cir0111

Circular 1/2011, de 29 de junio, de la Comisión Nacional de Energía, de petición de información del ejercicio 2010 a remitir por las empresas distribuidoras de energía eléctrica a la Comisión Nacional de Energía para el establecimiento de la retribución a la actividad de distribución y supervisión de la misma.

La Disposición Adicional Undécima, Primero.2, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, como organismo público regulador del funcionamiento del sector de la energía, que incluye el mercado eléctrico, así como los mercados de hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos. La Comisión Nacional de Energía tendrá por objeto promover el funcionamiento competitivo del sector energético para garantizar la efectiva disponibilidad y prestación de unos servicios y de calidad, en lo que se refiere al suministro de electricidad y gas natural, en beneficio del conjunto del mercado y de los consumidores y usuarios, de acuerdo con lo previsto en el artículo 10 de la Ley 2/2011, de Economía Sostenible.

La Disposición Adicional Undécima, Tercero.1, función Cuarta, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, atribuye como función expresa a la Comisión Nacional de Energía la de participar, mediante propuesta o informe, en el proceso de elaboración de los proyectos sobre determinación de tarifas, peajes y retribución de las actividades energéticas.

Asimismo, la Disposición Adicional Undécima, Tercero.1, función Séptima, le atribuye igualmente como función la de dictar las circulares de desarrollo y ejecución de las normas contenidas en los Reales Decretos y las Órdenes Ministeriales que se dicten en desarrollo de la normativa energética, siempre que estas disposiciones le habiliten de modo expreso para ello, circulares las cuales serán publicadas en el «Boletín Oficial del Estado».

A su vez, la Disposición Adicional Undécima, Tercero.4, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, establece que la Comisión Nacional de Energía podrá recabar de los sujetos que actúan en los mercados energéticos cuanta información requiera en el ejercicio de sus funciones. Para ello, la Comisión dictará circulares, que deberán ser publicadas en el «Boletín Oficial del Estado», en las cuales se exponga de forma detallada y concreta el contenido de la información a solicitar y se especifique de manera justificada la función para cuyo desarrollo es precisa tal información y el uso que se pretende hacer de la misma.

La Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, establece en su artículo 11.2 que la distribución de energía eléctrica tiene carácter de actividad regulada, y en su artículo 16.3 dispone que la retribución de la actividad de distribución se establecerá reglamentariamente y permitirá fijar la retribución que haya de corresponder a cada sujeto atendiendo a los siguientes criterios: costes de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, modelo que caracterice las zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la calidad de suministro y la reducción de las pérdidas, así como otros costes necesarios para desarrollar la actividad.

La Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad, establece nuevas funciones de supervisión a la Comisión Nacional de Energía, sobre la actividad de distribución de electricidad.

La Resolución de 1 de abril de 2005 de la Subsecretaría, por la que se dispone la publicación del Acuerdo del Consejo de Ministros de 25 de febrero de 2005, por el que se adoptan mandatos para poner en marcha medidas de impulso a la productividad, concede al Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, en su mandato vigésimo primero, la determinación de la información que los distribuidores de energía eléctrica deberán remitir a la Comisión Nacional de Energía, incluyendo, entre otros, los costes de la energía eléctrica, los datos georreferenciados de los consumidores de energía eléctrica y el inventario físico de las instalaciones puestas en servicio a 31 de diciembre de 2004.

La Orden ITC/2670/2005, de 3 de agosto, del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, determina la información que los distribuidores de energía eléctrica deben remitir a la Comisión Nacional de Energía para el establecimiento de una nueva metodología de retribución a la actividad de distribución, facultando explícitamente a la Comisión Nacional de Energía, en su artículo 3, para establecer mediante circular el grado de desagregación y detalle de dicha información.

En desarrollo de la misma, las Circulares 1/2006, de 16 de febrero, 1/2007, de 26 de julio, 2/2008, de 2 de octubre, 3/2009, de 27 de mayo y 2/2010, de 22 de julio, de la Comisión Nacional de Energía, sobre petición de información a remitir por las empresas distribuidoras de energía eléctrica a la Comisión Nacional de Energía para el establecimiento de una nueva metodología de retribución a la actividad de distribución establecen en su punto Tercero, que la Comisión Nacional de Energía podrá recabar de los sujetos referidos en el apartado Primero de la misma, cualesquiera otras informaciones adicionales que tengan por objeto aclarar el alcance y contenido de las informaciones remitidas, así como actualizar las tablas contenidas en el Anexo II.

El Real Decreto 222/2008, de 15 de febrero por el que se establece el régimen retributivo de la actividad de distribución de energía eléctrica, en su artículo 11, asigna la responsabilidad de desarrollo de la Información Regulatoria de Costes a la Comisión Nacional de Energía y la habilita a dictar las circulares necesarias para obtener de las empresas los datos correspondientes a la misma.

Por todo lo anterior, el Consejo de Administración de la Comisión Nacional de Energía estima procedente la emisión de la presente Circular, al amparo de la facultad expresamente atribuida a esta Comisión conforme a la Disposición Adicional Undécima, Tercero.4, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos.

En su virtud, el Consejo de Administración de la Comisión Nacional de Energía, en su sesión del día 29 de junio de 2011, acuerda:

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.

Cada uno de los sujetos indicados en los párrafos anteriores designará un interlocutor único, efectuando para ello el procedimiento habilitado al efecto ante la sede electrónica de la Comisión Nacional de Energía, en el plazo de 15 días hábiles contados a partir de la entrada en vigor de la presente Circular de petición de información. La denominación del procedimiento habilitado es «Circular 1/2011 de la CNE – Información distribuidores 2010» y en él se deberá incluir la siguiente información: nombre y apellidos, puesto o cargo, número de teléfono, correo electrónico de contacto y dirección postal del interlocutor designado por la empresa declarante. Cualquier cambio que afecte a la designación del interlocutor responsable, así como a sus datos de referencia, se comunicará inmediatamente mediante escrito dirigido a la Comisión Nacional de Energía, indicando como referencia «Cambio de datos Interlocutor Circular CNE 1/2011».

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 georreferenciación de la demanda, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formularios 1 y 2 del Anexo IV.

1.1.b) Información relativa a la generación distribuida conectada a sus redes de distribución, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 3 del Anexo IV.

1.2 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 2010. Formularios del 9 al 20 del Anexo IV.

1.2.b) Información relativa a las instalaciones normalizadas a utilizar en el Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional, en su modalidad «Base Cero», actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formularios del 21 al 25 del Anexo IV.

