REGLAMENTO DE PUNTOS DE MEDIDA DE LOS CONSUMOS Y TRÁNSITOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA e Instrucciones Técnicas Complementarias

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1 REGLAMENTO DE PUNTOS DE MEDIDA DE LOS CONSUMOS Y TRÁNSITOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA e Instrucciones Técnicas Complementarias COLECCIÓN LEYES, NORMAS Y REGLAMENTOS MINISTERIO DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA Paseo de la Castellana, Madrid Tels.: / 4968 / 4000 Fax.:

2 Real Decrero 2018/1997, de 26 de diciembre («B.O.E.» de ). Orden de 12 de abril de 1999 («B.O.E.» de ). MINISTERIO DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA Paseo de la Castellana, Madrid Tels.: / 4968 / 4000 Fax.: NIPO: I.S.B.N.: D. L.: M ECPMIE: 0699 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. La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, ha introducido mecanismos de competencia en su funcionamiento cuya aplicación exige, de modo necesario, la implantación de un sistema de medidas homogéneo y efectivo de los tránsitos de energía entre las diversas actividades eléctricas. El sistema de medidas previsto en el presente Reglamento, además de constituir un elemento básico necesario para el funcionamiento de un mercado abierto y para efectuar la liquidación de la energía, podrá utilizarse, igualmente, para la medición de parámetros relativos a la calidad de servicio. El ejercicio por los consumidores elegibles y generadores de la facultad de celebrar libremente contratos de suministro no puede hacerse efectivo sin 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. 3

3 4 La Ley 54/1997 establece en su artículo 14 la separación entre las actividades eléctricas reguladas (gestión económica y técnica del sistema, transporte y distribución) y no reguladas (generación y comercialización). Con el fin de permitir la liquidación de la energía entre las diferentes actividades eléctricas separadas en la nueva ordenación del sistema eléctrico, se hace necesario la necesidad de modificar los criterios de medición de la energía existentes hasta este momento, y que están basados en el establecimiento de fronteras entre los subsistemas eléctricos. Para ello, el presente Reglamento prevé un sistema de medidas eléctricas compuesto por determinados equipos de medidas, comunicaciones y sistemas informáticos que permitirán la obtención y el tratamiento de la información relativa a la energía intercambiada entre las diferentes actividades eléctricas. El Reglamento establece la instalación de nuevos equipos de medida en las fronteras entre las diferentes actividades de generación, transporte y distribución, en los límites de las zonas de distribución y en las interconexiones internacionales. Asimismo, será obligatoria su instalación en el punto de conexión a la red de los consumidores cualificados contemplados en el artículo 9.2 de la Ley. De esta manera, el Reglamento pretende establecer un régimen homogéneo de medidas, con la finalidad de garantizar que la libre competencia se desarrolle en igualdad de condiciones para todos los agentes del Sistema Eléctrico Nacional. La adaptación de los equipos de medida a las condiciones que se establecen en este Reglamento permitirá reducir las posibles distorsiones en la retribución de las actividades reguladas debidas a la imprecisión de las medidas. En el nuevo modelo de mercado que se plantea se asigna a la demanda un papel activo, pudiendo participar en el mecanismo de formación de precios. Con el sistema de medida propuesto se conseguirá que este cometido pueda llevarse a cabo, y que todos los oferentes/demandantes conozcan con la periodicidad necesaria la respuesta de la demanda/oferta a sus propuestas, proporcionando, además de las energías precisas a liquidar entre los diferentes agentes, un mayor conocimiento del mercado. Como complemento a los equipos de medida, el Reglamento prevé la instalación del denominado «concentrador principal de medidas del Sistema Eléctrico Nacional», que constituye un sistema informático que almacenará las lecturas de todos los equipos de medida, facilitando, de esta manera, el proceso de liquidaciones y garantizando, a su vez, la confidencialidad de la información registrada. Por otro lado, el enorme flujo de información que supone el registro de todas las medidas aconseja adoptar una estructura de comunicaciones descentralizada. Para ello, el Reglamento prevé la posibilidad para los sujetos del sistema eléctrico de instalar de forma voluntaria los llamados «concentradores secundarios», que constituyen equipos informáticos que recogen medidas de los contadores de un área y las transmiten al concentrador principal, exigiéndose a estos equipos determinadas garantías de integridad y seguridad en las comunicaciones para permitir el adecuado funcionamiento del conjunto. El régimen jurídico general que se establece en este Reglamento se complementa con un conjunto de normas concretas de carácter técnico que, por esta razón, se contienen en instrucciones técnicas complementarias, facilitándose, de esta manera, su modificación por el Ministerio de Industria y Energía a fin de adaptarlas en cada momento al nivel de desarrollo tecnológico. En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria y Energía, de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de Ministros en su reunión del día 26 de diciembre de 1997, dispongo: 5

