Resolución de 24 de julio de 2012, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueba la modificación de los procedimientos de operación del Sistema Eléctrico Peninsular (SEP) P.O.-3.1; P.O.-3.2; P.O.-9 y P.O.-14.4 y los procedimientos de operación de los Sistemas eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) P.O. SEIE-1 P.O. SEIE-2.2; P.O. SEIE-3.1; P.O. SEIE-7.1; P.O. SEIE-7.2; P.O. SEIE-8.2; P.O. SEIE-9 y P.O. SEIE-2.3 para su adaptación a la nueva normativa eléctrica

Las siguientes contingencias no se considerarán, excepto en aquellos casos, que por condiciones meteorológicas adversas o cualquier otra causa justificada lo determine el Operador del Sistema:

● El fallo del mayor grupo generador de una zona y el fallo sucesivo de una de sus líneas de conexión con el resto del sistema o interconexiones entre islas o con otro sistema eléctrico o de otro grupo de la misma zona, cuando tras el primer fallo simple (grupo o línea) el sistema quedase en estado de alerta y no fuera posible recuperar el estado normal de funcionamiento mediante la utilización de los medios disponibles para la operación en tiempo real.

● El fallo de dobles circuitos.

5.3 Márgenes de las variables de control en la operación.

5.3.1 Funcionamiento normal del sistema.

5.3.1.1 Frecuencia. La frecuencia asignada del sistema es 50 Hz. Se considerarán variaciones normales de la frecuencia aquellas comprendidas entre 49,85 y 50,15 Hz, aceptándose intervalos de duración inferior a cinco minutos con valores fuera del margen citado y comprendidos entre 49,75 y 50,25 Hz.

Asimismo, en caso de perturbaciones el Operador del Sistema podrá decidir, en función de lo establecido en el apartado 9 del presente procedimiento y en función de la criticidad de la situación resultante de dicha perturbación, ordenar deslastres manuales de carga con el fin de mantener la estabilidad del sistema.

Los valores de frecuencia aquí considerados podrán ser objeto de modificación de acuerdo a la evolución futura que presenten los SEIE.

5.3.1.2 Tensión. El Operador del Sistema elaborará anualmente un Plan de Control de Tensión (PCT) para los diferentes sistemas de cada SEIE de acuerdo con lo establecido en los procedimientos aplicables de control de tensión de la red de transporte.

Los PCT establecerán las consignas de tensión que deberán mantenerse en funcionamiento normal en los diferentes nudos de la red de transporte.

Los PCT tendrán en cuenta los márgenes de diseño de las instalaciones comunicados por cada empresa propietaria, así como las tensiones deseables para la minimización de las pérdidas de transporte.

En todo caso, en estado normal, la tensión se encontrará dentro de los márgenes indicados en la tabla siguiente:

	Mínimo	Máximo
Nivel de 220 kV	210 kV (95 %)	245 kV (111%)
Nivel de 132 kV	125 kV (95%)	145 kV (110%)
Nivel de 66 kV	62 kV (94%)	72 kV (109 %)

El Operador del Sistema publicará anualmente la relación de los nudos en los que se opera fuera de los límites aquí propuestos por agotamiento sistemático de los recursos disponibles en operación

Tras contingencia la tensión podrá variar según lo establecido en el apartado 5.3.2.

5.3.1.3 Carga. Los niveles de carga de los elementos de la red de transporte no superarán la capacidad nominal de los transformadores, ni la capacidad térmica permanente de las líneas de la red de transporte definidas para cada periodo estacional, de acuerdo con lo indicado en el apartado 6.

En todo caso, la capacidad en régimen permanente se podrá limitar a un valor inferior al indicado cuando así sea necesario por razones de estabilidad dinámica, exista riesgo de colapso de tensión o por cualquier otra situación que así lo requiera. Posteriormente deberá enviarse un informe justificativo a la Administración competente y a la CNE en el plazo de un mes,

Tras contingencia la carga de los elementos de la red de transporte podrá alcanzar los valores establecidos en el apartado 5.3.2.

5.3.1.4 Reservas de regulación de potencia activa. En el capítulo 8 de este procedimiento se establecen los requerimientos de reserva de regulación primaria, secundaria y terciaria.

5.3.1.5 Reserva de regulación de potencia reactiva. En cada sistema se deberá disponer de la reserva de potencia reactiva suficiente para hacer frente a las contingencias consideradas sin que se superen los límites establecidos en este apartado para las tensiones en los nudos y teniendo en cuenta las limitaciones estructurales de cada sistema existentes en cada instante.

5.3.2 Criterios de seguridad ante contingencias. Las variables de control de la seguridad del sistema deben permanecer dentro de los límites que se indican a continuación para las contingencias establecidas en el apartado 5.2, no produciéndose para dichas contingencias interrupciones del suministro, salvo aquellas que sean consecuencia de los deslastres de cargas practicados, y debiendo cumplirse, adicionalmente, las condiciones específicas que se establezcan en la reglamentación vigente sobre calidad de servicio.

5.3.2.1 Fallo simple (Criterio N-1). No se permiten sobrecargas permanentes en las líneas de la red de transporte, respecto a su límite térmico operativo, pudiéndose admitir sobrecargas transitorias de hasta un 15% con una duración inferior a 20 minutos.

No se permiten sobrecargas permanentes en los transformadores, admitiéndose las sobrecargas transitorias indicadas en el apartado 5.3.2.4 «Tabla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias». En todo caso el Operador del Sistema adoptará las medidas correctoras en tiempo real que sean precisas para eliminar las sobrecargas transitorias en el menor tiempo posible.

Las tensiones, tras la recuperación del régimen permanente, deben estar comprendidas entre los siguientes límites:

	Mínimo	Máximo
Nivel de 220 kV	205 kV (93%)	245 kV (111%)
Nivel de 132 kV	123 kV (93%)	145 kV (110%)
Nivel de 66 kV	60 kV (91%)	72 kV (109 %)

5.3.2.2 Fallo de líneas de doble circuito. Se considerarán los mismos valores admisibles para las sobrecargas de líneas y de transformadores que han sido establecidos para el caso de fallo simple.

Las tensiones tras la recuperación del régimen permanente deben estar dentro de los siguientes límites:

	Mínimo	Máximo
Nivel de 220 kV	200 kV (90%)	245 kV (111%)
Nivel de 132 kV	119 kV (90%)	145 kV (110%)
Nivel de 66 kV	56 kV (85%)	72 kV (109 %)

5.3.2.3 Fallo sucesivo del mayor grupo generador de una zona y de una línea de conexión de dicha zona o de interconexiones entre islas con el resto del sistema y con otro sistema eléctrico. Se considerarán los mismos valores admisibles para las sobrecargas de líneas y transformadores y los mismos límites para las tensiones en los nudos que han sido establecidos para el caso de fallo de líneas de doble circuito.

