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BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADONúm. 204 Sábado 25 de agosto de 2012 Sec. III. Pág. 60570
III. OTRAS DISPOSICIONES
MINISTERIO DE INDUSTRIA, ENERGÍA Y TURISMO11151 Circular 3/2012, de 12 de julio, de la Comisión Nacional de Energía, de
petición de información del ejercicio 2011 a remitir por las empresas distribuidoras de energía eléctrica a la Comisión Nacional de Energía para el cálculo del incremento de actividad de distribución y supervisión de la misma.
La disposición adicional undécima, primero.2 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, crea la Comisión Nacional de Energía como organismo público regulador del funcionamiento del sector de la energía, que incluye el mercado eléctrico, así como los mercados de hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos y establece que tendrá por objeto promover el funcionamiento competitivo del sector energético para garantizar la efectiva disponibilidad y prestación de unos servicios y de calidad, en lo que se refiere al suministro de electricidad y gas natural, en beneficio del conjunto del mercado y de los consumidores y usuarios, de acuerdo con lo previsto en el artículo 10 de la Ley 2/2011, de Economía Sostenible.
La disposición adicional undécima, tercero.1, función cuarta, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, atribuye como función expresa a la Comisión Nacional de Energía la de participar, mediante propuesta o informe, en el proceso de elaboración de los proyectos sobre determinación de tarifas, peajes y retribución de las actividades energéticas.
Asimismo, la disposición adicional undécima, tercero.1, función séptima, le atribuye igualmente como función la de dictar las circulares de desarrollo y ejecución de las normas contenidas en los Reales Decretos y las Órdenes Ministeriales que se dicten en desarrollo de la normativa energética, siempre que estas disposiciones le habiliten de modo expreso para ello, circulares las cuales serán publicadas en el «Boletín Oficial del Estado».
A su vez, la disposición adicional undécima, tercero.4 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, establece que la Comisión Nacional de Energía podrá recabar de los sujetos que actúan en los mercados energéticos cuanta información requiera en el ejercicio de sus funciones. Para ello, la Comisión dictará circulares, que deberán ser publicadas en el «Boletín Oficial del Estado», en las cuales se exponga de forma detallada y concreta el contenido de la información a solicitar y se especifique de manera justificada la función para cuyo desarrollo es precisa tal información y el uso que se pretende hacer de la misma.
La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establece en su artículo 11.2 que la distribución de energía eléctrica tiene carácter de actividad regulada, y en su artículo 16.3 dispone que la retribución de la actividad de distribución se establecerá reglamentariamente y permitirá fijar la retribución que haya de corresponder a cada sujeto atendiendo a los siguientes criterios: costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, modelo que caracterice las zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la calidad de suministro y la reducción de las pérdidas, así como otros costes necesarios para desarrollar la actividad.
La Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, establece nuevas funciones de supervisión a la Comisión Nacional de Energía, sobre la actividad de distribución de electricidad.
La Resolución de 1 de abril de 2005 de la Subsecretaría, por la que se dispone la publicación del Acuerdo del Consejo de Ministros de 25 de febrero de 2005, por el que se adoptan mandatos para poner en marcha medidas de impulso a la productividad, concede
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al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, en su mandato vigésimo primero, la determinación de la información que los distribuidores de energía eléctrica deberán remitir a la Comisión Nacional de Energía, incluyendo, entre otros, los costes de la energía eléctrica, los datos georreferenciados de los consumidores de energía eléctrica y el inventario físico de las instalaciones puestas en servicio a 31 de diciembre de 2004.
La Orden ITC/2670/2005, de 3 de agosto, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, determina la información que los distribuidores de energía eléctrica deben remitir a la Comisión Nacional de Energía para el establecimiento de una nueva metodología de retribución a la actividad de distribución, facultando explícitamente a la Comisión Nacional de Energía, en su artículo 3, para establecer mediante circular el grado de desagregación y detalle de dicha información.
En desarrollo de la misma, las Circulares 1/2006, de 16 de febrero, 1/2007, de 26 de julio, 2/2008, de 2 de octubre, 3/2009, de 27 de mayo, 2/2010, de 22 de julio y 1/2011, de 29 de junio, de la Comisión Nacional de Energía, sobre petición de información a remitir por las empresas distribuidoras de energía eléctrica a la Comisión Nacional de Energía para el establecimiento de una nueva metodología de retribución a la actividad de distribución establecen en su punto Tercero, que la Comisión Nacional de Energía podrá recabar de los sujetos referidos en el apartado Primero de la misma, cualesquiera otras informaciones adicionales que tengan por objeto aclarar el alcance y contenido de las informaciones remitidas, así como actualizar las tablas contenidas en el Anexo II.
El Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica, en su artículo 11, asigna la responsabilidad de desarrollo de la Información Regulatoria de Costes a la Comisión Nacional de Energía y la habilita a dictar las circulares necesarias para obtener de las empresas los datos correspondientes a la misma.
Por todo lo anterior, el Consejo de la Comisión Nacional de Energía estima procedente la emisión de la presente Circular, al amparo de la facultad expresamente atribuida a esta Comisión conforme a la disposición adicional undécima, tercero.4 de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos.
En su virtud, el Consejo de la Comisión Nacional de Energía, en su sesión del día 12 de julio de 2012, acuerda:
Primero. Sujetos a los que se solicita la información.
Se detallan como sujetos a suministrar información, los siguientes:
1. Los sujetos que a fecha 31 de diciembre de 2008 estuvieren sometidos al procedimiento de liquidación establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, y que realizan la actividad de distribución, tal y como está definida en el artículo 36 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.
2. El Operador del Sistema y Gestor de la Red de Transporte, tal y como está definido en el artículo 6 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre.
Segundo. Información que se solicita.
1. Los sujetos indicados en el punto 1 del apartado Primero deberán remitir la información que a continuación se detalla:
1.1 Información que permita la caracterización del mercado de cada una de las empresas distribuidoras.
1.1.a) Información relativa a la demanda, actualizada a 31 de diciembre de 2011. Formularios 1 y 2 del Anexo IV.
1.1.b) Información relativa a la generación distribuida conectada a sus redes de distribución, actualizada a 31 de diciembre de 2011. Formulario 3 del Anexo IV.
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1.2 Información que permita la caracterización de las infraestructuras empleadas para atender dichos mercados.
1.2.a) Información relativa al inventario de instalaciones de distribución existentes, actualizada a 31 de diciembre de 2011. Formularios del 9 al 20 del Anexo IV.
1.2.b) Información relativa a las instalaciones normalizadas a utilizar en el Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional, en su modalidad «Base Cero», actualizada a 31 de diciembre de 2011. Formularios del 21 al 25 del Anexo IV.
1.2.c) Información debidamente justificada relativa a las instalaciones normalizadas a utilizar en el Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional, en su modalidad «Incremental», las cuales se corresponderán con las instalaciones comúnmente utilizadas en la actualidad, actualizada a 31 de diciembre de 2011. Formularios 21 al 25 del Anexo IV.
1.3 Información económico-financiera a 31 de diciembre de 2011, que permita estimar los costes a los que se enfrentan las empresas distribuidoras en el ejercicio de su actividad (Información Regulatoria de Costes). Formularios 26 y 27 del Anexo IV.
1.4 Información de carácter contable que permita homogeneizar, a efectos retributivos, el inmovilizado a considerar para cada una de dichas empresas distribuidoras, con objeto de evaluar adecuadamente el reconocimiento de su nivel retributivo inicial.
1.4.a) El inmovilizado bruto y neto de distribución reflejado en libros de contabilidad a 31 de diciembre de 2011. Formularios 28 y 28bis del Anexo IV.
1.4.b) Inventario auditado del inmovilizado de distribución, con el mayor desglose efectuado, acompañado de su valoración económica a valor histórico, para el ejercicio 2011, en soporte informático.
1.5 Información debidamente justificada sobre las nuevas demandas previstas para cada uno de los años 2012 a 2016, ambos inclusive, detallando la georreferenciación de la nueva demanda, el volumen de inversión previsto para atenderla y el inventario de instalaciones.
1.5.a) Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos horizontales agregados de demanda), actualizada a 31 de diciembre de 2011. Formulario 4 del Anexo IV.
1.5.b) Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos horizontales singulares de demanda), actualizada a 31 de diciembre de 2011. Formulario 5 del Anexo IV.
1.5.c) Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos verticales singulares de demanda), actualizada a 31 de diciembre de 2011. Formulario 6 del Anexo IV.
1.5.d) Información relativa a la nueva generación distribuida prevista actualizada a 31 de diciembre de 2011. Formulario 7 del Anexo IV.
1.5.e) Información relativa a las nuevas inversiones e instalaciones destinadas a atender los crecimientos horizontales y verticales de la demanda, actualizada a 31 de diciembre de 2011. Formulario 8 del Anexo IV.
2. El Operador del Sistema y Gestor de la Red de Transporte deberá remitir la información que permita la caracterización de todas las infraestructuras de la red de transporte que se encuentren conectadas a la red de distribución, actualizada a 31 de diciembre de 2011, en los Formularios 29, 29bis y 30 del Anexo IV y la planificación vigente a fecha de entrega de datos de la circular, en los Formularios 29c, 29d y 30bis.
3. En el Anexo I se detallan las instrucciones para completar la información solicitada en los formularios del Anexo IV, tanto de carácter técnico como económico. En cualquier caso, la empresa podrá realizar cuantas aclaraciones entienda pertinentes para cada uno de los formularios, a través del Formulario 31.
Adicionalmente, en el Anexo II se establece la codificación normalizada a emplear a la hora de cumplimentar los formularios del Anexo IV.
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Asimismo, en el Anexo III se facilita la relación entre los conceptos de coste admisibles para su imputación desde la contabilidad financiera (cuentas del Real Decreto 437/1998) a la Información Regulatoria de Costes (opex, gfa e ingresos) en cada uno de los centros de coste.
Tercero. Requerimientos de información.
En todo caso, la Comisión Nacional de Energía podrá recabar de los sujetos referidos en el apartado Primero cualesquiera otras informaciones adicionales que tengan por objeto aclarar el alcance y contenido de las informaciones remitidas, así como actualizar las tablas contenidas en el Anexo II.
La Comisión Nacional de Energía mantendrá actualizada en su página web la estructura de los formularios del Anexo IV, por lo que los sujetos definidos en el apartado Primero deberán consultar las posibles actualizaciones de dichos formularios, previo al envío de la información que fueren a efectuar.
Asimismo, la Comisión Nacional de Energía podrá variar los formatos o el método de recepción de la información en función de las necesidades técnicas que vayan surgiendo, previa comunicación a los interesados.
Cuarto. Procedimiento de remisión de la información.
1. Los sujetos indicados en los puntos primero y segundo del apartado Primero de la presente Circular, deberán remitir la información de todos los formularios que se les solicitan en el apartado Segundo, integrados en los archivos definidos en el Anexo V de esta Circular, en el plazo máximo de un mes a contar desde la entrada en vigor de la presente Circular.
2. Para su remisión, cada uno de los sujetos designará un interlocutor único, efectuando para ello el procedimiento habilitado al efecto ante la sede electrónica de la Comisión Nacional de Energía, en el plazo de 15 días hábiles contados a partir de la entrada en vigor de la presente Circular de petición de información. La denominación del procedimiento habilitado es «Circular 3/2012 de la CNE – Información distribuidores 2011» y en él se deberá incluir la siguiente información: nombre y apellidos, puesto o cargo, número de teléfono, correo electrónico de contacto y dirección postal del interlocutor designado por la empresa declarante. Cualquier cambio que afecte a la designación del interlocutor responsable, así como a sus datos de referencia, se comunicará inmediatamente mediante escrito dirigido a la Comisión Nacional de Energía, indicando como referencia «Cambio de datos Interlocutor Circular 3/2012 CNE».
Tras la designación del correspondiente interlocutor, deberán efectuar el envío en el trámite habilitado al efecto en la sede electrónica de la Comisión Nacional de Energía y que le será comunicado a cada uno de los interlocutores por correo electrónico.
3. Una vez presentada la información, el Registro electrónico emitirá automáticamente un resguardo acreditativo de la presentación de la solicitud o comunicación que podrá ser archivado o impreso por el interesado.
4. Con posterioridad a la presentación de la información, la Comisión Nacional de Energía comunicará a la empresa si la información presentada por la misma cumple los requisitos mínimos para que pueda ser considerada como válida y, en su caso, las incoherencias detectadas y el plazo establecido para su subsanación.
Quinto. Incumplimiento de la obligación de información.