4 Artículo 1. Objeto. CAPITULO I Normas generales 1. El objeto de este Real Decreto 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, para la liquidación de la energía y servicios asociados, en aplicación del régimen económico de las actividades de dicho sistema. 2. El sistema de medidas se utilizará para controlar los parámetros relativos a la calidad del servicio eléctrico, de acuerdo con las normas que sean de aplicación y las relaciones contractuales establecidas entre los sujetos y agentes del Sistema Eléctrico Nacional. Artículo 2. Ambito de aplicación. Los preceptos contenidos en este Reglamento serán de aplicación al sistema de medidas eléctricas, compuesto por los equipos de medida situados en los puntos frontera entre las actividades de generación, transporte y distribución, en los límites de las zonas de distribución, en las interconexiones internacionales y en el punto de conexión de los consumidores cualificados que adquieran la energía mediante tarifas no reguladas (en adelante, clientes); por los equipos de comunicaciones y por los sistemas informáticos que permitan la obtención y tratamiento de la información de medidas eléctricas. A efectos de la aplicación del presente Reglamento, a los productores del régimen especial les será de aplicación lo dispuesto para centrales de generación. Artículo 3. Definiciones. 1. Fronteras de la red: a los efectos de este Reglamento tendrán la consideración de fronteras de la red: b) Los puntos de conexión de la red de transporte con la de distribución. c) Los puntos de conexión de instalaciones de transporte propiedad de una empresa con instalaciones de transporte propiedad de otra empresa distinta. d) Los puntos de conexión de instalaciones de distribución propiedad de una empresa con instalaciones de distribución propiedad de otra empresa distinta. e) Los puntos de conexión de instalaciones de distribución de una zona con las instalaciones de otra zona distinta. La definición de zonas de distribución será la que establezca, para la ordenación de la distribución, el Ministerio de Industria y Energía, en la forma en que determina el artículo 39.3 de la Ley del Sector Eléctrico. f) Las interconexiones internacionales. 2. Punto de medida: el lugar concreto de la red donde se ubica el equipo de medida. Las instrucciones técnicas complementarias determinarán las fronteras en las que es necesaria esta instalación. 3. Participantes en una medida: los propietarios de las instalaciones a ambos lados de la frontera de red donde se sitúa un punto de medida. 4. Sistema de medidas eléctricas, conjunto compuesto por los siguientes elementos: a) Los equipos de medida eléctrica. b) Los sistemas de comunicaciones para la lectura remota de la información, cuando existan. c) Los sistemas de tratamiento de la medida del Sistema Eléctrico Nacional, formados por el concentrador principal de medidas eléctricas y los concentradores secundarios. 6 a) El punto de conexión de generadores y clientes con las redes de transporte o distribución. 5. Equipo de medida: el conjunto formado por los transformadores de medida, el cableado, contadores, relés auxi- 7

5 8 liares, equipos de almacenamiento local de la información, el «software» y todo el equipo auxiliar necesario para garantizar la obtención de la medida con el grado de precisión adecuado. 6. Sistema de comunicaciones: conjunto de medios físicos que permiten transmitir o recibir la información de la medida a distancia por medio de cualquier soporte. 7. Concentrador principal de medidas eléctricas: sistema de información que recoge de forma centralizada las medidas del Sistema Eléctrico Nacional. Estas medidas pueden llegar al concentrador principal procedentes directamente de los equipos de medida o de los concentradores secundarios. 8. Concentradores de medidas secundarios: sistemas de captura y almacenamiento de las lecturas guardadas en los registradores para su posterior envío al concentrador principal. 9. Lectura local: captación sin intervención de las comunicaciones de los datos de medida de un contador realizada mediante el acoplamiento al mismo de un terminal de lectura. 10. Lectura remota: captación de datos mediante la intervención de algún sistema o canal de comunicación. 11. Lectura visual: captación de datos manual anotando las medidas que refleja el visor del contador. 12. Lectura provisional: las lecturas visuales y remotas obtenidas mediante comunicaciones que no cumplan los requisitos de integridad definidos en las instrucciones técnicas complementarias. 13. Lectura firme: las lecturas locales y remotas obtenidas mediante comunicaciones que cumplan los requisitos de integridad definidos en las instrucciones técnicas complementarias. Excepcionalmente, por acuerdo entre los participantes en la medida, las lecturas visuales realizadas directamente por el operador del sistema podrán tener la consideración de firmes. Cuando dicho operador no pueda obtener la lectura remota o cuando dicha lectura no pueda ser considerada firme, se realizará la lectura local. Artículo 4. Tratamiento de la información. El operador del sistema 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. Artículo 5. Determinación de los puntos de medida. El operador del sistema establecerá los puntos de medida aplicando los criterios establecidos en las instrucciones técnicas complementarias. Excepcionalmente, previo acuerdo del operador del sistema y de los participantes en una medida, se podrá establecer otro punto diferente, siempre que sea equivalente al que corresponda y resulte imposible o excesivamente costosa su normal ubicación. Las instrucciones técnicas complementarias establecerán los procedimientos para la fijación de puntos de medida alternativos, en los que deberá constar el otorgamiento de conformidad si no se presentan objeciones en el plazo de treinta días, la posibilidad de someter las discrepancias a la Comisión del Sistema Eléctrico Nacional y, en todo caso, la publicidad de la modificación. Artículo 6. Clasificación de los puntos de medida. A efectos de determinación de las características de los equipos, los puntos de medida se clasificarán según lo que especifiquen las instrucciones técnicas complementarias. Artículo 7. Confidencialidad de la información. 1. La información obtenida por la aplicación de este Reglamento tiene carácter confidencial. La difusión de las medidas sólo podrá hacerse con consentimiento expreso de quien le afecte. No obstante, los par- 9