5.3.2.4 Tabla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias. A continuación se muestra la tabla resumen de los criterios de seguridad frente a contingencias. En todo caso se habrá de verificar que:

● No se producen ceros de tensión en ningún nudo de la Red de Transporte.

● Las eventuales interrupciones del suministro son consecuencia de los deslastres de cargas practicados.

● La frecuencia se encuentra dentro de los márgenes establecidos, en su caso, tras la actuación de los deslastres por frecuencia.

● Se dispone de las reservas de regulación establecidas en este Procedimiento.

TABLA RESUMEN DE LOS CRITERIOS DE SEGURIDAD

(1) En los cables submarinos o subterráneos las sobrecargas y tensiones admisibles vendrán impuestas por las especificaciones aplicables a los equipos en cada caso concreto.

(2) Los valores de sobrecargas admisibles serán inferiores a los indicados en aquellos transformadores para los que se declare una limitación específica en virtud de las singularidades constructivas u operativas que existan en la máquina.

5.3.2.5 Otras consideraciones. Adicionalmente a los anteriores criterios, deberá garantizarse la inexistencia de una situación de inestabilidad de las tensiones que pueda derivar en un colapso de tensión.

En el caso de nudos en la red de transporte alimentados por sólo dos líneas en los que, ante el fallo o indisponibilidad programada de una de ellas, dejaría de cumplirse el criterio N-1, se deberá establecer un Plan de Salvaguarda específico en colaboración con los agentes afectados, para reducir si es posible, los efectos que pudieran derivarse del fallo posterior de la otra línea.

Para la programación de trabajos con indisponibilidad de una de estas líneas se deberá valorar el riesgo de fallo de la otra, eligiendo, en todo caso, el momento y las condiciones más apropiadas para realizar el trabajo, de acuerdo con el Gestor de Distribución de la zona.

Para trabajos con indisponibilidad de una barra de una subestación de doble embarrado con protección diferencial de barras, se analizarán los efectos del fallo de la otra barra y se tendrán en cuenta todas las circunstancias que puedan concurrir en cada situación particular, considerando debidamente su incidencia en la seguridad del sistema, estableciéndose en caso preciso un Plan de Salvaguarda para reducir si es posible, los efectos que pudieran derivarse del fallo de la otra barra.

Para la planificación y autorización de descargos de elementos de los sistemas de protección o modificación de sus ajustes, se deberá tener en cuenta el nivel de criticidad de los diferentes nudos de la red y los tiempos críticos de despeje de falta identificados, de forma que, según cual sea el sistema de protección en descargo, pueda optarse por abrir el elemento protegido o tomar otras medidas, tales como bloquear reenganches, acelerar la actuación de las protecciones, separar barras, u otras acciones sobre la topología que impidan que una falta en esas condiciones pueda tener una repercusión grave para el sistema.

En aquellas situaciones en las que existan riesgos de inestabilidad dinámica del sistema, se realizará un estudio complementario de estabilidad en el que la contingencia considerada será una falta trifásica franca con correcta actuación de los sistemas de protección. La falta se supondrá situada en el punto más desfavorable de la línea en cuestión. Se considerará un tiempo de actuación de las protecciones en primera zona no inferior a 100 ms.

Cuando exista un Plan de Salvaguarda en el que se establezcan las medidas de operación tras una determinada contingencia que minimice sus consecuencias, el Operador del Sistema podrá aceptar valores distintos a los establecidos en este Procedimiento para las variables de control.

5.4 Medidas extraordinarias de seguridad. El Operador del Sistema, ante situaciones especiales, como acontecimientos importantes de carácter público, condiciones climatológicas adversas, etc. tomará las medidas necesarias para garantizar la seguridad de suministro, aplicando, si lo considera necesario, criterios más estrictos que los descritos en el apartado 5.3 informando en su caso, a la Administración competente en el plazo de un mes. En el citado informe se indicarán las medidas adoptadas, las propuestas alternativas y los costes asociados a la adopción de estas medidas.

6. Establecimiento de los niveles de carga admisibles

El Operador del Sistema y las empresas propietarias de las instalaciones de la red de transporte aplicarán los criterios que a continuación se indican para establecer los niveles de carga admisibles en las líneas y transformadores de su propiedad que formen parte de dicha red.

6.1 Límites térmicos. Se define como «capacidad» o «límite térmico estacional» la máxima capacidad de transporte de una línea o transformador en régimen permanente, asociada a un periodo temporal determinado.

Las empresas propietarias de las instalaciones de transporte determinarán la capacidad admisible de las líneas y transformadores de su propiedad, utilizando para ello la metodología que se apruebe y que será publicada por el Operador del Sistema.

Para el cálculo de la capacidad de transporte de las líneas se tendrá en cuenta lo establecido en el Reglamento Técnico de Líneas Aéreas de Alta Tensión para garantizar la seguridad de las personas e instalaciones.

Como norma general, se establecerán los límites térmicos estacionales para los siguientes periodos:

Límite Térmico Estacional	Periodo
Primavera.	Abril-mayo.
Verano.	Junio a septiembre.
Otoño.	Octubre-noviembre.
Invierno.	Diciembre a marzo.

Por la climatología singular de Canarias, se considera que, a afectos de límites térmicos, las condiciones ambientales son equivalentes a primavera-otoño durante todo el año.

En el caso de aquellas instalaciones que estén dotadas de medios de monitorización para determinar su capacidad térmica en tiempo real, la información de los mismos podrá ser tenida en cuenta en los análisis de seguridad del sistema.

El Operador del Sistema, previa información a los agentes, a la autoridad competente y a la CNE, podrá modificar transitoriamente los periodos de aplicación de los límites térmicos estaciónales cuando se presenten condiciones meteorológicas excepcionales que lo justifiquen.

6.2 Metodología de cálculo. Los modelos de cálculo que se utilicen para la determinación de las capacidades de transporte de líneas y transformadores contemplarán los siguientes aspectos:

6.2.1 Modelo térmico para la aparamenta. Se tendrán en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento térmico de la aparamenta, los datos estadísticos históricos de temperaturas y la temperatura máxima de diseño de la aparamenta.

6.2.2 Modelo térmico para los conductores. Se tendrán en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento térmico de los conductores, los datos estadísticos históricos de temperaturas, la temperatura máxima de diseño del conductor y la radiación solar. Se considerará una velocidad del viento de 0,6 m/s.

6.2.3 Modelo térmico para los transformadores. Los límites térmicos estaciónales aplicables a los transformadores serán los que se deducen de la norma CEI 354:1991 más el corrigendum de 1992 (Guía de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite), que toma en consideración las condiciones ambientales y las sobrecargas admisibles.

