1 - O presente Guia entra em vigor 30 dias após a sua publicação no Diário da República, produzindo efeitos a partir da mesma data.
2 - Sem prejuízo do disposto no número anterior:
a) O primeiro envio da caracterização da disponibilização de serviços e níveis de qualidade de serviço opcionais prevista no n.º 4 - do Artigo 6.º deve ser efetuado até 15 de maio de 2026;
b) Os operadores de rede devem implementar o disposto no n.º 11 - do Artigo 33.º e o disposto na parte final do Artigo 37.º até 11 meses após a entrada em vigor do presente Guia;
c) A regra prevista na alínea b) do n.º 3 - do Artigo 42.º produz efeitos a partir de 1 de janeiro de 2026.
d) O primeiro envio do relatório previsto no n.º 9 - do Artigo 55.º deve ser efetuado até 15 de maio de 2026;
e) A primeira publicação pelo operador da RND dos valores dos perfis estabelecidos na alínea d) do n.º 1 - do Artigo 73.º deve ser efetuada até ao dia 15 de dezembro de 2025, para aplicação em 2026;
f) O primeiro envio do estudo previsto no Artigo 76.º deve ser efetuado até 15 de maio de 2027;
g) O primeiro envio da caracterização prevista no n.º 9 - do Artigo 102.º deve ser efetuado até 15 de maio de 2026;
h) O primeiro envio da caracterização prevista no n.º 12 - do Artigo 106.º deve ser efetuado até 15 de maio de 2026;
i) O primeiro reporte de informação ao abrigo do Artigo 109.º deve ser efetuado até 31 de julho de 2026, com referência ao primeiro semestre de 2026.
j) A disponibilização de dados individuais e agregados de injeção na rede, pelo operador da RND ao gestor global do SEN, produz efeitos no prazo de 5 meses após a entrada em vigor do presente Guia.
31 de julho de 2025. - O Conselho de Administração: Pedro Verdelho, presidente - Ricardo Loureiro, vogal - Isabel Apolinário, vogal.
ANEXO
Parâmetros do Guia
Classes de exatidão dos equipamentos de medição
Nível de Tensão
Potência requisitada [MVA]
Classes de exatidão
Transformadores de medida
Contadores de energia ativa
Contadores de energia reativa
MAT
–
0,2
0,2S
0,5
AT e MT
S ≥ 50
0,2
0,2S
0,5
10 ≤ S < 50
0,2
0,2S
1,0
0,630 < S < 10
0,5
0,5S/C (2)
1,0
S ≤ 0,630 (1)
1,0
1,0/B (2)
2,0
BT
S > 0,0414
1,0
1,0/B (2)
2,0
S ≤ 0,0414
–
1,0 (3)/ B (2)
–
(1) Para contagem efetuada na BT. Se a contagem for efetuada na MT, aplicam-se os valores correspondentes ao escalão de potência requisitada acima de 630 kVA.
(2) Aplicação da Norma EN 50470-3.
(3) Aplicável a partir de janeiro de 2025. Até essa data a classe de exatidão aplicável era 2,0.
Ações de verificação
Tipo
Ensaios a realizar
Detalhe dos ensaios
Tipo 1
(Inclui a verificação da conformidade do sistema de medição, com a instalação fora de serviço, desde os primários dos transformadores de medida até à UCT. Esta ação de verificação inclui a medição das cargas dos transformadores de medida, a medição das quedas de tensão nos circuitos de tensão, a verificação da conformidade das ligações através da injeção de grandezas nos primários dos transformadores de medida, o ensaio de exatidão do contador incluindo o respetivo totalizador, o ensaio à telecontagem entre o ponto de medição e a UCT e a verificação da conformidade dos componentes utilizados)
Ensaio de medida do contador
A qualidade das medidas do contador é verificada, através de contador padrão, no local da instalação, de forma a comprovar que o aparelho não foi danificado durante o transporte ou a montagem. O ensaio é realizado à frequência de 50 Hz, em regime trifásico equilibrado, sendo as respetivas grandezas geradas por fonte externa. A incerteza associada à medição do erro do contador deve ser igual ou inferior a um terço do erro especificado na norma de ensaio aplicável.