6 ticipantes recibirán la información que resulte imprescindible para comprobar su liquidación y podrán obtener certificaciones del operador del sistema sobre las medidas. d) En todos los demás casos, la responsabilidad sobre los equipos de medida corresponderá al propietario del elemento de red donde se sitúe el punto de medida El operador del mercado tendrá acceso a las medidas que le resulten imprescindibles para el desempeño de sus funciones, observará las condiciones de confidencialidad, podrá publicar estadísticas y cualquier otra información agregada. CAPITULO II Equipos de medida Artículo 8. Características de los equipos. Los equipos de medidas estarán normalizados y cumplirán todos los requisitos exigidos por las disposiciones sobre elementos de red y en materia de seguridad eléctrica, y, en especial, las que se especifican en el presente Reglamento y cualquier otra normativa que les resulte de aplicación. Las instrucciones técnicas complementarias en desarrollo de este Reglamento establecerán las características técnicas correspondientes a los equipos de cada uno de los tipos de punto de medida a que se refiere el capítulo I de este Real Decreto. Artículo 9. Responsables de los equipos. 1. Serán responsables de los equipos: a) La empresa generadora es responsable de los equipos que miden la energía intercambiada con la red por una central de generación. b) El cliente es el responsable de los equipos que miden su consumo. c) El operador del sistema es el responsable de los equipos que miden la energía intercambiada en las interconexiones internacionales. 2. Otras responsabilidades: a) El responsable de un equipo de medida lo será de su instalación y de su mantenimiento y operación, sin perjuicio de que pueda contratarlos con terceros. b) El responsable de cada equipo de medida lo será, igualmente, de poner la medida 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. c) El responsable de cada equipo de medidas solicitará al operador del sistema que efectúe la lectura local o remota. d) El responsable de un equipo 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, de los demás participantes en la medida y de las Administraciones competentes, en condiciones adecuadas para la realización de los trabajos de lectura, comprobación y verificación. 3. El operador del sistema mantendrá un inventario actualizado de los equipos de medida y de sus responsables. Para la inclusión en el inventario y puesta en explotación de un equipo de medida, éste deberá cumplir los requisitos exigidos por este Reglamento y demás disposiciones vigentes en la materia. Artículo 10. Seguridad y acceso a la información. 1. Las instrucciones técnicas complementarias establecerán: a) Las condiciones de acceso a la información y las medidas de seguridad de los equipos de medida. b) La forma en que se pueda acceder directamente a los 11

7 12 equipos de medida, mediante un terminal portátil que se les conecte. 2. Los responsables de los equipos deberán facilitar al operador del sistema los programas informáticos y las claves necesarias para realizar la lectura local y, en los casos en que existan comunicaciones, la lectura remota. Los equipos sólo podrán ser programados por el operador del sistema o por aquel en quien éste delegue para esta tarea, en las condiciones que se especifiquen en las instrucciones técnicas complementarias. Artículo 11. Calibración y verificación de los equipos. Los equipos de medida se verificarán en origen y serán sometidos a verificaciones periódicas en la forma y plazos que se especifiquen en las instrucciones técnicas complementarias. El operador del sistema coordinará con el responsable de cada equipo de medida la realización de las verificaciones, en las que podrán intervenir tanto el operador del sistema como los participantes en la medida. Cualquier persona física o jurídica con interés económico en una medida podrá participar en las verificaciones, para lo cual solicitará al operador del sistema que le comunique las que esté previsto realizar al equipo de medida. Los gastos que ocasione la verificación correrán a cargo del responsable del equipo de medida, que será quien designe a la empresa verificadora, entre las que cumplan los requisitos que se establezcan y estén autorizadas al efecto. A petición debidamente justificada del operador del sistema o de los participantes en una medida los equipos podrán verificarse fuera de los plazos establecidos. Si el equipo supera la verificación, los gastos que ocasione la prueba correrán por cuenta de quien la solicitó y, si no la supera, por cuenta del responsable del equipo. Los elementos 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 a la mayor brevedad posible, sin rebasar nunca los plazos que se determinan en este Reglamento. Artículo 12. Sustitución de los equipos. 1. 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. 2. Cuando exista un equipo redundante o comprobante con los defectos que se especifiquen en las instrucciones técnicas complementarias, los plazos para la sustitución de los equipos, salvo causas de fuerza mayor, serán los siguientes: a) El plazo máximo para la sustitución de transformadores de medida será de seis meses, ampliables a ocho cuando el equipo nuevo sea de calidad superior a aquel al que sustituye. b) El plazo máximo para la sustitución de contadoresregistradores será de dos meses, ampliables a tres cuando el equipo nuevo sea de calidad superior a aquel al que sustituye. 3. 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. 4. Cuando un equipo redundante o comprobante no cumpla las condiciones que se especifiquen en las instrucciones técnicas complementarias, la sustitución de elementos del 13

8 14 equipo de medida se realizará de forma inmediata, con un plazo máximo de una semana, salvo circunstancias excepcionales de la explotación o por necesidades de continuidad de servicio, en cuyo caso se realizarán a la mayor brevedad posible. Artículo 13. Corrección de registros de medidas por averías. Las averías de los equipos de medida darán lugar a nuevos registros de medida que podrán conducir a nuevas liquidaciones. Cuando sea posible determinar la fecha en que se produjo la avería, las correcciones se aplicarán desde esa fecha. Cuando no sea posible dicha determinación, las correcciones no podrán extenderse más allá de los tres meses anteriores a la petición de la verificación o a la detección del defecto, respectivamente. CAPITULO III Sistemas y protocolos de comunicaciones Artículo 14. Redes del sistema de comunicaciones. 1. El sistema de comunicaciones para toma de medidas está formado por las redes de acceso y troncal. Se entiende por red de acceso la existente entre los equipos de medida y las entradas a los concentradores secundarios. Se entiende por red troncal la existente desde la salida de los concentradores secundarios, o del equipo de medida que se conecta directamente al concentrador principal, y éste. 2. No obstante la distinción recogida en el apartado anterior, ambas redes pueden compartir el mismo soporte físico. Artículo 15. Modos de conexión. La conexión de un equipo de medida al concentrador principal podrá ser directa o a través de cualquier concentrador secundario, según decida el responsable del equipo de medida. Cuando proceda la lectura remota, el responsable del equipo de medida informará al operador del sistema y al otro participante en la medida de las características de la comunicación y el modo de conexión elegido. Artículo 16. 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. Los equipos de comunicaciones a que se refiere el párrafo anterior deberán estar homologados o normalizados, según proceda, y cumplirán las normas que les sean de aplicación sobre seguridad industrial u ordenación de las telecomunicaciones. Artículo 17. Medios y protocolos de comunicación. 1. Las instrucciones técnicas complementarias podrán establecer restricciones por motivos de seguridad en la utilización de medios y protocolos de comunicación. 2. El operador del sistema definirá y actualizará los medios y protocolos en la red troncal, 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. 3. 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 15