6.3 Periodicidad del cálculo de los niveles admisibles de carga. Las actualizaciones de las capacidades térmicas de las instalaciones de transporte se realizarán siempre que exista alguna variación de las características de los equipos, y serán comunicadas al Operador del Sistema con la antelación suficiente sobre la fecha prevista para su implantación.

Adicionalmente, las empresas propietarias de instalaciones de la red de transporte realizarán, al menos, una actualización anual de los datos de sus instalaciones, comunicando tal revisión al Operador del Sistema antes del 1 de abril de cada año. Dichas revisiones serán publicadas por el Operador del Sistema tras su validación.

7. Condiciones de entrega de energía en los puntos frontera con la red de transporte

Las compañías propietarias de las instalaciones de la red de transporte son responsables de operar sus instalaciones siguiendo las instrucciones recibidas del Operador del Sistema, de forma que se garanticen las condiciones de entrega de energía establecidas en este apartado.

Adicionalmente, a lo expuesto en este procedimiento deberán cumplirse las condiciones específicas que se establezcan en la reglamentación vigente sobre calidad de servicio.

En lo relativo a las variaciones de frecuencia y tensiones en los nudos frontera de la red de transporte será de aplicación lo establecido en el apartado 5.3.

7.1 Interrupciones del suministro y huecos de tensión. Los valores admisibles para las interrupciones del suministro y los huecos de tensión vendrán determinados en la normativa de calidad de servicio vigente.

7.2 Potencia de cortocircuito. El Operador del Sistema publicará anualmente los intervalos de variación de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte bajo su gestión.

8. Establecimiento de las reservas para la regulación frecuencia/potencia

El Operador del Sistema fijará los niveles de reserva de regulación necesarios en cada SEIE para hacer frente a los desequilibrios entre la generación y el consumo reales.

Dependiendo de la escala de tiempo en que tiene lugar su acción y de la señal que origina su actuación, se establecen tres niveles de reserva:

● Reserva de regulación primaria.

● Reserva de regulación secundaria.

● Reserva de regulación terciara.

Sin perjuicio de lo indicado en este procedimiento para las reservas de regulación indicadas, para la gestión de los servicios complementarios correspondientes se tendrán en cuenta los procedimientos específicos que sean de aplicación, en los que se desarrollan plenamente los aspectos relativos a esta cuestión.

El Operador del Sistema determinará el valor máximo de potencia por las interconexiones entre islas u otros sistemas eléctricos.

8.1 Reserva de regulación primaria. Para cada sistema de los SEIE, la reserva de regulación primaria en cada periodo de programación horario será como mínimo el 50 % de la mayor potencia neta asignada a un grupo generador entre los programados en dicho periodo horario. A este efecto, se considerarán como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de múltiple eje con independencia del tipo de turbina (gas o vapor). También se considerará la reserva que aporten los enlaces eléctricos entre islas o con otros sistemas eléctricos ante contingencia N-1. La distribución de la reserva primaria entre los generadores se realizará de acuerdo al Procedimiento de regulación primaria.

El valor de reserva primaria deberá ser revisado, en su caso, atendiendo a las posibles modificaciones del Plan Automático de Deslastre de Carga o de otros elementos externos con influencia en dicho valor, informando de ello a la autoridad competente y a la CNE.

8.2 Reserva de regulación secundaria. La reserva que debe mantenerse en regulación secundaria, en cada sistema de los SEIE, será determinada por el Operador del Sistema para cada periodo de programación horario, en función de la evolución temporal previsible de la demanda, del fallo probable de generadores acoplados y de la variabilidad de la producción eólica.

La suma de las reservas primaria y secundaria asignadas en cada período de programación horario, siempre que los condicionantes técnicos lo permitan, debe igualar al menos el 100 % de la mayor de las siguientes cantidades:

● La mayor potencia neta asignada a un generador entre los programados en dicho periodo horario. A este efecto, se considerarán como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de múltiple eje, no obstante en rampa de subida de demanda, los generadores movidos por las turbinas de gas se contabilizarán como una vez y media su potencia programada en el periodo horario para considerar la pérdida de carga en las turbinas de vapor asociadas a fallos en las turbinas de gas.

● El crecimiento previsto de la demanda entre el periodo de programación horario del que se quiere determinar la reserva y el siguiente.

● La potencia que aporten los enlaces eléctricos entre islas o con otros sistemas eléctricos ante contingencia N-1.

● La pérdida más probable por una disminución de la potencia eólica acoplada, que será determinada por el Operador del Sistema cada hora, aplicando a la potencia total nominal de dichos generadores un coeficiente reductor calculado sobre la base de su variabilidad productiva.

La reserva secundaria a bajar en cada período de programación, siempre que los condicionantes técnicos lo permitan, será como mínimo el 50% de la reserva a subir

Los valores de reserva secundaria aquí considerados podrán ser objeto de modificación de acuerdo a la evolución futura que presenten los SEIE.

8.3 Reserva de regulación terciaria. La reserva necesaria de regulación terciaria a subir en cada período de programación horario será, como referencia, igual a la mayor de las siguientes cantidades:

● La mayor potencia neta asignada a un generador entre los programados en dicho periodo horario. A este efecto, se considerarán como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de múltiple eje, no obstante, los generadores movidos por las turbinas de gas se contabilizarán como una vez y media su potencia programada en el periodo horario para considerar la pérdida de carga en las turbinas de vapor asociadas a fallos en las turbinas de gas.

● Al crecimiento previsto de la demanda entre el periodo de programación horario del que se quiere determinar la reserva y el siguiente.

● La potencia que aporten los enlaces eléctricos entre islas o con otros sistemas eléctricos ante contingencia N-1.

● A la pérdida más probable por una disminución de la potencia eólica acoplada, que será determinada por el Operador del Sistema cada hora, aplicando a la potencia total nominal de dichos generadores un coeficiente reductor calculado sobre la base de su variabilidad productiva.

Los valores de reserva terciaria aquí considerados podrán ser objeto de modificación de acuerdo a la evolución futura que presenten los SEIE.

9. Establecimiento de los planes de seguridad y medidas de operación

El Operador del Sistema establecerá, con la colaboración de los propietarios de las instalaciones afectadas, y pondrá a disposición de todos los agentes, los planes de seguridad que permitan hacer frente a las diferentes situaciones que pueden presentarse en la operación del sistema, con objeto de garantizar su seguridad.

Los planes de seguridad, en función de la situación de operación a la que sean aplicables, se clasifican en: Planes de Salvaguarda, Planes de Emergencia y Planes de Reposición del Servicio.