1.2.c) Información debidamente justificada relativa a las instalaciones normalizadas a utilizar en el Modelo de Red de Referencia del Sistema Eléctrico Nacional, en su modalidad «Incremental», las cuales se corresponderán con las instalaciones comúnmente utilizadas en la actualidad, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formularios 21 al 25 del Anexo IV.

1.3 Información económico-financiera a 31 de diciembre de 2010, que permita estimar los costes a los que se enfrentan las empresas distribuidoras en el ejercicio de su actividad (Información Regulatoria de Costes). Formularios 26 y 27 del Anexo IV.

1.4 Información de carácter contable que permita homogeneizar, a efectos retributivos, el inmovilizado a considerar para cada una de dichas empresas distribuidoras, con objeto de evaluar adecuadamente el reconocimiento de su nivel retributivo inicial.

1.4.a) El inmovilizado bruto y neto de distribución reflejado en libros de contabilidad a 31 de diciembre de 2010. Formularios 28 y 28bis del Anexo IV.

1.4.b) Inventario auditado del inmovilizado de distribución, con el mayor desglose efectuado, acompañado de su valoración económica a valor histórico, para el ejercicio 2009, en soporte informático.

1.5 Información debidamente justificada sobre las nuevas demandas previstas para cada uno de los años 2010 a 2013, ambos inclusive, detallando la georreferenciación de la nueva demanda, el volumen de inversión previsto para atenderla y el inventario de instalaciones.

1.5.a) Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos horizontales agregados de demanda), actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 4 del Anexo IV.

1.5.b) Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos horizontales singulares de demanda), actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 5 del Anexo IV.

1.5.c) Información relativa a las nuevas demandas previstas (crecimientos verticales singulares de demanda), actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 6 del Anexo IV.

1.5.d) Información relativa a la nueva generación distribuida prevista actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 7 del Anexo IV.

1.5.e) Información relativa a las nuevas inversiones e instalaciones destinadas a atender los crecimientos horizontales y verticales de la demanda, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formulario 8 del Anexo IV.

2. El Operador del Sistema y Gestor de la Red de Transporte deberá remitir la información que permita la caracterización de todas las infraestructuras de la red de transporte que se encuentren conectadas a la red de distribución, actualizada a 31 de diciembre de 2010. Formularios 29, 29bis y 30 del Anexo IV y la planificación vigente a fecha de entrega de datos de la circular, en los Formularios 29c, 29d y 30bis.

Podrán ser realizadas las aclaraciones que las empresas entiendan pertinentes para cada uno de los formularios, a través del Formulario 31.

Tercero. Requerimientos de información.

En todo caso, la Comisión Nacional de Energía podrá recabar de los sujetos referidos en el apartado Primero cualesquiera otras informaciones adicionales que tengan por objeto aclarar el alcance y contenido de las informaciones remitidas, así como actualizar las tablas contenidas en el Anexo II.

La Comisión Nacional de Energía mantendrá actualizada en su página web la estructura de los formularios del Anexo IV, por lo que los sujetos definidos en el apartado Primero deberán consultar las posibles actualizaciones de dichos formularios, previo al envío de la información que fueren a efectuar.

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.

Cuarto. Plazo de remisión de la información, dirección y forma de envío.

Los sujetos indicados en los puntos primero y segundo del apartado Primero de la presente Circular, deberán remitir la información de todos los formularios que se les solicitan en el apartado Segundo en el plazo máximo de un mes a contar desde la entrada en vigor de la presente Circular.

Para ello, tras la designación del correspondiente interlocutor, deberán efectuar el envío en el trámite habilitado al efecto en la sede electrónica de la Comisión Nacional de Energía y que le será comunicado a cada uno de los interlocutores por correo electrónico.

Una vez presentada la información, el Registro electrónico emitirá automáticamente un resguardo acreditativo de la presentación de la solicitud o comunicación que podrá ser archivado o impreso por el interesado.

Con posterioridad a la presentación de la información, la Comisión Nacional de Energía comunicará a la empresa si la información presentada por la misma cumple los requisitos mínimos para que pueda ser considerada como válida y, en su caso, las incoherencias detectadas y el plazo establecido para su subsanación.

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.

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.

Noveno. Recurso.

De conformidad con la Disposición Adicional Undécima, Tercero.5, de la Ley 34/1998, la presente Circular de la Comisión Nacional de Energía pone fin a la vía administrativa.

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, 29 de junio de 2011.–La Presidenta de la Comisión Nacional de Energía, María Teresa Costa Campi.

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).

Todos los formularios vendrán definidos por tablas en formato ASCII. Los ficheros contendrán una fila por cada registro, y los campos estarán separados por punto y coma. En cada formulario se especifican los distintos formatos y tipos de datos que son necesarios en la información suministrada, de acuerdo con códigos SQL. Estos códigos se incluyen en las Tablas 9 y 10 del Anexo II y figuran en cada uno de los campos de los formularios facilitados en el Anexo IV.

Se requiere que las empresas desglosen los costes operativos y de capital previstos por el Plan General de Contabilidad, y en concreto por el Real Decreto 437/1998, por centro de coste, provincia y/o instalación, según el esquema recogido por los Formularios 26 y 28 del Anexo IV que se refieren, respectivamente, a la información económico-financiera de centros de coste y a las variaciones de inmovilizado. Este desglose es necesario en aras de obtener un conocimiento adecuado de la estructura de costes de cada empresa, y en particular para identificar anomalías o situaciones de sobre-costes aparentes en el marco de revisiones regulatorias futuras.

Se incluye adicionalmente otro formulario (el número 27 del Anexo IV) que permite a cada distribuidor establecer una declaración de criterios de reparto y asignación de las cuentas de gasto e ingreso recogidas en la Tabla 12 del Anexo II, indicando las unidades físicas (de entre las facilitadas en la Tabla 7 del Anexo II) empleadas para realizar dicho reparto por actividades y provincias.

De forma general, cuando para cubrir un formulario se haga necesario utilizar una codificación predeterminada, se remitirá a dicha codificación contenida en las tablas del Anexo II, o bien se indicará el organismo oficial de referencia para la consulta de dicha codificación.

A continuación se describen brevemente algunos de los conceptos empleados en la recopilación de la información regulatoria de costes:

• Centro de coste: Se define como la unidad mínima en que es posible descomponer la estructura organizativa de la empresa a efectos de gestión y seguimiento económico.

