A los efectos de este reglamento se entenderá por:
1. Punto de conexión: el lugar concreto de la red donde se enlazan instalaciones correspondientes a distintas actividades, zonas de distribución o propietarios.
En las modalidades de producción con autoconsumo el punto de conexión será el lugar donde se enlacen las instalaciones compartidas del consumidor y el productor con la red de transporte o distribución.
2. Punto frontera:
a) El punto de conexión de un productor con la red de transporte o distribución.
b) El punto de conexión de un consumidor con la red de transporte o distribución.
c) El punto de conexión de la red de transporte con la de distribución.
d) El punto de conexión de las redes de transporte de distinta titularidad.
e) El punto de conexión de las redes de distribución de distinta titularidad.
f) Las interconexiones internacionales.
g) El punto de conexión de las redes del territorio peninsular con un territorio no peninsular.
En las modalidades de producción con autoconsumo el sujeto consumidor y el sujeto productor compartirán su punto frontera.
3. Punto de medida: el lugar concreto de la red donde se conectan los equipos de medida, de forma que la energía registrada corresponde a la energía circulada por dicho punto. Cada punto de medida puede tener asociados tres tipos de configuraciones, de acuerdo a lo dispuesto en el presente reglamento y sus disposiciones de desarrollo:
a) Configuración principal: Equipo de medida instalado en un punto de medida que se utiliza como medida única a efectos de lo dispuesto en este reglamento.
b) Configuración redundante: Equipo de medida instalado en el mismo punto que un equipo principal, cuyas medidas deben ser prácticamente coincidentes con las de éste.
c) Configuración comprobante: Equipo o conjunto de equipos de medida instalados en el otro extremo de un sólo elemento (línea, transformador, etc.) respecto del contador principal. Las medidas de los equipos comprobantes pueden compararse con las del principal mediante un cálculo sencillo, que elimine el efecto del elemento de red que pudiera existir entre ambos.
4. Responsable del punto de medida: el titular del punto de medida y de las instalaciones de energía eléctrica donde se ubica dicho punto de medida. Tiene la obligación de mantener y conservar en perfecto estado de funcionamiento los equipos e instalaciones de medida de acuerdo con lo dispuesto en el presente reglamento y sus disposiciones de desarrollo.
En las modalidades de producción con autoconsumo el sujeto consumidor y el sujeto productor serán responsables solidariamente tanto de los equipos de medida utilizados para su facturación como de las instalaciones compartidas de conexión a la red.
5. Participantes en la medida: los titulares de las instalaciones a ambos lados de la frontera donde se sitúa un punto de medida, así como el encargado de la lectura, los comercializadores y otros sujetos que, sin tener instalaciones, hayan establecido contratos de compraventa de energía eléctrica en ese punto. También se considerará como participante sin interés económico al operador del sistema.
En el caso de fronteras de clientes e instalaciones de generación en régimen especial, ambos directamente conectados con la red de transporte, se considerará participante en la medida a todos los efectos al distribuidor correspondiente, conforme a lo dispuesto en el Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regula las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica y la normativa específica de la generación en régimen especial.
6. Sistema de medidas del sistema eléctrico nacional: conjunto compuesto por los siguientes elementos, incluido en cada caso su programa informático correspondiente:
a) Las instalaciones y equipos de medida eléctrica.
b) Los sistemas de comunicaciones para la lectura remota de la información, cuando existan.
c) Los sistemas de tratamiento de la medida del sistema eléctrico nacional, formados por el concentrador principal de Medidas Eléctricas y los concentradores secundarios.
d) Los terminales portátiles de lectura (TPL).
e) Los sistemas y elementos necesarios para realizar funciones de telegestión.
7. Equipo de medida básico: aquel que cumple con las características de constitución y funcionamiento mínimas requeridas para que pueda ser instalado en un determinado tipo de punto de medida en caso de que el presente reglamento permita la instalación de distintos equipos para el tipo de punto de medida del que se trate.
8. Verificador de Medidas Eléctricas: entidad autorizada por la Administración competente, para realizar las funciones que se determinen en las instrucciones técnicas complementarias, especialmente las de verificación en origen y sistemática.
9. Verificación en origen: Es aquella verificación establecida en el presente reglamento que tendrá lugar con anterioridad a la primera instalación del equipo y antes de reinstalarlo tras una reparación.
10. Verificación sistemática: Son aquellas verificaciones establecidas en el presente reglamento de las que serán objeto las instalaciones de medida y sus equipos en los plazos previstos para cada tipo de equipo de medida.
11. Verificación individual: Es aquella verificación establecida en el presente reglamento que se llevará a cabo cada vez que uno de los participantes en la medida o el propio operador del sistema así lo solicite.
12. Encargado de la lectura: entidad responsable de realizar la lectura (ya sea en modo remoto, local o visual), poner la información a disposición del operador del sistema y del resto de participantes en la medida, así como otras funciones asociadas, para los puntos de medida con el alcance y condiciones que en cada caso se determine en este reglamento y disposiciones que lo desarrollen.
Son encargados de la lectura para todos los tipos de punto de medida:
1.º Puntos frontera de clientes:
a) La empresa distribuidora es el encargado de la lectura en relación con los datos requeridos para la facturación de los peajes de acceso y cargos y la energía que haya de liquidarse en el mercado.
b) Cuando el cliente adquiera la energía mediante comercializadora, la empresa de distribución pondrá a disposición de la empresa comercializadora y del operador del sistema, en la forma que se defina, los datos requeridos para la liquidación de la energía en el mercado.
2.º Puntos frontera de generación tipo 3, 4 y 5:
La empresa distribuidora es el encargado de la lectura para las instalaciones de generación que por el valor de su potencia nominal deban ser clasificadas en su conjunto como tipo 3, 4 o 5, según clasificación establecida en el artículo 6.
