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Timestamp: 2013-05-20 17:12:34
Document Index: 121677352

Matched Legal Cases: ['artículo 26', 'artículo 41', 'artículo\n149', 'Artículo 1', 'Artículo 2', 'Artículo 3', 'Artículo 4', 'Artículo 5', 'Artículo 6', 'Artículo 7', 'Artículo 8', 'Artículo 9', 'Artículo 10', 'Artículo 11', 'Artículo 12', 'Artículo 13', 'Artículo 14', 'Artículo 15', 'Artículo 16', 'Artículo 17', 'Artículo 18', 'Artículo 19', 'Artículo 20', 'Artículo 21', 'Artículo 22', 'Artículo 23', 'Artículo 24', 'Artículo 25', 'Artículo 26', 'Artículo 27', 'Artículo 28', 'Artículo 29', 'Artículo 30', 'Artículo 31', 'Artículo 32', 'Artículo 1', 'Artículo 2', 'Artículo 3', 'artículo\n6', 'artículo 31', 'Artículo 4', 'Artículo 5', 'Artículo 6', 'artículo 3', 'Artículo 7', 'Artículo 8', 'Artículo 9', 'artículo 20', 'Artículo 10', 'Artículo 11', 'artículo 5', 'Artículo 12', 'Artículo 13', 'Artículo 14', 'artículo 85', 'Artículo 15', 'Artículo 16', 'artículo 13', 'Artículo 17', 'Artículo 18', 'artículo\n3', 'Artículo 19', 'Artículo 20', 'Artículo 21', 'Artículo 22', 'Artículo 23', 'Artículo 24', 'Artículo 25', 'Artículo 26', 'artículo 14', 'Artículo 27', 'Artículo 28', 'Artículo 29', 'artículo 50', 'Artículo 30', 'artículo 14', 'Artículo 31', 'Artículo 32', 'artículo 8', 'artículo 31', 'artículo 31']

REAL DECRETO 1110/2007, de 24 de agosto
REAL DECRETO 1110/2007, de 24 de agosto, por el que se aprueba el Reglamento
unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. BOE Nº 224 DE 18/09/2007
ÍNDICE Artículo único. Aprobación del Reglamento unificado de
puntos de medida del sistema eléctrico. Disposición derogatoria única. Derogación
normativa. Disposición final primera. Título
Disposición final segunda. Habilitaciones
normativas. Disposición final tercera. Aplicación y ejecución
real decreto. Disposición final cuarta. Entrada
en vigor. REGLAMENTO UNIFICADO DE PUNTOS DE MEDIDA
La aplicación de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico,
exige, de modo necesario, la implantación de un sistema de medidas homogéneo
y efectivo de los tránsitos de energía entre las diversas actividades
eléctricas. Así, la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico,
establece los derechos y obligaciones básicos para los diferentes sujetos
en relación con la medición del suministro, así como en
el control de la calidad del suministro eléctrico. El presente real decreto se apoya principalmente en la previsión contenida
en la letra c) del artículo 26.2, la letra f) del artículo 41.1,
y 48.1 de la Ley del Sector Eléctrico, tras la modificación operada
por la Ley 17/2007, de 4 de julio, en cuanto establecen obligaciones a cargo
de los sujetos del sistema relacionadas con la medición del suministro. El sistema de medidas previsto en el presente reglamento, constituye un elemento
básico necesario para el funcionamiento de un mercado abierto y para
efectuar la liquidación de la energía, dado que es necesaria
la existencia de un sistema que permita la medición de los consumos
y de los tránsitos de energía entre los diferentes sujetos y
actividades eléctricas. Este sistema permitirá, además, que la estructura de precios
de la energía tenga como referencia los costes reales de suministro,
haciendo posible que la demanda de electricidad pueda desempeñar un
papel mucho más activo en el funcionamiento del mercado eléctrico. El Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento
de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica,
permitió establecer un régimen homogéneo de medidas, con
la finalidad de garantizar que la libre competencia se desarrollara en igualdad
de condiciones para todos los agentes del sistema eléctrico nacional.
En este real decreto se establecían las características del sistema
de medidas, de los equipos de los sistemas y protocolos de comunicaciones,
y además procedimientos necesarios para el correcto funcionamiento del
proceso de medidas. El avance en el proceso de liberalización del mercado, hizo necesario
modificar el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, para permitir el ejercicio
de la libertad de elección de los nuevos consumidores cualificados,
haciendo posible la integración en un solo equipo y un único
proceso de los datos necesarios para la liquidación de la energía
y de las tarifas de acceso. Esta modificación se realizó mediante
el Real Decreto 385/2002, de 26 de abril, manteniendo en lo fundamental su
articulado, y haciendo en él sólo las reformas imprescindibles
para conseguir la evolución del sistema de medidas. La liberalización total del suministro desde el 1 de enero de 2003,
propició que en el Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el
que se establecen los requisitos de medida en baja tensión de consumidores
y centrales de producción en Régimen Especial, se recogieran
los requisitos exigibles a las instalaciones y equipos de medida situados en
fronteras cuya medida se realizara directamente en baja tensión, así como
la definición de derechos y obligaciones de los diversos agentes implicados. El Consejo de Ministros, en su reunión del día 25 de febrero
de 2005, a propuesta del Vicepresidente Segundo del Gobierno y Ministro de
Economía y Hacienda y de los Ministros de Justicia, de Fomento, de Industria,
Turismo y Comercio, de Administraciones Públicas y de Vivienda, adoptó un
Acuerdo por el que adoptan mandatos para poner en marcha medidas de impulso
a la productividad. Entre los mandatos se encuentra el asignado a la Comisión
Nacional de Energía para que remita una propuesta de revisión
de la normativa reguladora de los puntos de medida de los consumos y tránsitos
de energía eléctrica, de tal forma que con ello se lograra un único
texto. La Comisión Nacional de Energía, cumpliendo el mandato, remitió al
Ministerio de Industria, Turismo y Comercio la propuesta de actualización
y refundición de la normativa reguladora de los puntos de medida de
los consumos y tránsitos de energía eléctrica. Una vez recibida dicha propuesta, la Secretaría General de Energía
procedió a elaborar un proyecto de real decreto que se remitió a
la Comisión Nacional de Energía, para informe, considerándose
sustanciado el trámite de audiencia a los interesados a través
de los miembros de su Consejo Consultivo de Electricidad. Por su parte, el
Real Decreto 809/2006, de 30 de junio, por el que se revisa la tarifa eléctrica
a partir del 1 de julio de 2006, señalaba en su disposición adicional
segunda que, a partir del 1 de julio de 2007, los equipos de medida a instalar
para nuevos suministros de energía eléctrica hasta una potencia
contratada de 15 kW y los que se sustituyan para los antiguos suministros deberán
permitir la discriminación horaria de las medidas así como la
telegestión. De acuerdo con lo arriba señalado, en el presente real decreto se incorporan
los aspectos relacionados con la telegestión al objeto de permitir el
necesario desarrollo y adecuación de los sistemas y equipos de medida. El presente desarrollo debe efectuarse de manera coordinada con la Ley 3/1985,
de 18 de marzo, de Metrología, y sus disposiciones de desarrollo, donde
se establecen una serie de controles metrológicos básicamente
orientados a garantizar la calidad y precisión de la medida, y que es
preciso complementar por cuanto las necesidades de datos de medida requeridos
por distribuidores, comercializadores y en general, por el sistema eléctrico
nacional y la lectura, transmisión y tratamiento de esos datos, supone
un ámbito de regulación más amplio. El régimen jurídico general que se establece en este reglamento
se complementa con un conjunto de normas concretas de carácter técnico
facilitándose, de esta manera, su modificación por el Ministerio
de Industria, Turismo y Comercio a fin de adaptarlas en cada momento al nivel
de desarrollo tecnológico. De acuerdo con la disposición final undécima de la Ley 34/1998,
de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, este real decreto ha sido objeto
del informe preceptivo de la Comisión Nacional de Energía. En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria, Turismo y Comercio, de
acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de
Ministros en su reunión del día 24 de agosto de 2007, D I S P O N G O : Artículo único. Aprobación del Reglamento unificado de
puntos de medida del sistema eléctrico. Se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico,
cuyo texto se inserta a continuación. Disposición derogatoria única. Derogación normativa. 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. Disposición final primera. Título
competencial. Este real decreto se dicta al amparo de lo dispuesto en el artículo
149.1.13.ª y 25.ª de la Constitución. Disposición final segunda. Habilitaciones
normativas. Se autoriza al Ministro de Industria, Turismo y Comercio para dictar,
en el ámbito de sus competencias, las disposiciones de carácter
exclusivamente técnico que resulten indispensables para asegurar la
adecuada aplicación de este real decreto. Asimismo, se faculta al Ministro de Industria, Turismo y Comercio para
dictar las disposiciones necesarias para la aprobación o modificación
de los precios máximos a repercutir por prestación de servicios
de los diversos agentes en relación con las actuaciones derivadas
del presente real decreto y normas de desarrollo. Disposición final tercera. Aplicación y ejecución
del real decreto. 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. Disposición final cuarta. Entrada en vigor. El presente real decreto entrará en vigor el día siguiente al
de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado». Dado en Palma de Mallorca, el 24 de agosto de 2007. JUAN CARLOS R. El Ministro de Industria, Turismo y Comercio, JOAN CLOS I MATHEU REGLAMENTO UNIFICADO DE PUNTOS DE MEDIDA DEL SISTEMA
ELÉCTRICO ESPAÑOL ÍNDICE
Artículo 1. Objeto. Artículo 2. Ámbito de aplicación. Artículo 3. Definiciones. Artículo 4. Responsable del sistema de medidas. Artículo 5. Tratamiento de la información. Artículo 6. Determinación de los puntos de medida. Artículo 7. Clasificación de los puntos de medida y frontera.
