Resolución de 27 de octubre de 2010, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban los procedimientos de operación del sistema P.O. 3.10, P.O. 14.5, P.O. 3.1, P.O. 3.2, P.O. 9 y P.O. 14.4 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica

1.2 Proceso de resolución de restricciones técnicas del Mercado Intradiario.–Los redespachos aplicados para la retirada de ofertas de venta o de adquisición de energía de la casación del mercado intradiario, para la resolución de las restricciones técnicas identificadas en el programa resultante de dicha casación (redespacho RTOMI) o para el reequilibrio posterior de los programas generación-demanda (redespacho ECOMI), incorporarán el correspondiente precio marginal horario de dicha sesión del mercado intradiario.

1.3 Proceso de resolución de restricciones técnicas en tiempo real.–Los redespachos de energía aplicados para la resolución de restricciones técnicas identificadas en tiempo real incorporarán el precio de las ofertas utilizadas a estos efectos: Ofertas de regulación terciaria complementadas con las ofertas presentadas para el proceso de resolución de restricciones técnicas.

1.3.1 Redespachos aplicados mediante la utilización de la oferta de regulación terciaria.

1.3.1.1 Unidades de venta que incrementan su programa de energía para la resolución de restricciones técnicas en tiempo real y unidades de adquisición que reducen su programa de energía con igual fin.

Los redespachos de energía a subir de tipo UPOTRT programados en tiempo real para la resolución de restricciones técnicas, incorporarán el precio de la oferta de regulación terciaria a subir utilizada a estos efectos.

1.3.1.2 Unidades de venta que reducen su programa de energía para la resolución de restricciones técnicas en tiempo real.

Los redespachos de energía a bajar de tipo UPLTRT programados en tiempo real para la resolución de restricciones técnicas, incorporarán el precio de la oferta de regulación terciaria a bajar utilizada a estos efectos.

1.3.1.3 Unidades de adquisición de consumo de bombeo que incrementan su programa de energía para la resolución de restricciones técnicas en tiempo real.

El incremento del programa de consumo de bombeo de una unidad de adquisición para la resolución de restricciones técnicas en tiempo real llevará asociado un redespacho de energía a bajar de tipo UPLTRT. Este redespacho tendrá una energía igual a la magnitud del incremento de programa, incorporando un precio igual a la suma del precio de la oferta de regulación terciaria a bajar utilizada a estos efectos, y del resultante de aplicar un coeficiente KBO, de valor 0,70, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

1.3.2 Redespachos aplicados mediante la utilización de la oferta presentada para el proceso de resolución de restricciones técnicas.

1.3.2.1 Unidades de venta que incrementan su programa de energía para la resolución de restricciones técnicas en tiempo real y unidades de adquisición que reducen su programa de energía con igual fin.

Los redespachos de energía a subir de tipo UPOTROR programados en tiempo real para la resolución de restricciones técnicas, llevarán asociado el precio de la oferta de energía a subir presentada para dicha unidad al proceso de resolución de restricciones técnicas y utilizada a estos efectos.

1.3.2.2 Unidades de venta que reducen su programa de energía para la resolución de restricciones técnicas en tiempo real.

Los redespachos de energía a bajar de tipo UPLTROR programados en tiempo real para la resolución de restricciones técnicas, llevarán asociado el precio de la oferta de energía a bajar presentada para dicha unidad al proceso de resolución de restricciones técnicas y utilizada a estos efectos.

1.3.2.3 Unidades de adquisición de consumo de bombeo que incrementan su programa de energía para la resolución de restricciones técnicas en tiempo real.

El incremento del programa de consumo de bombeo de una unidad de adquisición para la resolución de restricciones técnicas en tiempo real llevará asociado un redespacho de energía a bajar de tipo UPLTROR. Este redespacho tendrá una energía igual a la magnitud del incremento de programa, incorporando un precio igual a la suma del precio de la oferta de energía a bajar presentada para dicha unidad al proceso de resolución de restricciones técnicas y utilizada a estos efectos, y del resultante de aplicar un coeficiente KBO, de valor 0,70, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

1.3.3 Redespachos aplicados en tiempo real no cubiertos con ofertas de regulación terciaria ni con ofertas presentadas para el proceso de resolución de restricciones técnicas.–En los casos en los que el OS tenga que programar redespachos de energía a subir ó a bajar para la resolución de restricciones técnicas identificadas en tiempo real, sin que existan ofertas de regulación terciaria, ni ofertas presentadas para el proceso de resolución de restricciones técnicas, o bien, existiendo éstas, resulten insuficientes para cubrir totalmente los redespachos aplicados por seguridad en tiempo real, los redespachos que, en su caso, pueda aplicar el OS por MER, llevarán asociados los siguientes precios:

Redespacho de energía a subir (tipo UPOMER): Precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de mayoración KMAY, de valor igual a 1,15, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

Redespachos de energía a bajar (tipo UPLMER): Precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoración KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

En el caso de unidades de adquisición de consumo de bombeo, el incremento de su programa para la resolución de restricciones técnicas en tiempo real llevará asociados dos redespachos de energía a bajar de tipo UPLMER. Estos redespachos tendrán cada uno una energía igual a la magnitud del incremento de programa, incorporando uno de ellos un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente de minoración KMIN, de valor igual a 0,85, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario, y el otro un precio igual al resultante de aplicar un coeficiente KBO, de valor 0,70, sobre el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

2. Ejecución efectiva de los redespachos programados conforme a medidas.–El OS determinará con arreglo a las medidas, en aquellos casos en que sea aplicable, las modificaciones que sean precisas para los precios incorporados en los redespachos programados, teniendo en cuenta así los arranques y el tipo específico de arranque (en frío o en caliente) programados, y el hecho de que se hayan producido éstos de forma efectiva de acuerdo con las medidas recibidas, así como la energía real medida para la unidad y la energía para ella programada por criterios de seguridad (Fase 1).

En el caso de que la energía medida en una hora para una unidad de venta sea inferior a la programada por seguridad, la energía incumplida será valorada al precio resultante de la diferencia entre el precio medio ponderado de toda la energía programada a subir para la resolución de las restricciones técnicas y el correspondiente precio marginal horario del mercado diario.

P.O.9. Información intercambiada por el operador del sistema

1. Objeto.–El objeto de este Procedimiento es definir la información que debe intercambiar el Operador del Sistema (OS) con el objeto de realizar las funciones que tiene encomendadas, así como la forma y los plazos en los que debe comunicarla o publicarla.

Dicha información incluye, entre otras, la correspondiente a los datos estructurales de las instalaciones del sistema eléctrico, la relativa a la situación en tiempo real de las mismas (estado, medidas, etc.), la información intercambiada para la adecuada operación del sistema, la información necesaria para la elaboración de las estadísticas relativas a la operación del sistema, la requerida para el análisis de las incidencias del sistema eléctrico, así como la que se refiere a los datos para las liquidaciones de las transacciones efectuadas en el mercado de producción de energía eléctrica.

Se establece en este Procedimiento, con el detalle que procede en cada caso, la forma en que se realizará el intercambio de la información entre el OS y los distintos sujetos del sistema eléctrico español, el modo de acceso a la información, la forma de estructurarla y organizarla (bases de datos), su carácter (público o confidencial) y su tratamiento posterior (análisis, estadísticas e informes).