Verificação das ligações dos circuitos de contagem a partir dos primários dos transformadores de medida
Os cabos, ligações e apertos dos terminais existentes desde os primários dos transformadores de medida até aos contadores devem ser verificados, confirmando a sua correta ligação e comprovando os requisitos constantes no Guia. Esta verificação deve permitir concluir sobre a sequência de fases que é aplicada ao contador e identificar as fases das tensões e das correntes nas fichas de ensaio ou terminais seccionáveis.
Verificação da parametrização das relações de transformação
As relações de transformação efetivamente existentes nos transformadores de medida devem ser verificadas por intermédio de injeção de corrente ou tensão nos primários e comparadas com os parâmetros dos contadores. Caso não sejam concordantes, deve ser efetuada a reparametrização sob responsabilidade da entidade proprietária do equipamento.
Verificação das cargas e quedas de tensão nos circuitos secundários
As cargas dos circuitos secundários devem ser medidas através da injeção de corrente e tensão nos terminais secundários dos transformadores de medida, com todos os elementos constituintes dos circuitos de medição inseridos. No caso de existirem circuitos de tensão secundários não afetos à contagem, devem ser medidas individualmente a carga total dos circuitos e a carga afeta ao circuito de contagem. A queda de tensão entre os terminais do secundário do transformador de tensão e o contador deve ser medida e verificada. A carga dos circuitos de medida, dedicados à contagem de energia elétrica, dos transformadores de medida deve ser medida e verificada.
Verificação e validação das parametrizações dos contadores através de ensaio de telecontagem
A verificação e validação das parametrizações é efetuada simulando uma situação de exploração normal de trânsito de energia elétrica durante alguns minutos e posterior comparação com os valores registados no contador e na UCT.
Verificação e validação das comunicações através de ensaio de acesso remoto
A operacionalidade do suporte físico para as comunicações de telecontagem entre a UCT e o contador é verificada e testada durante o ensaio de telecontagem.
Tipo 2
(Inclui a verificação da conformidade do sistema de medição, com a instalação preferencialmente fora de serviço, a verificação e confirmação das relações de transformação dos transformadores de medida e respetiva parametrização do contador, o ensaio de exatidão ao contador através da injeção de grandezas elétricas com fonte externa incluindo os registos de ponta e totalizador, o ensaio de telecontagem entre o ponto de medição e a UCT, bem como a verificação da conformidade da cadeia de medição)
Ensaio de medida do contador
A qualidade das medidas do contador é verificada, através de contador padrão, no local da instalação, de forma a comprovar que o aparelho não foi danificado durante o transporte ou a montagem. O ensaio é realizado à frequência de 50 Hz, em regime trifásico equilibrado, sendo as respetivas grandezas geradas por fonte externa. A incerteza associada à medição do erro do contador deve ser igual ou inferior a um terço do erro especificado na norma de ensaio aplicável. Caso não seja possível retirar a instalação de serviço, deve ser obtido o erro do contador, em energia ativa e reativa, em comparação com o contador padrão, nas condições de exploração da instalação.
Verificação da conformidade das ligações dos transformadores de medida ao contador
A verificação da conformidade das ligações dos transformadores de medida ao contador deve ser executada recorrendo à inspeção visual e à análise vetorial das grandezas elétricas, nas fichas ou terminais seccionáveis de ensaio.
Verificação da parametrização das relações de transformação
As relações de transformação efetivamente existentes nos transformadores de medida devem ser verificadas e comparadas com os parâmetros dos contadores. Caso não sejam concordantes, deve ser efetuada a reparametrização sob responsabilidade da entidade proprietária do equipamento. Se a visualização não for conclusiva e caso não seja possível retirar a instalação de serviço, as relações de transformação devem ser verificadas nas condições de exploração.
Verificação e validação das parametrizações dos contadores através de ensaio de telecontagem
A verificação e validação das parametrizações é efetuada simulando uma situação de exploração normal de trânsito de energia elétrica durante alguns minutos e posterior comparação com os valores registados no contador e na UCT. Caso não seja possível retirar a instalação de serviço, as medições são efetuadas nas condições de exploração da instalação.