Artículo 8. Modelo. Artículo 9. Equipos de medida básicos. Artículo 10. Excepciones a los equipos básicos. Artículo 11. Instalaciones de generación que comparten conexión. Artículo 12. Responsables de los puntos de medida. Artículo 13. Seguridad y acceso a la información. Artículo 14. Sustitución de los equipos. Artículo 15. Corrección de registros de medidas. CAPÍTULO III. VERIFICACIÓN E INSPECCIÓN.
Artículo 16. Verificación de instalaciones y
equipos de medida. Artículo 17. Inspección de instalaciones y equipos de medida.
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. Artículo 22. Gestión del sistema de comunicaciones. CAPÍTULO V. EQUIPAMIENTO Y FUNCIONES DE LOS CONCENTRADORES.
Artículo 23. Concentrador principal. Artículo 24. Concentradores secundarios. Artículo 25. Información contenida en los concentradores. Artículo 26. Acceso a la información contenida en los concentradores. Artículo 27. Canales de comunicación con los usuarios. Artículo 28. Periodicidad de las lecturas. CAPÍTULO VI. COSTES DE LOS SERVICIOS.
Artículo 29. Costes de los servicios. CAPÍTULO VII. DIFERENCIAS EN LAS MEDIDAS Y CARENCIAS DE INFORMACIÓN.
Artículo 30. Diferencias entre medidas. Artículo 31. Carencia de medida firme en un punto de medida. Artículo 32. Utilización de perfiles de consumo. 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. CAPíTULO I Normas generales Artículo 1. Objeto. El objeto de este reglamento es la regulación de las condiciones
de funcionamiento del sistema de medidas del sistema eléctrico nacional,
de los equipos que lo integran y de sus características, con objeto
de garantizar la correcta gestión técnica del sistema eléctrico
y la obtención de los datos requeridos para la liquidación de
la energía y servicios asociados, así como para el cálculo
de la facturación de las tarifas de acceso y suministro, en aplicación
del régimen económico de las actividades de dicho sistema. Artículo 2. Ámbito de aplicación. El sistema de medidas del sistema eléctrico nacional estará compuesto
por: Los equipos de medida situados en los lugares siguientes: En los puntos frontera entre las actividades de generación, tanto del
régimen ordinario como del régimen especial, transporte y distribución. En los límites de las redes de distribución de diferente
titular. En las interconexiones internacionales. En los puntos de conexión de los clientes. Los equipos del sistema de comunicaciones y por los sistemas informáticos
que permitan la obtención y tratamiento de la información de
medidas eléctricas. Artículo 3. Definiciones. A los efectos de este reglamento se entenderá por: Punto de conexión: el lugar concreto de la red donde se enlazan
instalaciones correspondientes a distintas actividades, zonas de distribución
o propietarios. Punto frontera: El punto de conexión de generadores, tanto en régimen ordinario
como en régimen especial, y clientes con las redes de transporte o distribución. Los puntos de conexión de la red de transporte con la de distribución. Los puntos de conexión de instalaciones de distribución propiedad
de una empresa con instalaciones de distribución propiedad de otra empresa
distinta, con independencia de su régimen económico retributivo. Las interconexiones internacionales. Punto de medida: el lugar concreto de la red donde se conectan los equipos
de medida, de forma que la energía registrada corresponde a la energía
circulada por dicho punto. Cada punto de medida puede tener asociados tres
tipos de configuraciones, de acuerdo a lo dispuesto en el presente reglamento
y sus disposiciones de desarrollo: Configuración principal: Equipo de medida instalado en un punto
de medida que se utiliza como medida única a efectos de lo dispuesto
en este reglamento. Configuración redundante: Equipo de medida instalado en el mismo
punto que un equipo principal, cuyas medidas deben ser prácticamente
coincidentes con las de éste. Configuración comprobante: Equipo o conjunto de equipos de medida
instalados en el otro extremo de un sólo elemento (línea, transformador,
etc.) respecto del contador principal. Las medidas de los equipos comprobantes
pueden compararse con las del principal mediante un cálculo sencillo,
que elimine el efecto del elemento de red que pudiera existir entre ambos. Responsable del punto de medida: el titular del punto de medida y de
las instalaciones de energía eléctrica donde se ubica dicho punto
de medida. Tiene la obligación de mantener y conservar en perfecto
estado de funcionamiento los equipos e instalaciones de medida de acuerdo
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.