9.1 Planes de Salvaguarda. Los Planes de Salvaguarda contemplarán las medidas que se deben adoptar para evitar que el sistema se encuentre fuera del estado normal o bien, llegado al caso, para recuperar dicho estado en el menor tiempo posible, con objeto de prevenir el desencadenamiento de incidentes que pudieran tener una repercusión negativa importante tanto en el suministro eléctrico como sobre el funcionamiento de los generadores.

En los Planes de Salvaguarda se establecerán:

● Las acciones correctivas post-contingencia, incluidos los planes de teledisparo de generadores, que deberán adoptar los operadores para devolver el sistema al estado normal de funcionamiento.

● Las acciones preventivas precisas para aquellos casos en los que las repercusiones pudieran ser graves para el sistema y las posibles acciones correctivas post-contingencia no puedan hacerse efectivas en un tiempo que resulte útil para la operación (caso de requerirse, por ejemplo, la conexión de un nuevo grupo térmico en la misma zona).

9.1.1 Planes de teledisparo de generadores u otros elementos de la red de transporte. El Operador del Sistema podrá proponer a la Dirección General de Política Energética y Minas establecer planes de teledisparo de generadores u otros elementos de la red de transporte en aquellas zonas en las que determinadas contingencias puedan provocar sobrecargas importantes o la pérdida de estabilidad de los grupos de dicha zona.

9.2 Planes de Emergencia. El objetivo de los Planes de Emergencia, es minimizar el alcance y la extensión de los incidentes una vez que se han producido éstos, y devolver el sistema al estado normal de operación en el menor tiempo posible. En consecuencia, solamente se considerarán en dichos planes las acciones correctoras post-contingencia que sean precisas en cada caso, incluida la actuación de los equipos de deslastre de cargas por mínima frecuencia y el deslastre selectivo de carga manual o por actuación de teledisparo de líneas y transformadores.

9.2.1 Deslastre automático de cargas. Dada la condición de islas eléctricas de reducido tamaño, en los SEIE, en ocasiones y ante determinados desequilibrios generación-demanda se considerará el deslastre de carga como una práctica de operación admisible e inevitable.

El Operador del Sistema, considerando las propuestas realizadas por las empresas de distribución, propondrá para su aprobación a la Administración competente, previo informe de la Comisión Nacional de Energía, los Planes de Deslastre Automático de Cargas necesarios para los casos en que, por una incidencia muy severa, el equilibrio entre la generación y la demanda del sistema no pueda ser restablecido mediante la puesta en práctica de otras acciones de control.

Estos planes se basarán en la actuación de un sistema automático de deslastre de cargas por mínima frecuencia, para conseguir una desconexión controlada de dichas cargas.

Los Planes de Deslastre Automático de Cargas establecerán un deslastre escalonado, desconectando en primer lugar los grupos de bombeo, y posteriormente, a valores inferiores de frecuencia, o superiores de velocidad de variación de la misma, conjuntos de cargas preseleccionadas no criticas.

Esta desconexión se realizará de acuerdo con los umbrales de frecuencia, velocidad de variación de frecuencia, magnitud en la carga y especificación de la misma que se establezcan en los Planes de Deslastre Automático de Carga.

Los gestores de las redes de distribución y los clientes conectados a la Red de Transporte deberán instalar relés de frecuencia cuya actuación se ajuste a los criterios generales que se indican en este Procedimiento y a los que se establezcan en los Planes de Deslastre Automático de Cargas que se encuentren en vigor en cada momento. La ubicación, los criterios de actuación y las características de estos relés no podrán modificarse sin el acuerdo previo del Operador del Sistema.

Las empresas productoras deberán garantizar, siempre que la protección de los equipos internos lo permitan, que las protecciones de mínima frecuencia de los grupos generadores, incluidos los acogidos al régimen especial, estén coordinadas con el sistema de deslastre automático de cargas por frecuencia, y solamente podrán desacoplar de la red si la frecuencia cae por debajo de 47,5 Hz, durante un tiempo igual o superior a 3 segundos. Quedarán excluidos del cumplimiento de este requisito aquellos generadores que estando en servicio con anterioridad a la aplicación de este procedimiento no estuvieran técnicamente dotados para ello.

El Operador del Sistema podrá realizar, simulaciones de activación de estos Planes de Deslastre Automático de Cargas por mínima frecuencia, conforme a los protocolos que sean definidos.

De igual modo, podrá contemplarse la actuación de deslastres automáticos de cargas o teledisparo de líneas y transformadores, si tras la aplicación sucesiva de las medidas de operación que fuesen pertinentes, fueran precisos dichos deslastres para eliminar de forma expedita sobrecargas puntuales en la red de transporte, por existir riesgo inminente para la continuidad de suministro.

9.2.2 Deslastre manual selectivo de carga. Si tras la aplicación sucesiva de las medidas de operación que son de aplicación en situaciones de alerta y emergencia de cobertura de la demanda fuera preciso llegar al deslastre de carga selectivo por existir riesgo inminente para la continuidad del suministro, el Operador del Sistema dará instrucciones para que las empresas de distribución procedan al deslastre indicado.

Mediante la aplicación del deslastre manual de carga se pretenderá evitar una perturbación de mayores dimensiones.

Con objeto de poder aplicar esta medida en las mejores condiciones posibles de control y minimización de su impacto sobre los consumidores, las empresas de distribución deberán disponer previamente de los correspondientes Planes de Deslastre de Carga, cuya eficacia deberán evaluar con la colaboración del Operador del Sistema. Consecuentemente, las empresas de distribución remitirán al Operador del Sistema las correspondientes versiones actualizadas de dichos Planes.

Los Planes de Deslastre de Carga de cada empresa de distribución deberán considerar bloques máximos de cargas que se definirán para cada sistema en función de sus características, identificando la secuencia de deslastre de cada uno de ellos y el orden de afectación para el caso de deslastres rotatorios. Considerando los requerimientos indicados, los Planes de Deslastre de Carga contemplarán, al menos, la siguiente información:

● Isla o Ciudad Autónoma.

● Municipio/Comarca.

● Nudo o nudos eléctricos de la red de transporte de los que se alimenta la carga.

● Potencia estimada deslastrable en el nudo o nudos eléctricos.

● Tipo de carga predominante alimentada por cada transformador, grupo de transformadores o líneas de media tensión (industrial, rural, servicios o doméstica).

Los deslastres se deberán producir de acuerdo con las siguientes consideraciones:

9.2.2.1 Umbral de deslastre. Las variables de control que se utilizarán para emitir las instrucciones de deslastre serán la frecuencia, las sobrecargas graves en los equipos de la red de transporte o distribución que sean críticos para el sistema y la constatación de insuficiencia de capacidad manifiesta y sostenida para alimentar el consumo.