Verificação e validação das comunicações através de ensaio de acesso remoto
A operacionalidade do suporte físico para as comunicações de telecontagem entre a UCT e o contador é verificada e testada durante o ensaio de telecontagem.
Tipo 3
(Inclui a verificação da conformidade do sistema de medição, com a instalação em serviço, sendo a conformidade a montante do contador verificada a partir da análise do respetivo diagrama vetorial e o contador ensaiado apenas nas condições de exploração)
Ensaio de medida do contador
Deve ser obtido o erro do contador, em energia ativa e reativa, nas condições de exploração da instalação.
Verificação da conformidade das ligações dos transformadores de medida ao contador
A verificação da conformidade das ligações dos transformadores de medida ao contador deve ser executada recorrendo à inspeção visual e à análise vetorial das grandezas elétricas, nas fichas ou terminais seccionáveis de ensaio.
Verificação da parametrização das relações de transformação
As relações de transformação efetivamente existentes nos transformadores de medida devem ser verificadas e comparadas com os parâmetros dos contadores. Caso não sejam concordantes, deve ser efetuada a reparametrização sob responsabilidade da entidade proprietária do equipamento.
Verificação e validação das parametrizações dos contadores através de ensaio de telecontagem
A verificação e validação das parametrizações dos contadores é efetuada recorrendo ao registo de energia elétrica durante um determinado período de tempo numa situação de exploração normal e posterior comparação com os valores registados no contador e na UCT.
Verificação e validação das comunicações através de ensaio de acesso remoto
A operacionalidade do suporte físico para as comunicações de telecontagem entre a UCT e o contador é verificada e testada durante o ensaio de telecontagem.
Tipo 4
(Inclui a verificação da conformidade do sistema de medição, com a instalação em serviço)
Erro do contador
Considera-se o erro do contador que consta do seu relatório de ensaios
Verificação da conformidade das ligações ao contador
A verificação da conformidade das ligações diretas ou entre os transformadores de corrente (caso existam) e o contador, bem como entre o contador e o DCP (caso exista), deve ser efetuada com base na recolha das características dos equipamentos, nas medidas obtidas e na análise das condições de funcionamento da instalação.
Verificação da parametrização das relações de transformação
As relações de transformação dos transformadores de corrente (quando existam) devem ser verificadas e comparadas com os parâmetros existentes nos contadores. Caso não sejam concordantes, deve ser efetuada a reparametrização sob responsabilidade da entidade proprietária do equipamento.
Verificação e validação das parametrizações dos contadores
Deve ser efetuada a verificação e validação das parametrizações do contador. No caso do equipamento de medição se encontrar integrado no sistema de telecontagem, a verificação e validação das parametrizações dos contadores devem ser efetuadas recorrendo ao registo de energia elétrica durante um determinado período de tempo numa situação de exploração normal e posterior comparação com os valores registados no contador e na UCT.
Verificação e validação das comunicações
A operacionalidade do suporte físico para as comunicações de telecontagem entre a UCT e o contador é verificada e testada durante o ensaio de telecontagem.
Desvio do relógio do contador
Para os equipamentos de medição multi-tarifa, deve ser efetuada a verificação do desvio do relógio e, se necessária, a sua correção de acordo com o estabelecido no Guia.