2. Ámbito de aplicación.–Dentro del ámbito del Sistema Eléctrico Peninsular:

Operador del Sistema (OS).

Operador del Mercado (OM).

Gestores de las redes de distribución.

Transportistas.

Sujetos del Mercado y resto de sujetos del sistema definidos en la regulación del sector eléctrico.

3. Procesos de gestión de información en los que interviene el operador del sistema.–Los procesos de intercambio de información en los que interviene el OS se pueden agrupar de la siguiente forma:

En lo que se refiere a los epígrafes b, c, d e y f, los sujetos del Sistema serán responsables de depositar en los sistemas de información del OS la información recogida en el presente Procedimiento, así como de proveer los mecanismos de comunicación necesarios y hacerse cargo de sus costes.

Los sujetos garantizarán que:

4. Datos estructurales del sistema eléctrico.–Son los datos de las instalaciones de la red de transporte y la red observable, así como de los grupos generadores, consumidores y elementos de control, que el OS precisa para ejercer sus funciones facilitando los análisis de seguridad y los estudios de funcionamiento del sistema eléctrico.

4.1 Responsabilidades.–El OS es responsable de recopilar, mantener y actualizar los datos estructurales del sistema eléctrico. La información se estructura y organiza en la Base de Datos Estructurales del Sistema Eléctrico (BDE).

Los sujetos titulares o representantes de unidades de programación para la venta de energía en el mercado de producción, los consumidores conectados a la red de transporte, los transportistas, los distribuidores, los gestores de las redes de distribución, vendrán obligados a suministrar al OS la información necesaria de los elementos de su propiedad o a los que representen para mantener el contenido de la BDE actualizado y fiable.

4.2 Contenido y estructura de la Base de Datos.–La BDE incluirá los registros de todos los elementos dados de alta en el sistema eléctrico gestionado por el Operador del Sistema. Igualmente incluirá los registros de elementos en proyecto y construcción y de elementos planificados, con los valores disponibles, si bien éstos se considerarán provisionales hasta su puesta en servicio. Estos últimos registros se darán de alta para facilitar la realización de los estudios de planificación de la red de transporte y los diferentes análisis de previsiones del sistema eléctrico.

El contenido de la BDE responderá a la siguiente estructura:

Sistema de Producción:

Embalses.

Centrales y grupos hidráulicos de régimen ordinario.

Unidades térmicas de régimen ordinario.

Unidades de régimen especial.

Red de Transporte:

Subestaciones.

Parques.

Líneas y cables.

Transformadores.

Elementos de control de potencia activa o reactiva.

Instalaciones de Consumo conectadas a la Red de Transporte.

Red Observable:

Subestaciones.

Parques.

Líneas y cables.

Transformadores.

Elementos de control de potencia reactiva.

En el Anexo 1 se incluye una relación detallada de los diferentes campos en los que se estructura la BDE.

4.3 Proceso de carga.–El OS definirá el soporte informático empleado y habilitará las plantillas de las fichas de entrada de datos con los formatos necesarios.

El OS cumplimentará los campos contenidos en las citadas fichas con toda la información de que disponga acerca de cada elemento y las pondrá a disposición del sujeto propietario o representante del elemento al que se refiere la información.

Los sujetos efectuarán una comprobación de la información de las fichas relativas a sus instalaciones y las modificarán, en su caso, con la mejor información disponible, cumplimentando los campos que aparezcan vacíos.

Una vez cumplimentadas y validadas las fichas por parte de cada sujeto, éste comunicará al OS el resultado de su revisión.

4.4 Actualización de la información.–La actualización de la información contenida en la BDE puede ser propiciada por cualquiera de las tres circunstancias siguientes:

Por haberse producido modificaciones de diseño en algún elemento.

Por alta o baja de algún elemento.

Por haberse detectado un valor erróneo en algún campo.

Cuando se produzca alguna de las tres circunstancias anteriores, el sujeto propietario del elemento correspondiente o el sujeto que actúe en su representación deberá comunicar al OS las modificaciones necesarias a incorporar.

El OS pondrá periódicamente a disposición de cada sujeto los datos de los elementos de su propiedad o de aquellos a quienes represente recogidos en la base de datos con objeto de que los sujetos puedan comprobar su adecuada correspondencia con los datos reales de las instalaciones y, en su caso, comunicar al OS las modificaciones necesarias a introducir.

4.5 Confidencialidad de la información.–La información contenida en la BDE tendrá carácter confidencial para todos los sujetos excepto para:

La CNE, que podrá disponer de toda la información.

La Administración competente en materia de energía, que podrá disponer de toda la información.

Los gestores de las redes de distribución, que podrán disponer de los datos de las instalaciones ubicadas en la red de distribución bajo su ámbito de gestión.

Aquellos terceros a los que el OS tenga necesidad de ceder información para el ejercicio de sus funciones y obligaciones, minimizando, en todo caso, el volumen de información transmitida.

Todos los Sujetos que podrán disponer de los datos relativos a las instalaciones en servicio de la red de transporte.

5. Sistemas de información del operador del sistema.–Los datos que, en el cumplimiento de sus funciones, el OS debe manejar para realizar los procesos que tiene encomendados, a partir de la comunicación de los contratos bilaterales establecidos con anterioridad al mercado diario, la casación de las ofertas presentadas al mercado en el horizonte diario e intradiario, contratos bilaterales con entrega física comunicados al OS con posterioridad al mercado diario y programas en las interconexiones internacionales, incluyendo, los procesos asociados a la asignación de capacidad en dichas interconexiones, hasta el establecimiento de cada una de las programaciones horarias y la asignación de los servicios de ajuste del sistema, serán gestionados por los Sistemas de Información del Operador del Sistema (SIOS).

El Sistema de Información e·sios realizará los procesos, de subasta, cálculo, registro y archivo de datos intermedios y resultados de los procesos antes indicados.

El Sistema de Información e·sica llevará a cabo las subastas explicitas para la asignación de capacidad en aquellas interconexiones internacionales en las cuales este proceso sea de aplicación.

El Sistema de Información SIOSbi realizará el archivo, gestión y publicación de la información histórica asociada a los procesos anteriores.

La información gestionada y almacenada por los Sistemas de Información del Operador del Sistema será asimismo utilizada con posterioridad en los procesos liquidatorios que son responsabilidad del OS.

El SIOS constituye el único medio del OS para la realización de los intercambios de la información con los sujetos del mercado de producción de energía eléctrica (SM), el OM y otros sujetos del sistema eléctrico.

En la ejecución de los procesos e intercambios de información indicados en el párrafo anterior,el SIOS deberá garantizar:

Con objeto de garantizar la máxima disponibilidad, los Sistemas de Información del SIOS son sistemas redundantes. Además el e·sios dispone de sistema de respaldo en una localización diferente del sistema principal. El OS informará a los usuarios de los modos de acceso a ambos sistemas.

Con una periodicidad a establecer por el OS, los procesos realizados por el e·sios se ejecutarán en el centro de respaldo, siendo responsabilidad de sujetos del mercado de producción de energía eléctrica (SM), el OM y otros sujetos del sistema eléctrico el disponer de los medios de comunicación con este centro de respaldo utilizando los modos de acceso definidos por el Operador del Sistema.

5.1 Bases de datos de los sistemas de información del operador del sistema.–El OS mantendrá en sus bases de datos toda la información necesaria para la correcta gestión de la programación de la operación, los servicios de ajuste del sistema y la gestión de los intercambios internacionales que están bajo su responsabilidad.