Previa la instrucción del correspondiente procedimiento sancionador, la negativa no meramente ocasional o aislada a facilitar a la Comisión Nacional de Energía la información solicitada mediante la presente Circular podrá ser sancionada como infracción muy grave, de conformidad con lo dispuesto en el artículo 60.9 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
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Asimismo, la negativa ocasional y aislada a facilitar a la Comisión Nacional de Energía la información solicitada mediante la presente Circular podrá ser considerada, previa la instrucción del correspondiente procedimiento sancionador, como infracción grave de conformidad con lo dispuesto en el artículo 61.a.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
Igualmente, la no remisión a la Comisión Nacional de Energía en la forma y plazo exigible de la información solicitada mediante la presente Circular podrá ser considerada, previa la instrucción del correspondiente procedimiento sancionador, como infracción grave de conformidad con lo dispuesto en el artículo 61.a.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.
Sexto. Inspecciones.
Los sujetos obligados a remitir la información solicitada mediante la presente Circular, tienen la obligación de comprobar la veracidad de la información enviada a la Comisión Nacional de Energía.
A tal fin y de acuerdo con la disposición adicional undécima, tercero.4 segundo párrafo, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, la Comisión Nacional de Energía podrá realizar las inspecciones que considere necesarias con el fin de confirmar la veracidad de la información que, en cumplimiento de la presente Circular, le sea aportada.
Séptimo. Auditoría de la información remitida a la Comisión Nacional de Energía.
La información de caracterización del mercado y de las infraestructuras y la Información Regulatoria de Costes aportada, en su caso, por los sujetos referidos en los puntos 1 y 2 del apartado Primero deberá ser auditada por un tercero independiente y remitida a la Comisión Nacional de Energía en el plazo máximo de tres meses, desde la entrada en vigor de la presente Circular.
No obstante, para los trabajos internos de metodología retributiva la Comisión Nacional de Energía utilizará la información sin auditar aportada por los sujetos referidos en los puntos 1 y 2 del apartado Primero, en las fechas establecidas en el apartado cuarto, utilizándose la información auditada en la primera revisión anual, aplicándose, en su caso, los intereses y/o penalizaciones que se determinen si de la información no auditada se hubiere derivado una mayor retribución de la obtenida con la información auditada.
Octavo. Confidencialidad.
La gestión y comprobación de la información remitida será responsabilidad de la Comisión Nacional de Energía, quien deberá ponerla a disposición de la Dirección General de Política Energética y Minas cuando le sea solicitado por ésta, así como de las Comunidades Autónomas que lo soliciten en lo que sea de interés para el normal ejercicio de sus competencias.
La información estará sujeta a las siguientes normas de confidencialidad, sin perjuicio de lo dispuesto a estos efectos en la normativa vigente al respecto:
1. Como norma general, toda la información recibida tendrá carácter confidencial, salvo aquellos datos que figuren agregados.
2. La Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de Energía podrán difundir la información que tenga carácter confidencial, una vez agregada y a efectos estadísticos, de forma que no sea posible la identificación de los sujetos a quienes se refiere la misma.
3. El personal que tenga conocimiento de información de carácter confidencial, estará obligado a guardar secreto respecto de la misma.
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Noveno. Recurso.
De conformidad con la disposición adicional undécima, tercero.6 de la Ley 34/1998, la presente Circular de la Comisión Nacional de Energía pone fin a la vía administrativa.
Décimo. Entrada en vigor.
Lo establecido en esta Circular entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».
Madrid, 12 de julio de 2012.–El Presidente de la Comisión Nacional de Energía, Alberto Lafuente Félez.
ANEXO I
INSTRUCCIONES PARA COMPLETAR LA INFORMACIÓN SOLICITADA EN LOS FORMULARIOS DEL ANEXO IV
Instrucciones para completar la información solicitada en los formularios del anexo IV, en relación con la información regulatoria de costes
1. Definiciones básicas de la información regulatoria de costes
La información regulatoria de costes requiere a las empresas información económico-financiera que permita homogeneizar, a efectos retributivos, el inmovilizado y los otros costes a considerar para cada una de las empresas distribuidoras, con objeto de evaluar adecuadamente el reconocimiento de su nivel retributivo inicial (1).
(1) Este ejercicio de homogeneización tiene su limitación principal en el hecho de que las actuales estructuras financieras de las distintas empresas distribuidoras del sector eléctrico no son comparables ni homogéneas, ya que vienen heredadas de la estructura financiera de las empresas integradas verticalmente origen de las actuales empresas distribuidoras que, al tener diferencias tanto en el mix como en la capacidad de generación eléctrica, como en las distintas políticas financieras, tenían estructuras financieras diferentes. Además, los criterios de asignación de los activos y pasivos a las distintas actividades en el proceso de separación de negocios para adaptarse al nuevo marco legal no han sido homogéneos, y si bien los activos eléctricos estarán homogéneamente asignados, este podría no ser el caso en otras partidas que pueden afectar significativamente a los recursos necesarios. Dentro de éstos cabe destacar los criterios utilizados por las distintas empresas del sector para imputar a cada actividad o al holding conceptos tales como, entre otros, los ingresos a distribuir en varios ejercicios, fruto de subvenciones o cesiones de instalaciones, así como los impuestos anticipados y diferidos o los compromisos por pensiones causadas.
Todos los formularios vendrán definidos por tablas en formato ASCII. Los ficheros contendrán una fila por cada registro, y los campos estarán separados por punto y coma. En cada formulario se especifican los distintos formatos y tipos de datos que son necesarios en la información suministrada, de acuerdo con códigos SQL. Estos códigos se incluyen en las Tablas 9 y 10 del Anexo II y figuran en cada uno de los campos de los formularios facilitados en el Anexo IV.
Se requiere que las empresas desglosen los costes operativos y de capital previstos por el Plan General de Contabilidad, y en concreto por el Real Decreto 437/1998, por centro de coste, provincia y/o instalación, según el esquema recogido por los Formularios 26 y 28 del Anexo IV que se refieren, respectivamente, a la información económico-financiera de centros de coste y a las variaciones de inmovilizado. Este desglose es necesario en aras de obtener un conocimiento adecuado de la estructura de costes de cada empresa, y en particular para identificar anomalías o situaciones de sobre-costes aparentes en el marco de revisiones regulatorias futuras.
Se incluye adicionalmente otro formulario (el número 27 del Anexo IV) que permite a cada distribuidor establecer una declaración de criterios de reparto y asignación de las cuentas de gasto e ingreso recogidas en la Tabla 12 del Anexo II, indicando las unidades físicas (de entre las facilitadas en la Tabla 7 del Anexo II) empleadas para realizar dicho reparto por actividades y provincias. cv
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De forma general, cuando para cubrir un formulario se haga necesario utilizar una codificación predeterminada, se remitirá a dicha codificación contenida en las tablas del Anexo II, o bien se indicará el organismo oficial de referencia para la consulta de dicha codificación.
A continuación se describen brevemente algunos de los conceptos empleados en la recopilación de la información regulatoria de costes:
• Centro de coste: Se define como la unidad mínima en que es posible descomponer la estructura organizativa de la empresa a efectos de gestión y seguimiento económico.
• Opex: Se define como la suma de los costes relacionados directa e indirectamente con las actividades de operación y mantenimiento de la empresa distribuidora, que se asignan a los centros de coste tal y como se recoge en el Anexo III sobre la base de las cuentas del Real Decreto 437/1998, de 20 de marzo, de adaptación del Plan General de Contabilidad a las empresas del Sector Eléctrico, si aplica, o del Plan General de Contabilidad, en su defecto.
• Gastos financieros y asimilables (GFA): Se define como la suma de los costes de naturaleza financiera de la empresa distribuidora, que se asignan a los centros de coste tal y como se recoge en el Anexo III sobre la base de las cuentas del Real Decreto 437/1998, de 20 de marzo, de adaptación del Plan General de Contabilidad a las empresas del Sector Eléctrico, si aplica, o del Plan General de Contabilidad, en su defecto.
• Ingresos: Se define como la suma de los ingresos obtenidos por cada uno de los centros de coste definidos en la actividad «ACTIVIDADES Y SERVICIOS CON RETRIBUCIÓN PROPIA», siendo tan sólo aplicable a dichos centros de coste. Se definen también, para cada uno de dichos centros de coste, las cuentas relacionadas del Real Decreto 437/1998 (véase el Anexo III).
• Actividad: Se define como una agrupación de centros de coste.
2. Criterios contables a los efectos de la información regulatoria de costes
En el proceso de desglose de los costes operativos y de capital por centros de coste, provincia y/o instalación, las empresas deberán respetar los siguientes criterios generales:
• Causalidad: Los costes deberán ser asignados a los centros de coste que los causan u originan.
• Objetividad: La asignación deberá basarse, en lo posible, en criterios objetivos; en el caso de los costes indirectos, los inductores/generadores de costes deberán ser objetivos y cuantificables (véase la Tabla 7 del Anexo III)
• Continuidad: Salvo causa justificada, que tendrá que ser aprobada por la CNE, los criterios de asignación deberán mantenerse de año en año.
• Transparencia: El procedimiento de asignación deberá ser susceptible de aclaración en todas sus fases.
En conformidad con el Artículo 6 de la presente Circular, la CNE podrá realizar las verificaciones que considere necesarias con el fin de confirmar que la información aportada responde a los criterios anteriores.
A los efectos de la información regulatoria de costes deberán tenerse en cuenta las siguientes definiciones de Inversiones y de Compras y Gastos, de acuerdo con lo establecido en el Plan General de Contabilidad.
Inversiones:
Comprende los elementos del patrimonio destinados a servir de forma duradera en la actividad de la empresa. También se incluyen en este grupo los gastos de establecimiento y los gastos a distribuir en varios ejercicios.
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Dentro de las inversiones destacan las instalaciones técnicas, que se definen como unidades complejas de uso especializado en el proceso productivo, que comprenden: edificaciones, maquinaria, material, piezas o elementos, incluidos los sistemas informáticos que, aun siendo separables por naturaleza, están ligados, de forma definitiva, para su funcionamiento y sometidos al mismo ritmo de amortización. Se incluirán, asimismo, los repuestos o recambios válidos exclusivamente para este tipo de instalaciones.
Compras y gastos:
Se entiende por compras los aprovisionamientos de mercaderías y demás bienes adquiridos por la empresa para revenderlos, bien sea sin alterar su forma y sustancia, o previo sometimiento a procesos industriales de adaptación, transformación o construcción. Comprende también todos los gastos del ejercicio, incluidas las adquisiciones de servicios y de materiales consumibles, la variación de existencias adquiridas y las pérdidas extraordinarias del ejercicio. Los gastos son aquellos en los que incurre la empresa regular o cíclicamente en el ejercicio de sus actividades de tráfico. En el vigente Plan Contable los gastos se han incluido en las cuentas siguientes:
60 Compras.61 Variación de existencias.62 Servicios exteriores.63 Tributos (salvo lo referido al impuesto sobre los beneficios).64 Gastos de personal.65 Otros gastos de gestión.66 Gastos financieros.67 Pérdidas procedentes del inmovilizado y gastos excepcionales.68 Dotaciones para amortizaciones.69 Dotaciones a las provisiones.
2.1 Inversiones materiales.
Las inversiones materiales se valorarán por su precio de adquisición o su coste de producción. El precio de adquisición incluirá, además del importe de los cargos, liquidaciones, facturas y certificaciones de obras recibidas de los proveedores, contratistas y acreedores en general, todos los gastos adicionales de carácter no financiero que se produzcan hasta su puesta en condiciones de funcionamiento, otorgada, en su caso, mediante la correspondiente Acta de puesta en marcha.
El coste de producción de los bienes construidos por la propia empresa distribuidora se obtendrá añadiendo al precio de adquisición de las materias primas y otras materias consumibles, los demás costes directamente imputables a dichos bienes, más la parte que corresponda de los costes indirectamente imputables a los bienes de que se trata, de carácter no financiero, en la medida en que tales costes correspondan al periodo de construcción.
En todo caso, las inversiones materiales no serán objeto de amortización en tanto no entren en funcionamiento.
Se considerarán como inversiones las adquisiciones de grandes equipos de reserva por razones de seguridad, tales como transformadores de reserva y otros repuestos de gran entidad, aunque los mismos no se encuentren en funcionamiento con carácter permanente.