fronteras de clientes e instalaciones de generación en
régimen especial, ambos directamente conectados con la red de transporte,
se considerará participante en la medida a todos los efectos al distribuidor
correspondiente, conforme a lo dispuesto en el Real Decreto 1955/2000, de 1
de diciembre, por el que se regula las actividades de transporte, distribución,
de instalaciones de energía eléctrica y la normativa específica
de la generación en régimen especial. Sistema de medidas del sistema eléctrico nacional: conjunto compuesto
por los siguientes elementos, incluido en cada caso su programa informático
correspondiente: Las instalaciones y equipos de medida eléctrica. Los sistemas de comunicaciones para la lectura remota de la información,
cuando existan. Los sistemas de tratamiento de la medida del sistema eléctrico nacional,
formados por el concentrador principal de Medidas Eléctricas y
los concentradores secundarios. Los terminales portátiles de lectura (TPL). Los sistemas y elementos necesarios para realizar funciones de telegestión. Equipo de medida básico: aquel que cumple con las características
de constitución y funcionamiento mínimas requeridas para que
pueda ser instalado en un determinado tipo de punto de medida en caso de que
el presente reglamento permita la instalación de distintos equipos
para el tipo de punto de medida del que se trate. Verificador de Medidas Eléctricas: entidad autorizada por la Administración
competente, para realizar las funciones que se determinen en las instrucciones
técnicas complementarias, especialmente las de verificación en
origen y sistemática. Verificación en origen: Es aquella verificación establecida
en el presente reglamento que tendrá lugar con anterioridad a la primera
instalación del equipo y antes de reinstalarlo tras una reparación. Verificación sistemática: Son aquellas verificaciones establecidas
en el presente reglamento de las que serán objeto las instalaciones
de medida y sus equipos en los plazos previstos para cada tipo de equipo
de medida. Verificación individual: Es aquella verificación establecida
en el presente reglamento que se llevará a cabo cada vez que uno de
los participantes en la medida o el propio operador del sistema así lo
solicite. Encargado de la lectura: entidad responsable de realizar la lectura
(ya sea en modo remoto, local o visual), poner la información a disposición
del operador del sistema y del resto de participantes en la medida, así como
otras funciones asociadas, para los puntos de medida con el alcance y condiciones
que en cada caso se determine en este reglamento y disposiciones que lo desarrollen.
encargados de la lectura para todos los tipos de punto de medida: 1.º Puntos frontera de clientes: La empresa distribuidora es el encargado de la lectura en relación
con los datos requeridos para la facturación de las tarifas de suministro,
las tarifas de acceso y la energía que haya de liquidarse
en el mercado. Cuando el cliente adquiera la energía mediante comercializadora,
la empresa de distribución pondrá a disposición de la
empresa comercializadora y del operador del sistema, en la forma que se defina,
los datos requeridos para la liquidación de la energía
en el mercado. 2.º Puntos frontera de generación en régimen especial: La empresa distribuidora es el encargado de la lectura para las instalaciones
de generación en régimen especial conectadas a sus redes que
por el valor de su potencia nominal deban ser clasificadas en su conjunto como
tipo 3 ó 5, según clasificación establecida en el artículo
6. 3.º Otros puntos frontera: Para el resto de puntos frontera, el encargado de la lectura será el
operador del sistema. Instalación y equipos de medida: el conjunto formado por los transformadores
de medida, el cableado, contadores, relés auxiliares, equipos de tratamiento
y almacenamiento local de la información (en adelante, registrador),
el módem (cuando proceda), el programa informático («software»)
y todo el equipo auxiliar necesario para garantizar la obtención de
la medida con el grado de precisión adecuado. Sistema de comunicaciones: conjunto de medios físicos y de programa
informático («software»), que permiten transmitir o recibir
la información de la medida a distancia por medio de cualquier soporte. Concentrador principal de medidas eléctricas: sistema de información
que recoge de forma centralizada las medidas del sistema eléctrico
nacional. Concentradores de medidas secundarios: sistemas de captura y almacenamiento
y, en su caso, tratamiento de las lecturas guardadas en los registradores
para su posterior envío al concentrador principal, u otros concentradores
secundarios. Concentradores intermedios: equipos instalados entre los concentradores
secundarios y los contadores eléctricos con funciones de telegestión
y telemedida, que actúan de enlace entre ellos, gestionando las comunicaciones
y almacenando registros de medidas de uno o varios puntos de suministro. Red de acceso: infraestructura de comunicaciones desde el módem
del registrador, excluido el módem, hasta la entrada al servidor de
comunicaciones del concentrador secundario al que se conecta, y las comunicaciones
entre concentradores secundarios. Red troncal: infraestructura de comunicaciones que conecta los concentradores
secundarios con el concentrador principal, así como la existente desde
dicho concentrador principal hasta los registradores directamente conectados
con él. Lectura local: captación sin intervención del sistema de
comunicaciones de los datos de medida de un registrador realizada mediante
el acoplamiento al mismo de un terminal portátil de lectura (TPL). Lectura remota: captación de datos mediante la intervención
de algún sistema o canal de comunicación. Lectura visual: captación de datos manual anotando las medidas
que refleja el visor del equipo de medida. Lectura provisional: las lecturas visuales, y las locales o remotas
obtenidas mediante TPL o comunicaciones que no cumplan los requisitos de
integridad y/o
validación definidos en las instrucciones técnicas complementarias. Lectura o medida firme: las lecturas locales y las remotas obtenidas
mediante sistemas que cumplan los requisitos de integridad y validación definidos
en las instrucciones técnicas complementarias. También tendrán
la consideración de firmes las lecturas visuales de aquellos puntos
de medida que no requieran de registro horario de energía, realizadas
directamente por el encargado de la lectura. Validación: proceso mediante el cual se determina la adecuación
de las medidas eléctricas con los criterios de calidad establecidos
en el presente reglamento y sus disposiciones de desarrollo. Estimación: proceso mediante el cual se infiere la lectura correspondiente
a un determinado periodo y punto de medida mediante un procedimiento de cálculo
basado en cualquier información de medidas distinta de la reglamentariamente
definida como válida. Dicho proceso se establecerá en los procedimientos
de operación del sistema. Sistema de telegestión: sistema de medida y comunicación
bidireccional entre los contadores y las distribuidoras eléctricas que,
con las máximas garantías de integridad y seguridad, permite
el acceso remoto a los contadores de energía eléctrica, con disponibilidad
de lectura, gestión de la energía, control de la potencia demandada
y contratada, gestión de la conexión/desconexión de suministros
y otras funcionalidades, posibilitando el intercambio de información
y actuaciones entre los sistemas de las empresas y los contadores eléctricos. Procedimientos de Operación del Sistema: normas de carácter
técnico e instrumental que regulan la gestión técnica
del sistema eléctrico nacional, desarrolladas por el operador del sistema,
de acuerdo con lo establecido en el artículo 31 del Real Decreto 2019/1997,
de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción
de energía eléctrica. Instrucciones técnicas complementarias: norma técnica adicional
al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico mediante
el que se regulan las condiciones de funcionamiento del sistema de medidas
del sistema eléctrico nacional, de los equipos que lo integran y de
sus características. Artículo 4. Responsable del sistema de medidas. El operador del sistema es el responsable del sistema de medidas del sistema
eléctrico nacional, debiendo velar por su buen funcionamiento y correcta
gestión. A estos efectos, la Dirección General de Política
Energética y Minas establecerá, a propuesta del operador del
sistema y previo informe de la Comisión Nacional de Energía,
un procedimiento de comprobación de los procesos de lectura, alta o
modificación de fronteras y tratamiento e intercambios de la información,
con objeto de determinar el correcto funcionamiento del sistema de medidas. En el uso de sus atribuciones, el operador del sistema podrá verificar
todas las instalaciones del sistema de medidas de conformidad con el presente
reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias. Artículo 5. Tratamiento de la información. El operador del sistema recibirá y realizará el tratamiento
de la información sobre medidas. A este fin instalará y operará el concentrador principal de
medidas eléctricas en las condiciones descritas en este reglamento y
sus instrucciones técnicas complementarias. Análogamente, los encargados de la lectura recibirán y realizarán
el tratamiento de la información que corresponda así como su
posterior puesta a disposición de los participantes en la medida y/o
del operador del sistema, según corresponda y conforme a lo establecido
en este reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias. A este
fin instalarán y operarán los concentradores secundarios de medidas
asociados a los puntos de medida de los que son encargados de la lectura. Artículo 6. Determinación de los puntos de medida. Para cada punto frontera de una instalación, según se definen éstos
en el artículo 3 del presente reglamento, se establecerá un punto
de medida principal y, cuando así sea requerido, también se ubicará una
configuración redundante o comprobante de acuerdo con los criterios
y características que determinen las instrucciones técnicas complementarias. En las instalaciones de generación, se establecerá además
un punto de medida en bornes del grupo para la medición de la energía
bruta generada, que podrá utilizarse en su caso como comprobante, sin
perjuicio de las excepciones que la Dirección General de Política
Energética y Minas autorice teniendo en cuenta las singularidades que
ciertas instalaciones puedan presentar. El responsable del punto de medida propondrá la ubicación del
punto de medida principal que con carácter general coincidirá con
el punto frontera, aplicando los criterios establecidos en las instrucciones
técnicas complementarias, sin perjuicio de su posterior verificación.