Periodicidade da verificação periódica
Nível de Tensão
Potência instalada [MVA]
Periodicidade [anos]
MAT
–
3
AT ou MT
S ≥ 5
5
1 < S < 5
10
S ≤ 1
12
BT
–
12
Tipologia dos dispositivos controladores de potência
Monofásico
Trifásico
Disjuntor
Corrente nominal [A]
Potência contratada [kVA]
Disjuntor
Corrente nominal [A]
Potência contratada
[kVA]
5
5
1,15
10-15-20-25-30
10
6,90
10-15-20-25-30
10
2,30
15
10,35
15
3,45
20
13,80
20
4,60
25
17,25
25
5,75
30
20,70
30
6,90
30-40-50-60
30
20,70
30-45-60
30
6,90
40
27,60
45
10,35
50
34,50
60
13,80
60
41,40
Perdas no ferro dos transformadores de potência, por nível de tensão do enrolamento primário e potência nominal do transformador
Nível de Tensão [kV]
Potência nominal [kVA]
Perdas [kW]
Nível de Tensão [kV]
Potência nominal [kVA]
Perdas [kW]
Nível de Tensão [kV]
Potência nominal [kVA]
Perdas [kW]
≤ 10
25
0,175
15
25
0,175
30
25
0,175
≤ 10
50
0,190
15
50
0,190
30
50
0,230
≤ 10
63
0,225
15
63
0,225
30
63
0,275
≤ 10
100
0,320
15
100
0,320
30
100
0,380
≤ 10
125
0,375
15
125
0,375
30
125
0,425
≤ 10
160
0,460
15
160
0,460
30
160
0,520
≤ 10
200
0,525
15
200
0,525
30
200
0,625
≤ 10
250
0,650
15
250
0,650
30
250
0,780
≤ 10
315
0,750
15
315
0,750
30
315
0,875
≤ 10
400
0,930
15
400
0,930
30
400
1,120
≤ 10
500
1,075
15
500
1,075
30
500
1,275
≤ 10
630
1,250
15
630
1,250
30
630
1,450
≤ 10
800
1,500
15
800
1,500
30
800
1,750
≤ 10
1000
1,700
15
1000
1,700
30
1000
2,000
Coeficientes de perdas no cobre dos enrolamentos dos transformadores de potência, por nível de tensão do enrolamento primário, potência nominal do transformador e fator de carga
Nível de Tensão [kV]
Potência nominal [kVA]
Coeficiente de perdas [%]
Fator de carga
< 25 %
≥ 25 % e < 50 %
≥ 50 % e < 75 %
≥ 75 %
≤10 e 15
50
0,18
0,70
1,58
2,81
100
0,12
0,47
1,06
1,89
160
0,10
0,40
0,89
1,58
250
0,09
0,35
0,79
1,40
400
0,08
0,31
0,70
1,24
500
0,08
0,30
0,68
1,20
630
0,07
0,28
0,63
1,11
30
50
0,23
0,91
2,04
3,62
100
0,13
0,54
1,21
2,16
160
0,11
0,43
0,97
1,72
250
0,10
0,39
0,87
1,55
400
0,09
0,34
0,77
1,36
630
0,07
0,28
0,64
1,14
>30
–
1,00
Fatores de perdas corrigidos
m \ i
Ponta
Cheias
Vazio normal
Super vazio
1
γP x A1
γC x A1
γV x A1
γSV x A1
2
γP x A2
γC x A2
γV x A2
γSV x A2
3
γP x A3
γC x A3
γV x A3
γSV x A3
4
γP x A4
γC x A4
γV x A4
γSV x A4
5
γP x A5
γC x A5
γV x A5
γSV x A5
6
γP x A6
γC x A6
γV x A6
γSV x A6
7
γP x A7
γC x A7
γV x A7
γSV x A7
8
γP x A8
γC x A8
γV x A8
γSV x A8
9
γP x A9
γC x A9
γV x A9
γSV x A9
10
γP x A10
γC x A10
γV x A10
γSV x A10
11
γP x A11
γC x A11
γV x A11
γSV x A11
12
γP x A12
γC x A12
γV x A12
γSV x A12
Dados individuais de consumo a partir da rede
Tipo de dados
Conteúdo
Entidades destinatárias
Periodicidade
Diagrama de carga diário (*)
Diagrama de carga diário de energia ativa e reativa, por instalação (MAT, AT, MT, BTE e BTN em rede inteligente, no caso da ativa, MAT, AT, MT e BTE, no caso da reativa).
Resulta do saldo quarto-horário entre o consumo a partir da rede e a injeção na rede.
Titulares das instalações Comercializadores
Partes elegíveis autorizadas
Diária, no dia seguinte ao do consumo (d+1)
Diagrama de carga mensal (*) (**)
Diagrama de carga mensal de energia ativa e reativa, por instalação (MAT, AT, MT, BTE e BTN em rede inteligente, no caso da ativa, MAT, AT, MT e BTE, no caso da reativa).