Las inversiones materiales históricas se habrán actualizado, en su caso, al amparo de diversas disposiciones legales, la última de ellas el Real Decreto-Ley 7/1996, de 7 de junio. El incremento de valor resultante de las operaciones de actualización se amortizará en el periodo que reste para completar la vida útil de los activos actualizados, salvo que se hayan acogido a un Plan específico o a Criterios específicos de amortización, los cuales deberán ser puestos en conocimiento del regulador.
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2.2 Vida útil de las instalaciones.
Se deducirán del valor del inmovilizado las amortizaciones practicadas, las cuales se establecerán sistemáticamente en función de la vida útil de los bienes, atendiendo a la depreciación que normalmente sufren por su funcionamiento, uso y disfrute. La vida útil representará una estimación razonable del periodo durante el cual se espera que el bien produzca rendimientos con regularidad. En dicha estimación se tendrán en cuenta factores como el uso y desgaste esperado, la obsolescencia normal o, en su caso, otros límites de cualquier naturaleza (legales, etc.) que afecten a la utilización del elemento.
A los efectos de la información regulatoria de costes, los periodos de vida útil a considerar para las distintas instalaciones, que serán homogéneos para todas las empresas distribuidoras, sin perjuicio del criterio contable adoptado por la empresa, que en todo caso deberá ser puesto en conocimiento del regulador, serán los siguientes:
– Líneas: 40.– Subestaciones: 40.– Centros de Transformación: 40.– Despachos de maniobras y Telecontrol: 14.– Equipos de medida y control electromecánicos: 30.– Equipos de medida y control estáticos: 15.– Resto de instalaciones de distribución: 40.– Construcciones: 50.– Utillaje: 5.– Mobiliario: 10.– Equipos para procesos de información: 4.– Elementos de Transporte: 8.– Propiedad industrial: 5.– Aplicaciones informáticas: 5.
2.3 Activación de gastos financieros y trabajos realizados para su inmovilizado.
En aplicación del principio de prudencia, a los efectos de la información regulatoria de costes, no se activarán gastos financieros en el inmovilizado. No obstante, se admitirá la existencia de determinadas instalaciones que recogen en su valoración gastos financieros activados históricamente en las mismas, justificados por la financiación externa durante el periodo de construcción, que en todo caso deberán ser puestos en conocimiento del regulador.
En relación con la activación de gastos de personal, se seguirá el criterio de activar directamente en cada obra los gastos del personal directamente asignado al desarrollo y construcción de las respectivas obras. También se podrán activar como mayor valor de las nuevas instalaciones los restantes gastos del personal relacionado directa o indirectamente con la construcción de estas instalaciones. Los criterios utilizados por las empresas para la activación de gastos de personal indirectos deberán ser puestos en conocimiento del regulador, para su aprobación.
2.4 Inversiones de nueva construcción y ampliación; sustitución o renovación; mejora. Mantenimiento.
Se entenderá como inversión de nueva construcción, aquéllas que suponen la realización o incorporación de nuevas instalaciones. Esta categoría incluye las inversiones de ampliación.
Se entenderá por sustitución o renovación, aquéllas que suponen una reposición del equipo o equipos principales y, por tanto, una actualización de la vida útil de la instalación. El importe de estas actuaciones se contabilizará como mayor valor del inmovilizado que se trate. Simultáneamente, se procederá a dar de baja los elementos sustituidos.
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Como inversiones de mejora, se incluirán aquéllas que suponen una modificación sustancial de la instalación en cuanto a sus características técnicas y, por tanto, un aumento de capacidad productiva, eficiencia productiva o alargamiento de su vida útil, sin suponer la incorporación de nuevas unidades físicas. Estas inversiones se considerarán como mayor valor del inmovilizado y deberán suponer un volumen de inversión de, al menos, el 50% del valor de reposición de la instalación.
Las inversiones realizadas por las empresas con cargo a la partida de «Planes de Calidad de Servicio» que, en su caso, incluya la tarifa eléctrica, deberán ser expresamente identificadas en la información regulatoria de costes a remitir por las empresas, en el centro de costes correspondiente.
Los gastos de mantenimiento, conservación y reparaciones se deberán cargar en la cuenta de pérdidas y ganancias del ejercicio en que se produzcan. El mantenimiento comprenderá las actuaciones encaminadas a conservar el elemento del inmovilizado en buenas condiciones de funcionamiento y con la misma capacidad productiva, a verificar que su estado ofrece las garantías necesarias para la continuidad del suministro en condiciones de seguridad o las originadas por averías que afectan al servicio.
2.5 Cesiones de instalaciones.
Las cesiones de instalaciones se registrarán en el activo por su valor de mercado, con abono a la cuenta «Ingresos a distribuir en varios ejercicios» que deberá imputarse a resultados en la misma medida en que se amorticen las instalaciones correspondientes.
Los gastos de mantenimiento, conservación y reparaciones correspondientes a las instalaciones cedidas serán registrados del mismo modo que para el resto de instalaciones.
2.6 Equipos de medida y control.
Los equipos de medida y control, a los efectos de la «información regulatoria de costes», se registrarán siguiendo los criterios generales para el inmovilizado material, por lo que, al precio de adquisición de los distintos equipos de medida y control se añadirán todos los costes directamente imputables a dichos bienes.
Siguiendo la normativa contable, al precio de adquisición de los equipos de medida y control se añadirán todos los gastos adicionales que se produzcan hasta su puesta en funcionamiento, incluyendo los costes de montaje y logística de tales equipos de medida y control.
En las operaciones de sustitución de equipos de medida y control por otros nuevos, se considerará que un 50% corresponde a la operación de retirada del equipo antiguo (gasto) y el otro 50% afecta al montaje del equipo nuevo (inversión).
2.7 Energía Pendiente de Facturación.
Dentro del importe neto de la cifra de negocios de la cuenta de pérdidas y ganancias, se incluirá una estimación de la energía suministrada a clientes que se encuentra pendiente de facturación, dado que el periodo habitual de lectura de los equipos de medida no coincide con el cierre de los estados financieros del ejercicio. A tales efectos las empresas distribuidoras deberán presentar el detalle de los criterios utilizados para dicha estimación.
2.8 Ingresos a distribuir en varios ejercicios.
Se incluirán en este capítulo las subvenciones de capital devengadas al amparo de lo previsto en los Convenios firmados con las Administraciones Públicas, los ingresos recibidos por derechos de acometida, correspondiente a las inversiones de extensión necesarias para hacer posibles los nuevos suministros, así como las instalaciones cedidas por terceros.
Estos conceptos se imputarán a resultados en la misma proporción en que se amorticen los bienes que se han adquirido con cargo a dicha subvención. cv
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2.9 Derechos de acceso, de enganche y de verificación y alquileres de equipos de medida y control.
Los ingresos por derechos de acceso, por derechos de enganche, por derechos de verificación, y por alquiler de equipos de medida y control se registrarán como ingresos del ejercicio en que se devengan.
2.10 Penalizaciones por calidad.
Las penalizaciones por calidad de servicio y calidad de atención al cliente establecidos en la normativa vigente, por tener la condición de bonificación, se registrarán como un menor importe de la cifra de negocios, tal y como establece el Plan General de Contabilidad en su adaptación al Sector Eléctrico. Esta partida deberá ser desagregada a nivel provincial en las diferentes zonas que a estos efectos establece el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, o norma que lo sustituya.
Adicionalmente, el resto de reclamaciones de los clientes que, en su caso, den lugar a indemnizaciones, se registrarán como un coste operativo adicional según su naturaleza.
2.11 Programas nacionales de gestión de la demanda.
Los costes incurridos por las empresas con cargo a la partida de «Programas nacionales de gestión de la demanda» que, en su caso, incluya la tarifa eléctrica, deberán ser expresamente identificados en la información regulatoria de costes a remitir por las empresas.
3. Desagregación de la información regulatoria de costes
3.1 Por tipo de Actividad.
La desagregación de la información regulatoria de costes atenderá a las siguientes Actividades:
3.1.1 Actividad de planificación y desarrollo de red.–Se englobarán dentro de esta categoría los siguientes centros de coste, identificando para cada uno de ellos el coste correspondiente de Opex y de GFA.
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C1 Planificación y desarrollo de Red
C101 Planificación de activos e instalaciones.C102 Construcción de activos e instalaciones.C103 Inspección y control de nuevas instalaciones.C106 Gastos financieros de planificación y desarrollo de red.
3.1.2 Actividad de operación de red.–Se englobarán dentro de esta categoría los siguientes centros de coste, identificando para cada uno de ellos el coste correspondiente de Opex y de GFA.
COD_CECO Denominación Centro de Coste
C2 Operación
C201 Gestión de las solicitudes de nuevos suministros.C202 Inspección y control de operación.C203 Operación de centros de control y operación local.
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3.1.3 Actividad de mantenimiento.–Se englobarán dentro de esta categoría los siguientes centros de coste, identificando para cada uno de ellos el coste correspondiente de Opex y de GFA.
COD_CECO Denominación Centro de Coste
C31 Mantenimiento Preventivo
C311 Mantenimiento preventivo de instalaciones.
C32 Mantenimiento Correctivo
C321 Mantenimiento correctivo de instalaciones.
3.1.4 Actividad de gestión de la energía.–Se englobarán dentro de esta categoría los siguientes centros de coste, identificando para cada uno de ellos el coste correspondiente de Opex y de GFA.
COD_CECO Denominación Centro de Coste
C4 Gestión de la EnergíaC401 Gestión de compras de energía.C402 Gestión de las liquidaciones de los ingresos regulados.C403 Actuaciones con cargo a programas de Gestión de la Demanda.C404 Implantación sistema telemedida – telegestión (equipos y sistemas informáticos).
3.1.5 Actividad de gestión de la calidad y del medio ambiente.–Se englobarán dentro de esta categoría los siguientes centros de coste, identificando para cada uno de ellos el coste correspondiente de Opex y de GFA.
COD_CECO Denominación Centro de Coste
C5 Gestión de la Calidad y del Medio Ambiente
C501 Gestión de la calidad de los servicios de red.C502 Eficiencia energética.C503 Gestión medioambiental.C504 Compensaciones automáticas por aplicación de Orden Eco 797/2002.C505 Compensaciones por no cumplimiento de plazos de calidad comercial.C506 Resto de compensaciones por falta de continuidad de suministro a clientes.
3.1.6 Actividad de gestión comercial.–Se englobarán dentro de esta categoría los siguientes centros de coste, identificando para cada uno de ellos el coste correspondiente de Opex y de GFA.
COD_CECO Denominación Centro de Coste
C6 Gestión Comercial
C601 Gestión y control de ATRs de distribución.C602 Lectura, tratamiento y puesta a disposición de la información.C603 Inspecciones y control de fraudes.C604 Facturación.C605 Cobros.C606 Gestión de impagados.C607 Atención al cliente en oficinas comerciales.C608 Centros de atención telefónica.
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3.1.7 Actividades y servicios con retribución propia.–Se englobarán dentro de esta categoría los siguientes centros de coste, identificando para cada uno de ellos el coste correspondiente de Opex y de GFA.
COD_CECO Denominación Centro de Coste
C7 Actividades y Servicios con Retribución Propia
C704 Costes de realización de acometidas.C705 Costes de contratación de nuevos suministros.C706 Retranqueos y trabajos por cuenta de terceros.C711 Costes por gestión de compra de equipos de medida (ofertas, evaluación,
adjudicación y recepción).C712 Coste por verificación inicial de equipos de medida.C713 Costes por conexión, precintado y pruebas de puesta en servicio de equipos de
medida.C714 Otros costes de adquisición de equipos de medida (gestión de stocks, almacenamiento
y transporte).C715 Costes de actualización anual de calendario de festivos y cambio de horario de
verano a invierno en equipos de medida.C716 Costes de reparametrización de equipos de medida ante cambios en las condiciones
del contrato.C717 Costes de desinstalación de equipos de medida averiados.C718 Costes de verificación sistemática o periódica de equipos de medida.C720 Costes derivados de PLC.
En los siguientes centros de Coste del grupo 7, relacionados con actividades con retribución propia, deberán ser detallados los siguientes extremos:
• Se declararán como ingresos del ceco C704, las correspondientes cuotas de extensión.• Se declararán como ingresos del ceco C705, las correspondientes cuotas de acceso.• Se declararán como ingresos del ceco C712, las correspondientes cuotas de verificación.• Se declararán como ingresos del ceco C713, las correspondientes cuotas de conexión.
3.1.8 Actividades y servicios de estructura.–Se englobarán dentro de esta categoría los siguientes centros de coste, identificando para cada uno de ellos el coste correspondiente de Opex y de GFA.