La ubicación del punto requerirá en cualquier caso la autorización
del encargado de la lectura. Excepcionalmente, previo acuerdo de los participantes en una medida y autorización
del encargado de la lectura, se podrá establecer otro punto de medida
principal cuya ubicación difiera del punto frontera, siempre que sea
equivalente a dicho punto frontera y resulte imposible o excepcionalmente costosa
su normal ubicación. En el caso de suministros en alta tensión
inferior a 36 kV, podrá realizarse la medida en baja tensión,
atendiéndose a lo dispuesto en la normativa correspondiente para la
facturación de tarifas. Las instrucciones técnicas complementarias establecerán los
procedimientos para la fijación de puntos de medida alternativos y las
correcciones a efectuar en las medidas de forma que la medida corregida pueda
considerarse igual a la energía circulada por el punto frontera. La propuesta de punto de medida alternativo será comunicada a todos
los participantes en la medida, los cuales dispondrán de un plazo de
30 días para formular objeciones. Si en el citado plazo no se recibieran
objeciones, se entenderá otorgada la conformidad por todos los participantes
al punto de medida alternativo. Los conflictos que se susciten en estos casos,
se resolverán por la Comisión Nacional de Energía según
lo establecido en la disposición adicional undécima.Tercero de
la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, independientemente
de las actuaciones en vía jurisdiccional que pudieran producirse a instancia
de cualquiera de las partes. Idéntico procedimiento se seguirá para la medida redundante
y comprobante cuando se requiera. Artículo 7. Clasificación de los puntos de medida y
frontera. Son puntos de medida de tipo 1 los siguientes:
Puntos situados en las fronteras de clientes cuya potencia contratada
en cualquier periodo sea igual o superior a 10 MW. Puntos situados en las fronteras de generación cuya potencia
aparente nominal sea igual o superior a 12 MVA. Puntos situados en cualquier otra frontera cuya energía intercambiada
anual sea igual o superior a 5 GWh. Son puntos de medida de tipo 2: aquellos que no pudiendo clasificarse
como tipo 1 sean:
en cualquier periodo sea superior a 450 kW. Puntos situados en las fronteras de generación, cuya potencia
aparente nominal sea igual o superior a 450 kVA. Puntos situados en cualquier otra frontera cuya energía intercambiada
anual sea igual o superior a 750 MWh. Son puntos de medida de tipo 3: aquellos que no puedan clasificarse
en otra categoría. Son puntos de medida tipo 4 los puntos situados en las fronteras de
clientes, cuya potencia contratada en cualquier periodo sea igual o inferior
a 50 kW
y superior a 15 kW. Son puntos de medida tipo 5:
en cualquier periodo sea igual o inferior a 15 kW. Puntos situados en las fronteras de instalaciones de generación
cuya potencia nominal sea igual o inferior a 15 kVA. Para las centrales en régimen especial, que además adquieran
energía como consumidor, el conjunto de la instalación se clasificará en
el tipo que corresponda, conforme a la mayor de las potencias, nominal de generación
o contratada como consumidor. En las fronteras que deban ser clasificadas en su conjunto como de un tipo
determinado, todos los puntos de medida utilizados para su cálculo deberán
disponer de equipos de medida de, como mínimo, el tipo al que corresponde
la frontera. Por otra parte, aquellas instalaciones de generación que dispongan
al menos de una frontera tipo 1, 2 ó 3, deberán disponer de equipos
de medida de como mínimo tipo 3 en todas sus fronteras. Ello sin perjuicio
de que los puntos de medida tipos 1 y 2 deban disponer de los equipos reglamentarios. CAPíTULO II Equipos de medida 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.
Aquellos aparatos o dispositivos para los que
no se haya establecido reglamentación
metrológica específica para la evaluación de la conformidad,
requerirán autorización del modelo para su uso e instalación
en la red y estarán sujetos a las verificaciones correspondientes. Estas
autorizaciones tendrán siempre carácter transitorio, debiendo
el solicitante obtener la evaluación de la conformidad correspondiente,
en el plazo de un año desde la entrada en vigor de dicha reglamentación,
una vez ésta se dicte y sin perjuicio de poder obtener las prórrogas
que la autoridad competente estime oportunas.
Cuando el equipo de medida no
esté constituido por un único
elemento integrado en una única envolvente, cada uno de sus elementos
requerirá de la correspondiente evaluación de la conformidad
o en su caso autorización del modelo para su uso e instalación
en la red, que se podrá otorgar sobre el conjunto o por separado para
cada uno de sus componentes. No obstante, los dispositivos utilizados para
efectuar o dar soporte a la comunicación de datos se regirán
Cuando el modelo de contador incorpore
registrador, puesto que la evaluación
de la conformidad no alcanza al mismo, se requerirá adicionalmente la
autorización del modelo para su uso e instalación en la red. 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
En el caso de no existir norma UNE o internacional de
aplicación, la
Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio
de Industria Turismo y Comercio establecerá las condiciones y requisitos
de ensayo de conformidad exigibles para su autorización.
el tipo de aparato de medida de que se trate se pretenda instalar en
más de una comunidad autónoma, la autorización de modelo
para su uso e instalación en la red concedida por la Administración
competente de una comunidad autónoma será válida
en todo el territorio nacional. 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.
que no se desarrolle la correspondiente reglamentación metrológica
específica, si el contador combinado, para la medida de energía
activa, fuera de clase 0,2, se requerirá, para esta parte, autorización
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. 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
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.
A tal efecto, cuando exista norma UNE o
internacional, relativa a equipos de medida similares, pero de diferente
clase de precisión, el certificado
de ensayos se referirá a dicha norma, en lo que pudiera ser de aplicación,
conforme al mejor criterio técnico y extrapolando los valores de error,
clases de precisión e incertidumbres, en la misma proporción
que la clase a la que se refiere la norma, respecto de la clase de precisión
del equipo de medida a ensayar. 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.
Así, el registro de energía activa y reactiva será realizado
en todos los sentidos y cuadrantes, respectivamente, en que sea posible la
circulación de energía. En ambos casos, es opcional el emplear
uno o más aparatos, según convenga. Dispondrán de dispositivos de comunicación para la lectura
remota todos los equipos de medida de tipo 1 y 2, así como los de tipo
3 que no correspondan a fronteras de cliente. En los puntos de medida tipo
3 de fronteras de clientes la lectura remota será opcional. Los equipos
de medida de tipo 4 y de tipo 3 que no disponga de comunicaciones para la lectura
remota, deberán estar preparados para poder conectar los dispositivos
de transmisión, módem y línea que permitan su lectura
en modo remoto. Para los puntos de medida de tipo 5 se estará a lo dispuesto
en el apartado 7 de este artículo. 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
En los puntos de medida tipos 1, 2, 3 y 4 el control de la potencia
maxímetros. Se requerirán seis maxímetros en todos estos
puntos, con un periodo de integración de 15 minutos.
tipo 5 el equipo deberá disponer de capacidad para controlar
la potencia demandada tanto mediante maxímetros como otros elementos
con función de limitación de la potencia. El propio contador
podrá, mediante algoritmo simplificado de seguimiento de la curva de
actuación, realizar dicha función, ajustando de forma dinámica
la referencia de intensidad máxima al contrato o requisitos de gestión
de la demanda establecido en cada momento.