• Opex: Se define como la suma de los costes relacionados directa e indirectamente con las actividades de operación y mantenimiento de la empresa distribuidora, que se asignan a los centros de coste tal y como se recoge en el Anexo III sobre la base de las cuentas del Real Decreto 437/1998, de 20 de marzo, de adaptación del Plan General de Contabilidad a las empresas del Sector Eléctrico, si aplica, o del Plan General de Contabilidad, en su defecto.

• Gastos financieros y asimilables (GFA): Se define como la suma de los costes de naturaleza financiera de la empresa distribuidora, que se asignan a los centros de coste tal y como se recoge en el Anexo III sobre la base de las cuentas del Real Decreto 437/1998, de 20 de marzo, de adaptación del Plan General de Contabilidad a las empresas del Sector Eléctrico, si aplica, o del Plan General de Contabilidad, en su defecto.

• Ingresos: Se define como la suma de los ingresos obtenidos por cada uno de los centros de coste definidos en la actividad «Actividades y servicios con retribución propia», siendo tan sólo aplicable a dichos centros de coste. Se definen también, para cada uno de dichos centros de coste, las cuentas relacionadas del Real Decreto 437/1998 (véase el Anexo III).

• Actividad: Se define como una agrupación de centros de coste.

2. Criterios contables a los efectos de la información regulatoria de costes.

En el proceso de desglose de los costes operativos y de capital por centros de coste, provincia y/o instalación, las empresas deberán respetar los siguientes criterios generales:

• Causalidad: Los costes deberán ser asignados a los centros de coste que los causan u originan.

• Objetividad: La asignación deberá basarse, en lo posible, en criterios objetivos; en el caso de los costes indirectos, los inductores/generadores de costes deberán ser objetivos y cuantificables (véase la Tabla 7 del Anexo III).

• Continuidad: Salvo causa justificada, que tendrá que ser aprobada por la CNE, los criterios de asignación deberán mantenerse de año en año.

• Transparencia: El procedimiento de asignación deberá ser susceptible de aclaración en todas sus fases.

En conformidad con el Artículo 6 de la presente Circular, la CNE podrá realizar las verificaciones que considere necesarias con el fin de confirmar que la información aportada responde a los criterios anteriores.

A los efectos de la información regulatoria de costes deberán tenerse en cuenta las siguientes definiciones de Inversiones y de Compras y Gastos, de acuerdo con lo establecido en el Plan General de Contabilidad.

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.

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.

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.

Como inversiones de mejora, se incluirán aquéllas que suponen una modificación sustancial de la instalación en cuanto a sus características técnicas y, por tanto, un aumento de capacidad productiva, eficiencia productiva o alargamiento de su vida útil, sin suponer la incorporación de nuevas unidades físicas. Estas inversiones se considerarán como mayor valor del inmovilizado y deberán suponer un volumen de inversión de, al menos, el 50% del valor de reposición de la instalación.

Las inversiones realizadas por las empresas con cargo a la partida de «Planes de Calidad de Servicio» que, en su caso, incluya la tarifa eléctrica, deberán ser expresamente identificadas en la información regulatoria de costes a remitir por las empresas, en el centro de costes correspondiente.

Los gastos de mantenimiento, conservación y reparaciones se deberán cargar en la cuenta de pérdidas y ganancias del ejercicio en que se produzcan. El mantenimiento comprenderá las actuaciones encaminadas a conservar el elemento del inmovilizado en buenas condiciones de funcionamiento y con la misma capacidad productiva, a verificar que su estado ofrece las garantías necesarias para la continuidad del suministro en condiciones de seguridad o las originadas por averías que afectan al servicio.

2.5 Cesiones de instalaciones.

Las cesiones de instalaciones se registrarán en el activo por su valor de mercado, con abono a la cuenta «Ingresos a distribuir en varios ejercicios» que deberá imputarse a resultados en la misma medida en que se amorticen las instalaciones correspondientes.

Los gastos de mantenimiento, conservación y reparaciones correspondientes a las instalaciones cedidas serán registrados del mismo modo que para el resto de instalaciones.

2.6 Equipos de medida y control.

Los equipos de medida y control, a los efectos de la información regulatoria de costes, se registrarán siguiendo los criterios generales para el inmovilizado material, por lo que, al precio de adquisición de los distintos equipos de medida y control se añadirán todos los costes directamente imputables a dichos bienes.

Siguiendo la normativa contable, al precio de adquisición de los equipos de medida y control se añadirán todos los gastos adicionales que se produzcan hasta su puesta en funcionamiento, incluyendo los costes de montaje y logística de tales equipos de medida y control.

En las operaciones de sustitución de equipos de medida y control por otros nuevos, se considerará que un 50% corresponde a la operación de retirada del equipo antiguo (gasto) y el otro 50% afecta al montaje del equipo nuevo (inversión).

2.7 Energía Pendiente de Facturación.

Dentro del importe neto de la cifra de negocios de la cuenta de pérdidas y ganancias, se incluirá una estimación de la energía suministrada a clientes que se encuentra pendiente de facturación, dado que el periodo habitual de lectura de los equipos de medida no coincide con el cierre de los estados financieros del ejercicio. A tales efectos las empresas distribuidoras deberán presentar el detalle de los criterios utilizados para dicha estimación.

2.8 Ingresos a distribuir en varios ejercicios.

Se incluirán en este capítulo las subvenciones de capital devengadas al amparo de lo previsto en los Convenios firmados con las Administraciones Públicas, los ingresos recibidos por derechos de acometida, correspondiente a las inversiones de extensión necesarias para hacer posibles los nuevos suministros, así como las instalaciones cedidas por terceros.

Estos conceptos se imputarán a resultados en la misma proporción en que se amorticen los bienes que se han adquirido con cargo a dicha subvención.

2.9 Derechos de acceso, de enganche y de verificación y alquileres de equipos de medida y control.

Los ingresos por derechos de acceso, por derechos de enganche, por derechos de verificación, y por alquiler de equipos de medida y control se registrarán como ingresos del ejercicio en que se devengan.

2.10 Penalizaciones por calidad.

Las penalizaciones por calidad de servicio y calidad de atención al cliente establecidos en la normativa vigente, por tener la condición de bonificación, se registrarán como un menor importe de la cifra de negocios, tal y como establece el Plan General de Contabilidad en su adaptación al Sector Eléctrico. Esta partida deberá ser desagregada a nivel provincial en las diferentes zonas que a estos efectos establece el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, o norma que lo sustituya.