9 y seguridad definidas en este Reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias. 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. 4. Los medios y protocolos utilizados en la red de acceso serán de libre elección, con las limitaciones de seguridad precisas y el respeto a la legislación estatal o autonómica aplicable. Artículo 18. Gestión de sistema de comunicaciones. 1. El operador del sistema será responsable de la gestión de la red troncal, instalación de los equipos que correspondan, mantenimiento y operación de las comunicaciones correspondientes a la citada red. 2. 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. 3. La gestión de la red de acceso utilizada por un equipo de medida corresponderá a quien designe el responsable de dicho equipo. CAPITULO IV Concentradores de medidas secundarios Artículo 20. Instalación y operación. La instalación de los concentradores secundarios tendrá carácter voluntario. El operador del sistema mantendrá un inventario actualizado de los concentradores secundarios 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. CAPITULO V Equipamiento y funciones del concentrador principal Artículo 21. 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 22. Información contenida en el concentrador principal. 16 Artículo 19. Medidas dotadas de comunicaciones. Las instrucciones técnicas complementarias definirán los equipos de medida que, por su especial relevancia o utilidad, deban estar obligatoriamente dotados de comunicaciones para transmitir los datos al concentrador principal de medidas eléctricas con la periodicidad que establezcan. El concentrador principal actuará como servidor de datos para aplicaciones. Las instrucciones técnicas complementarias detallarán la información que deberá contener. Artículo 23. Acceso a la información. Tendrán acceso a la información del concentrador principal los participantes en cada medida, el operador del siste- 17

10 ma, la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, el Ministerio de Industria y Energía y las Comunidades Autónomas en el ámbito de sus competencias. a) En todos los servicios del usuario, según se definen en las instrucciones técnicas complementarias, el gasto en comunicaciones correrá por cuenta del usuario. El operador del sistema gestionará el acceso a dicha información, de forma que se garantice su confidencialidad, en los términos descritos en el presente Reglamento. Artículo 24. Canales de comunicación con los usuarios. El acceso de los usuarios al concentrador principal para consulta de datos se realizará mediante los canales de comunicación y procedimientos que establezca el operador 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 25. 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 de los contadores principales y redundantes. A petición de cualquiera de los participantes en una medida y previa justificación se podrán realizar lecturas locales adicionales, corriendo los gastos por cuenta del solicitante, sin perjuicio de la posible utilización posterior de dicha información a los efectos que procedan. b) El coste de comunicaciones originado por el envío de información desde un concentrador secundario al principal correrá por cuenta del responsable del concentrador secundario. c) El coste de comunicaciones originado por la lectura remota de contadores conectados directamente al concentrador principal correrá por cuenta del responsable del equipo de medida. d) Los responsables de los equipos de medida abonarán al operador del sistema la cantidad que se determine por cada una de las veces que se realice el servicio de lectura local, con un mínimo de una lectura al año. e) Los responsables de los equipos de medida que utilicen el servicio de estimación de medidas perdidas o no contrastables, como se indica en el artículo de este Reglamento, abonarán al operador del sistema la cantidad que se determine. f) Por los certificados que el operador del sistema expida con la información de que disponga sobre una medida, ésta facturará al peticionario la cantidad que se determine. 2. Para la facturación de estas cantidades, el operador del sistema enviará relación detallada de los mismos. 3. Todas las cantidades a las que se refiere este artículo, que debe percibir el operador del sistema por los servicios con cargo a los usuarios, serán fijadas por Real Decreto, previo informe de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico. 18 Artículo 26. Costes del servicio. 1. El coste para la instalación, operación y mantenimiento del concentrador principal se incluirá en el coste reconocido al operador del sistema. Del mismo serán deducidos los ingresos que perciba en virtud de lo dispuesto en el presente artículo: CAPITULO VI Diferencias en las medidas y pérdidas de información Artículo 27. Diferencias entre medidas firmes. Cuando las medidas obtenidas en una comprobación de 19