El Operador del Sistema emitirá las instrucciones de deslastre cuando se verifique alguna de las condiciones que se indican a continuación para los parámetros asociados a las variables de control:

● Frecuencia

Por umbrales o velocidad de variación de frecuencia e insuficiencia de capacidad manifiesta y sostenida para recuperar la frecuencia a su valor asignado.

El Operador del Sistema considerando los mejores datos de que disponga sobre el sistema y los análisis que realice en base a los mismos, determinará los umbrales efectivos de frecuencia o velocidad de variación de frecuencia, que una vez superados darán lugar a las órdenes de deslastre de cargas.

● Sobrecargas en los equipos de las redes de transporte o distribución

Existencia de sobrecargas que requieran proceder al deslastre de carga con objeto de evitar su pérdida de forma inminente y/o la ocurrencia de una perturbación. La magnitud de las sobrecargas admisibles dependerá del equipo y del ajuste de las protecciones.

9.2.2.2 Cargas afectadas por el deslastre. El Operador del Sistema determinará:

● Los nudos de la red de transporte en los que deberá deslastrarse la carga.

● La magnitud de la potencia a deslastrar y la empresa de distribución suministradora de dicha potencia.

● La asignación de la potencia que deberá deslastrar cada empresa de distribución será función directa de su cuota de mercado correspondiente al último año en la zona afectada.

● Hora de inicio del deslastre y estimación del periodo durante el que éste se mantendrá.

A los efectos de este procedimiento, una empresa de distribución cuya red se encuentre acoplada a la red de otra empresa de distribución mayor, se considerará como una carga de esta última empresa.

Las empresas de distribución realizarán la elección de los clientes que deberán ser afectados tratando de minimizar el impacto sobre los usuarios del servicio, evitando, en la medida de lo posible, la afectación de servicios esenciales y la reiteración de los deslastres sobre un mismo cliente o conjunto de clientes. Con ese objetivo, en caso de ser preciso, se aplicará un criterio de afectación rotativa de los clientes.

Si la carga a deslastrar fuera superior a la contemplada en los Planes de Deslastre de Carga, o el tiempo disponible para ejecutar los deslastres no fuera suficiente para la puesta en práctica de dichos Planes, las empresas de distribución procederán a deslastrar cargas por nudos completos de la red de distribución, asegurando la compatibilidad de los deslastres con las instrucciones emitidas por el Operador del Sistema.

9.2.2.3 Comunicación de la instrucción de deslastre. El Operador del Sistema comunicará la instrucción de deslastre con la mayor antelación posible a los centros de control de las empresas de distribución.

Dicha comunicación tendrá lugar por vía telefónica, con posterior confirmación por fax o correo electrónico, y deberá quedar oportunamente registrada de forma que sea posible su verificación posterior.

Sin perjuicio de las acciones de comunicación que las empresas de distribución lleven a cabo para informar con la mayor antelación posible a sus clientes, al Gobierno Autonómico y a las Administraciones Locales competentes, el Operador del Sistema informará a los Organismos Ministeriales competentes, a la Presidencia del Gobierno y al Gobierno Autonómico, quienes determinarán las acciones posteriores de comunicación a la sociedad y a los medios que sean pertinentes.

9.2.2.4 Confirmación del deslastre. Las empresas de distribución confirmarán a el Operador del Sistema la ejecución de los deslastres de cargas.

9.2.2.5 Normalización del suministro. Cuando las variables de control que se utilizaron para emitir las instrucciones de deslastre sean tales que con el acoplamiento de cargas no sea previsible la existencia de nuevas violaciones de los umbrales de deslastre que pongan en riesgo el suministro, el Operador del Sistema establecerá los procedimientos de reposición o dará instrucciones a las empresas de distribución para iniciar la reposición progresiva de las cargas deslastradas indicando:

● Los nudos de la red de transporte en los que deberá reponer la carga.

● La potencia total de las cargas a acoplar.

El proceso de reposición se realizará de forma progresiva hasta la total normalización del suministro eléctrico.

9.2.2.6 Confirmación de la normalización del suministro. Las empresas de distribución confirmarán al Operador del Sistema la normalización del suministro eléctrico, indicando las potencias, tiempo y energías finalmente no suministradas, indexando dicha información con el listado de las líneas afectadas según el correspondiente Plan de Deslastre de Carga.

9.2.2.7 Información emitida por el Operador del Sistema. En el plazo de un mes el Operador del Sistema remitirá un informe a los Organismos Ministeriales, al Gobierno Autonómico y a la Comisión Nacional de Energía, en el que se detallarán todos los aspectos relevantes del incidente que haya provocado el deslastre de carga.

9.2.2.8 Mecanismo excepcional de actuación. Dadas las características de los SEIE pueden existir situaciones en las que sea necesario realizar deslastres manuales selectivos complementarios de los deslastres automáticos de cargas o preventivos ante una indisponibilidad inminente en el sistema, que por su propia urgencia no pueden articularse tal como se contempla en los puntos anteriores, por deberse a causas sobrevenidas que requieran de una actuación inmediata y que, por consiguiente, tengan que ser ejecutados por las compañías distribuidoras sin orden previa por parte del Operador del Sistema.

La aplicación de estos deslastres manuales quedará reducida, por tanto, únicamente a dichas situaciones y tendrán como objeto evitar una perturbación de mayores dimensiones. El procedimiento de actuación será el definido para el deslastre manual de cargas en los puntos anteriores, excepto en lo que se refiere a la orden previa del Operador del Sistema.

En estos supuestos, si la incidencia afecta a una única empresa de distribución, ésta lo comunicará al Operador del Sistema y ejecutará el deslastre, o viceversa dependiendo de la premura en la ejecución del mismo. En el caso de que la incidencia afecte a varias empresas de distribución, la empresa gestora de red que haya detectado el problema, en función de la urgencia del deslastre, podrá comunicarlo al Operador del Sistema quien, a su vez, actuará según se ha determinado con anterioridad, o podrá ejecutarlo directa e íntegramente sobre la red de su propiedad comunicándolo a «posteriori» al Operador del Sistema.

La empresa que solicitó o ejecutó el deslastre deberá justificar con posterioridad la conveniencia y necesidad del mismo en el plazo y forma establecido por el Operador del Sistema.

9.3 Planes de Reposición del Servicio. Los Planes de Reposición del Servicio tienen como objetivo devolver el sistema eléctrico al estado normal de operación tras incidentes severos que hayan provocado interrupciones del suministro en zonas extensas del sistema.

La elaboración y actualización de los Planes de Reposición del Servicio de cada sistema es responsabilidad del Operador del Sistema. Para ello contará con la colaboración de los distribuidores y generadores presentes en cada sistema, y de la CNE.

Estos planes sistematizarán las actuaciones que deberán realizar los diferentes centros de control y el personal de operación local en las subestaciones en el caso de un incidente generalizado.

