Agencia Estatal Boletín Oficial del Estado

La disposición adicional undécima, primero.2, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos, crea la Comisión Nacional de Energía como ente regulador del funcionamiento de los sistemas energéticos y establece que tiene por objeto velar por la competencia efectiva, objetividad y transparencia de su funcionamiento, en beneficio de todos los sujetos que operan en dichos sistemas y de los consumidores.

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, y 2/2008, de 2 de octubre, 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 27 de mayo de 2009, acuerda:

Primero. Sujetos a los que se solicita la información.–Se detallan como sujetos a suministrar información, los siguientes:

1. Los sujetos 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, responsable a efectos del envío de la información solicitada mediante la presente Circular, para lo cual procederá a comunicarlo mediante escrito dirigido a la Comisión Nacional de Energía, indicando como referencia «Interlocutor Circular CNE 3/2009», en el plazo de 15 días hábiles contados a partir de la entrada en vigor de la presente Circular de petición de información. En el citado escrito se incluirá: 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 3/2009».

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 2008. 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 2008. 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 2008. 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 2008. 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 2008. Formularios 21 al 25 del anexo IV.

1.3 Información económico-financiera a 31 de diciembre de 2008, 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 2008. 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 2008, en soporte informático.

1.5 Información debidamente justificada sobre las nuevas demandas previstas para cada uno de los años 2009 a 2012, 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 2009. 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 2009. 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 2009. Formulario 6 del anexo IV.

1.5.d) Información relativa a la nueva generación distribuida prevista actualizada a 31 de diciembre de 2009. 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 2008. 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 2008. 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 30 bis.

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.

Dichos envíos se efectuarán por el interlocutor responsable definido en el apartado Primero mediante escrito dirigido a la Comisión Nacional de Energía indicando como referencia «Información Circular CNE 3/2009», para lo cual se adjuntará en soporte magnético (CD-ROM o DVD) cada uno de dichos formularios cumplimentados conforme a los formatos que estén disponibles en la página web de la Comisión Nacional de Energía (www.cne.es), acompañados de una declaración jurada que responda de su veracidad. Un modelo de dicha declaración jurada será igualmente facilitado, en su caso, mediante la mencionada página web.

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 CNE pone fin a la vía administrativa.

Décimo. Entrada en vigor.–Lo establecido en esta Circular entrará en vigor el día siguiente al de su publicación en el «Boletín Oficial del Estado».

Madrid, 27 de mayo de 2009.- 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, 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.

 

1 Este ejercicio de homogeneización tiene su limitación principal en el hecho de que las actuales estructuras financieras de las distintas empresas distribuidoras del sector eléctrico no son comparables ni homogéneas, ya que vienen heredadas de la estructura financiera de las empresas integradas verticalmente origen de las actuales empresas distribuidoras que, al tener diferencias tanto en el mix como en la capacidad de generación eléctrica, como en las distintas políticas financieras, tenían estructuras financieras diferentes. Además, los criterios de asignación de los activos y pasivos a las distintas actividades en el proceso de separación de negocios para adaptarse al nuevo marco legal no han sido homogéneos, y si bien los activos eléctricos estarán homogéneamente asignados, este podría no ser el caso en otras partidas que pueden afectar significativamente a los recursos necesarios. Dentro de éstos cabe destacar los criterios utilizados por las distintas empresas del sector para imputar a cada actividad o al holding conceptos tales como, entre otros, los ingresos a distribuir en varios ejercicios, fruto de subvenciones o cesiones de instalaciones, así como los impuestos anticipados y diferidos o los compromisos por pensiones causadas.

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.

CODELCO	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_2007_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 utilizaran asimismo los códigos establecidos en las tablas del anexo II y el de cuentas, CECOS y párrafos a los que vayan dirigidas las notas.

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 2009.

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.

2.0 Posición cero.

El primer dígito está prefijado y será la letra «I» (i mayúscula).

2.1 Primera posición.

La primera posición podrá adoptar los valores de 1 a 4, en función de la actividad a la que se adscriba la instalación en cuestión, según el siguiente orden:

1. Instalaciones adscritas a la gestión de redes de transporte.

2. Instalaciones adscritas a la gestión de redes de distribución.

3. Instalaciones adscritas a la gestión comercial.

4. Descripción de instalaciones de generación distribuida conectadas a distribución.

2.2 Segunda posición.

En el caso de instalaciones de transporte o distribución, la segunda posición podrá adoptar los valores de 0 a 9, en función del grupo de instalación en que se encuadre la instalación en cuestión, según el siguiente orden:

0. Líneas.

1. Subestaciones de transformación.

2. Centros de transformación.

3. Despachos de maniobra y centros de control de energía.

4. Equipos de compensación de reactiva.

5. Reguladores de tensión.

6. Equipos de fiabilidad.

7. Transformadores de potencia en subestaciones y centro de transformación.

8. Parques de distribución.

9. Otras instalaciones técnicas de energía eléctrica.

En el caso de instalaciones de gestión comercial o de generación distribuida, la segunda posición podrá adoptar los valores de 1 a 3, en función del grupo de instalación en que se encuadre la instalación en cuestión, según el siguiente orden:

0. Aparatos de medida para servicio de clientes.

1. Régimen ordinario.

2. Régimen especial.

2.3 Tercera posición.

La tercera posición podrá adoptar los valores de 0 a 5, en función del mayor nivel de tensión de servicio al que se conecte la instalación, según el siguiente orden de tensiones decrecientes en kV (U):

0. U>=400 kV.

1. 220kV<=U<400 kV.

2. 110kV<=U<220kV.

3. 36kV<=U<110kV.

4. 1kV<=U<36kV.

5. U<1 kV.

2.4 Cuarta posición.

La cuarta posición, en el caso de subestaciones y centros de transformación, transformadores de potencia en subestaciones y centros de transformación, tendrá igual tratamiento que la tercera posición, pero aplicado al secundario de la transformación, en el caso de los centros de transformación, y a la mayor de las tensiones de servicio restantes (excluida, se entiende, la definida por la posición anterior) en el caso de las subestaciones.