COD_CECO Denominación Centro de Coste
C8 Servicios de Estructura
C801 Asesoría jurídica y tributos.C802 Comunicación.C803 Regulación.C804 Control interno de gestión de riesgos.C805 Gestión de aprovisionamientos.C806 Gestión de recursos humanos.C807 Información financiera.C808 Sistemas y telecomunicaciones.C809 Servicios generales.C810 Investigación y Desarrollo.C811 Tasa de ocupación de la vía pública.
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3.2 Por ámbito geográfico.
La información aportada relativa al Opex y GFA de cada uno de los centros de coste que se detallan en la información regulatoria de costes atenderá a los siguientes ámbitos geográficos.
3.2.1 A nivel empresa.–Se declararán a nivel empresa los siguientes centros de coste:
COD_CECO Denominación Centro de Coste
C106 Gastos financieros de planificación y desarrollo de red.C401 Gestión de compras de energía.C402 Gestión de las liquidaciones de los ingresos regulados.C608 Centros de atención telefónica.C720 Costes derivados de PLC.C801 Asesoría jurídica.C802 Comunicación.C803 Regulación.C804 Control interno de gestión de riesgos.C805 Gestión de aprovisionamientos.C806 Gestión de recursos humanos.C807 Información financiera.C808 Sistemas y telecomunicaciones.C809 Servicios Generales y gestión de edificios, locales y terrenos.C810 Investigación y Desarrollo.C811 Tasa de ocupación de la vía pública.
3.2.2 Nivel provincial.–Se declararán a nivel provincial los siguientes centros de coste:
COD_CECO Denominación Centro de Coste
C101 Planificación de activos e instalaciones.C102 Construcción de activos e instalaciones.C103 Inspección y control de nuevas instalaciones.C201 Gestión de las solicitudes de nuevos suministros.C202 Inspección y control de operación.C203 Operación de centros de control y operación local.C311 Mantenimiento preventivo de instalaciones.C321 Mantenimiento correctivo de instalaciones.C403 Actuaciones con cargo a programas de Gestión de la Demanda.C404 Implantación sistema telemedida – telegestión (equipos y sistemas informáticos).C501 Gestión de la calidad de los servicios de red.C502 Eficiencia energética.C503 Gestión medioambiental.C504 Compensaciones automáticas por aplicación de Orden Eco 797/2002.C505 Compensaciones por no cumplimiento de plazos de calidad comercial.C506 Resto de compensaciones por falta de continuidad de suministro a clientes.C601 Gestión y control de ATRs de distribución.C602 Lectura, tratamiento y puesta a disposición de la información.C603 Inspecciones y control de fraudes.C604 Facturación.C605 Cobros.C606 Gestión de impagados.C607 Atención al cliente en oficinas comerciales.
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COD_CECO Denominación Centro de Coste
C704 Costes de realización de acometidas.C705 Costes de contratación de nuevos suministros.C706 Retranqueos y trabajos por cuenta de terceros.C712 Coste por verificación inicial de equipos de medida.C713 Costes por conexión, precintado y pruebas de puesta en servicio de equipos de
medida.C714 Otros costes de adquisición de equipos de medida (gestión de stocks, almacenamiento
y transporte).C715 Costes de actualización anual de calendario de festivos y cambio de horario de
verano a invierno en equipos de medida.C716 Costes de reparametrización de equipos de medida ante cambios en las condiciones
del contrato.C717 Costes de desinstalación de equipos de medida averiados.C718 Costes de verificación sistemática o periódica de equipos de medida.
3.3 Por tipo de instalaciones.
La desagregación de los costes correspondientes a los centros de coste definidos en la información regulatoria de costes atenderá a los tipos de instalaciones que se detallan a continuación, siempre y cuando los mismos deban desglosarse por instalaciones, véanse tablas 4a y 4b del Anexo II.
En todos los casos, además de la información de carácter económico deberá aportarse información relativa a las unidades físicas puestas en servicio (para líneas: n.º de kilómetros con un decimal; para subestaciones y centros de transformación: n.º de posiciones, MVA y MVAr) habilitándose espacio al efecto en cada una de las tablas.
Los costes de los elementos comunes tales como terrenos, edificios, cerramientos, etc. deberán imputarse de manera proporcional a los saldos brutos de cada categoría de tensión.
Los centros de coste que deberán ser declarados por tipo de instalación, son los siguientes:
COD_CECO Denominación Centro de Coste
C102 Construcción de activos e instalaciones.C311 Mantenimiento preventivo de instalaciones.C321 Mantenimiento correctivo de instalaciones.C602 Lectura, tratamiento y puesta a disposición de la información.C704 Costes de realización de acometidas.C706 Retranqueos y trabajos por cuenta de terceros.C711 Costes por gestión de compra de equipos de medida (ofertas, evaluación,
adjudicación y recepción).C712 Coste por verificación inicial de equipos de medida.C713 Costes por conexión, precintado y pruebas de puesta en servicio de equipos de
medida.C715 Costes de actualización anual de calendario de festivos y cambio de horario de
verano a invierno en equipos de medida.C716 Costes de reparametrización de equipos de medida ante cambios en las condiciones
del contrato.C717 Costes de desinstalación de equipos de medida averiados.C718 Costes de verificación sistemática o periódica de equipos de medida.
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4. Emisión de notas justificativas
Conjuntamente a la entrega de la información correspondiente a la Circular, se requiere a las empresas que entreguen notas justificativas en formato electrónico. Las notas tienen carácter explicativo y no justifican la aplicación de criterios distintos de los establecidos en el texto de la Circular. Sirven esencialmente para: (1) aportar información que se pide en el Anexo I y (2) explicar criterios de reparto o supuestos adicionales realizados por la empresa.
Dichas notas se entregarán en un fichero CIR3_2012_NOTAS_CODDIS_AAAA con los siguientes campos:
Año Cod_Dis Cod_nota Ruta al fichero en el DVD
2004 R1-999 A4F28666U13 C:\4F28666U13.doc2004 R1-999 A1E211 C:\TC1A1E211.doc
A efectos de notación se realizan las siguientes definiciones:
Cuerpo circular: TC.Anexo I: A1.Anexo I parte económica: A1E.Anexo I parte técnica: A1T.Anexo II: A2.Anexo III: A3.Anexo IV: A4.Anexo V: A5.
Se utilizaran asimismo los códigos establecidos en las tablas del Anexo II y el de cuentas, CECOS y párrafos a los que vayan dirigidas las notas.
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Instrucciones para completar la información solicitada en los formularios del anexo IV, en relación con la información a utilizar por el modelo de red de referencia
1. Instrucciones generales
A continuación se facilitan indicaciones genéricas para completar la información solicitada en los formularios
del Anexo IV, relativos a información técnica.
Todos los formularios vendrán definidos por tablas en formato ASCII. Estas tablas incluirán datos de la
ubicación y las características técnicas de los elementos de la red. Los ficheros contendrán una fila por cada
registro, y los campos estarán separados por punto y coma. En cada formulario se especifican los distintos
formatos y tipos de datos que son necesarios en la información suministrada, de acuerdo con códigos SQL.
Estos códigos se incluyen en las Tablas 9 y 10 del Anexo II y figuran en cada uno de los campos de los
formularios facilitados en el Anexo IV.
Las coordenadas UTM contenidas en las tablas deben estar referidas al huso 30. Los códigos de identificación
de las compañías distribuidoras serán los obtenidos del Registro de Distribuidores del Ministerio de Industria,
Turismo y Comercio, que figuran en la Tabla 1 del Anexo II; la última actualización disponible de dicho Registro
puede ser consultada en la página web del MITyC.
La codificación de municipios y provincias será la utilizada por el Instituto Nacional de Estadística (para los
formularios de información económica se facilita una codificación provincial análoga en la Tabla 3 del Anexo II).
En las tablas que incluyen códigos nodales es importante que éstos sean coherentes entre sí y que no haya
duplicidades en los mismos, de forma que exista una relación biunívoca con los nudos de la topología real de la
red. Puede darse el caso de que distintos clientes tengan el mismo código de nudo, por estar asociados a la
misma acometida, pero en ese caso la localización geográfica (coordenadas) de dichos clientes debe ser la
misma. Además, las coordenadas suministradas deben ser coherentes con la información correspondiente a
los municipios en los que están situados los clientes. Las redes declaradas deben ser coherentes y cumplir con
los requisitos de conectividad necesarios para que se puedan suministrar las demandas georreferenciadas, que
además deben tener unos valores de demanda lógicos (esto es, debes ser tales que se pueda suministrar la
demanda con las instalaciones disponibles en el nivel de tensión correspondiente).
Para comprobar la coherencia de los datos de red suministrados, se exigirá la convergencia de un flujo de
cargas en las redes suministradas. Este flujo de cargas se realizará con niveles de demanda del 5% de las
potencias contratadas.
Los datos que no verifiquen los requisitos anteriormente mencionados serán devueltos para su corrección.
Independientemente y de forma adicional a la aplicación de la codificación normalizada propuesta en el
apartado siguiente, cada instalación informada recibirá un código individual libremente asignado por cada
empresa y cuyo registro queda detallado en los formularios descritos en el Anexo IV, recibiendo la
denominación de “código de subestación”, “código de centro de transformación”, “código del nudo”, “código de
tramo”, “código de máquina”, etc. Dicho código consistirá en un identificador alfanumérico único para cada
instalación (se considerarán como máximo 20 caracteres) y aplicable a lo largo de la vida útil de cada uno de
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los elementos informados en todas las sucesivas declaraciones de información que se hayan de realizar ante
esta Comisión.
Cuando en los formularios se solicite el “Año de incorporación” o “Año de incorporación en la base de datos” se
entenderá por tal el ejercicio en que la información contenida en dicho formulario ha sido declarada a esta
Comisión con motivo de la presente Circular. En este caso, se referirá al año 2010.
Cualquier campo se declarará como NULL, cuando no se disponga de valor a aportar.
2. Código de identificación normalizada de instalaciones
Se describen en adelante los criterios a seguir para clasificar las principales instalaciones de distribución (y
subestaciones de transporte que son fuente de las redes de distribución) en un conjunto normalizado de
categorías predefinidas. Esta clasificación será utilizada como parte integrante de la trazabilidad de la relación
cliente-red.
El Código de Identificación Normalizada de Instalaciones (CINI) constará de un total de siete caracteres.
Las reglas de formación del CINI, se exponen a continuación, recogiéndose en la Tabla 6 del Anexo II el
desglose de clasificación de instalaciones según la codificación propuesta.
3. Descripción de los formularios
A continuación se comenta el contenido y particularidades de los formatos que servirán de patrón para elaborar
los ficheros en que se recopilará la información.
3.1.-Formularios relacionados con la generación y la demanda.
Se trata de los formularios correspondientes a los datos de clientes (formularios 1 y 2), generadores
distribuidos (formulario 3) y previsiones de demanda futura (formularios 4 al 7).
En relación con las nuevas demandas previstas, se distinguirá entre crecimientos horizontales de demanda
(aquellos que suponen una expansión de la red, formularios 4 y 5) y crecimientos verticales singulares de
demanda (aumento en el consumo de clientes ya existentes, formulario 6) y nueva generación distribuida
prevista (formulario 7).
El formulario 8 permite a las empresas declarar el volumen de inversión previsto en los próximos años,
detallado por tipo de instalación que tiene previsto realizar la empresa para atender los incrementos de
demanda que ha declarado en los formularios 4 al 7.
3.2.-Formularios relacionados con la topología y características de la red.
Los formularios 9 y 10 recogen sendos tipos de archivo ASCII a utilizar para describir la topología de la red real
y sus atributos. En el formulario 9 se recogen todos los tramos de la red, incluyendo para cada tramo su código
y las coordenadas geográficas por las que discurre su trazado. El formato a utilizar en el formulario 9 es el
estándar “Arc/Info Generate Format”. Cada tramo vendrá identificado por una serie de líneas: la primera se
reserva para el código del tramo, y las siguientes se utilizan para enumerar los vértices de los segmentos de
los que consta cada tramo de la red. El final de cada tramo se indicará mediante la palabra “END”.
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En el formulario 10 se describen los atributos de cada uno de los tramos anteriormente definidos. No se
requiere en este formulario la aportación de datos referentes a líneas de tensión inferior a 1 kV. En este fichero,
así como en todos los que incluyen información acerca de tasas de avería de instalaciones, la tasa de fallos y
el tiempo de reparación se indican mediante conjuntos de tres valores, para modelar mejor la incertidumbre
asociada a estos datos. Se aportarán el valor mínimo, el valor medio y el valor máximo que pueden tomar estos
datos. En el tiempo de reparación, se indicará el intervalo de tiempo que transcurre desde que la brigada llega
al lugar donde se ha producido la avería hasta que la soluciona.