En caso de producirse un incidente zonal o total, los centros de control de los diferentes productores, distribuidores y transportistas procederán a efectuar la reposición del servicio bajo la coordinación del Operador del Sistema, conforme a lo establecido en los Planes de Reposición correspondientes.

De un modo general la reposición de las cargas deberá ser llevada a cabo por los agentes en los términos que se establezcan en los Planes de Reposición del Servicio. Estos planes deberán también hacer referencia a los dispositivos automáticos de reposición de servicio instalados, en el caso de que su existencia esté autorizada, y a su interrelación con la actuación de los agentes mencionados. Consecuentemente, la actuación autónoma de dispositivos de reposición automática de carga se limitará a los casos que se contemplen en dichos Planes.

El Operador del Sistema será responsable de la coordinación de los simulacros de reposición que tengan lugar.

PO.SEIE 2.2: Cobertura de la demanda, programación de la generación y altas en el despacho económico

1. Objeto

Analizar la cobertura de la demanda de los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), y programar los recursos de generación precisos para lograr dicha cobertura con el menor coste posible, respetando los criterios de seguridad y calidad de servicio contenidos en el procedimiento de Funcionamiento de los Sistemas Insulares y Extrapeninsulares (P.O. 1 de los SEIE.), así como establecer los requisitos para el alta de nuevos agentes en el despacho económico.

2. Alcance

Este procedimiento engloba los procesos para la cobertura de cada uno de los sistemas de los SEIE, en sus horizontes temporales anual, semanal y diario.

3. Ámbito de aplicación

Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

4. Cobertura con horizonte anual

Tiene por objeto el análisis de la garantía de suministro de los diferentes sistemas eléctricos, teniendo en cuenta los recursos de generación y de la red de transporte existentes, con estimación de los costes de generación previsibles.

4.1 Plan de cobertura y Análisis de seguridad. El Operador del Sistema elaborará, al menos trimestralmente, antes del primer día de cada mes correspondiente, una previsión de cobertura de la demanda del sistema y un análisis de seguridad de dicha cobertura con un horizonte anual móvil, desglosando la información por meses.

Para ello tendrá en cuenta la previsión anual de demanda calculada de acuerdo con el P.O. 2.1 de los SEIE y las informaciones, recibidas de los agentes, relativas a la disponibilidad prevista de los equipos, el estado de las reservas hidroeléctricas, en su caso, y las previsiones de existencias de combustibles.

4.2 Informe de cobertura. Como resultado de la previsión y del análisis de seguridad de la cobertura, el informe incluirá:

1. Un balance con la cobertura resultante, teniendo en cuenta la estocasticidad del fallo de las unidades generadoras, de la aportación eólica, del resto del régimen especial y de la hidraulicidad, si proceden. El balance de cobertura estará desglosado por meses y por cada sistema de los SEIE, indicando la participación previsible en la cobertura de los diferentes recursos de generación agrupados por tecnología y tipos de combustible. En los casos de islas interconectadas se hará un desglose por isla, detallando los intercambios por las interconexiones. En el caso de enlaces con otros sistemas eléctricos, se detallará el intercambio de energía por los mismos.

2. Estimación mensual de los costes variables de cobertura desglosados según los criterios del punto anterior, en aquellas centrales que estén sometidas al despacho económico del Operador del Sistema.

3. Índices de cobertura de los diferentes sistemas de los SEIE y riesgo de fallo de suministro, en su caso. El análisis evaluará el riesgo de fallo de suministro que podría derivarse de la disponibilidad de los propios recursos de producción, utilizando, como índices de riesgo, la probabilidad de no cobertura de la demanda, el valor esperado de la energía demandada y no suministrada y el margen de reserva.

4. Un análisis zonal, cuando sea de aplicación, que pondrá de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de equipos de generación y de transporte para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geográficas o áreas determinadas de la red.

El informe será remitido a las administraciones central y autonómica que corresponda, a la Comisión Nacional de la Energía y a los agentes implicados.

4.3 Método de estudio. Para llevar a cabo los estudios de previsión de cobertura se aplicarán los siguientes criterios:

● La cobertura se efectuará atendiendo al coste de oportunidad de la generación. Para las centrales térmicas este coste vendrá determinado por los costes variables definidos en la normativa vigente. Para las centrales hidráulicas de embalse, en su caso, este coste de oportunidad será el coste evitado de la generación térmica reemplazada.

● Las existencias en parques de carbón y en tanques de combustible serán las declaradas por sus propietarios al comienzo de cada período de estudio.

● Los planes de revisión de las centrales serán los elaborados por el Operador del Sistema a partir de la información recibida de las empresas propietarias. No obstante, como se indica en el procedimiento que regula los planes de mantenimiento de las unidades de producción (P.O. 2.5 de los SEIE), las fechas de revisión estarán sujetas a la aprobación y en su caso modificación propuesta por el Operador del Sistema, atendiendo a criterios de garantía de suministro y minimización de coste de cobertura.

● La estructura de consumo en termias de Poder Calorífico Inferior (PCI) será la obtenida a partir de los datos de explotación de las centrales reconocidos por el Ministerio competente.

● La energía a ceder a la red por los productores de Régimen Especial será estimada a partir de datos históricos, tendencias e informaciones de organismos oficiales y declaraciones de los propietarios de las instalaciones.

La cobertura de la demanda, con los recursos de generación disponibles en cada sistema eléctrico, se llevará a cabo mediante la minimización del coste variable de producción utilizando un modelo adecuado que, si se demuestra necesario, tendrá en cuenta las características sobresalientes de la red en forma de restricciones de transporte. Esta minimización del coste de producción tendrá en consideración la posibilidad de evitar arranques y/o paradas de grupos que supongan una reducción en el coste final de la cobertura con horizonte anual.

Por otra parte, el análisis zonal del comportamiento de la red de transporte utilizará herramientas de cálculo de redes que se aplicarán a casos típicos de operación de los sistemas. Los resultados deberán poner de manifiesto las posibles restricciones de cada sistema y, en consecuencia, las medidas que deberán tomarse en cada situación en relación con la operación de los sistemas.

4.4 Información necesaria.

4.4.1 Centrales hidráulicas. Antes del día 20 de cada mes o, en su caso, del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, las empresas deberán enviar al Operador del Sistema la información siguiente:

● Caudales previstos.

● Cotas y volúmenes almacenados en los embalses.

● Potencia hidroeléctrica máxima que puede mantener cada central durante doce horas consecutivas, una vez cada semana.

● Aquellas restricciones a la explotación de los embalses de regulación que eventualmente puedan existir.

● Variaciones previsibles de disponibilidad de los grupos hidráulicos y de bombeo.