Adicionalmente, el resto de reclamaciones de los clientes que, en su caso, den lugar a indemnizaciones, se registrarán como un coste operativo adicional según su naturaleza.

2.11 Programas nacionales de gestión de la demanda.

Los costes incurridos por las empresas con cargo a la partida de «Programas nacionales de gestión de la demanda» que, en su caso, incluya la tarifa eléctrica, deberán ser expresamente identificados en la información regulatoria de costes a remitir por las empresas.

3. Desagregación de la información regulatoria de costes.

3.1 Por tipo de actividad.

La desagregación de la información regulatoria de costes atenderá a las siguientes Actividades:

3.1.1 Actividad de planificación y desarrollo de red.

Se englobarán dentro de esta categoría los siguientes centros de coste, identificando para cada uno de ellos el coste correspondiente de Opex y de GFA.

COD_CECO

DENOMINACIÓN CENTRO DE COSTE

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

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 ENERGÍA

C401

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

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

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

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

4. Emisión de notas justificativas.

Conjuntamente a la entrega de la información correspondiente a la Circular, se requiere a las empresas que entreguen notas justificativas en formato electrónico. Las notas tienen carácter explicativo y no justifican la aplicación de criterios distintos de los establecidos en el texto de la Circular. Sirven esencialmente para: (1) aportar información que se pide en el Anexo I y (2) explicar criterios de reparto o supuestos adicionales realizados por la empresa.

Dichas notas se entregarán en un fichero CIR1_2011_NOTAS_CODDIS_AAAA con los siguientes campos:

Año

Cod_Dis

Cod_nota

Ruta al fichero en el DVD

2004

R1-999

A4F28666U13

C:\ 4F28666U13.doc

2004

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 utilizarán asimismo los códigos establecidos en las tablas del anexo II y el de cuentas, CECOS y párrafos a los que vayan dirigidas las notas.

Instrucciones para completar la información solicitada en los formularios del anexo IV, en relación con la información a utilizar por el modelo de red de referencia

1. Instrucciones generales.

A continuación se facilitan indicaciones genéricas para completar la información solicitada en los formularios del Anexo IV, relativos a información técnica.

Todos los formularios vendrán definidos por tablas en formato ASCII. Estas tablas incluirán datos de la ubicación y las características técnicas de los elementos de la red. Los ficheros contendrán una fila por cada registro, y los campos estarán separados por punto y coma. En cada formulario se especifican los distintos formatos y tipos de datos que son necesarios en la información suministrada, de acuerdo con códigos SQL. Estos códigos se incluyen en las Tablas 9 y 10 del Anexo II y figuran en cada uno de los campos de los formularios facilitados en el Anexo IV.

Las coordenadas UTM contenidas en las tablas deben estar referidas al huso 30. Los códigos de identificación de las compañías distribuidoras serán los obtenidos del Registro de Distribuidores del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, que figuran en la Tabla 1 del Anexo II; la última actualización disponible de dicho Registro puede ser consultada en la página web del MITyC.

La codificación de municipios y provincias será la utilizada por el Instituto Nacional de Estadística (para los formularios de información económica se facilita una codificación provincial análoga en la Tabla 3 del Anexo II).

En las tablas que incluyen códigos nodales es importante que éstos sean coherentes entre sí y que no haya duplicidades en los mismos, de forma que exista una relación biunívoca con los nudos de la topología real de la red. Puede darse el caso de que distintos clientes tengan el mismo código de nudo, por estar asociados a la misma acometida, pero en ese caso la localización geográfica (coordenadas) de dichos clientes debe ser la misma. Además, las coordenadas suministradas deben ser coherentes con la información correspondiente a los municipios en los que están situados los clientes. Las redes declaradas deben ser coherentes y cumplir con los requisitos de conectividad necesarios para que se puedan suministrar las demandas georreferenciadas, que además deben tener unos valores de demanda lógicos (esto es, debes ser tales que se pueda suministrar la demanda con las instalaciones disponibles en el nivel de tensión correspondiente).

Para comprobar la coherencia de los datos de red suministrados, se exigirá la convergencia de un flujo de cargas en las redes suministradas. Este flujo de cargas se realizará con niveles de demanda del 5% de las potencias contratadas.

Los datos que no verifiquen los requisitos anteriormente mencionados serán devueltos para su corrección.

Independientemente y de forma adicional a la aplicación de la codificación normalizada propuesta en el apartado siguiente, cada instalación informada recibirá un código individual libremente asignado por cada empresa y cuyo registro queda detallado en los formularios descritos en el Anexo IV, recibiendo la denominación de «código de subestación», «código de centro de transformación», «código del nudo», «código de tramo», «código de máquina», etc. Dicho código consistirá en un identificador alfanumérico único para cada instalación (se considerarán como máximo 20 caracteres) y aplicable a lo largo de la vida útil de cada uno de los elementos informados en todas las sucesivas declaraciones de información que se hayan de realizar ante esta Comisión.

Cuando en los formularios se solicite el «Año de incorporación» o «Año de incorporación en la base de datos» se entenderá por tal el ejercicio en que la información contenida en dicho formulario ha sido declarada a esta Comisión con motivo de la presente Circular. En este caso, se referirá al año 2010.

Cualquier campo se declarará como NULL, cuando no se disponga de valor a aportar.

2. Código de identificación normalizada de instalaciones.

Se describen en adelante los criterios a seguir para clasificar las principales instalaciones de distribución (y subestaciones de transporte que son fuente de las redes de distribución) en un conjunto normalizado de categorías predefinidas. Esta clasificación será utilizada como parte integrante de la trazabilidad de la relación cliente-red.

El Código de Identificación Normalizada de Instalaciones (CINI) constará de un total de siete caracteres.

Las reglas de formación del CINI, se exponen a continuación, recogiéndose en la Tabla 6 del Anexo II el desglose de clasificación de instalaciones según la codificación propuesta.

3. Descripción de los formularios.

A continuación se comenta el contenido y particularidades de los formatos que servirán de patrón para elaborar los ficheros en que se recopilará la información.

3.1 Formularios relacionados con la generación y la demanda.

Se trata de los formularios correspondientes a los datos de clientes (formularios 1 y 2), generadores distribuidos (formulario 3) y previsiones de demanda futura (formularios 4 al 7).

En relación con las nuevas demandas previstas, se distinguirá entre crecimientos horizontales de demanda (aquellos que suponen una expansión de la red, formularios 4 y 5) y crecimientos verticales singulares de demanda (aumento en el consumo de clientes ya existentes, formulario 6) y nueva generación distribuida prevista (formulario 7).