3.3.-Formularios relacionados con el inventario de instalaciones reales.
Los Formularios 11 y 12 se refieren a Centros de Transformación. A diferencia de la librería de instalaciones
normalizadas, estas tablas no tienen que ser genéricas para un conjunto de CC.TT., sino que cada CT
instalado puede tener características distintas a los demás. Para modelar adecuadamente la fiabilidad de los
CC.TT., se aportarán sendos formularios relacionados, indexados a través del código del CT. De esta forma, se
dispondrá de la potencia instalada por cada unidad en cada CT. Al disponer de esta información, se podrá
calcular la potencia garantizada de cada CT aplicando el criterio (n-1). Al utilizar dos tablas, se consigue
mantener fijo el número de campos necesarios en las mismas. A continuación se muestra un ejemplo de la
información aportada correspondiente a la potencia instalada en cada unidad de los CC.TT. (Formulario 12): se
facilitan dos CCTT, el primero de ellos tiene una unidad y el segundo tiene dos unidades instaladas:
Código CT Potencia unidad (kVA)
Código CT 1 Potencia de la unidad 1 del CT 1
Código CT 1 Potencia de la unidad 2 del CT 1
Código CT 2 Potencia de la unidad 1 del CT 2
Los formularios 13 y 14 (junto con los formularios complementarios 13bis y 14 bis) se refieren a Subestaciones;
dichos formularios también estarán relacionados entre sí. Además del motivo de la fiabilidad, en las
subestaciones inventariadas es necesario disponer de otra tabla para tener en cuenta los niveles de tensión
existentes en los distintos parques y el número de posiciones disponibles (Formulario 13bis). Por este motivo,
se deberán incluir las salidas de las subestaciones en distintos niveles de tensión. Adicionalmente, se aportará
una tabla (Formulario 14) en la que se indicarán los transformadores instalados en cada subestación, indicando
las tensiones de los parques que conectan y la potencia instalada, así como las posibilidades de ampliación
(Formulario 14bis) en la interconexión entre parques.
En la subestación ejemplo propuesta en la figura hay 4 parques: uno de 132 kV, uno de 45 kV, y dos de 20 kV,
cada uno con su correspondiente nudo asociado. En el caso de los nudos de 20 kV, la compañía podría
explotarlos como una sola barra, pero en la información declarada no se entrará en consideraciones operativas
vinculadas al modo de explotación.
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De las 4 máquinas representadas:
1. Una conecta el parque de 132kV con el de 45kV
2. Otra es un transformador de tres arrollamientos. Los trafos de tres arrollamientos serán declarados como
dos máquinas (dos registros en el Formulario 14) con el mismo código de máquina: una máquina conecta
el parque de 132kV con el de 45kV, y otra conecta el parque de 132kV con uno de los de 20kV.
3. Una tercera máquina conecta el parque de 45kV con uno de los parques de 20kV.
4. La cuarta máquina está en reserva fría entre el parque de 45kV y uno de los de 20kV
Adicionalmente, hay dos huecos para instalar máquinas adicionales, una entre el parque de 132kV y 45kV y otra
entre el parque de 45kV y uno de los de 20kV.
En cuanto a los elementos de protección (Formulario 15), es necesario indicar el tramo al que afecta el elemento
de protección, pues puede darse el caso de que en un mismo nudo confluyan varios tramos, de forma que el
elemento de protección sólo afecte a uno de ellos. Este caso se ilustra con un ejemplo en la figura:
Seccionador
Tramo 1
Tramo 2
Nudo
Tramo 3
Los formularios 16 y 17 se refieren, respectivamente, a condensadores y reguladores de tensión.
Los formularios 18 y 19 se dedican a recabar información de nudos topológicos y nudos frontera, respectivamente.
132kV
45kV
20kV 20kV
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Se denominan nudos topológicos aquellos nudos de la red que no tienen ningún elemento, generación ni demanda
asociadas, pero en los que confluyen varios tramos y que por ello tienen un código de nudo asociado. Por otra
parte, se denominan nudos frontera aquellos nudos que conectan las redes pertenecientes a dos compañías
distribuidoras distintas.
En el formulario 20, se solicita a las empresas que declaren la conectividad del cliente con la red de distribución.
Los códigos identificativos de los elementos, declarados en cada uno de los formularios (código del ct, código de
máquina, código de subestación, código de parque, código del elemento de protección, código del regulador de
tensión, deberán ser idénticos al de los elementos declarados en la Circular 1/2006, pudiendo ser solo cambiados
en caso de renovación completa de la instalación, debiéndose asimismo respetar los códigos de las instalaciones
de transporte existentes en la fecha y declaradas a las empresas distribuidoras por la Comisión Nacional de
Energía, conectadas a las instalaciones de distribución
3.4.-Formularios relacionados con la librería de instalaciones normalizadas.
Los formularios 21 a 25 se refieren a una librería de instalaciones tipo. A diferencia de las instalaciones
inventariadas, esta librería constituye un catálogo limitado de instalaciones posibles, recogido en la Tabla 8.
El objetivo de estos formularios es disponer de información acerca de los parámetros técnicos y económicos que
caracterizan el funcionamiento y coste de estos equipos. Se solicita información de todo el catálogo propuesto a
todas las empresas distribuidoras sujetas a la presente Circular. No obstante, se habilita en cada formulario un
último campo que cada empresa deberá cubrir como verdadero sólo si en la actualidad el equipo en cuestión es
de uso habitual en sus nuevos desarrollos.
De esta manera se pretende disponer de un amplio conjunto de valores de referencia que describan
suficientemente las instalaciones propuestas sin obviar el hecho de que, en el normal desarrollo de su actividad, y
en base a principios de gestión generalmente aceptados, las compañías tienden a seleccionar un número
restringido de equipos en la expansión y/o renovación de sus redes.
De lo anterior se sigue que, en lo que a la información de instalaciones tipo o normalizadas se refiere, la obligación
generalmente establecida por el punto séptimo de la presente Circular de someter a la auditoría de un tercero
independiente la información remitida a esta Comisión, se centrará fundamentalmente en aquellos equipos que
cada empresa identifique como de normal utilización en el presente, limitándose su alcance en el resto de equipos
relacionados a comprobar la razonabilidad de los valores proporcionados según la información de mercado
disponible y su mejor saber y entender.
El Formulario 21 trata de conductores, ya sean estos de BT, MT ó AT, en tanto que el formulario 22 se refiere a
Centros de Transformación y el formulario 23 a Subestaciones. Los comentarios anteriormente vistos en relación
con la tasa media de fallo y los tiempos de reparación son igualmente de aplicación aquí. Los formularios 24 y 25
se refieren a equipos de mejora de fiabilidad y condensadores normalizados, respectivamente.
3.5.-Formularios relacionados con las subestaciones de transporte fuentes de la red de distribución.
En los formularios 29 y 30 (junto con los formularios complementarios 29bis y 30bis), de forma análoga a como se
vio anteriormente en relación con las subestaciones procedentes de inventario, para modelar adecuadamente la
fiabilidad de las subestaciones de transporte, será necesario disponer de dos otra tablas para tener en cuenta los
niveles de tensión existentes en los distintos parques y el número de posiciones disponibles (formulario 29bis). Por
este motivo, se deberán incluir las salidas de las subestaciones en distintos niveles de tensión. Adicionalmente, se
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aportará una tabla (formulario 30) en la que se indicarán los transformadores instalados en cada subestación, las
tensiones de los parques que conectan y la, potencia instalada, así como las posibilidades de ampliación
(formulario 30bis) en la interconexión entre parques.
El ejemplo comentado con anterioridad en relación con las subestaciones pertenecientes al inventario de
instalaciones de distribución es también de aplicación para interpretar los formularios de subestaciones de
transporte fuentes de distribución.
Con la información aportada en estas tablas, se podrá calcular la potencia firme de las subestaciones,
entendiéndose en este contexto por tal, la potencia que pueden aportar en el caso de que falle la mayor máquina
(criterio n-1).
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ANEXO II
CÓDIGOS DE TABLAS
TABLA 1
CÓDIGOS DE DISTRIBUIDORES
(COD_DIS)
COD_DIS RAZÓN SOCIAL
R1-001 IBERDROLA DISTRIBUCION ELECTRICA, S.A. R1-002 UNION FENOSA DISTRIBUCION, S.A. R1-003 BARRAS ELECTRICAS GALAICO-ASTURIANAS S.A. R1-005 E.ON DISTRIBUCIÓN, S.L. R1-008 HIDROCANTABRICO DISTRIBUCION ELECTRICA, S.A. R1-009 ELECTRICA CONQUENSE DISTRIBUCION, S.A.U. R1-014 AGRI ENERGIA ELECTRICA, S.A. R1-015 BASSOLS ENERGIA, S.A. R1-016 ELECTRA CALDENSE, S.A. R1-017 ELECTRA DEL MAESTRAZGO, S.A. R1-018 ESTABANELL Y PAHISA ENERGIA, S.A. R1-019 ELECTRICA DEL EBRO, S.A. R1-020 PRODUCTORA ELECTRICA URGELENSE, S.A. (PEUSA) R1-021 SUMINISTRADORA ELECTRICA DE CADIZ, S.A. R1-022 CENTRAL ELECTRICA SESTELO Y CIA, S.A. R1-023 HIDROELECTRICA DEL GUADIELA I, S.A. R1-024 COOPERATIVA ELECTRICA ALBORENSE, S.A. R1-025 INDUSTRIAS PECUARIAS DE LOS PEDROCHES, S.A. R1-026 ENERGIAS DE ARAGON I, S. L. U. (EASA) R1-027 COMPAÑÍA MELILLENSE DE GAS Y ELECTRICIDAD, S.A. R1-028 MEDINA GARVEY ELECTRICIDAD, S.L.U. R1-029 DISTRIBUIDORA ELECTRICA DEL SIL, S.L. R1-030 EMPRESA DE ALUMBRADO ELECTRICO DE CEUTA DISTRIBUCION, S.A.U.
R1-031 DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELECTRICA ENRIQUE GARCIA SERRANO, S.L. R1-032 REPSOL ELECTRICA DE DISTRIBUCION, S.L.
R1-033 SDAD. COOPERATIVA VALENCIANA LTDA. BENEFICA DE CONS. DE ELECT. "SAN FRANCISCO DE ASIS" DE CREV.
R1-034 ELECTRICIDAD DE PUERTO REAL, S.A. (EPRESA) R1-035 ELECTRICA DEL OESTE DISTRIBUCION, S.L.U. R1-036 DISTRIBUIDORA ELECTRICA LOS BERMEJALES, S.A. R1-037 ELECTRA DEL CARDENER, S.A. R1-038 ELECTRICA SEROSENSE DISTRIBUIDORA, S.L. R1-039 HIDROELECTRICA DE LARACHA, S.L. R1-040 SOCIEDAD ELECTRICISTA DE TUY, S.A. R1-041 ELECTRA ALTO MIÑO, S.A.
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R1-042 UNION DE DISTRIBUIDORES DE ELECTRICIDAD, S.A. (UDESA) R1-043 ANSELMO LEON DISTRIBUCION, S.L. R1-044 COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DEL CONDADO, S.A. R1-045 ELECTRA AUTOL, S.A. R1-046 ELECTRICA DE TENTUDIA. S.A. R1-047 FELIX GONZALEZ, S.A. R1-048 LA PROHIDA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L. R1-049 ELECTRICAS PITARCH DISTRIBUCION, S.L.U. R1-050 HIJOS DE JACINTO GUILLEN DISTRIBUIDORA ELECTRICA, S.L. R1-051 JUAN DE FRUTOS GARCIA, S.L. R1-052 LERSA ELECTRICITAT, S.L. R1-053 DIELESUR, S.L. R1-054 ENERGIA DE MIAJADAS, S.A. R1-055 AGUAS DE BARBASTRO ELECTRICIDAD, S.A. R1-056 VALL DE SÓLLER ENERGÍA, S.L.U. R1-057 ROMERO CANDAU, S.L. R1-058 HIDROELECTRICA DE SILLEDA, S.L.
R1-059 GRUPO DE ELECTRIFICACION RURAL DE BINEFAR Y COMARCA, S.COOP., R. L.