Las bases de datos del SIOS cumplirán los siguientes requisitos:

5.2 Accesos al SIOS.–El acceso al SIOS por parte de los sujetos del mercado, del OM, de otros sujetos del sistema eléctrico o del público en general, se hará en función del carácter de la información a la que se tiene acceso, ya sea pública o confidencial de acuerdo con los criterios que se recogen en el apartado 5.3.

5.3 Medios de intercambio de información.–La comunicación entre el OS, el OM y los Sujetos del Mercado y otros sujetos o entidades participantes en el mercado de producción, así como la divulgación de la información pública de libre acceso se hará por medios electrónicos de intercambio de información, utilizando en cada momento las tecnologías que, en conformidad con los requisitos indicados en el apartado 5, sean más adecuadas.

La adopción de nuevos medios electrónicos de intercambio de información, así como la suspensión de la utilización de alguno de los existentes, se comunicará a los usuarios con la suficiente antelación de forma que éstos puedan realizar las oportunas modificaciones en sus sistemas de información.

El OS publicará los medios electrónicos de intercambio de información disponibles y sus características, aquéllos nuevos que vayan a ser implementados y los que vayan a ser suspendidos, así como los plazos previstos para ello.

5.4 Comunicaciones.–Para la realización de los intercambios de información, el OS dispondrá de diversos medios alternativos de uso común para acceder tanto al sistema principal como al de respaldo y comunicará a los usuarios los detalles técnicos necesarios para el acceso y los procedimientos de actuación en caso de conmutación entre los dos sistemas.

La instalación, mantenimiento y configuración de los canales de comunicación para acceder al SIOS será responsabilidad y correrá a cargo de los usuarios, salvo acuerdo bilateral expreso contrario. El OS indicará en cada caso las normas y procedimientos aplicables a los equipos a instalar en sus instalaciones.

5.5 Servicios de acceso.–Según el tipo de información, existirán dos servicios de acceso: privado y público.

El servicio privado estará reservado únicamente a los sujetos del mercado, el OM y otros sujetos del sistema eléctrico.

Las direcciones electrónicas de los servicios de acceso privado y público serán facilitadas por el Operador del Sistema.

Los servicios de acceso, tanto privados como públicos utilizarán las tecnologías más adecuadas en cada caso.

Para la utilización del servicio de acceso privado será necesaria una autorización personal otorgada por el OS de acuerdo a la normativa en vigor. Para la utilización del servicio de acceso público no será necesaria ningún tipo de autorización.

5.5.1 Seguridad del servicio de acceso privado.–En la actualidad, el sistema de seguridad del servicio de acceso privado se basa en la utilización de los siguientes elementos:

Los certificados digitales serán emitidos por el OS actuando como Autoridad Certificadora. Los usuarios reconocen al OS como Autoridad Certificadora de confianza por el mero hecho de la utilización del certificado digital o tarjeta inteligente.

Los certificados digitales se emitirán con fecha de caducidad. Será responsabilidad del usuario del certificado controlar dicha fecha de caducidad y solicitar en su caso, la renovación del certificado con una antelación no inferior a 5 días laborables respecto a la fecha de caducidad.

Asimismo, será responsabilidad del SM ó entidad de mercado solicitar la anulación del los certificados cuando lo consideren conveniente (por ejemplo, cese de actividad de usuarios responsables de los certificados).

5.6 Gestión de la información.–El OS podrá establecer con el exterior intercambios de información en ambos sentidos:

Información comunicada por el OS.

Información comunicada al OS.

La información intercambiada por el OS podrá tener distinto carácter:

Público.

Confidencial en los términos que se establecen en el apartado 5.3.4.

5.7 Intercambios de información.–Todos los intercambios de información se realizarán mediante documentos electrónicos de contenido y formato determinados, que serán publicados por el OS en el SIOS o comunicados al SIOS por los SM, OM y otros sujetos o entidades participantes en el mercado de producción español, por los medios que se establezcan, en los horarios especificados en los correspondientes Procedimientos de Operación.

Los documentos electrónicos intercambiados con los Sujetos del Mercado y otros sujetos y entidades del mercado eléctrico, su contenido, formato y plazos de publicación o recepción por el OS se describen en un único documento denominado «Intercambio de Información con el Operador del Sistema», organizado en una serie de volúmenes:

Volumen 1. Mercados de Producción.

Volumen 2. Liquidaciones.

Volumen 3. Control de Tensión.

Estos volúmenes y sus modificaciones serán publicados, con la antelación suficiente antes de su entrada en vigor, en la web pública www.esios.ree.es del Sistema de Información del Operador del Sistema.

Los documentos electrónicos intercambiados con los participantes en los procesos de asignación de capacidad en las interconexiones mediante subastas explícitas serán publicados en el sistema e·sica: www.esica.eu.

Los documentos intercambiados con el Operador del Mercado su contenido, formato y plazos de publicación o recepción por el OS se describen en el documento denominado «Modelo de Ficheros para el Intercambio de Información entre el OS y el OM» que será publicado conjuntamente por el OS y el OM por los medios que cada operador establezca.

5.8 Criterios de publicidad de la información.–Los criterios de publicidad de la información gestionada por el OS sobre los procesos relacionados con el Mercado de Producción Eléctrica son los establecidos en el Real Decreto-Ley 6/2000, de 23 de junio, en el informe 1/2001 de la CNE sobre las propuestas de modificación de las Reglas de funcionamiento del mercado con objeto de adaptarlas al Real Decreto-Ley 6/2000, en las Reglas de Funcionamiento del Mercado aprobadas por Resolución de la Secretaría de Estado de Economía, de Energía y de la Pequeña y Mediana Empresa, de fecha 5 de abril de 2001, publicada en el B.O.E. con fecha 20 de abril de 2001 y en el Escrito de la Dirección General de Política Energética y Minas de fecha 19 de noviembre de 2004.

Estos criterios son los siguientes:

El OS hará público el resultado de los procesos de operación del sistema eléctrica, al ser éstos objeto de su responsabilidad.

El OS, en el ámbito de su competencia, hará públicos los datos agregados comprensivos de volúmenes y precios, así como los datos relativos a las capacidades comerciales, intercambios intracomunitarios e internacionales por interconexión y, en su caso, por sistema eléctrico, así como las curvas agregadas de oferta y demanda correspondientes.

Toda la información que el OS proporcione a un sujeto sobre otro, y que no venga motivada por la existencia de una reclamación, deberá ser proporcionada al público en general.

En todo caso, el OS garantizará el secreto de la información de carácter confidencial puesta a su disposición por los sujetos del mercado, tal y como se establece en los apartados 2f) y 2k) de los artículo 27 y 30, respectivamente, del RD 2019/1997.

5.9 Información pública.–Información que el OS hace pública sobre los procesos de operación del sistema eléctrico.

Esta información depende del periodo al que afecta la información y del momento en que se hace pública.

5.9.1 En tiempo real.–La información que el OS publicará tan pronto esté disponible es la siguiente:

La previsión de la demanda del sistema peninsular español con un horizonte de 30 horas.

La previsión de la producción eólica del sistema peninsular español con horizonte temporal comprendido entre la hora siguiente a dicha publicación y el período horario final del día siguiente.

La capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales actualizada en tiempo real.

Los programas brutos y agregados de intercambio internacional actualizados en tiempo real.

El resultado agregado de la solución de restricciones técnicas en tiempo real y la comunicación de otras anotaciones (indisponibilidades y desvíos) realizadas durante la operación en tiempo real.

El resultado agregado y precio marginal de los mercados de los servicios de ajuste del sistema de regulación terciaria y gestión de desvíos.

Los Programas Horarios Operativos (P48) desagregados que resultan tras la incorporación de todas las asignaciones efectuadas en firme en tiempo real.

5.9.2 Diariamente.–Con periodicidad diaria se publicará la siguiente información:

Las especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas explícitas diarias e intradiarias de capacidad de la interconexión con Francia, en la forma y plazos establecidos en el procedimiento de operación relativo a la resolución de congestiones en la interconexión Francia-España.

Con una antelación no inferior a una hora respecto a la hora de cierre del periodo de presentación de ofertas al mercado diario, la información sobre el día siguiente correspondiente a:

Capacidad de intercambio de las interconexiones internacionales.

Previsión de la demanda del sistema peninsular español.

La previsión de la producción eólica del sistema peninsular español.

Después el correspondiente mercado o proceso de gestión técnica:

Resultado agregado de la subasta de capacidad de intercambio entre contratos bilaterales físicos de aquellas interconexiones en la que no existe un mecanismo coordinado de asignación de capacidad.

Resultados agregados de la solución de restricciones por garantía de suministro y técnicas en el PDBF y tras cada una de las sesiones de mercado intradiario.

Resultado agregado y precio marginal de la asignación de reserva de potencia de regulación secundaria.

Resultado agregado de la asignación diaria de ofertas de recursos adicionales para el control de tensión de la red de transporte.

El día D+1 la información correspondiente al día D:

Resultado agregado y precio marginal de la energía de regulación secundaria.

5.9.3 A los tres días.–Una vez transcurridos tres días desde el día D de programación se publicará la información desglosada por tipo de tecnología, o en su caso, por tipo de sujeto.

La información que se publicará el día D+4 correspondiente al resultado de la programación horaria de los mercados de operación del día D, se desagregará por los siguientes tipos:

Nuclear.

Carbón.

Fuel-Gas.

Ciclo combinado.

Hidráulica convencional.

Turbinación de bombeo.

Consumo bombeo.

Importaciones y exportaciones de energía.

Régimen especial participante en el mercado de producción.

Producción de régimen especial participante en el mercado mediante la opción de retribución a tarifa regulada.

Adquisiciones de comercializadores de Último Recurso (CUR) correspondientes al suministro nacional de último recurso.

Adquisiciones de comercializadores destinadas al consumo nacional en el mercado libre.

Consumidores directos en mercado.

Servicios auxiliares de las unidades de producción.

Unidades de Programación Genéricas.

5.9.4 Semanalmente.–El OS publicará en su página web la potencia de generación eléctrica disponible en régimen ordinario agregada por tecnologías de generación (nuclear, carbón, hidráulica, fueloil, ciclos combinados).

Antes de las 18.00 h de cada jueves, la capacidad de intercambio con cada uno de los sistemas eléctricos vecinos interconectados para cada periodo de programación de las dos semanas eléctricas siguientes, con comienzo a las 00.00h del sábado inmediato siguiente.

5.9.5 Mensualmente.–Con periodicidad mensual se publicarán las previsiones de demanda referidas a meses completos, en los primeros quince días del mes anterior a aquél al que se refiere la previsión.

El OS publicará las especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas explícitas mensuales de capacidad de las interconexiones con Francia y Portugal, en la forma y plazos que establecen en los procedimientos de operación relativos a la resolución de congestiones en las interconexiones Francia-España y Portugal-España, respectivamente.

El OS publicará en su página web la potencia de generación eléctrica disponible en régimen ordinario agregada por tecnologías de generación (nuclear, carbón, hidráulica, fueloil, ciclos combinados).

Asimismo, mensualmente se publicarán las cuotas mensuales por sujeto obtenidas como resultado de los mercados o procesos de operación del sistema.

El primer día del mes M+2 se publicarán las cuotas por sujeto en el mes M sobre los siguientes mercados o procesos de operación del sistema:

Solución de restricciones por garantía de suministro y técnicas, respectivamente, en el Programa Base de Funcionamiento (PBF).

Solución de restricciones técnicas en el mercado intradiario.

Solución de restricciones técnicas en tiempo real.

Gestión de los desvíos entre generación y consumo.

Reserva de potencia de regulación secundaria.

Energía utilizada para regulación secundaria.

Energía de regulación terciaria.

Recursos adicionales asignados de potencia reactiva.

Energía reactiva.

5.9.6 Trimestralmente.–El OS publicará en su página web la potencia de generación eléctrica disponible en régimen ordinario agregada por tecnologías de generación (nuclear, carbón, hidráulica, fueloil, ciclos combinados).

Las especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas explícitas trimestrales de capacidad de la interconexión con Portugal, en la forma y plazo que establece el procedimiento de operación relativo a la resolución de congestiones en la interconexión Portugal-España.

5.9.7 A los tres meses.–Una vez transcurridos tres meses desde el día a que se refiera se publicará la información confidencial recogida en el apartado 5.3.4 que es comunicada a cada sujeto del mercado (SM), que incluyen las ofertas presentadas por los SM a los servicios de ajuste del sistema.

5.9.8 Anualmente.–Se publicará la siguiente información:

Antes del 30 de noviembre de cada año, los niveles de capacidad previstos para el año siguiente para cada una de las interconexiones y sentidos de flujo.

Las especificaciones y resultados agregados de las subastas coordinadas explícitas anuales de capacidad de las interconexiones con Francia y Portugal, en la forma y plazos que se establecen en los procedimientos de operación relativos a la resolución de congestiones en las interconexiones Francia-España y Portugal-España, respectivamente.

La potencia de generación eléctrica disponible en régimen ordinario agregada por tecnologías de generación (nuclear, carbón, hidráulica, fueloil, ciclos combinados).

5.10 Información confidencial.–La información confidencial es aquélla que se comunica a los sujetos del sistema de forma individual sin que pueda tener acceso a ella el resto de sujetos, hasta una vez transcurridos tres meses desde el momento de su comunicación de forma confidencial, de acuerdo con establecido en el apartado anterior.

Esta información se refiere a los procesos de programación de la operación del sistema, a los servicios de ajuste del sistema y a la información relativa a los programas de intercambio internacional, procesos todos ellos establecidos en los Procedimientos de Operación:

Programas de intercambios internacionales.

Solución de restricciones por garantía de suministro (redespachos).

Solución de restricciones técnicas (limitaciones y redespachos).

Gestión de los desvíos entre generación y consumo.

Servicio complementario de regulación secundaria.

Servicio complementario de regulación terciaria.

Servicio complementario de control de tensión de la red de transporte.

Otras anotaciones realizadas durante la operación en tiempo real (indisponibilidades, desvíos comunicados, etc.).

Los criterios de comunicación que deben ser adoptados en función de los sujetos o que participen en los mercados de operación son los que se muestran a continuación.

5.10.1 Al Operador del Mercado (OM).–Se le comunicará toda la información necesaria para la adecuada gestión del mercado diario e intradiario y aquella otra adicional en cumplimiento de lo establecido en la normativa legal vigente.