El formulario 8 permite a las empresas declarar el volumen de inversión previsto en los próximos años, detallado por tipo de instalación que tiene previsto realizar la empresa para atender los incrementos de demanda que ha declarado en los formularios 4 al 7.

3.2 Formularios relacionados con la topología y características de la red.

Los formularios 9 y 10 recogen sendos tipos de archivo ASCII a utilizar para describir la topología de la red real y sus atributos. En el formulario 9 se recogen todos los tramos de la red, incluyendo para cada tramo su código y las coordenadas geográficas por las que discurre su trazado. El formato a utilizar en el formulario 9 es el estándar «Arc/Info Generate Format». Cada tramo vendrá identificado por una serie de líneas: la primera se reserva para el código del tramo, y las siguientes se utilizan para enumerar los vértices de los segmentos de los que consta cada tramo de la red. El final de cada tramo se indicará mediante la palabra «END».

En el formulario 10 se describen los atributos de cada uno de los tramos anteriormente definidos. No se requiere en este formulario la aportación de datos referentes a líneas de tensión inferior a 1 kV. En este fichero, así como en todos los que incluyen información acerca de tasas de avería de instalaciones, la tasa de fallos y el tiempo de reparación se indican mediante conjuntos de tres valores, para modelar mejor la incertidumbre asociada a estos datos. Se aportarán el valor mínimo, el valor medio y el valor máximo que pueden tomar estos datos. En el tiempo de reparación, se indicará el intervalo de tiempo que transcurre desde que la brigada llega al lugar donde se ha producido la avería hasta que la soluciona.

3.3 Formularios relacionados con el inventario de instalaciones reales.

Los Formularios 11 y 12 se refieren a Centros de Transformación. A diferencia de la librería de instalaciones normalizadas, estas tablas no tienen que ser genéricas para un conjunto de CC.TT., sino que cada CT instalado puede tener características distintas a los demás. Para modelar adecuadamente la fiabilidad de los CC.TT., se aportarán sendos formularios relacionados, indexados a través del código del CT. De esta forma, se dispondrá de la potencia instalada por cada unidad en cada CT. Al disponer de esta información, se podrá calcular la potencia garantizada de cada CT aplicando el criterio (n-1). Al utilizar dos tablas, se consigue mantener fijo el número de campos necesarios en las mismas. A continuación se muestra un ejemplo de la información aportada correspondiente a la potencia instalada en cada unidad de los CC.TT. (Formulario 12): se facilitan dos CCTT, el primero de ellos tiene una unidad y el segundo tiene dos unidades instaladas:

Código CT

Potencia unidad (kVA)

Código CT 1

Potencia de la unidad 1 del CT 1

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.

De las 4 máquinas representadas:

1. Una conecta el parque de 132 kV con el de 45 kV

2. Otra es un transformador de tres arrollamientos. Los trafos de tres arrollamientos serán declarados como dos máquinas (dos registros en el Formulario 14) con el mismo código de máquina: una máquina conecta el parque de 132 kV con el de 45 kV, y otra conecta el parque de 132 kV con uno de los de 20 kV.

3. Una tercera máquina conecta el parque de 45 kV con uno de los parques de 20 kV.

4. La cuarta máquina está en reserva fría entre el parque de 45 kV y uno de los de 20 kV. Adicionalmente, hay dos huecos para instalar máquinas adicionales, una entre el parque de 132 kV y 45 kV y otra entre el parque de 45 kV y uno de los de 20 kV.

Aquí aparece una imagen en el original. Consulte el documento PDF oficial y auténtico.

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:

Aquí aparece una imagen en el original. Consulte el documento PDF oficial y auténtico.

Los formularios 16 y 17 se refieren, respectivamente, a condensadores y reguladores de tensión.

Los formularios 18 y 19 se dedican a recabar información de nudos topológicos y nudos frontera, respectivamente. Se denominan nudos topológicos aquellos nudos de la red que no tienen ningún elemento, generación ni demanda asociadas, pero en los que confluyen varios tramos y que por ello tienen un código de nudo asociado. Por otra parte, se denominan nudos frontera aquellos nudos que conectan las redes pertenecientes a dos compañías distribuidoras distintas.

En el formulario 20, se solicita a las empresas que declaren la conectividad del cliente con la red de distribución.

Los códigos identificativos de los elementos, declarados en cada uno de los formularios (código del ct, código de máquina, código de subestación, código de parque, código del elemento de protección, código del regulador de tensión, deberán ser idénticos al de los elementos declarados en la Circular 1/2006, pudiendo ser solo cambiados en caso de renovación completa de la instalación, debiéndose asimismo respetar los códigos de las instalaciones de transporte existentes en la fecha y declaradas a las empresas distribuidoras por la Comisión Nacional de Energía, conectadas a las instalaciones de distribución.

3.4 Formularios relacionados con la librería de instalaciones normalizadas.

Los formularios 21 a 25 se refieren a una librería de instalaciones tipo. A diferencia de las instalaciones inventariadas, esta librería constituye un catálogo limitado de instalaciones posibles, recogido en la Tabla 8.

El objetivo de estos formularios es disponer de información acerca de los parámetros técnicos y económicos que caracterizan el funcionamiento y coste de estos equipos. Se solicita información de todo el catálogo propuesto a todas las empresas distribuidoras sujetas a la presente Circular. No obstante, se habilita en cada formulario un último campo que cada empresa deberá cubrir como verdadero sólo si en la actualidad el equipo en cuestión es de uso habitual en sus nuevos desarrollos.

De esta manera se pretende disponer de un amplio conjunto de valores de referencia que describan suficientemente las instalaciones propuestas sin obviar el hecho de que, en el normal desarrollo de su actividad, y en base a principios de gestión generalmente aceptados, las compañías tienden a seleccionar un número restringido de equipos en la expansión y/o renovación de sus redes.

De lo anterior se sigue que, en lo que a la información de instalaciones tipo o normalizadas se refiere, la obligación generalmente establecida por el punto séptimo de la presente Circular de someter a la auditoría de un tercero independiente la información remitida a esta Comisión, se centrará fundamentalmente en aquellos equipos que cada empresa identifique como de normal utilización en el presente, limitándose su alcance en el resto de equipos relacionados a comprobar la razonabilidad de los valores proporcionados según la información de mercado disponible y su mejor saber y entender.