Resulta do saldo quarto-horário entre o consumo a partir da rede e a injeção na rede.
Comercializadores
Mensal, no mês seguinte ao do consumo (m+1)
Leitura diária acumulada
Consumo diário de energia ativa e reativa, acumulado por período horário.
Resulta do saldo entre o consumo a partir da rede e a injeção na rede.
Titulares das instalações
Comercializadores
Partes elegíveis autorizadas
Diária, no dia seguinte ao do consumo (d+1)
Consumo mensal acumulado
Consumo mensal de energia ativa e reativa, acumulado por período horário, considerado na faturação dos encargos de acesso às redes.
Comercializadores
Mensal, no momento da faturação dos encargos de acesso às redes
(*) Os diagramas de carga a disponibilizar relativos a instalações de consumo participantes em autoconsumo incluem os dados previstos no Artigo 107.º
(**) No caso das instalações de BTN em rede inteligente, a disponibilização mensal de diagrama de carga individual pode ocorrer ao longo do mês em causa, desde que assegure que as correções de dados individuais ocorridas durante esse período e relativas ao mês M são disponibilizadas ao comercializador até ao prazo de disponibilização mensal. Nesta circunstância, caso os dados individuais do diagrama de carga diário não tenham correção, não terão de ser novamente disponibilizados ao comercializador.
Dados agregados de consumo a partir da rede
Os seguintes dados agregados de consumo devem ser disponibilizados pelo operador da RND, nos termos indicados.
Tipo de dados
Conteúdo
Entidades destinatárias
Periodicidade
Consumo discriminado agregado provisório, ajustado para perdas e adequado
Consumo discriminado agregado provisório, ajustado para perdas e adequado, por carteira de comercialização
Gestor global do SEN
Comercializadores (*)
Diária, no dia seguinte ao do consumo (d+1)
Mensal, no primeiro e terceiro meses seguintes ao do consumo (m+1 e m+3)
Consumo discriminado agregado provisório
Consumo discriminado agregado provisório da respetiva carteira de comercialização, por nível de tensão e por perfil
Comercializadores
Consumo discriminado agregado definitivo, ajustado para perdas e adequado
Consumo discriminado agregado definitivo, ajustado para perdas e adequado, por carteira de comercialização
Gestor global do SEN
Comercializadores (*)
Mensal, no sexto mês seguinte ao do consumo (m+6)
Consumo discriminado agregado definitivo
Consumo discriminado agregado definitivo da respetiva carteira de comercialização, por nível de tensão e por perfil
Comercializadores
(*) Os dados a disponibilizar aos comercializadores correspondem apenas à respetiva carteira de comercialização.
Dados individuais de injeção na rede
Tipo de dados
Conteúdo
Entidades destinatárias
Periodicidade
Diagrama diário
Diagrama diário de injeção de energia ativa e reativa, com desagregação quarto-horária, por instalação.
Resulta do saldo quarto-horário entre a injeção na rede e o consumo a partir da rede.
Titulares das instalações
Gestor global do SEN
Agregadores
Partes elegíveis autorizadas
Diária, no dia seguinte ao da injeção (d+1)
Leitura diária acumulada
Valores diários de injeção na rede de energia ativa e reativa, acumulado por período horário, por instalação.
Resulta do saldo quarto-horário entre a injeção na rede e o consumo a partir da rede.
Titulares das instalações
Agregadores
Partes elegíveis autorizadas
Diária, no dia seguinte ao da injeção (d+1)
Dados agregados de injeção na rede
Tipo de dados
Conteúdo
Entidades destinatárias
Periodicidade
Diagrama agregado
Diagrama de injeção, com desagregação quarto-horária, por carteira de agregação
Gestor global do SEN
Agregadores (*)
Diária, no dia seguinte ao da injeção (d+1)
Mensal, no primeiro, terceiro e sexto meses seguintes ao da injeção (m+1, m+3 e m+6)
(*) Os dados a disponibilizar aos agregadores correspondem apenas à respetiva carteira de agregação.