Para el caso de las líneas, podrá adoptar valores de 0 a 9, en función del modo de instalación y del número de circuitos empleados, según el siguiente orden:

1. Línea tensada sobre poste, un circuito.

2. Línea tensada sobre poste, doble circuito.

3. Línea tensada sobre poste, más de dos circuitos.

4. Línea apoyada sobre fachada, un circuito.

5. Línea apoyada sobre fachada, doble circuito.

6. Línea apoyada sobre fachada, más de dos circuitos.

7. Línea subterránea, un circuito.

8. Línea subterránea, doble circuito.

9. Línea subterránea, más de dos circuitos.

En el caso de las instalaciones de generación distribuida, de régimen ordinario conectadas a instalaciones de distribución, tomará valores 1 ó 2, atendiendo a si es hidráulica o térmica respectivamente.

En el caso de las instalaciones de generación distribuida, de régimen especial conectadas a instalaciones de distribución, tomará valores del 1 al 8, atendiendo a si es hidráulica, cogeneración, biomasa, residuos, solar fotovoltaica, termoeléctrica, eólica terrestre o eólica marina respectivamente.

2.5 Quinta posición.

La quinta posición permite una clasificación cualitativa cuyo significado depende del tipo de instalación:

Para líneas, puede adoptar los valores de 1 a 3, según se trate de tendidos en configuración símplex, dúplex o tríplex.

Para subestaciones de transformación, puede adoptar los valores de 1 a 3, según se trate de una instalación convencional, blindada o móvil, respectivamente.

Para centros de transformación, puede adoptar los valores de 1 a 4, según se trate de una instalación de intemperie, de caseta, de local en superficie o de una instalación subterránea, respectivamente.

Para equipos de compensación de reactiva, puede adoptar los valores de 1 a 7, según se trate de seccionadores, reconectadores, teleseñalizadores, fusibles, seccionalizadores, interruptores e interruptores-seccionadores respectivamente.

Para los equipos de compensación de reactiva, puede adoptar los valores 0 y 1, según se trate de condensadores o reactancias.

Para transformadores de potencia en subestaciones y centro de transformación, se distinguirá si están instalados en una subestación o en un centro de transformación.

Para otras instalaciones técnicas de distribución, puede adoptar los valores de 1 a 4, según se trate de edificios, sistemas de comunicaciones, sistemas técnicos de gestión y otros respectivamente.

En el caso de las instalaciones de generación distribuida, de régimen ordinario conectadas a instalaciones de distribución, tomará valores del 0 al 9, atendiendo a la tipología de combustible si es carbón, fuel, gas, embalse, fluyente, bombeo, ciclo combinado, diesel, residuos o cogeneración.

2.6 Sexta posición.

La sexta posición permite una clasificación de detalle que permite crear categorías por rangos de potencia, tipo de conductor o, en el caso de aparatos de medida, por tipo de equipo.

Para las subestaciones de transformación en servicio de transporte, se adoptará la siguiente codificación, ordenada en el sentido de las potencias crecientes en MVA (S) (potencias aparentes instaladas totales del conjunto de transformadores de potencia en explotación):

A. S < 150 MVA.

B. 150 <= S < 300 MVA.

C. 300 <= S < 450 MVA.

D. 450 <= S < 600 MVA.

E. 600 <= S < 800 MVA.

F. 800 <= S < 1000 MVA.

G. 1000 <= S < 1200 MVA.

H. 1200 <= S < 1500 MVA.

I. 1500 <= S < 1800 MVA.

J. S >= 1800 MVA.

Para las subestaciones de transformación en servicio de distribución, se adoptará la siguiente codificación, ordenada en el sentido de las potencias aparentes instaladas crecientes en MVA (S):

K. S < 5 MVA.

L. 5 <= S < 10 MVA.

M. 10 <= S < 15 MVA.

N. 15 <= S < 20 MVA.

O. 20 <= S < 25 MVA.

P. 25 <= S < 30 MVA.

Q. 30 <= S < 40 MVA.

R. 40 <= S < 60 MVA.

S. 60 <= S < 80 MVA.

T. 80 <= S < 100 MVA.

U. 100 <= S < 120 MVA.

V. 120 <= S < 150 MVA.

W. S >= 150 MVA.

Z. Centros de reparto o reflexión.

Para los centros de transformación, se adoptará la siguiente codificación, ordenada en el sentido de las potencias aparentes instaladas crecientes en kVA (S):

A. S < 15 kVA.

B. 15 <= S < 25 kVA.

C. 25 <= S < 50 kVA.

D. 50 <= S < 100 kVA.

E. 100 <= S < 250 kVA.

F. 250 <= S < 400 kVA.

G. 400 <= S < 630 kVA.

H. 630 <= S < 1000 kVA.

I. S >= 1000 kVA.

Z. Centros de reparto o reflexión.

Para los equipos de compensación de reactiva, se adoptará la siguiente codificación, ordenada en el sentido de las potencias reactivas crecientes en MVAr (Q):

A. Q< 1 MVAr.

B. 1 <= Q< 5 MVAr.

C. 5 <= Q< 10 MVAr.

D. 10 <= Q< 20 MVAr.

E. 20 <= Q< 30 MVAr.

F. 30 <= Q< 40 MVAr.

G. 40 <= Q< 50 MVAr.

H. Q >= 50 MVAr.

Para los equipos de fiabilidad, podrá adoptar los valores 1 y 2, atendiendo a si es manual o telemandado respectivamente.