Los elementos de limitación de potencia se colocarán preferentemente
integrados en el propio equipo de medida, para lo que deberán ser reenganchables
desde el domicilio del contrato o de reenganche automático. En el caso
de no ubicarse en la centralización de contadores, se colocará lo
más cerca posible del punto de entrada de la derivación individual. 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
El registrador de puntos de medida tipo 1, 2 y 3 deberá tener capacidad
para parametrizar periodos de integración de hasta 5 minutos, así como
para registrar y almacenar los parámetros requeridos para el cálculo
de las tarifas de acceso o suministro (energías activa y reactiva y
valores de potencia), con la periodicidad y agregación que exija la
normativa tarifaria correspondiente. Cuando ésta no requiera un periodo
de integración menor, el registro de energía activa será horario.
equipos de los puntos de medida tipo 4 dispondrán de seis registros
de energía activa, seis de energía reactiva y otros seis de potencia.
Así mismo, los equipos tendrán capacidad para programar los parámetros
necesarios para la facturación de las tarifas integrales y de acceso.
equipos básicos tipo 5 deberán permitir la discriminación
horaria de las medidas, con capacidad para gestionar al menos seis periodos
programables. Para cada periodo se registrarán y almacenarán
las energías activa y reactiva (en los sentidos y cuadrantes en que
sea posible la circulación de energía), la máxima potencia
cuarto horaria y la fecha y hora del máximo. No obstante lo anterior,
los equipos deberán disponer de capacidad para parametrizar periodos
de integración de hasta una hora, así como registrar y almacenar
las curvas horarias de energía activa y reactiva de un mínimo
de 3 meses. Los equipos de medida tipo 5, deberán estar integrados en un sistema
de telegestión y telemedida implantado por el encargado de la lectura
El sistema de telegestión y telemedida desarrollado por cada encargado
de la lectura, los equipos asociados y, en su caso, los protocolos específicos,
habrán de ser autorizados por la Dirección General de Política
Energética y Minas, previo informe de la Comisión Nacional de
Energía, de acuerdo con el procedimiento y condiciones que, a tal efecto,
establezca el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Una vez obtenida
la autorización, el encargado de la lectura podrá sustituir los
equipos de medida, aun cuando no sean de su propiedad. En este último
caso, si además la sustitución del equipo es decisión
del propio encargado de la lectura y no está motivada por el Plan de
Sustitución de contadores previsto en la disposición adicional
vigésima segunda del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre, por
el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de 2007, ésta
no generará coste alguno para su propietario ni cobro en concepto de
alquiler, durante el periodo restante de vida útil del equipo sustituido,
con un máximo de 15 años. Si el cliente optara por adquirir un
equipo en propiedad, dicho equipo deberá cumplir con las especificaciones
que establezca el distribuidor.
Administrativamente se fijará el precio
regulado de alquiler de los equipos.
Estos sistemas estarán constituidos por los siguientes elementos: los
equipos de medida y de control (contador, elementos con función de control
de potencia, interruptores, displays, etc.), ubicados en el punto de medida;
el sistema informático de gestión, que gestiona los flujos de
información y el funcionamiento de los equipos de medida y control,
y el sistema de comunicación entre ambos. Adicionalmente, podrán
instalarse concentradores intermedios que actúen de enlace entre los
equipos de medida y control y el sistema informático de gestión.
especificaciones funcionales mínimas de los sistemas de telegestión
serán los indicados a continuación, sin perjuicio de que el
encargado de la lectura pueda implementar en el sistema funcionalidades adicionales:
remota de los registros de energía activa y reactiva, así como
de potencia, necesarios para la facturación de las energías y
las tarifas, u otros usos que le fueran requeridos, tales como la inclusión
en un panel representativo de consumidores. Lectura remota de los registros de los parámetros de calidad. Parametrización del equipo de medida de forma remota, incluyendo la
configuración de los períodos de discriminación
horaria y la potencia contratada. Activación del modo de control de la potencia demandada, maxímetro
o dispositivo de control de potencia. Sincronización periódica remota con los concentradores. Control remoto de la potencia: corte y reconexión del suministro, tanto
para la gestión de altas y bajas de suministros como para la ejecución
de planes de gestión de la demanda. Por último, el sistema deberá disponer de capacidad de gestión
de cargas, con el objeto de reducir la demanda en momentos críticos. Podrán integrarse en los sistemas de telegestión y telemedida
previstos en el punto anterior, los equipos ubicados en fronteras tipo 4, siempre
que dichos equipos cumplan, además de las especificaciones propias del
sistema de telegestión y telemedida, todos los requisitos establecidos
en el presente reglamento y normas de desarrollo para los puntos de medida
tipo 4 y 5, el que resulte más exigente en cada caso; con la excepción
de los protocolos de comunicaciones, que podrán ser específicos,
según lo dispuesto en el apartado 3 del artículo 20 de este
reglamento. La clase de precisión de los transformadores de medida y los contadores
de energía activa y reactiva que deberán cumplir los equipos
de medida se resume en el siguiente cuadro:
Tipo de puntoClase de precisión
TransformadoresContadores
TensiónIntensidadActivaReactiva
10,20,2 S≤ 0,2 S
3≤ 1
4≤ 1
5 ≤ A
Asimismo, todos los equipos de medida correspondientes a puntos de
medida de clientes incorporarán registro de los parámetros relativos
a la calidad del servicio. Dichos registros habrán de recoger al menos
el número y duración de cada una de las interrupciones de suministro
de duración igual o superior a 3 minutos detectadas por el equipo de
medida, así como el tiempo en que la tensión de línea
esté fuera de los límites permitidos por exceso y por defecto. Artículo 10. Excepciones a los equipos básicos. 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. Cuando varias instalaciones de generación compartan instalaciones de
evacuación para su conexión con las redes de transporte o distribución,
en ausencia de acuerdo entre ellas y el gestor de la red autorizado por el órgano
competente, las energías activa y reactiva medidas en frontera se asignarán
a cada instalación, junto con la imputación de pérdidas
que corresponda, proporcionalmente a las medidas individualizadas. Para ello,
además del correspondiente punto medida global correspondiente al punto
frontera con la red, deberán instalarse equipos para medida individualizada
de potencia activa y reactiva en cada una de las instalaciones. Por lo tanto, a los efectos de lo dispuesto en el artículo 5 del presente
reglamento, en el punto de conexión se establecerá una configuración
principal y, cuando así sea requerido, una configuración redundante
o comprobante. Por otro lado se establecerá, así mismo, una configuración
principal, y cuando así sea requerido, una configuración redundante
o comprobante en cada una de las instalaciones de generación. Los procedimientos de operación del sistema establecerán el
mecanismo de cálculo para el reparto de energías y/o pérdidas. Artículo 12. Responsables de los puntos de medida. Serán responsables de la instalación de medida y de sus
equipos: La empresa generadora, tanto en régimen ordinario como especial,
es responsable de la instalación y equipos que miden la energía
intercambiada con la red por una central de generación.
puntos de conexión de varias instalaciones de generación
con las redes de transporte o distribución, todos los titulares de estas
unidades de generación serán solidariamente responsables del
punto de medida global. Por acuerdo entre ellos se designará un
interlocutor con los operadores y administraciones competentes. El cliente es el responsable de la instalación y equipos
que miden su consumo. El operador del sistema es el responsable de la instalación y equipos
que miden la energía intercambiada en las interconexiones internacionales. La empresa de distribución es la responsable de la instalación
y equipos que miden la energía intercambiada en los puntos frontera
de su red con la red de transporte. En todos los demás casos, la responsabilidad sobre la instalación
y equipos de medida corresponderá al sujeto que normalmente adquiere
energía. Otras responsabilidades: El responsable de un equipo de medida lo será de la instalación
de medida y del mantenimiento, operación y verificación, siendo
además responsable de que el equipo e instalación de medida cumpla
todos los requisitos legales establecidos. Ello sin perjuicio de que pueda
contratar los diferentes servicios de los que es responsable, pudiendo incluso
disponer de equipos alquilados. La responsabilidad alcanza a todos los costes
inherentes a dichos equipos e instalación de medidas, excepto
para los puntos frontera de clientes.