Dados individuais de pontos de medição internos
Tipo de dados
Conteúdo
Entidades destinatárias
Periodicidade
Diagrama diário
Diagrama diário de energia ativa e reativa, com desagregação quarto-horária, por ponto de medição interno.
Resulta do saldo quarto-horário entre ambos os sentidos.
Titulares das instalações
Comercializadores
Agregadores
Partes elegíveis autorizadas
Diária (d+1)
Dados agregados de consumo a partir da rede nas redes de distribuição exclusivamente em BT
Tipo de dados
Conteúdo
Entidades destinatárias
Periodicidade
Consumo discriminado agregado provisório, ajustado para perdas
Consumo discriminado agregado provisório, ajustado para perdas na rede de BT, por carteira de comercialização e por posto de transformação MT/BT
Operador da RND
Diária (d+1)
Mensal, no primeiro e terceiro meses seguintes ao do consumo (m+1 e m+3)
Consumo discriminado agregado definitivo, ajustado para perdas
Consumo discriminado agregado definitivo, ajustado para perdas na rede de BT, por carteira de comercialização e por posto de transformação MT/BT
Operador da RND
Mensal, no sexto mês seguinte ao do consumo (m+6)
Dados agregados de injeção nas redes de distribuição exclusivamente em BT
Tipo de dados
Conteúdo
Entidades destinatárias
Periodicidade
Diagrama agregado
Diagrama de injeção, com desagregação quarto-horária, por carteira de agregação e por posto de transformação MT/BT
Operador da RND
Diária, no dia seguinte ao da injeção (d+1)
Mensal, no primeiro, terceiro e sexto meses seguintes ao da injeção (m+1, m+3 e m+6)
Dados individuais de consumo a partir da rede de instalações de clientes em BTN não integradas em rede inteligente
Tipo de dados
Conteúdo
Entidades destinatárias
Periodicidade
Leitura
Leitura acumulada de energia ativa
Titulares das instalações
Comercializadores
Partes elegíveis autorizadas
24 horas após processamento da leitura
Consumo mensal acumulado
Consumo mensal de energia ativa considerado na faturação dos encargos de acesso às redes
Comercializadores
Mensal, no momento da faturação dos encargos de acesso às redes
Dados individuais de injeção na rede por instalações de produção sem medição quarto-horária ou sem leitura diária
Tipo de dados
Conteúdo
Entidades destinatárias
Periodicidade
Leitura
Leitura acumulada de energia ativa
Titulares das instalações
Agregador de último recurso
Partes elegíveis autorizadas
24 horas após processamento da leitura
Dados agregados de injeção na rede por instalações de produção sem medição quarto-horária ou sem leitura diária
Tipo de dados
Conteúdo
Entidades destinatárias
Periodicidade
Diagrama da carteira de agregação de último recurso
Diagrama de injeção de energia ativa da carteira do agregador de último recurso, com desagregação quarto-horária
Gestor global do SEN
Agregador de último recurso
Diária, no dia seguinte ao da injeção (d+1)
Mensal, no primeiro, terceiro e sexto meses seguintes ao da injeção (m+1, m+3 e m+6)
Indicadores relativos a medição
Indicador
Detalhe
Unidade
Desagregação
Operadores
A1 - Pontos de medição
Número de pontos de medição existentes, com o nível de desagregação estabelecido no Artigo 7.º, n.os 1 -e 2 -
Por tipo de instalação (consumo, produção ou armazenamento) e por nível de tensão/tipo de fornecimento
Todos os operadores de rede
A2 - Pontos de medição internos
Número de instalações com pontos de medição internos
Por tipo de medição interna (duplo equipamento de medição ou especial complexidade) e por nível de tensão
Todos os operadores de rede
A3 - Pontos de entrega sem medição
Número de pontos de entrega em BTN sem equipamento de medição (“avenças”), nos termos do n.º 3 do artigo 183.º do RRC
Todos os operadores de rede de distribuição em BT
A4 - Avarias
Taxa de avaria semestral dos equipamentos de medição do operador de rede
%
Por nível de tensão /tipo de fornecimento
Todos os operadores de rede
A5 - Medição a tensão diferente da tensão de fornecimento