Para los transformadores de potencia en subestaciones y centro de transformación, podrá adoptar los siguientes valores:

A. S < 1 MVA.

B. 1 <= S < 5 MVA.

C. 5 <= S < 10 MVA.

D. 10 <= S < 15 MVA.

E. 15 <= S < 20 MVA.

F. 20 <= S < 25 MVA.

G. 25 <= S < 30 MVA.

H. 30 <= S < 40 MVA.

I. 40 <= S < 60 MVA.

J. 60 <= S < 80 MVA.

K. 80 <= S < 100 MVA.

L. 100 <= S < 120 MVA.

M. 120 <= S < 150 MVA.

N. S >=150 MVA.

Para los parques de distribución, la sexta posición podrá tomar los siguientes valores:

A. Simple barra.

B. Simple barra partida.

C. Doble barra.

D. Doble barra partida.

E. Tipo H.

Z. Otras.

Para los equipos de medida, se adoptará la siguiente codificación:

A. Monofásico simple tarifa 1.0.

B. Monofásico simple tarifa 2.0.

C. Trifásico o doble monofásico simple tarifa.

D. Monofásico doble tarifa.

E. Trifásico o doble monofásico doble tarifa.

F. Trifásico o doble monofásico triple tarifa.

G. Reactiva Monofásico.

H. Reactiva Trifásico.

I. Maxímetro Monofásico.

J. Maxímetro Trifásico.

K. Tipo I.

L. Tipo II.

M. Tipo III.

N. Tipo IV. Actual.

O. Tipo IV. 6 periodos.

P. Tipo IV. Horario.

Q. Tipo V. Actual.

R. Tipo V. 6 periodos.

S. Tipo V. Horario.

T. Contactor.

U. Reloj conmutador.

V. ICP por polo.

W. Tipo V con DH y telegestión monofásico.

X. Tipo V con DH y telegestión trifásico.

Z. Otros (debiendo ser justificado).

En el caso de las instalaciones de generación distribuida, de régimen ordinario conectadas a instalaciones de distribución, podrá tomar los siguientes valores:

A. < 150 MVA.

B. 150 <= S < 300 MVA.

C. 300 <= S < 450 MVA.

D. 450 <= S < 600 MVA.

E. 600 <= S < 800 MVA.

F. 800 <= S < 1000 MVA.

G. 1000 <= S < 1200 MVA.

H. 1200 <= S < 1500 MVA.

I. 1500 <= S < 1800 MVA.

J. S >= 1800 MVA.

En el caso de las instalaciones de generación distribuida, de régimen especial conectadas a instalaciones de distribución, podrá tomar los siguientes valores:

A. S <= 1 MVA.

B. 1< S <= 2 MVA.

C. 2< S <= 5 MVA.

D. 5< S <= 10 MVA.

E. 10< S <= 15 MVA.

F. 15 <= S < 20 MVA.

G. 20 <= S < 25 MVA.

H. 25 <= S < 30 MVA.

I. 30 <= S < 40 MVA.

J. S >=4 0 MVA.

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 14 bis) 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 132kV con el de 45kV.

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

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

4. La cuarta máquina está en reserva fría entre el parque de 45kV y uno de los de 20kV.

Adicionalmente, hay dos huecos para instalar máquinas adicionales, una entre el parque de 132kV y 45kV y otra entre el parque de 45kV y uno de los de 20kV.