R1-060 SUMINISTROS ESPECIALES ALGINETENSES, S. COOP. V. R1-061 OÑARGI, S.L. R1-062 SUMINISTRO DE LUZ Y FUERZA, S.L. R1-063 COOPERATIVA ELECTRICA BENEFICA CATRALENSE, COOP. V. R1-064 ELECTRA DE CARBAYIN, S.A. R1-065 ELECTRICA DE GUIXES, S.L. R1-066 ELECTRICA VAQUER, S.A. R1-067 HERMANOS CABALLERO REBOLLO, S.L. R1-068 COMPAÑIA DE ELECTRIFICACION, S.L. R1-069 DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE MELON, S.L. R1-070 ELECTRA DE CABALAR, S.L. R1-071 ELECTRA DEL GAYOSO, S.L. R1-072 ELECTRA DEL NARAHIO, S.A. R1-073 ELECTRICA DE BARCIADEMERA, S.L. R1-074 ELECTRICA DE CABAÑAS, S.L. R1-075 ELECTRICA DE GRES, S.L. R1-076 ELECTRICA DE MOSCOSO, S.L. R1-077 ELECTRICA CORVERA, S.L. R1-078 FUCIÑOS RIVAS, S.L. R1-079 ELECTRICA LOS MOLINOS, S.L. R1-080 HIDROELECTRICA DEL ARNEGO, S.L. R1-081 SAN MIGUEL 2000 DISTRIBUCION, S.L. R1-082 SUCESORES DE MANUEL LEIRA, S.L. R1-083 BERRUEZA, S.A. R1-084 BLAZQUEZ, S.L.
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R1-085 CENTRAL ELECTRICA MITJANS, S.L. R1-086 CENTRAL ELECTRICA SAN FRANCISCO, S.L. R1-087 DISTRIBUCION ELECTRICA LAS MERCEDES, S.L. R1-088 ELECTRICA DE CANILES, S.L. R1-089 DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE RELLEU, S.L. R1-090 ELECTRA ADURIZ, S.A. R1-091 ELECTRA AVELLANA, S.L. R1-092 ELECTRA CASTILLEJENSE, S.A. R1-093 DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD LARRAÑAGA, S.L. R1-094 ELECTRA SAN CRISTOBAL, S.L. R1-095 ELECTRICA BELMEZANA, S.A. R1-096 ELECTRICA LA VICTORIA DE FUENCALIENTE, S.A. R1-097 ELECTRICA LOS PELAYOS, S.A. R1-098 ELECTRICA NTRA. SRA. DE LOS REMEDIOS, S.L. R1-099 ELECTRICITAT L AURORA, S.A. R1-100 ELECTRO DISTRIBUCION DE ALMODOVAR DEL CAMPO, S.A. R1-101 ELECTRO MOLINERA DE VALMADRIGAL, S.L. R1-102 EMPRESA DE ELECTRICIDAD SAN JOSE, S.A. R1-103 HIDROELECTRICA SAN CIPRIANO DE RUEDA, S.L. R1-104 HIDROELECTRICA VIRGEN DE CHILLA, S.L. R1-105 LA ERNESTINA, S.A. R1-106 DIELENOR, S.L. R1-107 DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELECTRICA DEL BAGES, S.A. R1-108 ENERGETICA DE ALCOCER, S.L.U. R1-109 ELECTRICA MAFERGA, S.L. R1-110 GRACIA UNZUETA HIDALGO E HIJOS, S.L. R1-111 AURORA GINER REIG, S.L. R1-112 DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE ARDALES, S.L. R1-113 ELECTRA SIERRA MAGINA, S.L. R1-114 ELECTRICA HERMANOS CASTRO RODRIGUEZ, S.L R1-115 HIDROELECTRICA VEGA, S.A. R1-116 HIJO DE JORGE MARTIN, S.A. R1-117 JOSE RIPOLL ALBANELL, S.L. R1-118 JOSEFA GIL COSTA, S.L. R1-119 LEANDRO PEREZ ALFONSO, S.L. R1-120 SOCIEDAD DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE ELORRIO, S.A. R1-121 SOCIEDAD ELECTRICA NTRA. SRA. DE LOS DESAMPARADOS, S. L. R1-122 DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE GAUCIN, S.L. R1-123 ELECTRA ALVARO BENITO, S.L. R1-124 ELECTRICA CAMPOSUR, S.L. R1-125 ELECTRICA DE ERISTE, S.L. R1-126 ELECTRICIDAD HIJATE, S.L. R1-127 JUAN N. DIAZ GALVEZ Y HERMANOS, S.L.
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R1-128 ELECTRICA DE CHERA, SOCIEDAD COOPERATIVA VALENCIANA R1-129 HIDROELECTRICA GOMEZ, S.L. R1-130 HIDROELECTRICA DE ALARAZ, S.L. R1-131 ISMAEL BIOSCA, S.L. R1-132 ELECTRICA SAN SERVAN, S.L. R1-133 HIDROELECTRICA EL CARMEN, S.L. R1-134 ELECTRA LA LOMA, S.L. R1-135 ELECTRA LA ROSA, S.L. R1-136 ELÉCTRICA SAN GREGORIO, S.L. R1-137 HEREDEROS DE GARCIA BAZ, S.L. R1-138 SIERRO DE ELECTRICIDAD, S.L. R1-139 DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD MARTOS MARIN, S.L. R1-140 DISTRIBUIDORA ELECTRICA CARRION, S.L. R1-141 HELIODORA GOMEZ, S.A. R1-142 LUIS RANGEL Y HERMANOS, S.A. R1-143 SERVILIANO GARCIA, S.A. R1-144 HIDROELECTRICA NTRA. SRA. DE LA SOLEDAD, DE TENDILLA Y LUPIANA, S.L. R1-145 ELECTRICA DE CALLOSA DE SEGURA, S.V. L. R1-146 JOSE FERRE SEGURA E HIJOS, S.R.L. R1-147 ELECTRA JOSE ANTONIO MARTINEZ, S.L. R1-148 ELECTRICIDAD PASTOR, S.L. R1-149 HIJOS DE FELIPE GARCIA ALVAREZ, S.L. R1-150 COOPERATIVA ELECTRICA DE CASTELLAR, S.C.V. R1-151 COOPERATIVA ELECTRICA BENEFICA ALBATERENSE, COOP. V. R1-152 ELECTRICA DE MELIANA, SOCIEDAD COOPERATIVA VALENCIANA R1-153 COOPERATIVA POPULAR DE FLUIDO ELECTRICO DE CAMPRODON S.C.C.L. R1-154 ELECTRICA ALGIMIA DE ALFARA, SOCIEDAD COOPERATIVA VALENCIANA
R1-155 ELECTRICA DE VINALESA, S.C.V. R1-156 ELECTRICA DE DURRO, S.L. R1-157 ELECTRICA DE GUADASSUAR, SDAD. COOP. V. R1-158 ELÉCTRICA DE SOT DE CHERA, SOC. COOPERATIVA VALENCIANA R1-159 ELECTRICA NTRA. SRA. DE GRACIA, SDAD. COOP VALENCIANA R1-160 ELECTRODISTRIBUIDORA DE FUERZA Y ALUB. "CASABLANCA" SDAD. COOP. V. R1-161 FLUIDO ELECTRICO DE MUSEROS, S. C. VALENCIANA R1-162 DELGICHI, S.L. R1-163 DIELEC GUERRERO LORENTE, S.L. R1-164 DISTRIBUCION DE ELECTRICIDAD VALLE DE SANTA ANA, S.L. R1-165 DISTRIBUIDORA ELECTRICA GRANJA DE TORREHERMOSA, S.L. R1-166 ELECTRICA SANTA CLARA, S.L. R1-167 EMPRESA ELECTRICA MARTIN SILVA POZO, S.L. R1-168 HIDROELECTRICA SAN BUENAVENTURA, S.L. R1-169 HIDROELECTRICA SANTA TERESA, S.L. R1-170 HIJOS DE CASIANO SANCHEZ, S.L.
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R1-171 SOCIEDAD ELECTRICA JEREZ DEL MARQUESADO S.A. R1-172 SUMINISTROS ELECTRICOS DE AMIEVA, S.L. R1-173 HIDROELECTRICA DOMINGUEZ, S.L. R1-174 ELECTRA CONILENSE, S.L.U. R1-175 DISTRIBUCIONES ELECTRICAS PORTILLO, S.L. R1-176 ELECTRICA DE JAFRE, S.A. R1-177 ELECTRICA LOS LAURELES, S.L. R1-178 ELECTRICA SAN JOSE OBRERO, S.L. R1-179 ARAGONESA DE ACTIVIDADES ENERGETICAS, S.A. (AAESA) R1-180 CASIMIRO MARCIAL CHACON E HIJOS, S.L. R1-181 ELECTRICA MORO BENITO, S.L. R1-182 FUENTES Y COMPAÑIA, S.L. R1-183 LA ELECTRICA DE VALL DE EBO, S.L. R1-184 ANTOLINA RUIZ RUIZ, S.L.U. R1-185 DISTRIBUCIONES DE ENERGIA ELECTRICA DEL NOROESTE, S.L. R1-186 ELECTRA DE ZAS, S.L. R1-187 HIDROELECTRICA DEL CABRERA, S.L. R1-188 ELECTRICIDAD LA ASUNCION, S.L. R1-190 SOCIEDAD ELECTRICA DE RIBERA DEL FRESNO, S.A. R1-191 ALSET ELECTRICA, S.L. R1-192 ELECTRO DISTRIBUIDORA CASTELLANO LEONESA, S.A. R1-193 ELECTRA VALDIVIELSO, S.A. R1-194 EMPRESA ELECTRICA DE SAN PEDRO, S.L. R1-195 ELECTRICA ABENGIBRENSE DISTRIBUCION, S.L. R1-196 ELECTRICA DE LA SERRANIA DE RONDA, S.L R1-197 EBROFANAS, S.L. R1-198 ELECTRICA SAGRADO CORAZON DE JESUS, S.L. R1-199 DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE MONESTERIO, S.L. R1-200 DISTRIBUIDORA ELECTRICA BRAVO SAEZ, S.L. R1-201 ELECTRICA NUESTRA SEÑORA DE LOS SANTOS, S.L. R1-202 MOLINO VIEJO DE VILALLER, S.A. R1-203 VARGAS Y COMPAÑIA ELECTRO HARINERA SAN RAMON, S.A. R1-204 ELECTRA DE SANTA COMBA, S.L. R1-205 ICASA DISTRIBUCION ENERGIA, S.L. R1-206 DISTRIBUCIONES ELECTRICAS DEL ERIA, S.L. R1-207 DISTRIBUIDORA ELECTRICA ISABA, S.L.U. R1-208 ENERFRIAS, S.L. R1-209 ELECTRA CAMIJANES, S.L. R1-210 CENTRAL ELECTRICA SAN ANTONIO, S.L. R1-211 ELECTRA CUNTIENSE, S.L. R1-212 ELECTRA DEL NANSA, S.L. R1-213 ELECTRICAS DE BENUZA, S.L. R1-214 RODALEC, S.L.
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R1-215 ELECTRICA DEL HUEBRA, S.L. R1-216 DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA NAVASFRIAS, S.L. R1-217 ELECTRICA MESTANZA R.V., S.L. R1-218 HIDROELECTRICA DE CATALUNYA, S.L. R1-219 ELECTRA DE ABUSEJO, S.L. R1-220 ELECTRICA DE CANTOÑA, S.L. R1-221 ELECTRICA GILENA, S.L.U. R1-222 ENERGIAS DE PANTICOSA, S.L. R1-223 HEREDEROS DE EMILIO GAMERO, S.L. R1-224 DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE MONTOLIU, S.L. U. R1-225 ELECTRICA BAÑESA, S.L. R1-226 GLORIA MARISCAL, S.L. R1-227 RUIZ DE LA TORRE, S.L. R1-228 LUZ DE CELA, S.L. R1-229 ELECTRICA SAN MARCOS, S.L. R1-230 ENERMUELAS, S.L. R1-231 ELECTRICA CUROS, S.L. R1-232 ELECTRA VALDIZARBE, S.A. R1-233 ELECTRICA LATORRE, S.L. R1-234 ELECTRICA DE CASTRO CALDELAS, S.L.
R1-236 EL PROGRESO DEL PIRINEO-HEROS.DE FRANCISCO BOLLO QUELLA S.L.
