las instalaciones desacopladas de la red o interrumpido el servicio, la medida se considerará cero y no intervendrá en las estimaciones.
Los procedimientos de operación del sistema establecerán los procesos a seguir en el caso de carencia de medidas eléctricas.
Los distintos encargados de la lectura deberán poner el cálculo de mejor valor a disposición de los participantes en la medida, de acuerdo con lo establecido en las normas de desarrollo del presente reglamento.
Si en el plazo que reglamentariamente se determine el encargado de la lectura no recibe objeción alguna, se adoptará como firme la medida estimada. Si existe alguna objeción se resolverá la misma de acuerdo a lo indicado en este reglamento y normas de desarrollo.
El operador del sistema estimará las medidas necesarias que no le hayan remitido sus responsables o sus encargados de lectura en los plazos correspondientes para realizar los cierres de energía de acuerdo a lo indicado en este reglamento y normas de desarrollo.
ARTÍCULO 32 Utilización de perfiles de consumo.
Para los puntos de consumo tipos 4 y 5 de clientes que no dispongan de registro de consumo horario en sus equipos de medida, la liquidación de la energía se llevará a cabo mediante la aplicación de un perfil de consumo. Dicho perfil de consumo y el método de cálculo aplicables a cada grupo de consumidores, en función de la tarifa de acceso contratada y los equipos de medida y control instalados, será fijado por la Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta de la Comisión Nacional de Energía.
Para la estimación del perfil de carga representativo de los consumidores tipo 5 se utilizará un panel representativo de consumidores. Los distribuidores deberán instalar y gestionar los equipos del panel que les correspondan, en el plazo, número y características que determine la Dirección General de Política Energética y Minas, a propuesta de la Comisión Nacional de Energía.
Disposición Adicional Primera, derogada por el Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas de las modalidades de suministro de energía eléctrica con autoconsumo y de producción con autoconsumo.
El Plan de Sustitución de contadores previsto en la disposición adicional vigésima segunda del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007, se realizará sin perjuicio de lo previsto en los planes de instalación de elementos de control de potencia contenidos en el artícu- lo 10 del Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas disposiciones relativas al sector eléctrico.
Aquellas instalaciones y equipos de medida que por el presente Reglamento cambien su clasificación tal y como se indica a continuación, podrán mantener los equipos actuales hasta su sustitución por equipos nuevos, siempre que a la entrada en vigor de este Reglamento dichas instalaciones y equipos sean conformes con el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica, aprobado por Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre:
los que cambien su clasificación de tipo 3 a tipo 1 o 2, que deberán realizar la sustitución antes del 1 de julio de 2012;
los puntos de medida de consumo que cambien su clasificación de tipo 4 a tipo 3, que deberán realizar la sustitución antes del 1 de julio de 2012;
los puntos de medida de generación que cambien su clasificación de tipo 4 a tipo 3, que deberán realizar la sustitución antes del 1 de julio de 2011.
Aquellas instalaciones de generación que estuviesen clasificadas como puntos de medida tipo 5 y que en virtud de la nueva clasificación establecida por el presente reglamento pasan a clasificarse como puntos de medida de un tipo superior, deberán sustituir sus equipos de medida antes del 1 de julio de 2011.
En los puntos de medida tipo 5 de consumidores, regulados en el Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, se podrán seguir utilizando los equipos de medida ya instalados, hasta su sustitución en cumplimiento del Plan de Sustitución de contadores previsto en la disposición adicional vigésima segunda del citado Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre.
Podrán ser utilizados hasta el momento de su sustitución por equipo nuevo aquellos transformadores de medida que cumplan los requisitos establecidos a tal efecto en las instrucciones técnicas complementarias vigentes.
Disposición Transitoria Segunda, apartado 1, modificado por el Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, publicado en el Boletín Oficial del Estado, el 23 de Noviembre de 2010.
Disposición Transitoria Segunda , apartado 4, dejado sin contenido por el Real Decreto 1565/2010, de 19 de noviembre, por el que se regulan y modifican determinados aspectos relativos a la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial, publicado en el Boletín Oficial del Estado, el 23 de Noviembre de 2010.
Disposición Transitoria Segunda, apartado 3, modificado por el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos, publicado en el Boletín Oficial del Estado, el 10 de Junio de 2014.
Circular 3/2011, de 10 de noviembre, de la Comisión Nacional de Energía, que regula la solicitud de información y los procedimientos del sistema de liq...
RESOLUCIÓN GAH/1526/2016, de 15 de junio, de convocatoria del proceso de selección exclusivo de promoción interna para proveer 309 plazas de la escala superior de administración general del cuerpo superior de administración (subgrupo A1) de la Generalidad de Cataluña (núm. de registro de la convocatoria 222).
ORDEN PRE/400/2003, de 1 de octubre, por la que se modifica la Orden de 4 de mayo de 1990, de creación de la Comisión directora del Programa de educación para la salud en la escuela.

References: real decreto

 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 real decreto 
 real decreto 
 artículo 31
 Real Decreto 

Artículo 3
 Real Decreto 

Artículo 3
 Real Decreto 

Artículo 3
 Real Decreto 

ARTÍCULO 4

ARTÍCULO 5

ARTÍCULO 6

Artículo 6
 Real Decreto 

Artículo 6
 Real Decreto 

ARTÍCULO 7

Artículo 7
 Real Decreto 

ARTÍCULO 8
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 
 Real Decreto 

ARTÍCULO 9
 artículo 20

Artículo 9
 Real Decreto 

Artículo 9
 Real Decreto 

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ARTÍCULO 10

ARTÍCULO 11

ARTÍCULO 11

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ARTÍCULO 12

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ARTÍCULO 13

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ARTÍCULO 14

ARTÍCULO 15
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 real decreto 
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 resolución 

ARTÍCULO 16
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Artículo 16
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ARTÍCULO 19

ARTÍCULO 20

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ARTÍCULO 23

ARTÍCULO 24

ARTÍCULO 25

Artículo 25
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ARTÍCULO 26

Artículo 26
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Artículo 26
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ARTÍCULO 27

ARTÍCULO 28

Artículo 28
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 Artículo 29

ARTÍCULO 29
 artículo 50
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ARTÍCULO 30

ARTÍCULO 31

ARTÍCULO 32
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RESOLUCIÓN