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

3.4 Formularios relacionados con la librería de instalaciones normalizadas.

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

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

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

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

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

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

En los formularios 29 y 30 (junto con los formularios complementarios 29bis y 30bis), de forma análoga a como se vio anteriormente en relación con las subestaciones procedentes de inventario, para modelar adecuadamente la fiabilidad de las subestaciones de transporte, será necesario disponer de dos otra tablas para tener en cuenta los niveles de tensión existentes en los distintos parques y el número de posiciones disponibles (formulario 29bis). Por este motivo, se deberán incluir las salidas de las subestaciones en distintos niveles de tensión. Adicionalmente, se 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 30 bis) 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
R1-284	AFRODISIO PASCUAL ALONSO, S.L.
R1-014	AGRI ENERGIA ELECTRICA, S.A.
R1-310	AGRUPACION DISTRIBUIDORA DE ESCUER, S.L.
R1-055	AGUAS DE BARBASTRO ELECTRICIDAD, S.A.
R1-301	ALARCON NAVARRO EMPRESA ELECTRICA, S.L.
R1-191	ALSET ELECTRICA, S.L.
R1-043	ANSELMO LEON DISTRIBUCION, S.L.
R1-184	ANTOLINA RUIZ RUIZ, S.L.U.
R1-331	ANZURIETAS, S.L.
R1-179	ARAGONESA DE ACTIVIDADES ENERGETICAS, S.A. (AAESA)
R1-302	ARAMAIOKO ARGINDAR BANATZILEA, S.A.
R1-308	ARAXES ARGI INDARRA, S.L.
R1-111	AURORA GINER REIG, S.L.
R1-332	BAKAIKUKO ARGIA, S.A.
R1-003	BARRAS ELECTRICAS GALAICO-ASTURIANAS S.A.
R1-015	BASSOLS ENERGIA, S.A.
R1-083	BERRUEZA, S.A.
R1-084	BLAZQUEZ, S.L.
R1-180	CASIMIRO MARCIAL CHACON E HIJOS, S.L.
R1-085	CENTRAL ELECTRICA MITJANS, S.L.
R1-307	CENTRAL ELECTRICA DE POZO LORENTE, S. L.
R1-242	CENTRAL ELECTRICA INDUSTRIAL, S.L.
R1-210	CENTRAL ELECTRICA SAN ANTONIO, S.L.
R1-086	CENTRAL ELECTRICA SAN FRANCISCO, S.L.
R1-022	CENTRAL ELECTRICA SESTELO Y CIA, S.A.
R1-324	COMMODITY ENERGIA 2002, S.L.
R1-044	COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DEL CONDADO, S.A.
R1-068	COMPAÑIA DE ELECTRIFICACION, S.L.
R1-253	COMPAÑIA ELECTRICA DE FEREZ, S.L.
R1-027	COMPAÑÍA MELILLENSE DE GAS Y ELECTRICIDAD, S.A.
R1-150	COOPERATIVA ELECTRICA DE CASTELLAR, S.C.V.
R1-024	COOPERATIVA ELECTRICA ALBORENSE, S.A.
R1-151	COOPERATIVA ELECTRICA BENEFICA ALBATERENSE, COOP. V.
R1-063	COOPERATIVA ELECTRICA BENEFICA CATRALENSE, COOP. V.
R1-153	COOPERATIVA POPULAR DE FLUIDO ELECTRICO DE CAMPRODON S.C.C.L.
R1-162	DELGICHI, S.L.
R1-163	DIELEC GUERRERO LORENTE, S.L.
R1-106	DIELENOR, S.L.
R1-053	DIELESUR, S.L.
R1-164	DISTRIBUCION DE ELECTRICIDAD VALLE DE SANTA ANA, S.L.
R1-271	DISTRIBUCION ELECTRICA DE ALCOLECHA, S.L.
R1-087	DISTRIBUCION ELECTRICA LAS MERCEDES, S.L.
R1-240	DISTRIBUCION ENERGIA ELECTRICA DE PARCENT, S.L.
R1-245	DISTRIBUCION Y ELECTRICA CARIDAD E ILDEFONSO, S.L.
R1-288	DISTRIBUCIONES ALNEGA, S.L.
R1-185	DISTRIBUCIONES DE ENERGIA ELECTRICA DEL NOROESTE, S.L.
R1-286	DISTRIBUCIONES ELECTRICAS DE POZUELO, S.A.
R1-206	DISTRIBUCIONES ELECTRICAS DEL ERIA, S.L.
R1-175	DISTRIBUCIONES ELECTRICAS PORTILLO, S.L.
R1-329	DISTRIBUCIONES ELÉCTRICAS TALAYUELAS, S.L.
R1-093	DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD LARRAÑAGA, S.L.
R1-139	DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD MARTOS MARIN, S.L.
R1-107	DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELECTRICA DEL BAGES, S.A.
R1-298	DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELECTRICA ENERQUINTA, S.L.
R1-031	DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELECTRICA ENRIQUE GARCIA SERRANO, S.L.