R1-237 MONTESLUZ DISTRIBUCION ELECTRICA, S.L. R1-238 EMILIO PADILLA E HIJOS, S.L. R1-239 SALTOS DEL CABRERA, S.L. R1-240 DISTRIBUCION ENERGIA ELECTRICA DE PARCENT, S.L. R1-241 DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELECTRICA TORRECILLAS VIDAL, S.L. R1-242 CENTRAL ELECTRICA INDUSTRIAL, S.L. R1-243 HIDROELECTRICA EL CERRAJON, S.L. R1-244 HIDROELECTRICA JOSE MATANZA GARCIA, S.L. R1-245 DISTRIBUCION Y ELECTRICA CARIDAD E ILDEFONSO, S.L. R1-246 FELIPE BLAZQUEZ, S.L. R1-247 ELECTRICA HERMANOS FERNANDEZ, S.L. R1-248 E. SAAVEDRA, S.A. R1-249 JUAN Y FRANCISCO ESTEVE MAS S.L. R1-250 LUZ ELECTRICA LOS MOLARES, S.L. R1-251 SERVICIOS URBANOS DE CERLER, S.A. (SUCSA) R1-252 HEREDEROS DE CARLOS OLTRA, S.L. R1-253 COMPAÑIA ELECTRICA DE FEREZ, S.L. R1-254 ELECTRA SALTEA, S.L. R1-255 ELECTRICAS SANTA LEONOR, S.L. R1-256 EMDECORIA, S.L. R1-257 HIJOS DE FRANCISCO ESCASO S.L. R1-258 MILLARENSE DE ELECTRICIDAD, S.A.U
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R1-259 MUNICIPAL ELECTRICA VILORIA, S.L. R1-260 ELECTRA LA HONORINA, S.L. R1-261 ELECTRA SAN BARTOLOME, S.L. R1-262 ELECTRICA DEL GUADALFEO, S.L. R1-263 ELECTRICA SAN JOSE DEL RIO YATOR, SL. R1-264 ELECTRICA SANTA MARTA Y VILLALBA, S.L. R1-265 HEREDEROS DE MARIA ALONSO CALZADA-VENTA DE BAÑOS, S.L. R1-266 HIJOS DE MANUEL PERLES VICENS, S.L. R1-267 ELECTRICA DE VER, S.L. R1-268 ELECTRADISTRIBUCIÓ CENTELLES, S.L. R1-269 MANUEL ROBRES CELADES, S.L. R1-270 ELECTRA DO FOXO, S.L. R1-271 DISTRIBUCION ELECTRICA DE ALCOLECHA, S.L. R1-272 LUZ ELECTRICA DE ALGAR,S.L.U. R1-273 EMPRESA MUNICIPAL DENERGIA ELECTRICA TORRES DEL SEGRE, S.L. R1-274 ELEC-VALL BOI, S.L. R1-275 ELECTRICA DE VALDRIZ, S.L. R1-276 IGNALUZ JIMENEZ DE TORRES, S.L. R1-277 DISTRIBUIDORA ELECTRICA NIEBLA, S.L. R1-278 TOLARGI, S.L. R1-279 ELECTRICA DEL MONTSEC, S.L. R1-280 ITURENGO ELEKTRA, S.L. R1-281 ELECTRO SALLENT DE GALLEGO, S.L. R1-282 DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE CATOIRA, S.A. R1-283 ELECTRICA DEL POZO S.COOP.MAD. R1-284 AFRODISIO PASCUAL ALONSO, S.L. R1-285 ENERGIAS DE BENASQUE, S.L. R1-286 DISTRIBUCIONES ELECTRICAS DE POZUELO, S.A. R1-287 DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE CASAS DE LAZARO, S.A. R1-288 DISTRIBUCIONES ALNEGA, S.L. R1-289 ELECTRO ESCARRILLA, S.L. R1-290 ELECTRICA DE ALBERGUERIA, S.A R1-291 EMPRESA ELECTRICA DE JORQUERA, S.L. R1-292 ELECTRA LA MOLINA, S.L. R1-293 HIDROELECTRICA COTO MINERO DISTRIBUCION, S.L.U. R1-294 DISTRIBUIDORA ELECTRICA DEL PUERTO DE LA CRUZ, S.A. R1-295 INDUSTRIAL BARCALESA, S.L. R1-296 DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA D'ALBATARREC, S.L. R1-297 ELECTRA ORBAICETA, S.L. R1-298 DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELECTRICA ENERQUINTA, S.L. R1-299 ENDESA DISTRIBUCION ELECTRICA, S.L. R1-300 ELECTRICAS DE VILLAHERMOSA, S.A. R1-301 ALARCON NAVARRO EMPRESA ELECTRICA, S.L.
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R1-302 ARAMAIOKO ARGINDAR BANATZILEA, S.A. R1-304 HIDROFLAMICELL, S.L. R1-305 SOCIETAT MUNICIPAL DE DISTRIBUCIÓ ELÉCTRICA DE LLAVORSÍ, S.L. R1-306 HELIODORO CHAFER, S.L. R1-307 CENTRAL ELECTRICA DE POZO LORENTE, S. L. R1-308 ARAXES ARGI INDARRA, S.L. R1-309 PEDRO SANCHEZ IBAÑEZ, S.L. R1-310 AGRUPACION DISTRIBUIDORA DE ESCUER, S.L. R1-311 ELECTRA DE JALLAS, S.A. R1-312 ELECTRA EL VENDUL, S. L. R1-313 LEINTZARGI, S.L. R1-314 EMPRESA MUNICIPAL DE DISTRIBUCIÓ DENERGIA ELÈCTRICA DE PONTS, S.L. R1-315 SOLANAR DISTRIBUIDORA ELECTRICA, S.L. R1-316 FUERZAS ELÉCTRICAS DE VALENCIA, S.A. (FEVASA) R1-317 ELECTRICA POPULAR, S. COOP. MAD. R1-318 MENDIVIL DE ELECTRICIDAD, S.L. R1-319 LA SINARQUENSE, S.L.U. R1-320 SERVICIOS Y SUMINISTROS MUNICIPALES ARAS, S.L. R1-322 DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA VILA I VALL DE CASTELLBÓ, S.L. R1-323 FUERZAS ELECTRICAS BOGARRA, S.A. R1-324 COMMODITY ENERGIA 2002, S.L.
R1-325 EMPRESA MUNICIPAL DE DISTRIBUCIÓ DENERGIA ELECTRICA DALMENAR, S.L.U. (SOCIETAT-UNIPERSONAL)
R1-326 ELECTRA TUDANCA, S.L. R1-327 ELECTRICA ANTONIO MADRID, S.L. R1-328 INSTALACIONES ELÉCTRICAS RIO ISÁBENA, S.L. R1-329 DISTRIBUCIONES ELÉCTRICAS TALAYUELAS, S.L. R1-330 EMPRESA ELÉCTRICA DEL CABRIEL, S.L. R1-331 ANZURIETAS, S.L. R1-332 BAKAIKUKO ARGIA, S.A. R1-333 ELECTRA DE ARRUAZU, S.L. R1-334 ELECTRA BARAIBAR, S.L. R1-335 SERVICIOS Y SUMINISTROS MUNICIPALES DE CHULILLA, S.L. R1-336 CATENERIBAS, S.L. R1-337 SOCIETAT MUNICIPAL DE DISTRIBUCIÓ ELECTRICA DE TIRVIA, S.L. R1-338 SUMINISTROS ELÉCTRICOS ISÁBENA, S.L. R1-339 ELEKTRA URDAZUBI, S.L. R1-340 ELÉCTRICA COSTUR, S.L., R1-341 TALARN DISTRIBUCIÓ MUNINCIPAL ELÈCTRICA, S.L., R1-342 ELECTRICA DE LIJAR,S.L. R1-343 ENERGÍAS DE LA VILLA DE CAMPO, S.L.U. R1-344 GESTION DEL SERVICIO ELÉCTRICO HECHO, S.L. R1-345 ALCONERA DE ELECTRICIDAD, S.L.U.
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R1-346 ELECTRICAS TUEJAR, S.L. R1-347 ELECTRICA SALAS DE PALLARS, S.L. R1-348 ELECTROHARINERA BELSETANA, SOCIEDAD COOPERATIVA R1-349 LA CONSTANCIA-ARÉN, S.L. R1-350 DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA VALLE DE ANSÓ, S.L. R1-351 ELÉCTRICA DE SUDANELL, S.L. R1-352 ELÉCTRICAS HIDROBESORA, S.L. R1-353 ELÉCTRICAS COLLADO BLANCO, S.L. R1-354 LLUM D'AIN, S.L. R1-355 ELÉCTRICAS LA ENGUERINA, S.L.
R1-356 COOPERATIVA VALENCIANA ELECTRODISTRIBUIDORA DE FUERZA Y ALUMBRADO SERRALLO
R1-357 ELÉCTRICA DE MALCOCINADO, S.L.U. R1-358 ELÉCTRICAS DE VALLANCA, S.L. R1-359 ELECTRO MANZANEDA, S.L. R1-360 ELÉCTRICA MUNICIPAL DE SANTA COLOMA DE QUERALT S.L. R1-361 DISTRIBUCIONES ELÉCTRICAS DE GISTAÍN S.L. R1-362 ENERGÍAS DEL ZINQUETA SL R1-363 ELECTRA DEL LLOBREGAT ENERGIA, S.L. R1-364 SAMPOL ENERGÍA,S.L.