5.10.2 A los sujetos del mercado.–Se les comunicará la información detallada correspondiente a las unidades de su propiedad, o a las que representen.

A los propietarios de unidades de producción compartidas que no sean sin embargo los responsables del envío de ofertas sobre los mercados de operación se les comunicará la información del resultado de los mercados de operación pero no se les comunicará la información de las correspondientes ofertas asociadas a estos mercados.

A los propietarios de unidades afectas a contratos bilaterales físicos internacionales que no sean sin embargo los responsables de la comunicación de ofertas para las subastas de capacidad de intercambio de aquellas interconexiones en las que no existe aún un mecanismo coordinado de asignación de capacidad se les comunicará únicamente la información del resultado del proceso de solución de restricciones técnicas en dichas interconexiones.

A los participantes de las subastas explícitas de capacidad de intercambio se comunicará la información detallada correspondiente al resultado de sus pujas.

Semanalmente, a los propietarios o representantes de unidades de programación asociadas a centrales que utilizan carbón autóctono como combustible incluidas en el Anexo II del Real Decreto 134/2010, de 12 de febrero, y en la normativa de aplicación que lo actualice, antes de las 14:00 horas de cada jueves, el OS comunicará la información correspondiente al plan de funcionamiento para la semana eléctrica inmediata siguiente (comprendida entre las 0.00 horas de cada sábado y las 24:00 horas del viernes inmediato siguiente), de acuerdo el procedimiento de operación por el que se establece la resolución de restricciones por garantía de suministro. Diariamente, y en los mismos plazos establecidos para la comunicación de información previa al mercado diario, el OS pondrá a disposición de cada SM, las posibles actualizaciones de su plan de funcionamiento semanal que sea necesario considerar función de la evolución de las previsiones de la demanda, de la previsión de producción de origen renovable y/o de las indisponibilidades sobrevenidas que afecten a unidades de producción y/o a elementos de red.

El OS diariamente pondrá a disposición de cada una de las centrales que participan en el proceso de resolución de restricciones por garantía de suministro, el volumen máximo de producción que puede ser programado como la diferencia entre el volumen máximo de producción fijado para cada central anualmente por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía y la energía efectivamente producida en cada una de las centrales desde el primer día del correspondiente año.

El OS pondrá a disposición de los sujetos del mercado titulares de unidades de producción conectadas a la red de transporte la situación prevista de la red de transporte, que incluirá las indisponibilidades programadas y fortuitas.

Asimismo, el OS pondrá a disposición de los sujetos del mercado los casos PSS/E (software para el análisis de sistemas eléctricos de potencia) utilizados para los análisis de restricciones técnicas del Programa Base de Funcionamiento (PBF) antes de transcurridos tres días hábiles desde la fecha del día de programación.

5.10.3 A otros sujetos o entidades participantes en el proceso de programación de la operación.

5.10.3.1 Entidad agregadora de la Subasta de Emisiones Primarias de Energía (EASEP).–El OS comunicará a la EASEP la información actualizada correspondiente a Sujetos del Mercado en el mercado de producción y Unidades de Programación Genéricas necesarias para la participación en la Subasta de Emisiones Primarias, cuando el ejercicio de las opciones de compra sea por entrega física.

Mensualmente, la EASEP comunicará al OS la relación de los SM tenedores de opciones de compra de emisiones primarias, derivadas de la adjudicación en dichas subastas y de las posibles transferencias bilaterales de dichas opciones y el valor de potencia máxima asociado a cada pareja SM comprador-SM vendedor, cuando el ejercicio de las opciones sea por entrega física.

Diariamente, el OS recibirá de la EASEP la nominación de los contratos bilaterales CBEP asociados al ejercicio de las opciones de compra de energía tras las subastas de energía primaria, cuando el ejercicio de las opciones sea por entrega física.

5.10.3.2 A los gestores de las redes de distribución.–Se les comunicará la información de las instalaciones de generación de potencia neta registrada superior a 50 MW y de las instalaciones de red correspondientes a la red bajo su gestión y a la red observable por ellos mismos. La información de generación se desagregará por unidad e incluirá las indisponibilidades de grupos. La información sobre la situación de la red incluirá las indisponibilidades tanto programadas como fortuitas.

Se les facilitará también la información correspondiente a las unidades de programación que integren en el mercado de producción la generación de instalaciones de producción de potencia neta registrada inferior o igual a 50 MW, así como las indisponibilidades asociadas, en caso de que corresponda.

El OS, en caso de considerar necesaria la inclusión de información que no corresponda a la propia zona del gestor de una red de distribución, presentará a la Comisión Nacional de Energía para su aprobación su propuesta de red observable para este gestor, incluyendo la exposición de motivos por los cuales se considera necesaria la inclusión de esta información adicional.

El OS, con carácter mensual, facilitará a los gestores de la red de distribución a los que no les era de aplicación la disposición transitoria undécima de la ley 54/97, la información relativa a la adscripción a centros de control de las instalaciones inscritas en dichos centros.

5.11 Intercambio de datos de medidas.–Información que se intercambia entre el Concentrador Principal de Medidas Eléctricas y el SIOS del OS.

5.12 Gestión de Información Estructural.–Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS es necesario conocer y mantener información relativa a los Sujetos del Mercado (SM), Unidades de Programación (UP), Unidades de Oferta (UO) y Físicas (UF), Contratos Bilaterales, así como una serie de datos adicionales y parámetros técnicos necesarios para la programación de la operación del sistema. Toda esta información se recoge bajo el nombre de Datos Estructurales.

Los datos tratados se agruparán de la siguiente manera:

Información sobre Sujetos del Mercado: datos de los sujetos existentes en el mercado y en su caso, de sujetos que actúan en representación de otros.

Información sobre Unidades de Programación y su relación con las Unidades de oferta utilizadas en los mercados diario e intradiarios (incluidas las Unidades de Programación Genéricas).

Información sobre unidades de programación y su desagregación en unidades físicas y unidades físicas equivalentes.

Información de carácter diverso: tipos de mercado, tipos de unidad, tarjetas de seguridad.

Diversos tipos de parámetros, que afectan al sistema.

Información sobre las distintas sesiones que componen y definen los diferentes Mercados gestionados por el Operador del Sistema.

5.13 Visualización de la información estructural.–Mediante la página Web de Sujetos de Mercado del e·sios: https://sujetos.esios.ree.es, los SM podrán acceder a la información estructural confidencial correspondiente a:

Unidades de Programación (incluidas Unidades de Programación Genéricas) de su propiedad o a las que representen en el mercado de producción.

Unidades físicas de su propiedad o a las que representen en el mercado de producción.

Contratos bilaterales en los que participen Unidades de Programación de su propiedad o a las que representen en el mercado de producción.

Unidades de Prestación del Servicio de Control de Tensión.

Asimismo, mediante la página Web pública del e·sios: http://www.esios.ree.es, los SM tendrán acceso a la información estructural no confidencial de otros SM, correspondiente a Unidades de Programación, Unidades físicas, Zonas de Regulación y Sujetos del Mercado del sistema eléctrico español.

5.14 Solicitud de modificación de información estructural.–La modificación de la información estructural será solicitada mediante el envío al OS del correspondiente formulario disponible en la página Web de SM debidamente cumplimentado por el SM y acompañado del soporte documental justificativo del cambio.