11 20 un equipo no coincidan con las medidas firmes que se recibieron en el concentrador principal a través de comunicaciones, 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. Cuando en una comprobación se detecte esta circunstancia, el equipo será objeto de lectura local con la periodicidad y en los plazos recogidos en las instrucciones técnicas complementarias. Lo previsto en este artículo lo será sin perjuicio de la aplicación de las sanciones que pudieran corresponder. Artículo 28. Carencia de medida firme principal. Cuando se disponga de medida provisional y se carezca de la correspondiente medida firme por causas imputables al operador del sistema, se adoptará como medida firme dicha medida provisional. Si la carencia de medida firme no es imputable al operador del sistema, se adoptará como medida firme una estimación basada en la medida firme de equipos redundantes o comprobantes. Las medidas así estimadas podrán ser objeto de correcciones para considerar la imprecisión de la estimación, de acuerdo con los procedimientos que se indiquen en las instrucciones técnicas complementarias. Artículo 29. Carencia de medida firme en un punto de medida. Cuando se carezca de medidas firmes del equipo principal y de equipos redundantes o comprobantes, se estimará la medida de energía activa de acuerdo con los procedimientos que se indiquen en las instrucciones técnicas complementarias. Durante los períodos en que el responsable de la medida pueda demostrar que no circuló energía, por estar el equipo desacoplado de la red o interrumpido el servicio, la medida se considerará cero y no intervendrá en las estimaciones. El operador del sistema realizará la estimación de las medidas y deberá hacerla pública según los procedimientos que establezcan las instrucciones técnicas complementarias. Si en un plazo de treinta días el operador del sistema no recibe objeción alguna, se adoptará como firme la medida estimada. Si existe alguna discrepancia, se podrá someter al arbitraje de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, de conformidad con lo establecido en el artículo 8.1, décima, de la Ley 54/1997. La estimación de medidas podrá dar lugar a la percepción de ingresos por parte del operador del sistema, de conformidad con lo establecido en el artículo 26 de este Real Decreto, y se deducirán, en su caso, de los costes reconocidos por la instalación, operación y mantenimiento del concentrador principal. No procederá dicha percepción cuando la carencia de medidas firmes sea imputable al operador del sistema. Disposición adicional primera. Tratamiento de los sistemas extrapeninsulares. Los equipos de medida y comunicaciones que se instalen en los sistemas extrapeninsulares deberán cumplir los requisitos que se contienen en este Reglamento y en sus instrucciones técnicas complementarias. En los sistemas extrapeninsulares los plazos para sustitución de equipos, que se fijan en la disposición transitoria única de este Reglamento, sólo serán de aplicación en lo que se refiere a las fronteras de generación y clientes. Disposición adicional segunda. Adquisición de energía a tarifas no reguladas. Los clientes y distribuidoras elegibles que deseen adquirir la energía mediante tarifas no reguladas, deberán instalar previamente los equipos que permitan obtener la medida horaria de la energía activa y reactiva, debiendo adaptar sus equipos a las características descritas en este Reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias antes de la fina- 21

12 lización de la tercera fase a que se refiere el apartado 3 de la disposición transitoria única. Disposición adicional tercera. Baja de los equipos. Los responsables de equipos de medida situados en fronteras de instalaciones cuya baja esté prevista antes del fin de la segunda fase a que se refiere el apartado 2 de la disposición transitoria única, podrán solicitar de la Administración competente que les autorice a no instalar los equipos de medida a que se refiere este Reglamento. Esta autorización será nula si la instalación no se da de baja en dicho período. Disposición transitoria única. Sustitución de equipos y fases de implantación. Los equipos de medida instalados con anterioridad a la entrada en vigor de este Reglamento, que no cumplan con las especificaciones que en él se contienen, deberán ser sustituidos en los plazos especificados en alguna de las fases que se indican a continuación, sin perjuicio de lo dispuesto en el artículo 12 sobre sustitución de equipos por verificaciones: 1. Primera fase: el concentrador principal de medidas eléctricas y los equipos de medida correspondientes a interconexiones internacionales cumplirán todas las características descritas en este Reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias. Se instalarán equipos que permitan la medida horaria principal o comprobante de las energías activa y reactiva, en todos los puntos de medida de tipo 1 que dispongan ya de transformadores de medida. En esta primera fase no será preciso sustituir aquellos elementos integrantes de los equipos de medida existentes que puedan ser aprovechables, aun cuando no cumplan los requisitos de precisión establecidos en este Reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias. 2. Segunda fase: todos los puntos de medida de tipo 1 deberán tener instalados equipos que permitan disponer de medida horaria principal o comprobante de las energías activa y reactiva. Se instalarán equipos que permitan la medida horaria de las energías activa y reactiva en todos los puntos de medida de tipo 2 que dispongan ya de transformadores de medida. En esta segunda fase, para ambos tipos, no será preciso sustituir aquellos elementos integrantes de los equipos de medida existentes que puedan ser aprovechables, aun cuando no cumplan los requisitos de precisión establecidos en este Reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias. Esta fase deberá estar finalizada en un plazo máximo de veinticuatro meses. 3. Tercera fase: se instalará el resto de medidas, de manera que todos los puntos de medida de tipo 1 y tipo 2 cumplan los requisitos exigidos en este Reglamento y sus instrucciones técnicas complementarias. Esta fase deberá estar finalizada en un plazo de treinta y seis meses desde la entrada en vigor de este Real Decreto. Disposición final primera. Habilitación normativa. Por el Ministro de Industria y Energía, previo informe de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, se dictarán las instrucciones técnicas complementarias y demás disposiciones precisas para el desarrollo y aplicación de este Reglamento. Disposición final segunda. 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 Madrid a 26 de diciembre de JUAN CARLOS R. 22 Esta fase deberá estar finalizada en un plazo máximo de doce meses desde la entrada en vigor de este Real Decreto. El Ministro de Industria y Energía, JOSEP PIQUÉ I CAMPS 23

13 ORDEN de 12 de abril de 1999 por la que se dictan las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica. 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, en su disposición final primera habilita al Ministro de Industria y Energía, previo informe de la Comisión Nacional del Sistema Eléctrico, para dictar las instrucciones técnicas complementarias precisas para el desarrollo y aplicación de este Reglamento. El citado Reglamento prevé un sistema de medidas eléctricas compuesto por determinados equipos de medidas, comunicaciones y sistemas informáticos que permitirán la obtención y el tratamiento de la información relativa a la energía intercambiada entre las diferentes actividades eléctricas. Las presentes instrucciones técnicas complementarias a dicho Reglamento delimitan las fronteras entre las diversas actividades y fijan la precisión requerida en los equipos de medida, así como otras características de estos equipos y de los de comunicaciones y sistemas informáticos. También se especifica el tratamiento de los equipos existentes, de menor precisión que la requerida en el nuevo reglamento, así como el de las incorrecciones por imprecisión. Las citadas instrucciones técnicas complementarias fueron propuestas por la Comisión Nacional del Sistema Eléctri- 25