4.4.2 Centrales térmicas de carbón. Antes del día 20 de cada mes o, en su caso, del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, las empresas deberán enviar al Operador del Sistema la información siguiente:

● Existencias de carbón en toneladas, desglosadas por tipos, o en su defecto en millozes de termias PCI.

● Estructura de consumo y fracción de cada tipo de combustible que sea preciso mezclar, en su caso, por razones ambientales o de otro tipo.

● Suministros de carbón previstos en los próximos seis meses especificando las cantidades, fechas previstas de entrega, poder calorífico inferior y precios previstos o establecidos administrativamente de la termia de cada partida.

● Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos, cualquiera que sea su causa.

4.4.3 Centrales o grupos de fuel-oil, diesel-oil, gas-oil o gas. Antes del día 20 de cada mes o, en su caso, del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, las empresas deberán enviar al Operador del Sistema la información siguiente:

● Existencias de cada combustible almacenadas en tanques o en almacenamientos concertados, clasificadas por tipos y con especificación de los grupos a que va destinado, en su caso.

● Tipos de combustible o, en su caso, mezclas previstas a consumir por cada grupo de la central.

● Suministros de combustibles previstos en los próximos seis meses especificando las cantidades, fechas previstas de entrega, poder calorífico inferior y precios previstos o establecidos administrativamente de la termia da cada tipo y partida.

● Variaciones previsibles de disponibilidad de los distintos grupos cualquiera que sea su causa.

4.4.4 Centrales o grupos de régimen especial. Antes del día 20 de cada mes o, en su caso, del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, las empresas deberán enviar al Operador del Sistema la información relativa a Variaciones previsibles de disponibilidad de los distintos grupos cualquiera que sea su causa.

4.4.5 Demandas por nudos. El Operador del Sistema procederá a hacer un reparto de la demanda global entre los nudos frontera de transporte-distribución.

5. Cobertura y programación semanal

Tiene por objeto determinar semanalmente el plan de arranques y paradas de grupos generadores, minimizando el coste variable de producción, cumpliendo los criterios de garantía y calidad de suministro prescritos en los procedimientos de operación y teniendo en cuenta además las restricciones técnicas y ambientales pertinentes.

5.1 Plan de cobertura y programa semanal. Antes de las 15 h de cada jueves, el Operador del Sistema elaborará la cobertura de la demanda prevista para la semana que comienza a las 0 h del sábado inmediatamente siguiente y termina a las 24 h del siguiente viernes.

El plan de cobertura estará compuesto por los siguientes documentos:

1. Programa semanal desglosado por días y con detalle horario, en el que se especificará la carga de los diferentes grupos de generación que contribuyen en cada hora a la cobertura de la demanda correspondiente. En el programa se especificará la energía de las interconexiones interinsulares, con su sentido, así como la energía, con su sentido, en los enlaces con otros sistemas eléctricos.

2. Relación ordenada de grupos que deban ser arrancados o parados en sustitución de las eventuales averías e indisponibilidades de las unidades inicialmente programadas o variaciones de demanda.

3. Programa horario de las reservas de regulación, primaria, secundaria y terciaria previstas, con indicación de los grupos generadores encargados de suministrarlas y expresión explícita de la potencia en reserva en cada uno de ellos.

4. Resumen de costes variables de producción, por grupos, y estimación del coste de la reserva de regulación.

5.2 Método utilizado para la elaboración del programa semanal. El Operador del Sistema llevará a cabo en cada sistema el despacho económico por costes variables de la generación, para cubrir la demanda neta prevista, teniendo en cuenta además las restricciones anteriormente mencionadas, y garantizando la disponibilidad de reserva definida en el P.O. 1 de los SEIE.

Tendrá en cuenta para ello los parámetros técnicos aprobados en cada grupo generador particularmente los siguientes:

● Potencia efectiva neta y mínimo técnico,

● Rampas de subida y bajada de potencia,

● Tiempos y costes de arranque,

● Costes variables de funcionamiento definidos en la normativa según el nivel de carga,

● Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación primaria, secundaria y terciaria.

A ello añadirá:

● La información comunicada por los agentes de indisponibilidades o restricciones adicionales en el funcionamiento de los generadores.

● Los programas horarios previstos y comunicados por los generadores de régimen especial. El Operador del Sistema revisará los programas previstos y utilizará en el despacho la mejor previsión disponible, particularmente en la generación no gestionable.

● La mejor previsión de demanda horaria disponible en el ámbito semanal (P.O. 2.1 de los SEIE).

El proceso de despacho constará al menos de dos etapas:

1. Despacho inicial con criterio exclusivamente económico: En esta etapa la generación y reserva rodante de cada grupo generador, para cada una de las horas, es asignada como nudo único.

Se utilizará para ello un modelo de minimización de costes variables que tenga en cuenta las características de los datos de entrada antes citados. Para esta minimización del coste de producción se tendrá en consideración la posibilidad de evitar arranques y/o paradas de grupos que supongan una reducción en el coste final del programa de cobertura semanal.

En caso de existir equipo hidráulico con embalse, se incorporará como dato de entrada información proveniente del valor del agua en los embalses calculado en una optimización del sistema a más largo plazo (apartado 4.3).

En el cálculo de llenado de la curva de demanda, la generación prevista de régimen especial se colocará en base, sin consideración de coste.

2. Análisis de las posibles restricciones impuestas por la red de transporte a esta situación base de cobertura, por violación de los límites impuestos en estado normal de funcionamiento a las variables de control del sistema, y ante las contingencias establecidas en el P.O. 1 de los SEIE.

Se procederá a un reajuste de la generación si fuera necesario, con criterios de seguridad y economía, identificando condiciones de funcionamiento obligadas de grupos, y recalculando con estas condiciones el despacho económico de la cobertura del modo que mejor se asegure el cumplimiento de los límites impuestos por los criterios de seguridad en funcionamiento normal, según el P.O. 1 de los SEIE antes citado.

En caso del Sistema Eléctrico Balear se tendrá en consideración lo especificado en el PO SEIE 2.3., contemplando la conexión entre sistemas, siempre que ésta esté disponible, y con respeto de la carga mínima técnica de dicha conexión.

5.3 Información semanal a suministrar al Operador del Sistema.

5.3.1 Generación:

5.3.1.1 Generadores de régimen ordinario. Antes de las 14 h de cada martes, o del día hábil inmediatamente anterior si aquél hubiera sido festivo, las empresas de producción pondrán a disposición del Operador del Sistema, en los formatos y medios de comunicación que establezca el Operador del Sistema, la información siguiente:

5.3.1.1.1 Centrales hidráulicas.

Cotas y volúmenes almacenados en los embalses.

Caudales previstos.

Restricciones a la explotación de los embalses de regulación.

En cada sistema hidráulico:

● Potencia hidroeléctrica máxima que, con los caudales previstos, puede mantener durante 4 horas consecutivas.