Una vez revisada la modificación solicitada por el SM, el OS comunicará al SM la fecha para la cual se realizará el cambio solicitado, o bien, en su caso, el motivo de la no realización del mismo.

6. Concentrador Principal de Medidas Eléctricas.–El Concentrador Principal de Medidas Eléctricas es el sistema con el que el OS gestiona la información de medidas del sistema eléctrico español de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.1 Contenido de la base de datos del Concentrador Principal de Medidas Eléctricas.–La base de datos del Concentrador Principal recoge los datos necesarios para la gestión del sistema de medidas y será al menos la siguiente:

Puntos de Medida.

Puntos frontera.

Relaciones de puntos de medida con los puntos frontera.

Contadores.

Registradores.

Transformadores de medida.

Medidas horarias en los puntos de medida.

Datos horarios de las medidas calculadas en los puntos frontera.

Datos horarios de las medidas calculadas en las Unidades de Programación.

Puntos de clientes tipos 1 y 2 (CUPS).

Agregaciones de puntos de medida de clientes y régimen especial tipos 3, 4 y 5.

Medidas horarias en CUPS de clientes tipos 1 y 2.

Datos horarios de las medidas agregadas de clientes y régimen especial.

Datos horarios de las medidas calculadas en las Unidades de Programación.

Pérdidas de la red de transporte.

Acumulados entre actividades.

Perfiles de consumo.

6.2 Acceso a la información del Concentrador Principal de Medidas.–El OS gestiona el acceso a la información de medidas residente en el Concentrador Principal de acuerdo a lo indicado a continuación.

6.3 Información de libre acceso.–El OS publica diversos informes de carácter general elaborados a partir de los datos de energía e inventarios disponibles en el Concentrador Principal.

Dicha información está disponible en la dirección de Internet del OS (http://www.ree.es).

6.4 Información para los participantes del sistema de medidas.–La información contenida en el Concentrador Principal de Medidas Eléctricas es de carácter restringido, de forma que únicamente cada participante del sistema de medidas podrá acceder a los datos de los puntos frontera y/o agregaciones de los que es partícipe.

El OS ha desarrollado un sistema de acceso seguro, mediante el cual cada participante del sistema de medidas podrá consultar al menos la siguiente información residente en el Concentrador Principal de Medidas Eléctricas:

Medidas horarias de los puntos de medida de los que el OS es encargado de la lectura.

Medidas horarias de los puntos frontera de los que el OS es la encargada de la lectura.

Configuración de cálculo de los puntos frontera de los que el OS es encargado de la lectura.

Inventario de los puntos de medida de los que el OS es encargado de la lectura.

Medidas horarias en CUPS tipos 1 y 2.

Medidas horarias de agregaciones tipos 3, 4 y 5.

En la dirección de Internet del OS se indican los requisitos y procedimiento a seguir para la utilización de dicho acceso seguro al Concentrador Principal de Medidas Eléctricas.

Adicional e independientemente del acceso seguro descrito anteriormente, el OS publicará e intercambiará información de medidas con los concentradores secundarios de acuerdo al protocolo definido en el Procedimiento de Operación P.O.–10.4 y usuarios del Concentrador Principal. El contenido y formato de los distintos datos de medidas intercambiados por los participantes del sistema de medidas serán los recogidos en última versión del documento ‘Ficheros para el Intercambio de Información de Medidas’. La redacción de este documento es responsabilidad del OS y estará disponible en su página web.

6.5 Gestión de la información.–El Concentrador Principal recibe y gestiona la información intercambiada entre los puntos frontera del sistema eléctrico español de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.6 Alta de puntos frontera, agregaciones y resto de datos estructurales.–El alta, baja y/o modificación de fronteras y agregaciones junto con el resto de datos estructurales se realizará de acuerdo a la legislación vigente atendiendo los documentos de desarrollo «Ficheros para el intercambio de Información de Medidas» e «Información para titulares de instalaciones de régimen especial» publicados en la página web del Operador del Sistema.

6.7 Recepción de medidas del Concentrador Principal.–El envío de datos de medidas al concentrador principal se realizará de acuerdo a los medios, protocolos y plazos establecidos en la legislación vigente.

6.8 Otras consideraciones sobre la información de medidas.–La información sobre medidas eléctricas estará disponible en el Concentrador Principal durante un periodo mínimo de seis años naturales, contados a partir del año siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a información de más de dos años de antigüedad podrá requerir un procedimiento especial.

7. SCO (SISTEMA de control de la OPERACIÓN EN TIEMPO REAL).–El OS deberá recibir en su Sistema de Control de la Operación en tiempo real, y de forma automática, toda la información de las instalaciones de transporte y producción, incluida la generación en régimen especial y la red observable –según se define ésta última en el procedimiento de operación P.O. 8.1 por el que se definen las redes operadas y observadas por el OS– que le sea precisa para operar en el sistema eléctrico. Para ello, el OS dispondrá de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Control de la Operación (BDCO).

7.1 Centro de control de instalaciones de producción.–La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción de potencia neta igual o superior a 10 MW (o de forma agregada de aquellas instalaciones de potencia inferior a ésta y que formen parte de un conjunto cuya conexión se realice a un mismo nudo de la red de tensión igual o superior a 10 kV y sumen más de 10 MW) deberá ser captada por medios propios y facilitada al OS través de conexión entre sus centros de control.

Aquellas unidades de producción de potencia mayor de 1 MW que no cumplan las condiciones establecidas en el párrafo anterior, no tienen obligación de integrarse en un centro de control, pero deberán enviar la telemedida de su producción neta en tiempo real al OS a través del centro de control del distribuidor de la zona.

En el caso de que la instalación de producción esté integrada en una zona de regulación, su centro de control será el despacho de generación del propietario de dicha zona de regulación.

7.2 Contenido y estructura de la Base de Datos del SCO (BDCO).–En la Base de Datos del SCO se recibirá la información que a continuación se indica y con las especificaciones técnicas que asimismo se reflejan.

7.3 Requerimientos Técnicos.–La información a intercambiar con el OS se realizará de acuerdo a un protocolo de comunicación estándar a determinar por el OS. La periodicidad de la información a intercambiar para los datos de regulación secundaria será igual o inferior al ciclo del regulador maestro. El resto de la información será intercambiado con una periodicidad a determinar por el OS con cada sujeto del mercado, que en ningún caso superará los 12 segundos.

El OS mantendrá la confidencialidad de la información recibida. No obstante, podrá enviar a los sujetos del mercado aquella información que soliciten, siempre y cuando éstos justifiquen que dicha información es imprescindible para garantizar el desarrollo de sus funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensión, planes de salvaguarda, emergencia y reposición del servicio) y se cuente con la autorización del titular de la información generada.

7.4 Información necesaria.–Se requerirá información de las instalaciones que se enumeran a continuación:

Red de Transporte.

Red Observable.

Nivel de llenado de los embalses en las centrales de bombeo.

7.4.1 Definición y criterios generales de captación normalizada de señales y medidas.–En este procedimiento, se entiende por posición el conjunto de los elementos asociados a línea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operación.

El estado (abierto/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dará mediante 2 bits. El resto de las señales se dará con uno solo.

Dada su singularidad, se han considerado de forma separada los Compensadores Síncronos y Condensadores.