El Formulario 21 trata de conductores, ya sean estos de BT, MT o AT, en tanto que el formulario 22 se refiere a Centros de Transformación y el formulario 23 a Subestaciones. Los comentarios anteriormente vistos en relación con la tasa media de fallo y los tiempos de reparación son igualmente de aplicación aquí. Los formularios 24 y 25 se refieren a equipos de mejora de fiabilidad y condensadores normalizados, respectivamente.

3.5 Formularios relacionados con las subestaciones de transporte fuentes de la red de distribución.

En los formularios 29 y 30 (junto con los formularios complementarios 29bis y 30bis), de forma análoga a como se vio anteriormente en relación con las subestaciones procedentes de inventario, para modelar adecuadamente la fiabilidad de las subestaciones de transporte, será necesario disponer de dos otra tablas para tener en cuenta los niveles de tensión existentes en los distintos parques y el número de posiciones disponibles (formulario 29bis). Por este motivo, se deberán incluir las salidas de las subestaciones en distintos niveles de tensión. Adicionalmente, se aportará una tabla (formulario 30) en la que se indicarán los transformadores instalados en cada subestación, las tensiones de los parques que conectan y la, potencia instalada, así como las posibilidades de ampliación (formulario 30bis) en la interconexión entre parques.

El ejemplo comentado con anterioridad en relación con las subestaciones pertenecientes al inventario de instalaciones de distribución es también de aplicación para interpretar los formularios de subestaciones de transporte fuentes de distribución.

Con la información aportada en estas tablas, se podrá calcular la potencia firme de las subestaciones, entendiéndose en este contexto por tal, la potencia que pueden aportar en el caso de que falle la mayor máquina (criterio n-1).

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.

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.

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.

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.

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.

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

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.

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.

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.

TABLA 2

Códigos de centros de coste

(COD_CECO)

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

C106

Gastos financieros de planificación y desarrollo de red

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

C401

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)

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

C608

Centros de atención telefónica

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

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

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

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

P46

VALENCIA

P47

VALLADOLID

P48

VIZCAYA

P49

ZAMORA

P50

ZARAGOZA

P51

CEUTA

P52

MELILLA

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

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.

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 1 kV<=U<36 kV, subterráneas, un circuito

2222048

Líneas de distribución 1 kV<=U<36 kV, subterráneas, doble circuito

2222051

Líneas de distribución BT (U<1 kV), tensadas sobre poste

2222054

Líneas de distribución BT (U<1 kV), apoyadas sobre fachada

2222057

Líneas de distribución BT (U<1 kV), subterráneas

22221

Subestaciones de transformación en servicio de distribución

2222121

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110 kV<=U<220 kV, convencionales, potencia activa y reactiva

2222122

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110 kV<=U<220 kV, convencionales, posiciones

2222123

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110 kV<=U<220 kV, blindadas, potencia activa y reactiva

2222124

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110 kV<=U<220 kV, blindadas, posiciones

2222131

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36 kV<=U<110 kV, convencionales, potencia activa y reactiva

2222132

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36 kV<=U<110 kV, convencionales, posiciones

2222133

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36 kV<=U<110 kV, blindadas, potencia activa y reactiva

2222134

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36 kV<=U<110 kV, blindadas, posiciones

2222141

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1 kV<=U<36 kV, convencionales, potencia activa y reactiva

2222142

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1 kV<=U<36 kV, convencionales, posiciones

2222143

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1 kV<=U<36 kV, blindadas, potencia activa y reactiva

2222144

Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1 kV<=U<36 kV, blindadas, posiciones

22222

Centros de trasformación de distribución

2222251

Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1 kV, intemperie

2222252

Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1 kV, caseta

2222253

Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1 kV, local

2222254

Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1 kV, subterráneo

22223

Despachos de maniobra y centros de control de energía de distribución

22224

Condensadores

2222420

Condensadores instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV

2222430

Condensadores instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV

2222440

Condensadores instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV

2222450

Condensadores instalados en redes de tensión U con U<1 kV

22225

Reguladores de tensión

2222520

Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV

2222530

Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV

2222540

Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV

22226

Equipos de fiabilidad de redes de distribución

2222621

Seccionadores instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV

2222622

Reconectadores instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV

2222623

Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV

2222624

Fusibles instalados en redes de tensión U con 110 kV<=U<220 kV

2222631

Seccionadores instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV

2222632

Reconectadores instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV

2222633

Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV

2222634

Fusibles instalados en redes de tensión U con 36 kV<=U<110 kV

2222641

Seccionadores instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV

2222642

Reconectadores instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV

2222643

Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV

2222644

Fusibles instalados en redes de tensión U con 1 kV<=U<36 kV

2222651

Seccionadores instalados en redes de tensión U<1 kV

2222652

Reconectadores instalados en redes de tensión U<1 kV

2222653

Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U<1 kV

2222654

Fusibles instalados en redes de tensión U<1 kV

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

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 materia

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TABLA 7

Códigos de unidades físicas

(COD_UNI)

COD_UNI

DESCRIPCIÓN UNIDAD

U01

Potencia activa contratada, en kilowatios

U02

Potencia activa solicitada, en kilowatios

U03

Potencia aparente instalada en kilovoltamperios

U04

Longitud de tendido en kilómetros

U05

Número de actuaciones

U06

Número de clientes

U07

Número de trabajadores

U08

Masa salarial sujeta a convenio en miles de euros

U09

Horas·hombre asignadas

U10

Energía distribuida (subida a barras de central), en kWh

U11

Número de posiciones (para AT>36 kV)

U12

Número de celdas (para 1 kV<=MT<=36 kV)

U13

Otros.