La conexión o desconexión de los equipos de medida de clientes
siempre la realizará el distribuidor, el cual debe alquilar dichos equipos
en su configuración básica, excepto los transformadores, a los
clientes con puntos de medida tipos 3, 4 ó 5 conectados con su red,
al precio legalmente establecido, si así lo desean, e informarles
de que pueden, asimismo, alquilarlos a terceros, o bien adquirirlos en
El precinto de los distintos equipos y circuitos de medida
realizado por el encargado de la lectura o el verificador de medidas eléctricas.
el caso de que sea necesario realizar una modificación en las instalaciones
de enlace como consecuencia de la instalación del nuevo equipo de medida,
el cliente debe realizar dicha adecuación de sus instalaciones
soportando el coste que esto supone. El responsable del punto de medida lo será, igualmente, de gestionar
con los operadores telefónicos el medio y vía de comunicación
y poner la lectura en correctas condiciones a disposición del operador
del sistema en el interfaz de acceso a la red troncal, para su registro en
el concentrador principal de medidas eléctricas en los casos en
que sea el operador del sistema el encargado de realizar la lectura.
Análogamente será responsable de poner la lectura en correctas
condiciones en el interfaz de acceso a la red del concentrador secundario,
en el caso de que se efectúe la lectura remota mediante un concentrador
secundario. El responsable del punto de medida que por requerimiento normativo
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
encargado de la lectura.
Nacional de la Energía, establecerá los requisitos y condiciones
exigibles para obtener la mencionada autorización, que será otorgada
por las comunidades autónomas con competencia en la materia, cuando
la actividad se pretenda ejercer tan sólo en el ámbito territorial
de dicha comunidad autónoma, o por la Dirección General de Política
Energética y Minas cuando abarque territorios de más de una comunidad
autónoma. No podrán actuar como encargados de la lectura las
sociedades mercantiles que realicen actividades de producción o de comercialización,
tanto de energía eléctrica como de gas. Aquellos distribuidores encargados de la lectura, que en virtud de la
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 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. Sólo los participantes en una medida tienen derecho a acceder directamente
a la lectura de los equipos de medida y comprobación de su programación,
en relación con los datos que le correspondan, de acuerdo con las
restricciones de acceso que se establezcan. 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.
de claves y la programación del registrador sólo podrán
ser efectuadas por el encargado de la lectura o, en su ausencia, cuando se
rebasen los plazos legalmente establecidos, por el verificador de medidas eléctricas
y conforme con las condiciones que se especifiquen en las instrucciones técnicas
Las instrucciones técnicas complementarias determinarán
los requisitos y condiciones relativos al precintado y desprecintado de equipos. La seguridad e integridad de la información que se adquiere a través
de concentradores secundarios de carácter voluntario estará garantizada
por firma electrónica, con los requisitos establecidos en la Ley 59/2003,
de 19 de diciembre, de Firma Electrónica, o la norma que la sustituya.
Los encargados de la lectura no podrán en ningún caso obtener
datos de medida agregados a través de concentradores secundarios de
carácter voluntario. Artículo 14. Sustitución de los equipos. 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
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
En aquellos casos en que el distribuidor se vea imposibilitado
a instalar el equipo de medida, podrá proceder a la suspensión del suministro,
de acuerdo con el procedimiento establecido en el artículo 85 del
Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre. Artículo 15. Corrección de registros de medidas. Las incidencias justificadas de los equipos de medida que definan las instrucciones
técnicas complementarias, darán lugar a nuevos registros de medida
que podrán conducir a nuevas liquidaciones y, en su caso, a nuevas facturaciones
a clientes y productores. Cuando sea posible determinar la fecha en que se
produjo la avería, las correcciones se aplicarán desde esa fecha.
En ningún caso, las correcciones podrán extenderse más
allá de los doce meses anteriores a la petición de la verificación
o a la detección del defecto. En ningún caso las nuevas liquidaciones darán lugar a la modificación
de las liquidaciones efectuadas por el operador del sistema que hubieran adquirido
la condición de definitivas según lo establecido en los correspondientes
procedimientos de operación. En este supuesto, las liquidaciones nuevas
se realizarán de acuerdo a lo que a tal efecto se establezca en los
procedimientos de operación del sistema, tomando como base el precio
final horario correspondiente. En el caso de clientes o generadores conectados
o asociados a redes de distribución, los cobros o pagos que resulten
de dicha liquidación se facturarán con el distribuidor correspondiente. CAPÍTULO III Verificación e inspección Artículo 16. Verificación de instalaciones y equipos
de medida. 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:
Tipo de puntoPeriodicidad
Las verificaciones de contadores tipo 4 y 5 se podrán efectuar con
carácter individual o por el procedimiento de lotes. 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.
El precio máximo de la verificación a aplicar por el verificador
de medidas eléctricas, lo establecerá el Gobierno mediante real
decreto y se actualizará anualmente o cuando circunstancias especiales
así lo aconsejen. 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.