14 co, previo informe de su Consejo Consultivo, en el ejercicio de las funciones atribuidas a dicha Comisión en el artículo 8.1 de la Ley 54/1997. Tercero. Entrada en vigor.-la presente Orden entrará en vigor el día siguiente de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado». 26 La presente Orden ha sido sometida al procedimiento de información en materia de normas y reglamentaciones técnicas previsto en la Directiva 98/34/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 22 de junio, Directiva por la que se codifica el procedimiento de notificación 83/189, así como el Real Decreto 1168/1995, de 7 de julio. En su virtud, dispongo: Primero. Instrucciones técnicas complementarias.-se dictan las instrucciones complementarias al Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica, que figuran en el anexo de la presente Orden. Segundo. Libre circulación de equipos. 1. Los equipos legalmente fabricados y/o comercializados en otros Estados miembros de la Unión Europea, u originarios de uno de los Estados miembros de la AELC, partes en el acuerdo sobre el espacio económico europeo, que respondan a normas, reglas técnicas o procedimientos de fabricación que aseguren un nivel equivalente de precisión y seguridad en el uso al previsto por las normas técnicas españolas, podrán equipararse a los equipos certificados conformes a estas últimas a efectos de la aplicación de las instrucciones técnicas complementarias al Reglamento de Puntos de Medida de los Consumos y Tránsitos de Energía Eléctrica que figuran en el anexo de la presente Orden, siempre que dicha conformidad resulte del correspondiente certificado, emitido por un organismo o laboratorio debidamente acreditado en el Estado de origen o procedencia de los equipos. 2. El operador del sistema o la Administración pública competente podrán solicitar la documentación necesaria para verificar la equivalencia mencionada en el apartado anterior. Cuando no se haya podido comprobar la equivalencia, la Administración pública competente podrá retirar los equipos. Madrid, 12 de abril de PIQUÉ I CAMPS Excmo. Sr. Secretario de Estado de Industria y Energía. ANEXO Instrucciones técnicas complementarias al Reglamento de Puntos de Medida 1. Definiciones. ÍNDICE 2. Fronteras entre actividades y determinación de puntos de medida. 2.1 Fronteras de generación. 2.2 Fronteras de cliente. 2.3 Fronteras entre instalaciones de transporte. 2.4 Frontera entre transporte y distribución. 2.5 Frontera entre zonas de distribución. 2.6 Frontera entre la red de transporte y la red de otros países. 3. Puntos de medida. 3.1 Clasificación de los puntos de medida. 3.2 Cambio de clasificación. 3.3 Instalación de equipos de calidad superior a la mínima exigible. 4. Características de los equipos de medida. 4.1 Características de los transformadores de medida. 27

15 Consideraciones generales Carga de los transformadores. 4.2 Instalación de los transformadores de medida Consideraciones generales Instalación de transformadores de tensión Instalación de transformadores de intensidad. 4.3 Características de los contadores-registradores Contador de energía activa Contador de energía reactiva Registradores. 4.4 Instalación de contadores y registradores. 4.5 Precisión de la medida Equipos de tipo Equipos de tipo Redundancia de la medida Definición Medidas redundantes o comprobantes Comparación de medidas Requisitos de precisión. 4.7 Configuraciones comprobantes Utilización de medidas comprobantes en la frontera entre zonas de distribución Barras con más de una frontera Medida comprobante en las líneas de salida de generación Medida comprobante en bornas de alternador Medida comprobante en antenas puras de generación Medida comprobante en la frontera transporte-distribución Medida comprobante en antenas puras de demanda. 4.8 Transmisión de datos, comunicaciones y lectura Consideraciones generales. Medidas firmes y provisionales Equipos dotados de comunicaciones Lectura local Comprobación de medidas. 5. Tratamiento de los equipos existentes. 5.1 Transformadores de medida Requisitos de instalación y precisión Transformadores de tensión capacitivos. 5.2 Contadores y registradores. 5.3 Precisión de la medida. 6. Características del concentrador principal. 6.1 Información contenida en el concentrador principal. 6.2 Funciones del concentrador principal Funciones de usuario Funciones de administración del concentrador principal Funciones de obtención y verificación de datos. 29

16 6.3 Seguridad. 9. Corrección por imprecisión y estimación de medidas Consultas a la base de datos. 9.1 Corrección por imprecisión Captura de datos de medida. 9.2 Estimación de medidas Separación de aplicaciones Costes del servicio Redundancia Datos de partida para la estimación Protocolo de comunicaciones para usuarios. 6.5 Desarrollo de «software». 7. Características de los concentradores de medidas secundarios. 7.1 Integridad de la información. 7.2 Canales y protocolos de comunicación. 7.3 Uso de la información. 8. Verificación. 8.1 Consideraciones generales Tipos de verificación Protocolos Lugar de la verificación. 8.2 Plazos para la verificación de contadores Contadores principales Contadores redundantes o comprobantes. 8.3 Plazos para la verificación de transformadores de medida. 8.4 Reparaciones. 8.5 Equipos de verificación de contadores Características de los patrones Contrastación de los patrones Estimación de medidas conocido el total de energía circulada Estimación de medidas cuando se desconoce el total de energía circulada. 10. Grupo de seguimiento. 11. Apéndice A: Normativa aplicable en materia de equipos de medida. 12. Apéndice B: Definición de magnitudes eléctricas y convenio de signos. 13. Apéndice C: Ejemplos de instalación de medidas Medida de tensión en barras Configuraciones comprobantes Barras con más de una frontera Medida comprobante en las líneas de salida de generación Medida comprobante en bornas de alternador Medida comprobante en antenas puras de generación Medida comprobante en la frontera transporte-distribución Medida comprobante en antenas puras de demanda. 31