En cuanto a la forma de captación de las señales se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Señalizaciones.–Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomalías o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aquí los estados topológicos de la red (estados abierto/cerrado de interruptores y seccionadores).

2. Medidas.–Incluye las medidas analógicas o digitales para magnitudes numéricas discretas de la instalación (p.e. indicación de tomas de transformadores).

La información detallada de señales a captar se recoge en el Anexo 2.

8. Otras informaciones que los sujetos deben enviar al Operador del Sistema.–El OS será responsable de recopilar toda aquella otra información relativa a la operación del sistema descrita en este apartado.

Es responsabilidad de los productores, transportistas y gestores de las redes de distribución facilitar al OS la información que éste le requiera y que se derive de la operación de las instalaciones de su propiedad o bajo el ámbito de su gestión.

Asimismo, los gestores de las redes de distribución recabarán de los generadores en régimen especial de su ámbito, la información necesaria para la Operación y la enviarán al OS con la periodicidad que éste precise.

En caso de no poder disponer de algunos de estos datos, harán llegar al OS su mejor estimación de los mismos.

Los datos que se indican a continuación serán enviados al OS con dos niveles distintos de agregación temporal (diaria y mensual), necesarios para mantener las series estadísticas relativas a los balances energéticos y el funcionamiento del sistema, así como para realizar la previsión de cobertura y análisis de seguridad.

8.1 Datos diarios.–Los sujetos del sistema facilitarán al OS todos los datos necesarios para la elaboración de las estadísticas oficiales, utilizando para ello los cauces de intercambio de información establecidos. Todos los valores de las magnitudes enumeradas a continuación se darán con la mayor desagregación posible en unidades físicas. El plazo máximo para el envío de estos datos será el de los cuatro días laborables siguientes:

Previsiones de producción diaria con desglose horario y por tecnologías de todas las instalaciones de régimen especial a tarifa que opten por ceder la electricidad a la empresa distribuidora y estén conectadas a la red de transporte, de acuerdo con lo establecido en la Disposición Transitoria Sexta del R. D. 661/2007.

Producciones de los grupos térmicos en barras de alternador (b.a.).

Producciones de las centrales hidráulicas con potencia instalada igual o superior a 10 MW, en barras de central (b.c.).

Producción hidroeléctrica por subsistemas hidráulicos.

Potencia hidroeléctrica máxima que puede mantener cada unidad de oferta hidráulica durante cuatro horas consecutivas.

Producciones de parques eólicos con potencia instalada igual o superior a 10 MW.

Consumos propios de generación.

Consumos de centrales de bombeo.

Energía acumulada disponible para generación en centrales de bombeo.

Consumo de combustible en centrales térmicas.

Existencias de combustible en centrales térmicas.

Información hidrológica:

Precipitaciones.

Caudales medios de los ríos en estaciones de aforo.

Reservas hidroeléctricas por embalses (en hm3 y MWh).

Vertidos.

Incidencias en la Red de Transporte.

8.2 Datos mensuales.–Los datos mensuales que se indican a continuación serán enviados al OS antes del día 20 del mes siguiente con el máximo nivel de desagregación posible en unidades físicas:

Producciones de grupos térmicos, brutas y netas.

Producción hidroeléctrica (bruta y neta) por subsistemas hidráulicos.

Producciones de centrales hidráulicas con potencia instalada igual o superior a 5 MW, en bornas de alternador y reservas en los embalses asociados.

Pérdidas turbinables en centrales hidráulicas con potencia instalada igual o superior a 5 MW.

Consumos propios de generación.

Consumos y producción de centrales de bombeo.

Energía acumulada disponible para generación en centrales de bombeo.

Reservas hidroeléctricas por embalses en hm3 y MWh.

Energía producida a tarifa acogido al Régimen Especial.

Energía producida por cada productor acogido al Régimen Especial.

Consumos de generación y consumos propios de cada productor acogido al régimen especial.

Entrada de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas y termias (PCI)) desglosado por clases de carbón o fuelóleo en las centrales de este tipo.

Consumo de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas y termias (PCI)) desglosado por clases de carbón o fuelóleo en las centrales de este tipo.

Existencias de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas y termias (PCI)) desglosado por clases de carbón o fuelóleo en las centrales de este tipo.

Poder calorífico inferior de cada uno de los combustibles utilizados en la generación.

Plan previsto de entregas mensualizadas de carbón de consumo garantizado para los próximos doce meses (expresadas en toneladas y en termias (PCI) y cantidades del cupo del año en curso realmente entregadas hasta la fecha.

Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producción (térmicos, hidráulicos y de bombeo), de acuerdo con lo indicado en el procedimiento por el que se establecen los planes de mantenimiento de las unidades de producción.

9. Estadísticas e información pública relativa a la operación del sistema.–El OS publicará los datos que más adelante se indican sobre la operación realizada, incluyendo el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generación.

9.1 Información diaria.–La información que el OS publicará diariamente es la siguiente:

Curva de carga del sistema.

Estado de las reservas hidroeléctricas y aportaciones en los ríos más importantes.

9.2 Información a los tres días.–La información correspondiente al día D que el OS publicará el día D + 4 es la siguiente:

Balance eléctrico de producción.

9.3 Información mensual.–Mensualmente el OS publicará la siguiente información:

Estadísticas de Operación del Sistema Eléctrico.

Disponibilidad del equipo térmico de generación.

Tasa de indisponibilidad de las líneas, transformadores y elementos de compensación de energía reactiva (reactancias y condensadores) de la red de transporte.

Estadísticas de incidentes.

Calidad de servicio referente a energía no suministrada (ENS) y tiempo de interrupción medio(TIM).

9.4 Información anual.–El OS publicará anualmente la siguiente información:

Disponibilidad del equipo generador.

Disponibilidad de la red de transporte.

Evolución anual de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.

Calidad de servicio ENS y TIM.

Límites térmicos estacionales de la red de transporte.

Además, el OS mantendrá actualizadas y disponibles series históricas de:

Potencia instalada en el sistema.

Energía generada tanto por el régimen ordinario como por el régimen especial.

Demanda del sistema eléctrico.

Producible hidroeléctrico.

Reservas hidroeléctricas.

Tasas de disponibilidad del equipo generador.

Tasas de disponibilidad de la red de transporte.

10. Análisis e información de incidencias.

10.1 Incidencias.–Los eventos que definen aquellas incidencias del sistema eléctrico que son objeto de información, en el ámbito de este procedimiento, por parte del sujeto titular de las instalaciones afectadas o del responsable del suministro a los consumidores finales afectados son los siguientes:

10.2 Comunicación al Operador del Sistema.–En el caso de que se produzca alguna incidencia de las definidas en el apartado anterior, el sujeto titular de las instalaciones o responsable del suministro afectado deberá facilitar al OS y en un plazo de 2 horas la mejor información de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta información que constituye el informe preliminar de la incidencia contendrá, al menos, los aspectos a), b), c) y d) que se recogen en el Anexo 3 que resulten de aplicación.

El OS podrá, cuando así lo estime necesario, realizar consultas adicionales con objeto de clarificar el contenido de dicho informe preliminar quedando el emisor del mismo obligado a atender la consulta en ese momento o tan pronto como disponga de la información adicional necesaria.