R1-241	DISTRIBUIDORA DE ENERGIA ELECTRICA TORRECILLAS VIDAL, S.L.
R1-200	DISTRIBUIDORA ELECTRICA BRAVO SAEZ, S.L.
R1-140	DISTRIBUIDORA ELECTRICA CARRION, S.L.
R1-296	DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA D’ALBATARREC, S.L.
R1-112	DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE ARDALES, S.L.
R1-287	DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE CASAS DE LAZARO, S.A.
R1-282	DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE CATOIRA, S.A.
R1-122	DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE GAUCIN, S.L.
R1-069	DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE MELON, S.L.
R1-224	DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE MONTOLIU, S.L. U.
R1-089	DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE RELLEU, S.L.
R1-294	DISTRIBUIDORA ELECTRICA DEL PUERTO DE LA CRUZ, S.A.
R1-029	DISTRIBUIDORA ELECTRICA DEL SIL, S.L.
R1-165	DISTRIBUIDORA ELECTRICA GRANJA DE TORREHERMOSA, S.L.
R1-207	DISTRIBUIDORA ELECTRICA ISABA, S.L.U.
R1-036	DISTRIBUIDORA ELECTRICA LOS BERMEJALES, S.A.
R1-216	DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA NAVASFRIAS, S.L.
R1-277	DISTRIBUIDORA ELECTRICA NIEBLA, S.L.
R1-322	DISTRIBUIDORA ELÉCTRICA VILA I VALL DE CASTELLBÓ, S.L.
R1-248	E. SAAVEDRA, S.A.
R1-197	EBROFANAS, S.L.
R1-236	EL PROGRESO DEL PIRINEO-HEROS.DE FRANCISCO BOLLO QUELLA S.L.
R1-090	ELECTRA ADURIZ, S.A.
R1-041	ELECTRA ALTO MIÑO, S.A.
R1-123	ELECTRA ALVARO BENITO, S.L.
R1-045	ELECTRA AUTOL, S.A.
R1-091	ELECTRA AVELLANA, S.L.
R1-334	ELECTRA BARAIBAR, S.L.
R1-016	ELECTRA CALDENSE, S.A.
R1-209	ELECTRA CAMIJANES, S.L.
R1-092	ELECTRA CASTILLEJENSE, S.A.
R1-174	ELECTRA CONILENSE, S.L.U.
R1-211	ELECTRA CUNTIENSE, S.L.
R1-219	ELECTRA DE ABUSEJO, S.L.
R1-333	ELECTRA DE ARRUAZU, S.L.
R1-070	ELECTRA DE CABALAR, S.L.
R1-064	ELECTRA DE CARBAYIN, S.A.
R1-311	ELECTRA DE JALLAS, S.A.
R1-204	ELECTRA DE SANTA COMBA, S.L.
R1-005	ELECTRA DE VIESGO DISTRIBUCION, S.L. SOCIEDAD UNIPERSONAL
R1-186	ELECTRA DE ZAS, S.L.
R1-037	ELECTRA DEL CARDENER, S.A.
R1-071	ELECTRA DEL GAYOSO, S.L.
R1-017	ELECTRA DEL MAESTRAZGO, S.A.
R1-212	ELECTRA DEL NANSA, S.L.
R1-072	ELECTRA DEL NARAHIO, S.A.
R1-270	ELECTRA DO FOXO, S.L.
R1-312	ELECTRA EL VENDUL, S. L.
R1-147	ELECTRA JOSE ANTONIO MARTINEZ, S.L.
R1-260	ELECTRA LA HONORINA, S.L.
R1-134	ELECTRA LA LOMA, S.L.
R1-292	ELECTRA LA MOLINA, S.L.
R1-135	ELECTRA LA ROSA, S.L.
R1-297	ELECTRA ORBAICETA, S.L.
R1-254	ELECTRA SALTEA, S.L.
R1-261	ELECTRA SAN BARTOLOME, S.L.
R1-094	ELECTRA SAN CRISTOBAL, S.L.
R1-113	ELECTRA SIERRA MAGINA, S.L.
R1-326	ELECTRA TUDANCA, S.L.
R1-193	ELECTRA VALDIVIELSO, S.A.
R1-232	ELECTRA VALDIZARBE, S.A.
R1-268	ELECTRADISTRIBUCIÓ CENTELLES, S.L.
R1-195	ELECTRICA ABENGIBRENSE DISTRIBUCION, S.L.
R1-154	ELECTRICA ALGIMIA DE ALFARA, SOCIEDAD COOPERATIVA VALENCIANA
R1-327	ELECTRICA ANTONIO MADRID, S.L.
R1-225	ELECTRICA BAÑESA, S.L.
R1-095	ELECTRICA BELMEZANA, S.A.
R1-124	ELECTRICA CAMPOSUR, S.L.
R1-009	ELECTRICA CONQUENSE DISTRIBUCION, S.A.U.
R1-077	ELECTRICA CORVERA, S.L.
R1-231	ELECTRICA CUROS, S.L.
R1-155	ELECTRICA DE VINALESA, S.C.V.
R1-290	ELECTRICA DE ALBERGUERIA, S.A
R1-073	ELECTRICA DE BARCIADEMERA, S.L.
R1-074	ELECTRICA DE CABAÑAS, S.L.
R1-145	ELECTRICA DE CALLOSA DE SEGURA, S.V. L.
R1-088	ELECTRICA DE CANILES, S.L.
R1-220	ELECTRICA DE CANTOÑA, S.L.
R1-234	ELECTRICA DE CASTRO CALDELAS, S.L.
R1-128	ELECTRICA DE CHERA, SOCIEDAD COOPERATIVA VALENCIANA
R1-156	ELECTRICA DE DURRO, S.L.
R1-125	ELECTRICA DE ERISTE, S.L.
R1-075	ELECTRICA DE GRES, S.L.
R1-157	ELECTRICA DE GUADASSUAR, SDAD. COOPERATIVA V.
R1-065	ELECTRICA DE GUIXES, S.L.
R1-176	ELECTRICA DE JAFRE, S.A.
R1-196	ELECTRICA DE LA SERRANIA DE RONDA, S.L
R1-152	ELECTRICA DE MELIANA, SOCIEDAD COOPERATIVA VALENCIANA
R1-199	ELECTRICA DE MONESTERIO, S.A.
R1-076	ELECTRICA DE MOSCOSO, S.L.