Número de pontos de entrega com medição a tensão diferente da tensão de fornecimento
Por nível de tensão
Operador da RND e operadores de rede das regiões autónomas
A6 - Boletins de ensaios
Percentagem de instalações com medição a tensão diferente da tensão de fornecimento cujos boletins de ensaios foram entregues ao operador
%
Operador da RND e operadores de rede das regiões autónomas
A7 - Medição a tensão diferente da tensão de ligação
Número de instalações com medição a tensão diferente da tensão de ligação
Por tipo de instalação (produção ou armazenamento)
Operador da RND
A8 - Instalações de produção sem medição quarto-horária
Número de instalações de produção sem medição quarto-horária
Operador da RND e operadores de rede de distribuição em BT
Indicadores relativos a integração em rede inteligente
Indicador
Detalhe
Unidade
Desagregação
Operadores
B1 - Instalações em BT integradas em rede inteligente
Percentagem de instalações em BT integradas em rede inteligente
%
Por tipo de instalação (consumo, produção ou armazenamento), por tipo de fornecimento e, no caso das regiões autónomas, por ilha
Operadores de rede de distribuição em BT
B2 - Tecnologia de comunicações
Percentagem de instalações em BT integradas em rede inteligente, por tecnologia de comunicações (PLC, GPRS, etc.)
%
Por tipo de instalação (consumo, produção ou armazenamento) e por tipo de fornecimento
Operadores de rede de distribuição em BT
Indicadores relativos a leitura dos equipamentos de medição
Indicador
Detalhe
Unidade
Desagregação
Operadores
C1 - Taxa de sucesso da leitura remota de valores acumulados
Percentagem de leitura remota com sucesso de valores acumulados, em d+1, em d+3 e em d+30
%
Operadores de rede de distribuição em BT
C2 - Taxa de sucesso da leitura remota de valores desagregados
Percentagem de leitura remota com sucesso de valores desagregados (diagramas quarto-horários), em d+1, em d+3 e em d+30
%
Por nível de tensão e de fornecimento
Todos os operadores de rede
C3 - Instalações de produção sem leitura diária
Número de instalações de produção sem leitura diária
Operador da RND e operadores de rede de distribuição em BT
Indicadores relativos a anomalias
Indicador
Detalhe
Unidade
Desagregação
Operadores
D1 - Número de anomalias por instalação
Quociente entre o número de anomalias de medição e leitura e o número de instalações dos utilizadores de rede
Por nível de tensão/fornecimento e com a seguinte desagregação: medição, leitura, não tipificadas
Todos os operadores de rede
D2 - Percentagem de instalações em anomalia
Percentagem de instalações em anomalia, em d+1 e em d+30
%
Por tipo de instalação (consumo, produção ou armazenamento) e por nível de tensão/fornecimento
Todos os operadores de rede
Indicadores relativos a disponibilização de dados
Indicador
Detalhe
Unidade
Desagregação
Operadores
E1 - Disponibilização de diagramas de carga
Tempo médio de disponibilização de diagramas de carga ao utilizador da rede, medido em relação ao final do dia d
horas
Por nível de tensão/fornecimento
Todos os operadores de rede
E2 - Correções aos diagramas de carga
Percentagem de diagramas de carga objeto de correção posterior face ao total de diagramas de carga iniciais disponibilizados
%
Por nível de tensão/fornecimento
Todos os operadores de rede
E3 - Energia corrigida em diagramas de carga
Percentagem de energia corrigida nos diagramas de carga face ao total de energia dos diagramas de carga iniciais disponibilizados
%
Por nível de tensão/fornecimento
Todos os operadores de rede
E4 - Número de utilizadores ativos
Número de utilizadores ativos na plataforma eletrónica de dados
Operador da RND e operadores de rede de distribuição em BT
E5 - Taxa de disponibilidade da plataforma
Percentagem de dias em que a plataforma eletrónica de dados esteve disponível
%
Operador da RND e operadores de rede de distribuição em BT
319402776