La última actualización oficial de este listado puede ser consultada en el Registro Administrativo de Distribuidores
disponible en la página web del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio:
http://www.mityc.es/Electricidad/Seccion/Distribuidores/Distribuidores
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TABLA 2
CÓDIGOS DE CENTROS DE COSTE
(COD_CECO)
COD_CECO DENOMINACIÓN CENTRO DE COSTE
C101 Planificación de activos e instalacionesC102 Construcción de activos e instalacionesC103 Inspección y control de nuevas instalacionesC106 Gastos financieros de planificación y desarrollo de redC201 Gestión de las solicitudes de nuevos suministrosC202 Inspección y control de operaciónC203 Operación de centros de control y operación localC311 Mantenimiento preventivo de instalacionesC321 Mantenimiento correctivo de instalacionesC401 Gestión de compras de energíaC402 Gestión de las liquidaciones de los ingresos reguladosC403 Actuaciones con cargo a programas de Gestión de la DemandaC404 Implantación sistema telemedida – telegestión (equipos y sistemas informáticos) C501 Gestión de la calidad de los servicios de redC502 Eficiencia energética C503 Gestión medioambiental C504 Compensaciones automáticas por aplicación de Orden Eco 797/2002C505 Compensaciones por no cumplimiento de plazos de calidad comercialC506 Resto de compensaciones por falta de continuidad de suministro a clientes C601 Gestión y control de ATRs de distribuciónC602 Lectura, tratamiento y puesta a disposición de la informaciónC603 Inspecciones y control de fraudesC604 Facturación C605 Cobros C606 Gestión de impagados C607 Atención al cliente en oficinas comercialesC608 Centros de atención telefónica C704 Costes de realización de acometidasC705 Costes de contratación de nuevos suministrosC706 Retranqueos y trabajos por cuenta de tercerosC711 Costes por gestión de compra de equipos de medida (ofertas, evaluación, adjudicación y C712 Coste por verificación inicial de equipos de medidaC713 Costes por conexión, precintado y pruebas de puesta en servicio de equipos de medidaC714 Otros costes de adquisición de equipos de medida (gestión de stocks, almacenamiento y C715 Costes de actualización anual de calendario de festivos y cambio de horario de verano a invierno C716 Costes de reparametrización de equipos de medida ante cambios en las condiciones del contratoC717 Costes de desinstalación de equipos de medida averiadosC718 Costes de verificación sistemática o periódica de equipos de medidaC720 Costes derivados de PLC C801 Asesoría jurídica y tributos C802 Comunicación C803 Regulación C804 Control interno de gestión de riesgosC805 Gestión de aprovisionamientos C806 Gestión de recursos humanos C807 Información financiera C808 Sistemas y telecomunicacionesC809 Servicios generales C810 Investigación y Desarrollo C811 Tasa de ocupación de la vía pública
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TABLA 3 CÓDIGOS DE PROVINCIAS
(COD_PRV)
COD_PRV PROVINCIA P01 ÁLAVA P02 ALBACETE P03 ALICANTE P04 ALMERÍA P05 ÁVILA P06 BADAJOZ P07 ISLAS BALEARES P08 BARCELONA P09 BURGOS P10 CÁCERES P11 CÁDIZ P12 CASTELLÓN P13 CIUDAD REAL P14 CÓRDOBA P15 LA CORUÑA P16 CUENCA P17 GIRONA P18 GRANADA P19 GUADALAJARA P20 GUIPÚZCOA P21 HUELVA P22 HUESCA P23 JAÉN P24 LEÓN P25 LÉRIDA P26 LA RIOJA P27 LUGO
COD_PRV PROVINCIA P28 MADRID P29 MÁLAGA P30 MURCIA P31 NAVARRA P32 ORENSE P33 ASTURIAS P34 PALENCIA P35 LAS PALMAS P36 PONTEVEDRA P37 SALAMANCA P38 SANTA CRUZ DE TENERIFE P39 CANTABRIA P40 SEGOVIA P41 SEVILLA P42 SORIA P43 TARRAGONA P44 TERUEL P45 TOLEDO P46 VALENCIA P47 VALLADOLID P48 VIZCAYA P49 ZAMORA P50 ZARAGOZA P51 CEUTA P52 MELILLA
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TABLA 4a
CÓDIGOS DE INSTALACIONES (a efectos de información regulatoria de costes)
(COD_INS)
COD_INS DESCRIPCIÓN INSTALACIÓN A2021 Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, tensadas sobre poste, un circuito A2022 Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, tensadas sobre poste, doble circuito A2023 Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, tensadas sobre poste, más de dos circuitos A2027 Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, subterráneas, un circuito A2028 Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, subterráneas, doble circuito A2031 Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, tensadas sobre poste, un circuito A2032 Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, tensadas sobre poste, doble circuito A2033 Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, tensadas sobre poste, más de dos circuitos A2037 Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, subterráneas, un circuito A2038 Líneas de distribución 36kV<=U, subterráneas, doble circuito A2041 Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, tensadas sobre poste, un circuito A2042 Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, tensadas sobre poste, doble circuito A2043 Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, tensadas sobre poste, más de dos circuitos A2047 Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, subterráneas, un circuito A2048 Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, subterráneas, doble circuito A2051 Líneas de distribución BT (U<1kV), tensadas sobre poste A2054 Líneas de distribución BT (U<1kV), apoyadas sobre fachada A2057 Líneas de distribución BT (U<1kV), subterráneas A2121 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
110kV<=U<220kV, convencionales, potencia activa y reactiva A2122 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
110kV<=U<220kV, convencionales, posiciones A2123 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
110kV<=U<220kV, blindadas, potencia activa y reactiva A2124 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
110kV<=U<220kV, blindadas, posiciones A2131 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
36kV<=U<110kV, convencionales, potencia activa y reactiva A2132 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
36kV<=U<110kV, convencionales, posiciones A2133 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
36kV<=U<110kV, blindadas, potencia activa y reactiva A2134 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
36kV<=U<110kV, blindadas, posiciones A2141 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
1kV<=U<36 kV, convencionales, potencia activa y reactiva A2142 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
1kV<=U<36 kV, convencionales, posiciones A2143 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
1kV<=U<36 kV, blindadas, potencia activa y reactiva A2144 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con
1kV<=U<36 kV, blindadas, posiciones A2251 Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, intemperie A2252 Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, caseta A2253 Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, local
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COD_INS DESCRIPCIÓN INSTALACIÓN A2254 Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, subterráneo A2300 Despachos de maniobra y centros de control de energía de distribución A2420 Condensadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV A2430 Condensadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV A2440 Condensadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV A2450 Condensadores instalados en redes de tensión U con U<1kV A2520 Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV A2530 Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV A2540 Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV A2621 Seccionadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV A2622 Reconectadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV A2623 Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV A2624 Fusibles instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV A2631 Seccionadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV A2632 Reconectadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV A2633 Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV A2634 Fusibles instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV A2641 Seccionadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV A2642 Reconectadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV A2643 Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV A2644 Fusibles instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV A2651 Seccionadores instalados en redes de tensión U<1kV A2652 Reconectadores instalados en redes de tensión U<1kV A2653 Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U<1kV A2654 Fusibles instalados en redes de tensión U<1kV A2900 Otras instalaciones técnicas de distribución de energía eléctrica
TABLA 4b
CÓDIGOS DE EQUIPOS DE MEDIDA (a efectos de información regulatoria de costes)
(COD_INS)
COD_INS DESCRIPCIÓN INSTALACIÓN A3101 Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico simple tarifa 1.0 A3102 Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico simple tarifa 2.0 A3103 Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico simple tarifa A3104 Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico doble tarifa A3105 Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico doble tarifa A3106 Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico triple tarifa A3107 Aparatos de medida para servicio de clientes. Reactiva Monofásico A3108 Aparatos de medida para servicio de clientes. Reactiva Trifásico A3109 Aparatos de medida para servicio de clientes. Maxímetro Monofásico A3110 Aparatos de medida para servicio de clientes. Maxímetro Trifásico A3111 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo I A3112 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo II A3113 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo III A3114 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. Actual A3115 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. 6 periodos A3116 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. Horario A3117 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. Actual A3118 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. 6 periodos A3119 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. Horario A3120 Aparatos de medida para servicio de clientes. Contactor A3121 Aparatos de medida para servicio de clientes. Reloj conmutador A3122 Aparatos de medida para servicio de clientes. ICP por polo A3123 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V con DH y telegestión monofásico. A3124 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V con DH y telegestión trifásico.
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TABLA 5
CÓDIGOS DE CUENTAS DE INMOVILIZADO
(COD_CTA)
COD_CTA DESCRIPCIÓN CUENTAS INMOVILIZADO 210 Gastos de investigación y desarrollo 211 Concesiones administrativas 212 Propiedad industrial 213 Fondo de comercio 214 Derechos de traspaso 215 Aplicaciones informáticas 217 Derechos sobre bienes en régimen de arrendamiento financiero 219 Anticipos para inmovilizaciones inmateriales 220 Terrenos y bienes naturales 221 Construcciones 222 Instalaciones técnicas de energía eléctrica 22220 Líneas de distribución 2222021 Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, tensadas sobre poste, un circuito 2222022 Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, tensadas sobre poste, doble circuito 2222023 Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, tensadas sobre poste, más de dos circuitos 2222027 Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, subterráneas, un circuito 2222028 Líneas de distribución 110kV<=U<220kV, subterráneas, doble circuito 2222031 Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, tensadas sobre poste, un circuito 2222032 Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, tensadas sobre poste, doble circuito 2222033 Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, tensadas sobre poste, más de dos circuitos 2222037 Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, subterráneas, un circuito 2222038 Líneas de distribución 36kV<=U<110kV, subterráneas, doble circuito 2222041 Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, tensadas sobre poste, un circuito 2222042 Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, tensadas sobre poste, doble circuito 2222043 Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, tensadas sobre poste, más de dos circuitos 2222047 Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, subterráneas, un circuito 2222048 Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, subterráneas, doble circuito 2222051 Líneas de distribución BT (U<1kV), tensadas sobre poste 2222054 Líneas de distribución BT (U<1kV), apoyadas sobre fachada 2222057 Líneas de distribución BT (U<1kV), subterráneas 22221 Subestaciones de transformación en servicio de distribución
2222121 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, convencionales, potencia activa y reactiva
2222122 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, convencionales, posiciones
2222123 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, blindadas, potencia activa y reactiva
2222124 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, blindadas, posiciones
2222131 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, convencionales, potencia activa y reactiva
2222132 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, convencionales, posiciones
2222133 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, blindadas, potencia activa y reactiva
2222134 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, blindadas, posiciones
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COD_CTA DESCRIPCIÓN CUENTAS INMOVILIZADO
2222141 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, convencionales, potencia activa y reactiva
2222142 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, convencionales, posiciones
2222143 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, blindadas, potencia activa y reactiva
2222144 Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, blindadas, posiciones
22222 Centros de trasformación de distribución
2222251 Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, intemperie
2222252 Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, caseta 2222253 Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, local
2222254 Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, subterráneo
22223 Despachos de maniobra y centros de control de energía de distribución 22224 Condensadores 2222420 Condensadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV 2222430 Condensadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV 2222440 Condensadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV 2222450 Condensadores instalados en redes de tensión U con U<1kV 22225 Reguladores de tensión 2222520 Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV 2222530 Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV 2222540 Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV 22226 Equipos de fiabilidad de redes de distribución 2222621 Seccionadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV 2222622 Reconectadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV 2222623 Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV 2222624 Fusibles instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV 2222631 Seccionadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV 2222632 Reconectadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV 2222633 Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV 2222634 Fusibles instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV 2222641 Seccionadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV 2222642 Reconectadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV 2222643 Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV 2222644 Fusibles instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV 2222651 Seccionadores instalados en redes de tensión U<1kV 2222652 Reconectadores instalados en redes de tensión U<1kV 2222653 Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U<1kV 2222654 Fusibles instalados en redes de tensión U<1kV 22229 Otras instalaciones de distribución 22231 Aparatos de medida para servicio de clientes 2223101 Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico simple tarifa 1.0 2223102 Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico simple tarifa 2.0 2223103 Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico simple tarifa 2223104 Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico doble tarifa 2223105 Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico doble tarifa 2223106 Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico triple tarifa 2223107 Aparatos de medida para servicio de clientes. Reactiva Monofásico 2223108 Aparatos de medida para servicio de clientes. Reactiva Trifásico 2223109 Aparatos de medida para servicio de clientes. Maxímetro Monofásico
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COD_CTA DESCRIPCIÓN CUENTAS INMOVILIZADO 2223110 Aparatos de medida para servicio de clientes. Maxímetro Trifásico 2223111 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo I 2223112 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo II 2223113 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo III 2223114 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. Actual 2223115 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. 6 periodos 2223116 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. Horario 2223117 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. Actual 2223118 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. 6 periodos 2223119 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. Horario 2223120 Aparatos de medida para servicio de clientes. Contactor 2223121 Aparatos de medida para servicio de clientes. Reloj conmutador 2223122 Aparatos de medida para servicio de clientes. ICP por polo 2223123 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. con DH y telegestión monofásico 2223124 Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. con DH y telegestión trifásico 223 Maquinaria 224 Utillaje 225 Otras instalaciones 226 Mobiliario 227 Equipos para procesos de información 228 Elementos de transporte 229 Otro inmovilizado material
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ANEXO V
Archivos a remitir a la Comisión Nacional de Energía
Toda la información que se solicita en los Formularios del Anexo IV, se declarará a la Comisión
Nacional de Energía a través de la presentación de los siguientes ficheros.
Ficheros para el envío de la información contenida en cada Formulario
Los agentes detallados en el párrafo 1 del apartado Primero de la Circular deberán entregar en soporte
informático los archivos denominados como a continuación se detalla:
Siendo:
CODDIS = Código del Distribuidor que envía la información (Tabla 1 Anexo II).
NOMBRE DE LOS FICHEROS A ENTREGAR CIR3_2012_1_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_2_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_3_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_4_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_5_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_6_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_7_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_8_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_9_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_10_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_11_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_12_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_13_COD_DIS_2012.txt
CIR3_2012_13bis_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_14_COD_DIS_2012.txt
CIR3_2012_14bis_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_15_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_16_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_17_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_18_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_19_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_20_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_26_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_27_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_28_COD_DIS_2012.txt
CIR3_2012_28bis_COD_DIS_2012.txt CIR3_2012_31_COD_DIS_2012.txt
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BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADONúm. 204 Sábado 25 de agosto de 2012 Sec. III. Pág. 60672
Los agentes detallados en el párrafo 2 del apartado Primero de la circular deberán entregar en soporte
informático los archivos denominados como a continuación se detalla:
Nombre de los ficheros a entregar
CIR3_2012_29_R1-000_2012.txt CIR3_2012_29bis_R1-000_2012.txt CIR3_2012_29c_R1-000_2012.txt CIR3_2012_29d_R1-000_2012.txt CIR3_2012_30_R1-000_2012.txt CIR3_2012_30bis_R1-000_2012.txt
Formato de envío de los ficheros
Todos los ficheros que componen la circular, serán entregados comprimidos en un único archivo
winzip, (incluidas notas justificativas) cuyo nombre archivo deberá componerse con la siguiente
secuencia:
CIR3_2012_AAAAMMDD_COD_DIS.zip
Como ejemplo, la empresa R1-534, de un fichero entregado el 15 de julio de 2011, deberá entregar un
único fichero winzip de nombre CIR3_2012_20120715_R1-534.zip.
Cada envío será efectuado incluyendo todos los archivos a los que cada empresa está obligada a
declarar y tendrá la consideración implícita de sustitutivo jurídico de la anterior declaración.
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http://www.boe.es BOLETÍN OFICIAL DEL ESTADO D. L.: M-1/1958 - ISSN: 0212-033X