Cuando el OS determine que el evento constituye un incidencia significativa para el sistema eléctrico, procederá a notificarlo al sujeto titular o representante de la instalación o al responsable del suministro a los consumidores finales afectados. Dicho sujeto deberá remitir un informe escrito al OS en un plazo no superior a 15 días hábiles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisará y completará la información remitida en el informe preliminar (Anexo 3) y se incluirán las posibles acciones identificadas por el sujeto para evitar o minimizar el efecto de incidencias similares que pudieran producirse en el futuro.

10.3 Comunicación del Operador del Sistema.–Cuando se produzca una incidencia de las definidas en el apartado 10.1, el OS incluirá la información correspondiente en un «Parte Diario de Incidencias» que se pondrá a disposición de los sujetos del mercado antes de las doce horas del día siguiente a la ocurrencia de la misma.

Cuando el OS considere una incidencia de especial relevancia elaborará un informe escrito, una vez disponga de la información definitiva de la misma. Este informe incluirá las medidas a tomar para evitar la repetición de la incidencia o la minimización de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situación similar en el futuro. Este informe se remitirá a los sujetos afectados, a la CNE y al MINECO, en un plazo no superior a 60 días hábiles tras la ocurrencia de la incidencia.

Los informes correspondientes a las incidencias más significativas serán presentados y analizados en las reuniones del Grupo de Análisis de Incidencias que convocará el Operador del Sistema.

10.4 Investigaciones conjuntas.–Para aquellas incidencias en que por su importancia o naturaleza el OS lo juzgue necesario, propondrá a la mayor brevedad posible la realización de un análisis conjunto con los restantes sujetos involucrados o afectados. Los resultados de dicho análisis se incorporarán en el informe que elabore el OS sobre la incidencia.

11. Información de la liquidaciones responsabilidad del Operador del Sistema.

11.1 Información confidencial.–La información confidencial correspondiente a las liquidaciones efectuadas por el OS es aquella que se comunica a los sujetos del mercado de forma individual sin que pueda tener acceso a ella el resto de sujetos.

Todos los procesos asociados a esta información quedan definidos en los procedimientos de liquidaciones.

11.2 Información pública.–La información agregada de liquidaciones que se pone a disposición de los sujetos se pondrá asimismo a disposición del público en general en el mismo día.

ANEXO I. Contenido de la base de datos estructural

Notas generales y abreviaturas

Como norma general, los datos deben expresarse en unidades del sistema internacional, salvo que expresamente se indique otra cosa.

De los datos de impedancia se debe indicar la tensión a la que están referidos o los valores de base, en su caso.

Estructura del anexo I

El presente anexo, está organizado de acuerdo con la siguiente estructura:

1. Sistema de producción.

1.1 Embalses.

1.2 Centrales y grupos hidráulicos de régimen ordinario.

1.2.1 Datos generales e hidráulicos de la instalación.

1.2.2 Datos de cada grupo.

1.2.3 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio complementario de regulación secundaria).

1.2.4 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.2.5 Datos de los transformadores de grupo (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.2.6 Datos de la línea o cable de evacuación (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.2.7 Datos de las protecciones.

1.2.8 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte).

1.2.9 Servicio complementario de control de tensión (en el caso de conexión a la red de transporte).

1.3 Unidades térmicas de régimen ordinario.

1.3.1 Datos generales de la instalación.

1.3.2 Datos de cada generador.

1.3.3 Datos principales de turbina y de los equipos de regulación primaria.

1.3.4 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio complementario de regulación secundaria).

1.3.5 Datos para programación y regulación terciaria.

1.3.6 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte).

1.3.7 Servicio complementario de control de tensión (en el caso de conexión a la red de transporte).

1.3.8 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.3.9 Datos de los transformadores de grupo (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.3.10 Datos de la línea o cable de evacuación (en el caso de centrales de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.3.11 Datos de las protecciones.

1.4 Unidades de régimen especial.

1.4.1 Plantas fotovoltaicas mayores de 50 kW y hasta 1 MW.

1.4.2 Grupos no eólicos mayores de 1 MW o conectados a la red de transporte o que participen individualmente o de forma agrupada en los servicios de ajuste del sistema. (Se incluyen bajo este epígrafe las plantas fotovoltaicas de más de 1 MW o conectadas a la red de transporte).

1.4.2.1 Datos de la instalación y de los grupos.

1.4.2.2 Datos de regulación secundaria (en el caso de unidades de generación que participen en el servicio de regulación secundaria).

1.4.2.3 Datos para programación y regulación terciaria (en grupos no hidráulicos y en caso de participación en los servicios de ajuste del sistema).

1.4.2.4 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio (en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 50 MW de potencia total o conectados a la red de transporte).

1.4.2.5 Datos de los transformadores de grupo (en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 50 MW o conectados a la red de transporte).

1.4.2.6 Datos de la línea o cable de evacuación (en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 50 MW o conectadas a la red de transporte).

1.4.2.7 Datos de las protecciones.

1.4.2.8 Datos principales de los equipos de control de tensión.

1.4.2.9 Servicio complementario de control de tensión en el caso de conexión la red de transporte.

1.4.3 Parques eólicos.

1.4.3.1 Características de cada parque.

1.4.3.2 Datos del transformador de conexión a la red.

1.4.3.3 Datos de la línea o cable de conexión a la red.

1.4.3.4 Datos de las protecciones.

1.4.3.5 Datos adicionales en el caso de parques conectados a red de transporte.

1.4.3.5.1 Características de cada parque.

1.4.3.5.2 Servicio complementario de control de tensión.

1.4.3.5.3 Datos del transformador de parque.

1.4.3.5.4 Datos de la línea o cable de evacuación de cada parque.

1.4.3.5.5 Datos del transformador de conexión a la red.

1.4.3.5.6 Datos de la línea o cable de evacuación.

1.4.3.5.7 Datos de las protecciones.

2. Red de transporte.

2.1 Subestaciones.

2.2 Parques.

2.3 Líneas y cables.

2.4 Transformadores.

2.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.

3. Instalaciones de consumo conectadas a red de transporte.

4. Red observable.

4.1 Subestaciones.

4.2 Parques.

4.3 Líneas y cables.

4.4 Transformadores.

4.5 Elementos de control de potencia reactiva.

1. Sistema de producción.

1.1 Embalses.

Nombre del embalse.

Empresa o empresas propietarias o concesionarias:

Nombre.

NIF/CIF.

Dirección.

Porcentaje de participación.

Cuenca (río).

Situación: provincia, término municipal, paraje o predio.

Fecha de terminación.

Capacidad en energía eléctrica (MWh).

Serie histórica de aportaciones parciales al embalse en términos mensual y semanal (m3).

Volumen máximo (hm3).

Volumen mínimo (hm3).

Curva cota de embalse en función de volumen útil (mínimo 3.º grado).

Cota máxima de explotación (m).

Cota mínima de explotación (m).

Caudal mínimo ecológico a mantener aguas abajo.

Coeficiente de regulación (días), definido como el cociente entre el volumen del embalse y la aportación media anual al embalse.

Tiempo de vaciado del embalse (horas) con turbinación a plena carga de la propia central.

Uso (Hidroeléctrico, Mixto).

Restricciones de explotación (detracciones, riegos, etc).

1.2 Centrales y grupos hidráulicos de régimen ordinario.

1.2.1 Datos generales e hidráulicos de la instalación.

1.2.1.1 Centrales de menos de 10 MW de potencia y que no estén conectadas a la red de transporte.

Nombre de la Central.