17 1. Definiciones A efectos de interpretación de este documento se adoptarán las definiciones que se incluyen en este apartado. Las definiciones referidas a transformadores de medida están descritas en la norma UNE-EN , relativa al Vocabulario Electrotécnico Internacional, cuyos números de referencia figurarán entre paréntesis: Avería de un equipo de medida: Se considera que un equipo de medida se ha averiado en el momento que ha dejado de cumplir con sus funciones o que las realiza con un grado de precisión inferior al que le correspondería. Barras de auxiliares: Son las barras a las que se conecta la salida de los transformadores de auxiliares de los grupos y los transformadores de apoyo, para la alimentación de los consumos auxiliares de la central. Barras de central: Son las barras a las que se conecta el lado de alta del transformador de grupo de un grupo generador. Canal de comunicaciones: Es el soporte físico que permite el envío de información entre dos sujetos. maria asignada y la carga de precisión. La definición de clase de precisión está recogida en las normas CEI 50 (UNE ) 321/01/24. Una clase a es mejor o igual que otra b cuando, en todos los rangos de cargas definidos en las normas, el error de la clase a sea menor o igual que el de la clase b. Concentrador principal: Sistema de información que recoge de forma centralizada las medidas de todo el Sistema Eléctrico Nacional. Estas medidas pueden llegar al concentrador principal procedentes directamente de los equipos de medida o de los concentradores secundarios. Concentrador secundario: Sistemas de adquisición de la información, que toman las medidas de los registradores (mediante comunicaciones o con intervención humana) para su posterior envío al concentrador principal. Consumos de auxiliares: Energía consumida por servicios diversos de la central de generación o subestación, cuando no tengan la consideración de clientes. Incluye las pérdidas de energía en los distintos elementos de la central o subestación que no formen parte de las redes de transporte o distribución. 32 Central de generación: Es un grupo generador o un conjunto de ellos que comparten instalaciones comunes. Para una central tiene que ser posible calcular el balance de energía en sus instalaciones mediante cierre por contadores en todas sus barras, excluyendo de la zona cerrada cualquier elemento de red de transporte, distribución y clientes, así como elementos de otras centrales de generación. Centro de control: Instalación especializada en la que se reciben y envían órdenes y señales para el control de los distintos componentes del sistema eléctrico. Clase de precisión: La clase de precisión de un transformador o aparato de medida se designa por un número (índice de clase) igual al límite superior del error de la magnitud medida admisible, expresado en porcentaje, para la magnitud pri- Contadores estáticos integrales: Equipo de medida electrónico sin partes móviles, que integra en un único aparato las unidades de medida, los dispositivos de almacenamiento de datos, el visualizador y el «software» necesario para el tratamiento de los datos. Puede, en función del modelo, llevar incorporado equipo de comunicaciones y otros accesorios adicionales. Elemento existente: Elemento de un equipo de medida instalado en su totalidad con anterioridad a la entrada en vigor del Reglamento de Puntos de Medida. Energía bruta en generación: Energía producida por un grupo generador medida en bornas de alternador. Cuando la excitación del alternador se alimente externa- 33

18 mente, su consumo se deducirá de la medida en bornas a efectos de determinación de la energía bruta en generación. y priorizan las alarmas entre un centro de control y una central o subestación. Energía entregada a la red: Energía trasvasada a la red de transporte o distribución por una central de generación, más los consumos de clientes alimentados directamente desde barras de central y/o desde barras de auxiliares. Grupo generador: Instalación destinada a la obtención de energía mecánica para su transformación en energía eléctrica mediante un alternador, incluyendo todos los elementos auxiliares necesarios para el desempeño de sus funciones. En el caso de centrales de generación del régimen especial, este concepto es equivalente al de energía excedentaria definido en el Real Decreto 2366/1994. Energía neta generada: Energía bruta en generación menos los consumos auxiliares. Energía recibida de la red: Energía absorbida de las redes de transporte o distribución por las instalaciones de un cliente o de una central de generación. Equipo comprobante: Equipo o conjunto de equipos de medida instalados en el otro extremo de un solo 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. Equipo principal: Equipo de medida instalado en un punto de medida que se utiliza como medida única a efectos de lo dispuesto en el Reglamento de Puntos de Medida sobre liquidaciones de energía, balances energéticos, etcétera. Integridad de la información: Medidas que se adoptan para asegurar que la información que se transmite por un canal de comunicaciones no sufre alteraciones entre el extremo emisor y el receptor. Lado de alta del transformador: Devanado de mayor tensión nominal de un transformador. En transformadores de varios arrollamientos, el correspondiente a la transformación principal. Lado de baja del transformador: Devanado de menor tensión nominal de un transformador. En transformadores de varios arrollamientos, el correspondiente a la transformación principal. Lectura directa: Captación de los datos de medida de un contador mediante el acoplamiento al mismo de un terminal de lectura, sin intervención de las comunicaciones. Línea dedicada: Canal de comunicación utilizado en exclusiva por dos sujetos situados en sus extremos, donde el acceso de terceros al canal tiene algún tipo de limitación física. 34 Equipo redundante: Equipo de medida instalado en el mismo punto que un equipo principal, cuyas medidas deben ser prácticamente coincidentes con las de éste. Error de precisión: Error equivalente a la clase de precisión acreditada para un aparato de medida en una calibración o en un ensayo de fabricante. Estaciones remotas de adquisición y control: Equipos concentradores de datos que gestionan el flujo de información Potencia aparente: Es el producto de la tensión por la intensidad. Potencia activa: Es la medida instantánea de la energía eléctrica. Potencia reactiva: Aquella parte de la electricidad que mantiene los campos electromagnéticos de los equipos de corriente alterna. Protocolo de comunicación: Convenio para la utilización 35