3.º Otros puntos frontera:
Para el resto de puntos frontera, el encargado de la lectura será el operador del sistema.
13. Instalación y equipos de medida: el conjunto formado por los transformadores de medida, el cableado, contadores, relés auxiliares, equipos de tratamiento y almacenamiento local de la información (en adelante, registrador), el módem (cuando proceda), el programa informático («software») y todo el equipo auxiliar necesario para garantizar la obtención de la medida con el grado de precisión adecuado.
14. Sistema de comunicaciones: conjunto de medios físicos y de programa informático («software»), que permiten transmitir o recibir la información de la medida a distancia por medio de cualquier soporte.
15. Concentrador principal de medidas eléctricas: sistema de información que recoge de forma centralizada las medidas del sistema eléctrico nacional.
16. Concentradores de medidas secundarios: sistemas de captura y almacenamiento y, en su caso, tratamiento de las lecturas guardadas en los registradores para su posterior envío al concentrador principal, u otros concentradores secundarios.
17. Concentradores intermedios: equipos instalados entre los concentradores secundarios y los contadores eléctricos con funciones de telegestión y telemedida, que actúan de enlace entre ellos, gestionando las comunicaciones y almacenando registros de medidas de uno o varios puntos de suministro.
18. Red de acceso: infraestructura de comunicaciones desde el módem del registrador, excluido el módem, hasta la entrada al servidor de comunicaciones del concentrador secundario al que se conecta, y las comunicaciones entre concentradores secundarios.
19. Red troncal: infraestructura de comunicaciones que conecta los concentradores secundarios con el concentrador principal, así como la existente desde dicho concentrador principal hasta los registradores directamente conectados con él.
20. Lectura local: captación sin intervención del sistema de comunicaciones de los datos de medida de un registrador realizada mediante el acoplamiento al mismo de un terminal portátil de lectura (TPL).
21. Lectura remota: captación de datos mediante la intervención de algún sistema o canal de comunicación.
22. Lectura visual: captación de datos manual anotando las medidas que refleja el visor del equipo de medida.
23. Lectura provisional: las lecturas visuales, y las locales o remotas obtenidas mediante TPL o comunicaciones que no cumplan los requisitos de integridad y/o validación definidos en las instrucciones técnicas complementarias.
24. Lectura o medida firme: las lecturas locales y las remotas obtenidas mediante sistemas que cumplan los requisitos de integridad y validación definidos en las instrucciones técnicas complementarias. También tendrán la consideración de firmes las lecturas visuales de aquellos puntos de medida que no requieran de registro horario de energía, realizadas directamente por el encargado de la lectura.
25. Validación: proceso mediante el cual se determina la adecuación de las medidas eléctricas con los criterios de calidad establecidos en el presente reglamento y sus disposiciones de desarrollo.
26. Estimación: proceso mediante el cual se infiere la lectura correspondiente a un determinado periodo y punto de medida mediante un procedimiento de cálculo basado en cualquier información de medidas distinta de la reglamentariamente definida como válida. Dicho proceso se establecerá en los procedimientos de operación del sistema.
27. Sistema de telegestión: sistema de medida y comunicación bidireccional entre los contadores y las distribuidoras eléctricas que, con las máximas garantías de integridad y seguridad, permite el acceso remoto a los contadores de energía eléctrica, con disponibilidad de lectura, gestión de la energía, control de la potencia demandada y contratada, gestión de la conexión/desconexión de suministros y otras funcionalidades, posibilitando el intercambio de información y actuaciones entre los sistemas de las empresas y los contadores eléctricos.
28. Procedimientos de Operación del Sistema: normas de carácter técnico e instrumental que regulan la gestión técnica del sistema eléctrico nacional, desarrolladas por el operador del sistema, de acuerdo con lo establecido en el artículo 31 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica.
29. Instrucciones técnicas complementarias: norma técnica adicional al Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico mediante el que se regulan las condiciones de funcionamiento del sistema de medidas del sistema eléctrico nacional, de los equipos que lo integran y de sus características.
30. Energía bruta generada: la energía producida por un grupo generador medida en bornes de alternador.
31. Energía neta generada o energía generada en barras de central: la energía bruta generada menos la consumida por los servicios auxiliares medida en barras de central, esto es, teniendo en cuenta las pérdidas para elevar la energía a barras de central.
32. Barras de central: Son las barras a las que se conecta el lado de alta del transformador de grupo de un grupo generador.
33. Servicios auxiliares de producción: son los suministros de energía eléctrica necesarios para proveer el servicio básico en cualquier régimen de funcionamiento de la central.
> <small>Se modifica el apartado 12 por la disposición final 3.1 del Real Decreto 244/2019, de 5 de abril. [Ref. BOE-A-2019-5089#df-3](https://www.boe.es/buscar/doc.php?id=BOE-A-2019-5089)</small>
> <small>Téngase en cuenta, sobre la ubicación especial de equipos de medida, la disposición transitoria 9 del citado Real Decreto.</small>
> <small>Se modifican los apartados 1, 2 y 4 por la disposición final 2.1 del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre. [Ref. BOE-A-2015-10927](https://www.boe.es/buscar/doc.php?id=BOE-A-2015-10927).</small>
> <small>Se añaden los apartados 30 a 33 por la disposición final 3 del Real Decreto 1054/2014, de 12 de diciembre. [Ref. BOE-A-2014-12973](https://www.boe.es/buscar/doc.php?id=BOE-A-2014-12973).</small>
Texto oficial de Reglamento Unificado de Puntos de Medida del Sistema Eléctrico (BOE-A-2007-16478). No constituye asesoramiento jurídico. Consulta la versión consolidada en boe.es.