reparación se efectuará por un reparador inscrito a tal efecto
en el registro de control metrológico establecido por el Real Decreto
889/2006, de 21 de julio, por el que se regula el control metrológico
del Estado sobre instrumentos de medida. En el caso de que no exista reglamentación
específica, y una vez reparado, el equipo de medida se someterá a
la verificación en origen por un verificador de medidas eléctricas
o si no fuera posible se someterá a la primera verificación sistemática
simultáneamente con su instalación en la red. Artículo 17. Inspección de instalaciones y equipos de
medida. De conformidad con el apartado Tercero.1.octava, de la disposición
adicional undécima de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de
Hidrocarburos, la Comisión Nacional de Energía podrá inspeccionar
las instalaciones de medida, sus equipos y las verificaciones efectuadas, el
cumplimiento por los verificadores de medidas eléctricas de la autorización
concedida, así como las actuaciones relativas al presente reglamento
y normas de desarrollo efectuadas por los sujetos implicados. Dichas inspecciones se realizarán con la colaboración técnica
del Centro Español de Metrología, pudiendo requerir, asimismo,
la colaboración del operador del sistema. Asimismo, podrá ser objeto de inspección o comprobación,
por los órganos competentes de las comunidades autónomas en el ámbito
de sus respectivas competencias, cualquier instalación y equipo de medida,
así como las actuaciones relativas al presente reglamento y normas de
desarrollo efectuadas por los sujetos implicados. Dichas inspecciones o comprobaciones
no tendrán nunca el carácter de verificación de las previstas
en el presente reglamento. CAPÍTULO IV Sistemas y protocolos de comunicaciones Artículo 18. Redes del sistema de comunicaciones. En general, el sistema de comunicaciones para toma de medidas está formado
por las redes de acceso y troncal, según se definen en el artículo
3. Ambas redes pueden compartir el mismo soporte físico. Artículo 19. Modos de conexión. La conexión de un equipo de medida al concentrador principal podrá ser
directa o a través de concentrador secundario, según decida el
responsable del equipo de medida, para los puntos tipo 1 y 2, excepto en el
caso de clientes, que se conectarán siempre mediante concentrador secundario. Para el resto de puntos de medida, la conexión del equipo con el concentrador
principal será a través del concentrador secundario del encargado
de la lectura. Cuando la empresa comercializadora disponga de concentrador secundario, podrá transferir
al concentrador principal la información que se determine por las instrucciones
técnicas complementarias, sin perjuicio de que la transferencia de dichas
medidas al concentrador principal deba ser realizada en cualquier caso por
el distribuidor como encargado de la lectura. Esta información facilitada por los comercializadores sólo podrá ser
utilizada por el operador del sistema en el proceso de estimación de
medidas, siempre que se carezca de las medidas procedentes del encargado de
la lectura. Artículo 20. Inventario y características de los equipos
de comunicaciones. El operador del sistema mantendrá un inventario actualizado de los
equipos que conforman el sistema de comunicaciones de la red troncal y de aquellos
otros equipos que proporcionen la garantía de integridad que se establezca
en las instrucciones técnicas complementarias, con exclusión
de los elementos pertenecientes a redes públicas de comunicación. De igual modo procederán los encargados de la lectura respecto de las
líneas de comunicación conectadas con su concentrador secundario. Los equipos de comunicaciones deberán estar homologados o normalizados,
según proceda, y cumplirán las normas que les sean de aplicación
sobre seguridad industrial y ordenación de las telecomunicaciones. Artículo 21. Medios y protocolos de comunicación. 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
Asimismo, el titular de un concentrador secundario podrá solicitar
al operador del sistema la utilización de líneas dedicadas ya
existentes para comunicación entre ambos, siempre que puedan soportar
los nuevos requerimientos de información y que no sean incompatibles
con las especificaciones técnicas que se establezcan para el concentrador
principal. En cualquier caso, el solicitante correrá con los gastos
ocasionados por la incorporación de su propuesta a la red troncal. 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 Artículo 23. Concentrador principal. El operador del sistema será el propietario del concentrador principal
de medidas eléctricas y será responsable de su instalación,
mantenimiento y administración, así como de la adaptación
permanente de los equipos a las necesidades del sistema de medidas eléctricas
y a la evolución tecnológica. Las especificaciones técnicas del concentrador principal deberán
estar en consonancia con los requisitos establecidos en el presente reglamento
y en sus instrucciones técnicas complementarias. Artículo 24. Concentradores secundarios. La instalación de los concentradores secundarios tendrá carácter
voluntario excepto para los encargados de la lectura que deberán instalar
concentradores secundarios con las características que se señalen
en las instrucciones técnicas complementarias. Cuando una empresa de distribución adquiera habitualmente energía
eléctrica a través de uno o más puntos frontera de otra
empresa de distribución, podrá previo acuerdo de las partes traspasar
sus derechos y obligaciones en relación con el establecimiento de un
concentrador secundario, a la empresa de distribución a la que está conectada,
o bien podrá instalar un concentrador secundario compartido con otras
empresas de distribución que se encuentren en idéntica situación. Cuando existan concentradores secundarios ajenos al concentrador secundario
del encargado de la lectura, los registradores conectados mediante comunicaciones
con el primero, podrán ser leídos por el encargado de la lectura
a través de dicho concentrador, siempre que sea posible, se disponga
de firma electrónica y se garanticen todos los requisitos exigibles
en relación con las lecturas. El encargado de la lectura podrá obtener éstas
directamente de este concentrador secundario o exigir el acceso hasta cada
registrador. En todo caso, el titular del concentrador secundario está obligado
a facilitar el acceso y todo lo que se pueda requerir para que el encargado
de la lectura efectúe adecuadamente dichas lecturas. En caso de desacuerdo
se someterá a la Comisión Nacional de Energía, la cual
resolverá con carácter vinculante. El operador del sistema mantendrá un inventario actualizado de todos
los concentradores secundarios que actúan en el sistema de medidas y
de sus titulares. Para la inclusión en el inventario y puesta en explotación
de un concentrador secundario, éste deberá cumplir los requisitos
exigidos por este reglamento y por las instrucciones técnicas complementarias. Artículo 25. Información contenida en los concentradores. El operador del sistema, como responsable del concentrador principal, recibirá la
información con el grado de desagregación que establezcan las
instrucciones técnicas complementarias. El concentrador principal actuará como servidor de datos para todos
los puntos de medida cuyo encargado de la lectura sea el operador del sistema.
Las instrucciones técnicas complementarias detallarán la información
y grado de desagregación que deberá contener. Los concentradores secundarios del encargado de la lectura actuarán
igualmente como servidores de datos en relación con los puntos de medida
a él asociados, debiendo recibir la información que se determine
en las instrucciones técnicas complementarias. Artículo 26. Acceso a la información contenida en los
concentradores. 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.
responsable del punto de medida podrá reclamar del
encargado de la lectura todos los datos que sobre él disponga, incluso
En el caso de que la propiedad, gestión, explotación o mantenimiento
del concentrador secundario corresponda a otra entidad que no coincida jurídicamente
con la titular, dicho concentrador no podrá ser compartido por empresas
que realicen actividades incompatibles de acuerdo con el artículo 14
de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico. 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, Turismo y Comercio, las comunidades
autónomas y la Comisión Nacional de Energía. Estas entidades
y el operador del sistema podrán publicar información agregada
de medidas de clientes, así como del resto de puntos conforme a lo
previsto en el apartado 4 anterior. Artículo 27. Canales de comunicación con los usuarios. El acceso de los usuarios a los concentradores principal y secundarios para
consulta de datos se realizará mediante los canales de comunicación
y procedimientos que establezcan los procedimientos de operación del
sistema con objeto de garantizar su seguridad. Además de la seguridad,
en la selección de los canales se considerarán como criterios
prioritarios que sean accesibles para el mayor número posible de usuarios
actuales y potenciales, y que el coste para el usuario sea mínimo, considerando
tanto la inversión en el equipo como el gasto previsto en las comunicaciones. Artículo 28. Periodicidad de las lecturas. Las instrucciones técnicas complementarias fijarán la periodicidad
de las lecturas de la información correspondiente a equipos de medida
dotados de comunicaciones y las lecturas locales o visuales de los contadores
principales y redundantes. A petición de cualquiera de los participantes en una medida y previa
justificación se podrán realizar lecturas adicionales, corriendo
los gastos por cuenta del solicitante, sin perjuicio de la posible utilización
posterior de dicha información a los efectos que procedan. CAPÍTULO VI Costes de los Servicios Artículo 29. Costes de los servicios. 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
El sobrecoste de la lectura local de los equipos de
medida que, según
dispone el presente reglamento o sus normas de desarrollo, han de ser leídos
de forma remota, correrá por cuenta del responsable del punto de medida,
siempre que la necesidad de efectuar la lectura local sea por causas imputables
a dicho responsable. 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
Si la utilización de equipos con lectura remota ha sido elegida por
el encargado de la lectura, será éste el responsable de los sobrecostes
originados, incluyendo el coste fijo de comunicaciones, pudiendo repercutir
al responsable del punto sólo el precio regulado de lectura establecido
para el caso o tipo de punto del que se trate. El resto de comunicaciones originadas por los servicios al usuario,
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.