R1-158	ELÉCTRICA DE SOT DE CHERA, SOC. COOPERATIVA VALENCIANA
R1-046	ELECTRICA DE TENTUDIA. S.A.
R1-275	ELECTRICA DE VALDRIZ, S.L.
R1-267	ELECTRICA DE VER, S.L.
R1-019	ELECTRICA DEL EBRO, S.A.
R1-262	ELECTRICA DEL GUADALFEO, S.L.
R1-215	ELECTRICA DEL HUEBRA, S.L.
R1-279	ELECTRICA DEL MONTSEC, S.L.
R1-035	ELECTRICA DEL OESTE DISTRIBUCION, S.L.U.
R1-283	ELECTRICA DEL POZO S.COOPERATIVA MAD.
R1-221	ELECTRICA GILENA, S.L.U.
R1-114	ELECTRICA HERMANOS CASTRO RODRIGUEZ, S.L
R1-247	ELECTRICA HERMANOS FERNANDEZ, S.L.
R1-096	ELECTRICA LA VICTORIA DE FUENCALIENTE, S.A.
R1-233	ELECTRICA LATORRE, S.L.
R1-177	ELECTRICA LOS LAURELES, S.L.
R1-250	ELECTRICA LOS MOLARES, S.L.
R1-079	ELECTRICA LOS MOLINOS, S.L.
R1-097	ELECTRICA LOS PELAYOS, S.A.
R1-109	ELECTRICA MAFERGA, S.L.
R1-217	ELECTRICA MESTANZA R.V., S.L.
R1-181	ELECTRICA MORO BENITO, S.L.
R1-159	ELECTRICA NTRA. SRA. DE GRACIA, SDAD. COOPERATIVA VALENCIANA
R1-098	ELECTRICA NTRA. SRA. DE LOS REMEDIOS, S.L.
R1-201	ELECTRICA NUESTRA SEÑORA DE LOS SANTOS, S.L.
R1-317	ELECTRICA POPULAR, S. COOPERATIVA MAD.
R1-198	ELECTRICA SAGRADO CORAZON DE JESUS, S.L.
R1-136	ELÉCTRICA SAN GREGORIO, S.L.
R1-178	ELECTRICA SAN JOSE OBRERO, S.L.
R1-229	ELECTRICA SAN MARCOS, S.L.
R1-132	ELECTRICA SAN SERVAN, S.L.
R1-166	ELECTRICA SANTA CLARA, S.L.
R1-264	ELECTRICA SANTA MARTA Y VILLALBA, S.L.
R1-038	ELECTRICA SEROSENSE DISTRIBUIDORA, S.L.
R1-066	ELECTRICA VAQUER, S.A.
R1-213	ELECTRICAS DE BENUZA, S.L.
R1-300	ELECTRICAS DE VILLAHERMOSA, S.A.
R1-049	ELECTRICAS PITARCH DISTRIBUCION, S.L.U.
R1-255	ELECTRICAS SANTA LEONOR, S.L.
R1-034	ELECTRICIDAD DE PUERTO REAL, S.A. (EPRESA)
R1-126	ELECTRICIDAD HIJATE, S.L.
R1-188	ELECTRICIDAD LA ASUNCION, S.L.
R1-148	ELECTRICIDAD PASTOR, S.L.
R1-099	ELECTRICITAT L’ AURORA, S.A.
R1-100	ELECTRO DISTRIBUCION DE ALMODOVAR DEL CAMPO, S.A.
R1-192	ELECTRO DISTRIBUIDORA CASTELLANO LEONESA, S.A.
R1-289	ELECTRO ESCARRILLA, S.L.
R1-101	ELECTRO MOLINERA DE VALMADRIGAL, S.L.
R1-281	ELECTRO SALLENT DE GALLEGO, S.L.
R1-160	ELECTRODISTRIBUIDORA DE FUERZA Y ALUB. «CASABLANCA» SDAD. COOPERATIVA V.
R1-274	ELEC-VALL BOI, S.L.
R1-256	EMDECORIA, S.L.
R1-238	EMILIO PADILLA E HIJOS, S.L.
R1-030	EMPRESA DE ALUMBRADO ELECTRICO DE CEUTA DISTRIBUCION, S.A.U.
R1-102	EMPRESA DE ELECTRICIDAD SAN JOSE, S.A.
R1-291	EMPRESA ELECTRICA DE JORQUERA, S.L.
R1-194	EMPRESA ELECTRICA DE SAN PEDRO, S.L.
R1-330	EMPRESA ELÉCTRICA DEL CABRIEL, S.L.
R1-167	EMPRESA ELECTRICA MARTIN SILVA POZO, S.L.
R1-325	EMPRESA MUNICIPAL DE DISTRIBUCIÓ D’ENERGIA ELECTRICA D’ALMENAR, S.L.
R1-314	EMPRESA MUNICIPAL DE DISTRIBUCIÓ D’ENERGIA ELÈCTRICA DE PONTS, S.L.
R1-273	EMPRESA MUNICIPAL D’ENERGIA ELECTRICA TORRES DEL SEGRE, S.L.
R1-299	ENDESA DISTRIBUCION ELECTRICA, S.L.
R1-208	ENERFRIAS, S.L.
R1-108	ENERGETICA DE ALCOCER, S.L.U.
R1-054	ENERGIA DE MIAJADAS, S.A.
R1-026	ENERGIAS DE ARAGON I, S. L. U. (EASA)
R1-285	ENERGIAS DE BENASQUE, S.L.
R1-222	ENERGIAS DE PANTICOSA, S.L.
R1-230	ENERMUELAS, S.L.
R1-018	ESTABANELL Y PAHISA ENERGIA, S.A.
R1-246	FELIPE BLAZQUEZ, S.L.
R1-047	FELIX GONZALEZ, S.A.
R1-161	FLUIDO ELECTRICO DE MUSEROS, S. C. VALENCIANA
R1-078	FUCIÑOS RIVAS, S.L.
R1-182	FUENTES Y COMPAÑIA, S.L.
R1-323	FUERZAS ELECTRICAS BOGARRA, S.A.
R1-316	FUERZAS ELÉCTRICAS DE VALENCIA, S.A. (FEVASA)
R1-321	GARABANDAL, S.L.
R1-226	GLORIA MARISCAL, S.L.
R1-110	GRACIA UNZUETA HIDALGO E HIJOS, S.L.
R1-059	GRUPO DE ELECTRIFICACION RURAL DE BINEFAR Y COMARCA, S.COOPERATIVA, R. L.
R1-141	HELIODORA GOMEZ, S.A.
R1-306	HELIODORO CHAFER, S.L.
R1-252	HEREDEROS DE CARLOS OLTRA, S.L.
R1-223	HEREDEROS DE EMILIO GAMERO, S.L.
R1-137	HEREDEROS DE GARCIA BAZ, S.L.
R1-265	HEREDEROS DE MARIA ALONSO CALZADA-VENTA DE BAÑOS, S.L.
R1-067	HERMANOS CABALLERO REBOLLO, S.L.
R1-237	HERMANOS MONTES ALVAREZ, S.L.
R1-008	HIDROCANTABRICO DISTRIBUCION ELECTRICA, S.A.
R1-293	HIDROELECTRICA COTO MINERO DISTRIBUCION, S.L.U.