TABLA 8

Catálogo de instalaciones normalizadas

(COD_CAT)

COD_CAT

DESCRIPCIÓN

BT_P_01

LBT tensada sobre postes 3x25

BT_P_02

LBT tensada sobre postes 3x50

BT_P_03

LBT tensada sobre postes 3x95

BT_P_04

LBT tensada sobre postes 3x150

BT_F_01

LBT apoyada sobre fachada 3x25

BT_F_02

LBT apoyada sobre fachada 3x50

BT_F_03

LBT apoyada sobre fachada 3x95

BT_S_02

LBT subterránea 3x50

BT_S_03

LBT subterránea 3x95

BT_S_04

LBT subterránea 3x150

BT_S_05

LBT subterránea 3x240

CT_I_01

CT intemperie 15 kVA

CT_I_02

CT intemperie 25 kVA

CT_I_03

CT intemperie 50 kVA

CT_I_04

CT intemperie 100 kVA

CT_I_05

CT intemperie 250 kVA

CT_C_04

CT caseta 100 kVA

CT_C_05

CT caseta 250 kVA

CT_C_06

CT caseta 400 kVA

CT_C_07

CT caseta 630 kVA

CT_C_08

CT caseta 1000 kVA

CT_L_04

CT local 100 kVA

CT_L_05

CT local 250 kVA

CT_L_06

CT local 400 kVA

CT_L_07

CT local 630 kVA

CT_L_08

CT local 1000 kVA

MT_A_01

LMT aérea LA30

MT_A_02

LMT aérea LA56

MT_A_03

LMT aérea LA80

MT_A_04

LMT aérea LA110

MT_A_05

LMT aérea LA145

MT_A_06

LMT aérea LA180

MT_A_07

LMT aérea LA240

MT_S_02

LMT subterránea Terna 50

MT_S_03

LMT subterránea Terna 95

MT_S_04

LMT subterránea Terna 150

MT_S_05

LMT subterránea Terna 240

MT_S_06

LMT subterránea Terna 400

AT_A_H1

LAT aérea Hawk 66 kV

AT_A_C1

LAT aérea Cóndor 66 kV

AT_A_H2

LAT aérea Hawk 132 kV

AT_A_C2

LAT aérea Cóndor 132 kV

AT_A_CD

LAT aérea Cóndor Dúplex 132 kV

AT_S_01

LAT subterránea HEPRZ Terna 300 66 kV

AT_S_02

LAT subterránea HEPRZ Terna 500 66 kV

AT_S_03

LAT subterránea Terna 400 132 kV

AT_S_04

LAT subterránea Terna 630 132 kV

AT_S_05

LAT subterránea Terna 1000 132 kV

SE_I_00

SE intemperie 66/20 kV, 5 MVA

SE_I_01

SE intemperie 66/20 kV, 10 MVA

SE_I_2a

SE intemperie 66/20 kV, 20 MVA

SE_I_2b

SE intemperie 132/20 kV, 20 MVA

SE_I_3a

SE intemperie 66/20 kV, 30 MVA

SE_I_3b

SE intemperie 132/20 kV, 30 MVA

SE_I_4a

SE intemperie 66/20 kV 2x20 MVA

SE_I_4b

SE intemperie 132/20 kV 2x20 MVA

SE_I_05

SE intemperie 132/20 kV 2x30, 3x20 MVA

SE_I_06

SE intemperie 132/20 kV 2x40 MVA

SE_I_07

SE intemperie 132/20 kV 2x50 MVA

SE_I_08

SE intemperie 132/20 kV 3x40 MVA

SE_I_09

SE intemperie 132/20 kV 3x50 MVA

SE_B_00

SE blindada 66/20 kV, 5 MVA

SE_B_01

SE blindada 66/20 kV, 10 MVA

SE_B_2a

SE blindada 66/20 kV, 20 MVA

SE_B_2b

SE blindada 132/20 kV, 20 MVA

SE_B_3a

SE blindada 66/20 kV, 30 MVA

SE_B_3b

SE blindada 132/20 kV, 30 MVA

SE_B_4a

SE blindada 66/20 kV 2x20 MVA

SE_B_4b

SE blindada 132/20 kV 2x20 MVA

SE_B_05

SE blindada 132/20 kV 2x30, 3x20 MVA

SE_B_06

SE blindada 132/20 kV 2x40 MVA

SE_B_07

SE blindada 132/20 kV 2x50 MVA

SE_B_08

SE blindada 132/20 kV 3x40 MVA

SE_B_09

SE blindada 132/20 kV 3x50 MVA

CO___01

Batería de condensadores 1 MVAr

CO___02

Batería de condensadores 5 MVAr

CO___03

Batería de condensadores 10 MVAr

CO___04

Batería de condensadores 20 MVAr

FI___11

Seccionador manual

FI___12

Seccionador telemando

FI___20

Reconectador

FI___30

Teleseñalizador

FI___40

Seccionalizador

Los datos declarados en esta tabla, podrán ser sustituidos por los correspondientes códigos CINI.

TABLA 9

Tipos de datos SQL

TIPO DE DATOS

LONGITUD

DESCRIPCIÓN

BINARY

1 byte

Para consultas sobre tabla adjunta de productos de bases de datos que definen un tipo de datos Binario.

BIT

1 byte

0 ó 1

BYTE

1 byte

Un valor entero entre 0 y 255.

COUNTER

4 bytes

Un número incrementado automáticamente (de tipo Long)

CURRENCY

8 bytes

Un entero escalable entre 922.337.203.685.477,5808 y 922.337.203.685.477,5807.

DATETIME

8 bytes

Un valor de fecha u hora entre los años 100 y 9999.

SINGLE

4 bytes

Un valor en punto flotante de precisión simple con un rango de -3.402823*1038 a -1.401298*10–45 para valores negativos, 1.401298*10–45 a 3.402823*1038 para valores positivos, y 0.

DOUBLE

8 bytes

Un valor en punto flotante de doble precisión con un rango de -1.79769313486232*10308 a -4.94065645841247*10–324 para valores negativos, 4.94065645841247*10–324 a 1.79769313486232*10308 para valores positivos, y 0.

SHORT

2 bytes

Un entero corto entre -32,768 y 32,767.

LONG

4 bytes

Un entero largo entre -2,147,483,648 y 2,147,483,647.

LONGTEXT

1 byte por carácter

De cero a un máximo de 1.2 gigabytes.

LONGBINARY

Según se necesite

De cero 1 gigabyte. Utilizado para objetos OLE.

VARCHAR

1 byte por caracter

De cero a 255 caracteres.