En el caso de puntos de medida cuyo encargado de la lectura
sea el distribuidor, el coste del servicio de estimación de medidas se considerará incluido
en los costes de la actividad regulada de distribución, salvo que la
carencia de medida sea debida a causas imputables al responsable del punto
de medida, en cuyo caso dicho responsable abonará al distribuidor
la cantidad que legalmente se determine en los casos en que proceda. 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 Artículo 30. Diferencias entre medidas. Cuando las medidas obtenidas en una comprobación de un equipo no coincidan
con las medidas firmes se procederá a efectuar una corrección
de los registros de medida del período leído que podrá dar
lugar a una nueva liquidación de dicho período, a partir de los
valores obtenidos en la comprobación, sin que ésta pueda retrotraerse
más allá de doce meses. Cuando en una comprobación de un equipo comunicado se detecte una pérdida
de información o cuando las diferencias entre medidas sean imputables
al sistema de comunicaciones, el equipo será objeto de lectura local
con la periodicidad y en los plazos recogidos en las instrucciones técnicas
complementarias. La nueva liquidación se efectuará de acuerdo con lo establecido
en el artículo 14 del presente reglamento. Artículo 31. Carencia de medida firme en un punto de medida. 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. Configuraciones singulares de medida
derivadas de la desaparición del sujeto autoproductor. Para las instalaciones que tuvieran la consideración de autoproductor
se regula la actividad de producción de energía eléctrica
en régimen especial, la medida de la energía producida en barras
de central podrá obtenerse como combinación de medidas a partir
de la medida de la energía excedentaria entregada a la red de transporte
o distribución, o a partir de las medidas de la energía producida
en bornes de generadores. Para los consumidores que, a la entrada en vigor del Real Decreto 661/2007,
de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía
eléctrica en régimen especial, formasen parte de una unidad productor-consumidor,
podrán ser aceptadas configuraciones de medida singulares para su suministro.
Estas configuraciones serán autorizadas por la Dirección General
de Política Energética y Minas, previo acuerdo del consumidor
con el encargado de la lectura e informe favorable de la Comisión Nacional
de Energía. En el caso de varias instalaciones correspondientes a consumidores que presenten
configuraciones que puedan considerarse análogas, la Dirección
General de Política Energética y Minas podrá emitir una única
autorización conjunta para todas ellas, debiendo contar para ello previamente
cada una, con el acuerdo del consumidor con el encargado de la lectura correspondiente
y el informe favorable de la Comisión Nacional de Energía. Disposición adicional segunda. Instalación de elementos
de control de potencia. El Plan de Sustitución de contadores previsto en la disposición
adicional vigésima segunda del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre,
por el que se establece la tarifa eléctrica a partir de 1 de enero de
2007, se realizará sin perjuicio de lo previsto en los planes de instalación
de elementos de control de potencia contenidos en el artícu- lo 10 del
Real Decreto 1454/2005, de 2 de diciembre, por el que se modifican determinadas
disposiciones relativas al sector eléctrico. Disposición transitoria primera. Verificador
de puntos de medida. Hasta que existan entidades debidamente autorizadas para ejercer la actividad
de verificación de los puntos de medida, los encargados de la lectura
podrán actuar como verificadores de medidas eléctricas, con carácter
supletorio, en el caso de que el operador del sistema haya manifestado expresamente
su no disponibilidad para realizar la verificación solicitada. Disposición transitoria segunda. Sustitución
de equipos. Aquellas instalaciones y equipos de medida que por el presente reglamento
cambien su clasificación de tipo 3 ó 4 a tipo 1, 2 ó 3,
podrán mantener los equipos actuales hasta su sustitución por
equipo nuevo, siempre que a la entrada en vigor de este reglamento dichas instalaciones
y equipos sean conformes con el Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos
y Tránsitos de Energía Eléctrica, aprobado por Real Decreto
2018/1997, de 26 de diciembre, debiendo ser realizada dicha sustitución
antes del 1 de julio de 2012. No obstante, les serán de aplicación
el resto de requisitos y condiciones relativos al tipo de punto en el que resulten
clasificados, debiendo en todo caso disponer de comunicación para lectura
remota, cuando así sea requerido.
de medida que estuviesen clasificados como puntos de medida tipo 3 y que
en virtud de la disposición adicional
primera.2 del Real Decreto 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se establecen
los requisitos de medida en baja tensión de clientes y generadores en
Régimen Especial, pasaron a clasificarse como puntos de medida tipo
2, también será de aplicación lo dispuesto en el párrafo
precedente, siempre que, a la entrada en vigor del citado real decreto, dichas
instalaciones y equipos fuesen conformes con el Reglamento de Puntos de Medida
de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica, aprobado
por Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre, en la primera verificación
sistemática realizada. 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, 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. El plazo para la instalación o, en su caso, sustitución de
los equipos de medida existentes en bornes de grupo, para la medida de la energía
bruta generada, será de dos años desde la entrada en vigor
de este reglamento. 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
Asimismo, podrán ser utilizados hasta el momento de su sustitución
por equipo nuevo aquellos transformadores que alimenten a sistemas de medida
de tres hilos, siempre que cumplan los requisitos establecidos a tal efecto
en las instrucciones técnicas complementarias.
todos, sus características de tensión e
intensidad en el secundario y su potencia de precisión deberán
estar adaptadas a su carga y deberán cumplir con los reglamentos y
disposiciones vigentes en la fecha de su puesta en servicio.
que no cumplan todos estos requisitos mínimos deberán
ser sustituidos en los plazos que se indican en esta disposición para
el resto de elementos del mismo tipo de punto de medida del que se trate. Disposición transitoria tercera. Registros
de calidad en equipos de medida de clientes. La obligación para todos los equipos de medida de clientes de incorporar
registros de los parámetros relativos a la calidad del servicio, prevista
en el artículo 8 del presente reglamento, sólo alcanza a los
equipos de nueva instalación, tanto correspondientes a nuevos puntos
de suministro como a la sustitución de equipos existentes. Dicha obligación
será de aplicación desde el 1 de enero de 2008 para puntos de
medida tipos 1, 2 y 3, y a partir del 1 de enero de 2010 para puntos de medida
tipo 4, ello sin perjuicio de que todos los equipos utilizados hasta esas fechas
deban cumplir el resto de disposiciones establecidas en este reglamento y sus
desarrollos normativos. Para los equipos de medida tipo 5 esta obligación
será de aplicación en base a la ejecución del Plan de
vigésima segunda del Real Decreto 1634/2006, de 29 de diciembre. Disposición transitoria cuarta. Utilización
de perfiles de consumo en puntos de medida tipo 5. En tanto se mantenga la existencia del sistema tarifario integral, a los consumidores
cuyos puntos de medida se correspondan con los tipos 4 y 5 no les resultará de
aplicación lo contenido en el artículo 31.1, debiendo cumplir
en cualquier caso los equipos de medida de dichos suministros con lo establecido
para ellos en el presente reglamento con el fin de garantizar la obtención
de los datos para la correcta facturación de las tarifas que les sean
de aplicación. Una vez desaparezca el sistema tarifario integral, se aplicarán a estos
equipos los perfiles de consumo que al efecto se establezcan de acuerdo a lo
señalado en artículo 31.1 de este reglamento.
DEROGA REAL DECRETO 2018/1997, de 26 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento
de puntos de medida de los consumos y transitos de energía eléctrica. REAL DECRETO 385/2002, de 26 de abril, , por el que se modifica 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. REAL DECRETO 1433/2002, de 27 de diciembre, por el que se establecen los
requisitos de medida en baja tensión de consumidores y centrales de
DE CONFORMIDAD con la LEY 54/1997, de 27 de noviembre,
CITA REAL DECRETO 809/2006, de 30 de junio, de 30 de junio, por el que se revisa
la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2006.
Entrada en vigor el 19 de septiembre de 2007.