R1-130	HIDROELECTRICA DE ALARAZ, S.L.
R1-218	HIDROELECTRICA DE CATALUNYA, S.L.
R1-039	HIDROELECTRICA DE LARACHA, S.L.
R1-058	HIDROELECTRICA DE SILLEDA, S.L.
R1-080	HIDROELECTRICA DEL ARNEGO, S.L.
R1-187	HIDROELECTRICA DEL CABRERA, S.L.
R1-023	HIDROELECTRICA DEL GUADIELA I, S.A.
R1-173	HIDROELECTRICA DOMINGUEZ, S.L.
R1-133	HIDROELECTRICA EL CARMEN, S.L.
R1-243	HIDROELECTRICA EL CERRAJON, S.L.
R1-129	HIDROELECTRICA GOMEZ, S.L.
R1-244	HIDROELECTRICA JOSE MATANZA GARCIA, S.L.
R1-144	HIDROELECTRICA NTRA. SRA. DE LA SOLEDAD, DE TENDILLA Y LUPIANA, S.L.
R1-168	HIDROELECTRICA SAN BUENAVENTURA, S.L.
R1-103	HIDROELECTRICA SAN CIPRIANO DE RUEDA, S.L.
R1-169	HIDROELECTRICA SANTA TERESA, S.L.
R1-115	HIDROELECTRICA VEGA, S.A.
R1-104	HIDROELECTRICA VIRGEN DE CHILLA, S.L.
R1-304	HIDROFLAMICELL, S.L.
R1-116	HIJO DE JORGE MARTIN, S.A.
R1-170	HIJOS DE CASIANO SANCHEZ, S.L.
R1-149	HIJOS DE FELIPE GARCIA ALVAREZ, S.L.
R1-257	HIJOS DE FRANCISCO ESCASO S.L.
R1-050	HIJOS DE JACINTO GUILLEN DISTRIBUIDORA ELECTRICA, S.L.
R1-266	HIJOS DE MANUEL PERLES VICENS, S.L.
R1-001	IBERDROLA DISTRIBUCION ELECTRICA, S.A.
R1-205	ICASA DISTRIBUCION ENERGIA, S.L.
R1-276	IGNALUZ JIMENEZ DE TORRES, S.L.
R1-295	INDUSTRIAL BARCALESA, S.L.
R1-025	INDUSTRIAS PECUARIAS DE LOS PEDROCHES, S.A.
R1-328	INSTALACIONES ELÉCTRICAS RIO ISÁBENA, S.L.
R1-131	ISMAEL BIOSCA, S.L.
R1-280	ITURENGO ELEKTRA, S.L.
R1-146	JOSE FERRE SEGURA E HIJOS, S.R.L.
R1-117	JOSE RIPOLL ALBANELL, S.L.
R1-118	JOSEFA GIL COSTA, S.L.
R1-051	JUAN DE FRUTOS GARCIA, S.L.
R1-127	JUAN N. DIAZ GALVEZ Y HERMANOS, S.L.
R1-249	JUAN Y FRANCISCO ESTEVE MAS S.L.
R1-183	LA ELECTRICA DE VALL DE EBO, S.L.
R1-105	LA ERNESTINA, S.A.
R1-048	LA PROHIDA DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA, S.L.
R1-319	LA SINARQUENSE, S.L.U.
R1-119	LEANDRO PEREZ ALFONSO, S.L.
R1-313	LEINTZARGI, S.L.
R1-052	LERSA ELECTRICITAT, S.L.
R1-142	LUIS RANGEL Y HERMANOS, S.A.
R1-228	LUZ DE CELA, S.L.
R1-272	LUZ ELECTRICA DE ALGAR,S.L.U.
R1-269	MANUEL ROBRES CELADES, S.L.
R1-028	MEDINA GARVEY, S.A.
R1-318	MENDIVIL DE ELECTRICIDAD, S.L.
R1-258	MILLARENSE DE ELECTRICIDAD, S.A.U
R1-202	MOLINO VIEJO DE VILALLER, S.A.
R1-259	MUNICIPAL ELECTRICA VILORIA, S.L.
R1-061	OÑARGI, S.L.
R1-309	PEDRO SANCHEZ IBAÑEZ, S.L.
R1-020	PRODUCTORA ELECTRICA URGELENSE, S.A. (PEUSA)
R1-032	REPSOL ELECTRICA DE DISTRIBUCION, S.L.
R1-214	RODALEC, S.L.
R1-057	ROMERO CANDAU, S.L.
R1-227	RUIZ DE LA TORRE, S.L.
R1-239	SALTOS DEL CABRERA, S.L.
R1-081	SAN MIGUEL 2000 DISTRIBUCION, S.L.
R1-033	SDAD. COOPERATIVA VALENCIANA LTDA. BENEFICA DE CONS. DE ELECT. «SAN FRANCISCO DE ASIS» DE CREV.
R1-251	SERVICIOS URBANOS DE CERLER, S.A. (SUCSA)
R1-320	SERVICIOS Y SUMINISTROS MUNICIPALES ARAS, S.L.
R1-335	SERVICIOS Y SUMINISTROS MUNICIPALES DE CHULILLA, S.L.
R1-143	SERVILIANO GARCIA, S.A.
R1-138	SIERRO DE ELECTRICIDAD, S.L.
R1-120	SOCIEDAD DISTRIBUIDORA ELECTRICA DE ELORRIO, S.A.
R1-190	SOCIEDAD ELECTRICA DE RIBERA DEL FRESNO, S.A.
R1-171	SOCIEDAD ELECTRICA JEREZ DEL MARQUESADO S.A.
R1-121	SOCIEDAD ELECTRICA NTRA. SRA. DE LOS DESAMPARADOS, S. L.
R1-040	SOCIEDAD ELECTRICISTA DE TUY, S.A.
R1-305	SOCIETAT MUNICIPAL DE DISTRIBUCIÓ ELÉCTRICA DE LLAVORSÍ, S.L.
R1-337	SOCIETAT MUNICIPAL DE DISTRIBUCIÓ ELECTRICA DE TIRVIA, S.L.
R1-315	SOLANAR DISTRIBUIDORA ELECTRICA, S.L.
R1-082	SUCESORES DE MANUEL LEIRA, S.L.
R1-021	SUMINISTRADORA ELECTRICA DE CADIZ, S.A.
R1-062	SUMINISTRO DE LUZ Y FUERZA, S.L.
R1-172	SUMINISTROS ELECTRICOS DE AMIEVA, S.L.
R1-060	SUMINISTROS ESPECIALES ALGINETENSES, S. COOPERATIVA V.
R1-336	SUMINISTROS TARRASENSES, S.A.
R1-278	TOLARGI, S.L.
R1-042	UNION DE DISTRIBUIDORES DE ELECTRICIDAD, S.A. (UDESA)
R1-002	UNION FENOSA DISTRIBUCION, S.A.
R1-056	VALL DE SÓLLER ENERGÍA, S.L.U.
R1-203	VARGAS Y COMPAÑIA ELECTRO HARINERA SAN RAMON, S.A.