TABLA 10

Sinónimos para los tipos de datos SQL

TIPO DE DATOS

SINÓNIMOS

BINARY

VARBINARY

BIT

BOOLEAN

LOGICAL

LOGICAL1

YESNO

BYTE

INTEGER1

COUNTER

AUTOINCREMENT

CURRENCY

MONEY

DATETIME

DATE

TIME

TIMESTAMP

SINGLE

FLOAT4

IEEESINGLE

REAL

DOUBLE

FLOAT

FLOAT8

IEEEDOUBLE

NUMBER

NUMERIC

SHORT

INTEGER2

SMALLINT

LONG

INT

INTEGER

INTEGER4

LONGBINARY

GENERAL

OLEOBJECT

LONGTEXT

LONGCHAR

MEMO

NOTE

VARCHAR

ALPHANUMERIC

CHAR

CHARACTER

STRING

TEXT

TABLA 11

Código de tarifas

(COD_TFA)

COD_TFA2

DESCRIPCIÓN

11

1.0

12

2.0

13

2.0N

14

2.0.1

15

2.0.2

16

2.0.3

21

Social <=1kW

24

Social >1kW y <3kW

31

3.0

32

3.0.1

33

3.0.2

41

4.0

51

B.0

52

R.0

61

1.1

62

1.1 INT

64

2.1

65

2.1 INT

66

3.1

67

3.1 INT

71

1.2

72

1.2 INT

73

2.2

74

2.2 INT

75

3.2

76

3.2 INT

81

1.3

82

1.3 INT

84

2.3

85

2.3 INT

86

3.3

87

3.3 INT

91

1.4

92

1.4 INT

94

2.4

95

2.4 INT

96

3.4

97

3.4 INT

101

T.1

102

T.2

103

T.3

111

R.1

112

R.2

113

R.3

122

G4, 36 kV < T <= 72,5 kV

123

G4, 72,5 kV < T <= 145 kV

124

G4, T > 145 kV

131

D.1

132

D.2

133

D.3

134

D.4

141

T.H.P. T<=36 kV

142

T.H.P. 36 kV < T <= 72,5 kV

143

T.H.P. 72,5 kV < T <= 145 kV

144

T.H.P. T > 145 kV

300

TRASVASE TAJO-SEGURA

401

2.0.A antes 1/7/2009

402

2.0.n.A

411

6.5. Cualificados. T <= 36 kV

412

6.5. Cualificados. 36 kV < T <= 72,5 kV

413

6.5. Cualificados. 72,5 kV < T <= 145 kV

414

6.5. Cualificados. T > 145 kV

415

2.0.DHA antes 1/7/2009

500

EMPLEADOS

501

CONSUMOS PROPIOS

502

CONSUMOS OTRAS ACTIVIDADES

503

CONSUMOS GRATUITOS

504

CONCESIONES ADMINISTRATIVAS

505

CONCESIONES ADMVAS. TAJO-SEGURA

511

1.0 Empleados

512

2.0 Empleados

513

2.0N Empleados

514

2.0.1 Empleados

515

2.0.2 Empleados

516

2.0.3 Empleados

521

Social <=1 kW Empleados

524

Social >1 kW y <3 kW Empleados

532

3.0.1 Empleados

533

3.0.2 Empleados

(2) Se amplía la posibilidad de utilización de códigos de tarifa SINCRO, siempre y cuando algún cliente disponga de derechos en vigor a 31/12/2010.

TABLA 12

Código de cuentas de gasto e ingreso a utilizar en la declaración de criterios de reparto

(COD_CTA)

COD_CTA

Descripción de la cuenta

600

Compras de energía

601

Compras de materias energéticas

602

Compras de otros aprovisionamientos

605

Trabajos realizados por otras empresas

606

Transporte de energía realizado por otras empresas

608

Devoluciones de compras y operaciones similares

609

«Rappels» por compras

611

Variación de existencias de materias energéticas

612

Variación de existencias de otros aprovisionamientos

620

Gastos en investigación y desarrollo del ejercicio

621

Arrendamientos y cánones

622

Reparaciones y conservación

623

Servicios de profesionales independientes

624

Transportes

625

Primas de seguros

626

Servicios bancarios y similares

627

Publicidad, propaganda y relaciones públicas

628

Suministros

629

Otros servicios

630

Impuesto sobre beneficios

631

Otros tributos

633

Ajustes negativos en la imposición sobre beneficios

634

Ajustes negativos en la imposición indirecta

636

Devolución de impuestos

638

Ajustes positivos en la imposición sobre beneficios

639

Ajustes positivos en la imposición indirecta

640

Sueldos y salarios

641

Indemnizaciones

642

Seguridad social a cargo de la empresa

643

Aportaciones a sistemas complementarios de pensiones

649

Otros gastos sociales

650

Pérdidas de créditos comerciales incobrables

651

Resultados de operaciones en común

652

Indemnizaciones a terceros

659

Otras pérdidas en gestión corriente

661

Intereses de obligaciones y bonos

662

Intereses de deudas a largo plazo

663

Intereses de deudas a corto plazo

TABLA 13

Código de discriminación horaria de tarifas

(COD_DH)

Cod_Dh

Descripción Dh

0

Sin discriminación horaria

1

Sin contador discriminador

2

Tarifa 2.0N, 2.0.X/3.0.1 con DHA, o con contador doble tarifa

3

Con contador triple tarifa sin discriminación de sábados y festivos

4

Con contador triple tarifa y discriminación de sábados y festivos

5

Con contador de quíntuple tarifa

6

T.H.P.

Aquí aparecen varias imágenes en el original. Consulte el documento PDF oficial y auténtico.

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

CIR1_2011_1_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_2_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_3_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_4_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_5_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_6_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_7_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_8_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_9_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_10_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_11_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_12_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_13_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_13bis_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_14_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_14bis_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_15_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_16_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_17_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_18_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_19_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_20_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_21_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_22_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_23_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_24_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_25_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_26_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_27_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_28_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_28bis_COD_DIS_2011.txt

CIR1_2011_31_COD_DIS_2011.txt

Los agentes detallados en el párrafo 2 del apartado Primero de la circular deberán entregar en soporte informático los archivos denominados como a continuación se detalla:

Nombre de los ficheros a entregar

CIR1_2011_29_R1-000_2011.txt

CIR1_2011_29bis_R1-000_2011.txt

CIR1_2011_29c_R1-000_2011.txt

CIR1_2011_29d_R1-000_2011.txt

CIR1_2011_30_R1-000_2011.txt

CIR1_2011_30bis_R1-000_2011.txt

Formato de envío de los ficheros:

Todos los ficheros que componen la circular, serán entregados comprimidos en un único archivo winzip, (incluidas notas justificativas) cuyo nombre archivo deberá componerse con la siguiente secuencia:

CIR1_2011_AAAAMMDD_COD_DIS.zip

Como ejemplo, la empresa R1-534, de un fichero entregado el 15 de julio de 2011, deberá entregar un único fichero winzip de nombre CIR1_2011_20110715_R1-534.zip.

Cada envío será efectuado incluyendo todos los archivos a los que cada empresa está obligada a declarar y tendrá la consideración implícita de sustitutivo jurídico de la anterior declaración.