19 36 de un canal de comunicaciones y para la codificación de la información que se envía. Registrador: Equipo destinado a la recepción de la información de los contadores, a su registro, almacenamiento de datos y apoyo a la teletransmisión. Regleta de pruebas: Conjunto de bornas que permiten la conexión de un equipo de verificación a un contador sin necesidad de manipular las conexiones de éste. Saldo de intercambios internacionales: Diferencia entre la energía intercambiada en uno y otro sentido a través del punto de conexión entre la red de transporte y la red de otros países, a lo largo de un período. Seguridad de la información: Medidas que se adoptan para prevenir el acceso a la información de personas no autorizadas. Servicios complementarios: Productos y servicios necesarios para hacer viable la entrega de energía eléctrica en condiciones de calidad y seguridad aceptables, distintos de la producción de energía y su transporte. Transformador de grupo o transformador principal: Transformador de potencia conectado a las bornas del alternador de un grupo que adapta la tensión de salida del alternador a la de red. Transformador de intensidad: Transformador de medida, en el cual la intensidad secundaria es, en las condiciones normales de empleo, prácticamente proporcional a la intensidad primaria y desfasada con relación a ésta un ángulo próximo a cero, para un sentido correcto de las conexiones ( ). Transformador de medida: Transformador destinado a alimentar instrumentos de medida, contadores, relés y aparatos análogos ( modificada). Pueden ser transformadores de tensión o de intensidad. Transformador de tensión: Transformador de medida, en el cual la tensión secundaria es, en las condiciones normales de empleo, prácticamente proporcional a la tensión primaria y desfasada con relación a ésta un ángulo próximo a cero, para un sentido apropiado de las conexiones ( ). Validación de la información: Uno de los procedimientos posibles para asegurar la integridad de la información, mediante la utilización de un algoritmo criptográfico que debe permanecer inalterado a lo largo de toda la cadena de comunicaciones. Cuando las líneas no son dedicadas o en entornos de red, los métodos de validación se utilizan para garantizar que una información fue realmente enviada por el sujeto que afirma haberla enviado. 2. Fronteras entre actividades y determinación de puntos de medida En la presente Instrucción Técnica Complementaria se establecen las fronteras entre actividades y la localización de los puntos de medida. Las fronteras siempre se establecen entre dos y no más participantes de la medida. Cuando a una misma barra se conecten instalaciones pertenecientes a tres o más participantes, se establecerán tantas fronteras con dos participantes como sea preciso. La definición de fronteras y puntos de medida que se realiza en la presente Instrucción debe permitir la división de la red en zonas y el cálculo del balance de energía de cada una. A estos efectos, se consideran zonas de la red: Cada una de las centrales de generación y todos sus consumos de auxiliares. Cada uno de los productores del régimen especial y sus procesos productivos asociados, cuando existan. Cada uno de los clientes. La red de transporte. 37

20 38 Cada una de las zonas de distribución. 2.1 Fronteras de generación Las fronteras de la actividad de generación se establecen para cada central de generación en las barras de central y en cualquier otra barra del parque de la central, perteneciente a las redes de transporte o distribución, desde la que se efectúe la alimentación de auxiliares de la central. A efectos de la determinación de los puntos de medida, las barras de central son considerados elementos de las redes de transporte o distribución. Los puntos de medida se establecen en el lado de alta del transformador principal de cada grupo, en el lado de alta de cada una de las tomas de alimentación de auxiliares que existan en la central y en el lado de alta de cada una de las entregas al exterior desde las barras de auxiliares. Previo acuerdo de los participantes y siempre que no se vean afectados terceros, los suministros realizados desde el parque de una central de generación a consumos diferentes de los auxiliares podrán tener el mismo tratamiento que éstos, siempre que su potencia aparente nominal sea igual o inferior a 250 kva o estén conectados en baja tensión. Consecuentemente, estos consumos no tendrán la consideración de clientes, a todos los efectos. Los productores del régimen especial, a efectos de determinación de las fronteras y puntos de medida, se atendrán a lo dispuesto para centrales de generación, excepto en lo que disponga la legislación específica. En el caso de clientes conectados directamente en barras de central, el punto de medida en la frontera generación-cliente se determinará según el criterio definido en el apartado de fronteras de cliente. En centrales multigrupo, los consumos auxiliares tomados de barras de transporte o distribución que no puedan ser asignados a una unidad de oferta, según las Normas de Explotación que rijan el sistema de ofertas, tendrán la consideración de clientes. El lado de alta del transformador principal no se considera frontera en aquellos grupos que suministran energía a una red que tenga la consideración de instalación de generación y que se utilice exclusivamente para alimentación de auxiliares de un conjunto de centrales del mismo propietario. 2.2 Fronteras de cliente. La frontera de un cliente con la actividad de transporte o distribución se establece en todos los puntos de conexión de las instalaciones propiedad del cliente con las redes de transporte o distribución. El punto de medida se establecerá en el límite de propiedad, del lado de las instalaciones del cliente, lo más próximo posible al elemento de protección general de la instalación y al mismo nivel de tensión. 2.3 Fronteras entre instalaciones de transporte. A efectos del Reglamento de Puntos de Medida, del 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, en la conexión de instalaciones de transporte pertenecientes a empresas distintas no será obligatorio instalar puntos de medida, salvo por lo indicado en el apartado de fronteras con la red de otros países. Los consumos de las subestaciones de transporte deberán ser medidos, al objeto de evitar que se confundan con las pérdidas de las redes de transporte o distribución. Los equipos que se instalen se atendrán a lo dispuesto en el Reglamento de Puntos de Medida y en estas instrucciones técnicas complementarias para las fronteras de cliente. 2.4 Frontera entre transporte y distribución. La frontera se establecerá en los transformadores cuya tensión nominal en el lado de alta sea 220 kv o superior, siendo la tensión en el lado de baja inferior a dicho valor. El punto de medida se colocará en el lado de alta de los 39