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.
P47	VALLADOLID.
P48	VIZCAYA.
P49	ZAMORA.
P50	ZARAGOZA.
P51	CEUTA.
P52	MELILLA.

Tabla 4.a

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 4.b

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 1kV<=U<36kV, subterráneas, un circuito.
2222048	Líneas de distribución 1kV<=U<36kV, subterráneas, doble circuito.
2222051	Líneas de distribución BT (U<1kV), tensadas sobre poste.
2222054	Líneas de distribución BT (U<1kV), apoyadas sobre fachada.
2222057	Líneas de distribución BT (U<1kV), subterráneas.
22221	Subestaciones de transformación en servicio de distribución.
2222121	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, convencionales, potencia activa y reactiva.
2222122	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, convencionales, posiciones.
2222123	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, blindadas, potencia activa y reactiva.
2222124	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 110kV<=U<220kV, blindadas, posiciones.
2222131	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, convencionales, potencia activa y reactiva.
2222132	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, convencionales, posiciones.
2222133	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, blindadas, potencia activa y reactiva.
2222134	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 36kV<=U<110kV, blindadas, posiciones.
2222141	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, convencionales, potencia activa y reactiva.
2222142	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, convencionales, posiciones.
2222143	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, blindadas, potencia activa y reactiva.
2222144	Subestaciones de transformación en servicio de distribución, de tensión de secundario U con 1kV<=U<36 kV, blindadas, posiciones.
22222	Centros de trasformación de distribución.
2222251	Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, intemperie.
2222252	Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, caseta.
2222253	Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, local.
2222254	Centros de transformación de distribución, de tensión de secundario U con U<1kV, subterráneo.
22223	Despachos de maniobra y centros de control de energía de distribución.
22224	Condensadores.
2222420	Condensadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV.
2222430	Condensadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV.
2222440	Condensadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV.
2222450	Condensadores instalados en redes de tensión U con U<1kV.
22225	Reguladores de tensión.
2222520	Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV.
2222530	Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV.
2222540	Reguladores de tensión instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV.
22226	Equipos de fiabilidad de redes de distribución.
2222621	Seccionadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV.
2222622	Reconectadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV.
2222623	Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV.
2222624	Fusibles instalados en redes de tensión U con 110kV<=U<220kV.
2222631	Seccionadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV.
2222632	Reconectadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV.
2222633	Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV.
2222634	Fusibles instalados en redes de tensión U con 36kV<=U<110kV.
2222641	Seccionadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV.
2222642	Reconectadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV.
2222643	Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV.
2222644	Fusibles instalados en redes de tensión U con 1kV<=U<36kV.
2222651	Seccionadores instalados en redes de tensión U<1kV.
2222652	Reconectadores instalados en redes de tensión U<1kV.
2222653	Teleseñalizadores instalados en redes de tensión U<1kV.
2222654	Fusibles instalados en redes de tensión U<1kV.
22229	Otras instalaciones de distribución.
22231	Aparatos de medida para servicio de clientes.
2223101	Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico simple tarifa 1.0.
2223102	Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico simple tarifa 2.0.
2223103	Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico simple tarifa.
2223104	Aparatos de medida para servicio de clientes. Monofásico doble tarifa.
2223105	Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico doble tarifa.
2223106	Aparatos de medida para servicio de clientes. Trifásico o doble monofásico triple tarifa.
2223107	Aparatos de medida para servicio de clientes. Reactiva Monofásico.
2223108	Aparatos de medida para servicio de clientes. Reactiva Trifásico.
2223109	Aparatos de medida para servicio de clientes. Maxímetro Monofásico.
2223110	Aparatos de medida para servicio de clientes. Maxímetro Trifásico.
2223111	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo I.
2223112	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo II.
2223113	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo III.
2223114	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. Actual.
2223115	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. 6 periodos.
2223116	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo IV. Horario.
2223117	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. Actual.
2223118	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. 6 periodos.
2223119	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. Horario.
2223120	Aparatos de medida para servicio de clientes. Contactor.
2223121	Aparatos de medida para servicio de clientes. Reloj conmutador.
2223122	Aparatos de medida para servicio de clientes. ICP por polo.
2223123	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. con DH y telegestión monofásico.
2223124	Aparatos de medida para servicio de clientes. Tipo V. con DH y telegestión trifásico.
223	Maquinaria.
224	Utillaje.
225	Otras instalaciones.
226	Mobiliario.
227	Equipos para procesos de información.
228	Elementos de transporte.
229	Otro inmovilizado material.

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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>36kV).
U12	número de celdas (para 1kV<=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.

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_TFA	Descripción
11	1.0.
12	2.0.
13	2.0N.
14	2.0.1.
15	2.0.2.
16	2.0.3.
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<=36kV.
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.
151	TAGA1 1 kV <= T < 14 kV.
152	TAGA2 14 kV <= T < 36 kV.
153	TAGA3 36 kV <= T < 72,5 kV.
154	TAGA4 72,5 kV <= T < 145 kV.
155	TAGA5 T >= 145 kV.
156	TAGA6 Conexiones Internacionales.
157	TAGA6 Cualificados Articulo 22 RD-Ley 6/2000.
299	PEAJE TAJO-SEGURA.
401	2.0.A.
402	2.0.n.A.
403	3.0.A.
404	3.1.A.
405	6.1.A.
406	6.2.A.
407	6.3.A.
408	6.4.A.
410	6.5.Internacional.
411	6.5. Cualificados. T <= 36kV.
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.
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.
514	2.0.1 Empleados.
515	2.0.2 Empleados.
516	2.0.3 Empleados.
532	3.0.1 Empleados.
533	3.0.2 Empleados.

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 discriminacion horaria de tarifas integrales (COD_DH)

Cod_dh	Descripción Dh
	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.

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ANEXO V

Archivos a remitir a la Comisión Nacional de Energía

Toda la información que se solicita en los Formularios del Anexo IV, se declarará a la Comisión Nacional de Energía a través de la presentación de los siguientes ficheros:

Ficheros para el envío de la información contenida en cada Formulario.–Los agentes detallados en el párrafo 1 del apartado Primero de la Circular deberán entregar en soporte informático los archivos denominados como a continuación se detalla:

Siendo: CODDIS = Código del Distribuidor que envía la información (Tabla 1 Anexo II).

Nombre de los ficheros a entregar:

CIRXX_2009_1_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_2_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_3_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_4_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_5_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_6_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_7_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_8_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_9_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_10_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_11_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_12_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_13_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_13bis_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_14_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_14bis_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_15_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_16_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_17_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_18_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_19_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_20_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_21_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_22_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_23_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_24_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_25_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_26_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_27_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_28_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_28bis_COD_DIS_2009.txt

CIRXX_2009_31_COD_DIS_2009.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:

CIRXX_2009_29_R1-000_2008.txt

CIRXX_2009_29bis_R1-000_2008.txt

CIRXX_2009_29c_R1-000_2008.txt

CIRXX_2009_29d_R1-000_2008.txt

CIRXX_2009_30_R1-000_2008.txt

CIRXX_2009_30bis_R1-000_2008.txt