● Potencia hidroeléctrica máxima que, con los caudales previstos, puede mantener durante 12 horas consecutivas.

Indisponibilidades totales o parciales de los grupos hidráulicos y de bombeo.

5.3.1.1.2 Centrales térmicas. En su caso, la existencia de eventuales problemas de suministros de combustibles.

Indisponibilidades totales o parciales de los grupos, cualquiera que sea su causa, y variaciones en los mantenimientos que pudieran alterar el plan anual.

Restricciones o variaciones en el funcionamiento de los grupos.

5.3.1.2 Generadores de régimen especial. Antes de las 14 h de cada martes, o del día hábil inmediatamente anterior si aquél hubiera sido festivo, las empresas de producción pondrán a disposición del Operador del Sistema, en los formatos y medios de comunicación que establezca el Operador del Sistema, la información relativa a indisponibilidades totales o parciales de los grupos, cualquiera que sea su causa, y variaciones en los mantenimientos que pudieran alterar el plan anual.

5.3.1.2.1 Con participación en el despacho económico o conectados a la red de transporte.–Los generadores de régimen especial que participan en el despacho económico de generación o estén conectados a la red de transporte deberán comunicar al Operador del Sistema antes de las 14 h de cada martes, o del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, el programa de energía horaria previsto de producción, con desglose por tipo de generación, durante la semana que comienza a las 0 h del sábado inmediato y acaba a las 24 h del viernes siguiente. Dicha comunicación se efectuará por los medios y en la forma que especifique el Operador del Sistema.

5.3.1.2.2 Sin participación en el despacho económico.–Los representantes de generación de régimen especial que no acude al despacho económico, deberán comunicar al Operador del Sistema antes de las 14 h de cada martes, o del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, el programa de energía horaria previsto de producción, con desglose por tipo de generación, durante la semana que comienza a las 0 h del sábado inmediato y acaba a las 24 h del viernes siguiente. Dicha comunicación se efectuará por los medios y en la forma que especifique el Operador del Sistema.

El Operador del Sistema podrá requerir a aquellos generadores de régimen especial conectados a la red de distribución, con un tamaño significativo, el programa de energía horaria previsto de producción, que le será enviado antes de las 14 h de cada martes, o del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo. En este caso dicho programa no estará incluido en aquél enviado por la empresa distribuidora adquiriente de su energía.

5.3.2 Demanda:

5.3.2.1 Comercializadores. Las empresas comercializadoras deberán comunicar al Operador del Sistema antes de las 14 h de cada martes, o del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, por los medios y formas que especifique el Operador del Sistema, sus demandas horarias estimadas por sistema, en barras de central, para la semana comprendida entre las 0 h del sábado inmediato y las 24 h del siguiente viernes.

5.3.2.2 Consumidores que adquieren la energía en el despacho económico. Los consumidores que compren su energía directamente en el despacho de generación deberán comunicar al Operador del Sistema antes de las 14 h de cada martes, o del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, por los medios y formas que especifique el Operador del Sistema, sus demandas horarias estimadas por sistema, en barras de central, para la semana comprendida entre las 0 h del sábado inmediato y las 24 h del siguiente viernes.

5.4 Comunicación de los programas por el Operador del Sistema. Todos los jueves antes de las 15 h el Operador del Sistema comunicará a las empresas generadoras y distribuidoras la programación completa, que incluirá al menos los puntos 1, 2 y 3 del apartado 5.1, por el procedimiento que especifique el Operador del Sistema. Si el jueves fuera festivo la programación se adelantará al miércoles anterior o, en su caso, podrá acordarse el día más conveniente.

6. Programación diaria**

Trata de adaptar los programas provenientes del horizonte semanal antes descritos, a la situación conocida de los sistemas, tanto en cuanto se refiere a la generación como al estado de la red, el día anterior al primero objeto de esta programación.

En consecuencia, su objeto es la obtención, en el día D, de un programa con un contenido semejante al programa semanal antes descrito y con los mismos requisitos en cuanto a cumplimiento de criterios de calidad y seguridad y minimización de costes variables, que contemple, al menos, el día D+1.

6.1 Plan de cobertura y programa diario. Antes de las 14 h de cada día D, o antes de la hora límite establecida para la publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP) en el sistema eléctrico peninsular (SEP), en aquellos sistemas conectados eléctricamente con el SEP, el Operador del Sistema elaborará la cobertura de la demanda prevista para, al menos, el día D+1. El programa de cobertura diaria únicamente tendrá en cuenta los tres primeros puntos del apartado 5.1 anterior.

6.2 Método utilizado para la elaboración del programa diario. El despacho económico, los parámetros utilizados, y el proceso de cálculo, seguirán las mismas pautas que en la cobertura semanal (apartado 5.2), para el ámbito temporal del período D+1.

6.3 Información diaria a suministrar al Operador del Sistema.

6.3.1 Generación:

6.3.1.1 Generadores de régimen ordinario. Antes de las 10 h del día D, las empresas de producción pondrán a disposición del Operador del Sistema, en los formatos y medios de comunicación que especifique el Operador del Sistema, la información siguiente:

Actualización, por variaciones, de la información requerida para la programación semanal (apartado 5.3.1), en el horizonte D+1 a final del siguiente viernes.

6.3.1.2 Generadores de régimen especial. Antes de las 10 h del día D, las empresas de producción pondrán a disposición del Operador del Sistema, en los formatos y medios de comunicación que especifique el Operador del Sistema, la información relativa a la actualización, por variaciones, de la información requerida para la programación semanal (apartado 5.3.2), en el horizonte D+1 a final del siguiente viernes.

6.3.1.2.1 Con participación en el despacho económico o conectados a la red de transporte. Los generadores de régimen especial que participen en el despacho económico de generación o que estén conectados a la red de transporte deberán comunicar al Operador del Sistema antes de las 10 h del día D el programa previsto de producción de energía horaria, con desglose por tipo de generación, entre las 0 h del día D+1 y las 24 h del viernes siguiente. Dicha comunicación se efectuará por los medios y en la forma que especifique el Operador del Sistema.

6.3.1.2.2 Sin participación en el despacho económico. Los representantes de generación de régimen especial que no acude al despacho económico deberán comunicar al Operador del Sistema antes de las 10 h del día D el programa de energía horaria previsto de producción, con desglose por tipo de generación, entre las 0 h del día D+1 y las 24 h del viernes siguiente. Dicha comunicación se efectuará por los medios y en la forma que especifique el Operador del Sistema.

El Operador del Sistema podrá requerir a aquellos generadores de régimen especial conectados a la red de distribución, con un tamaño significativo, el programa de energía horaria previsto de producción, que le será enviado antes de las 10 h de cada día. En este caso dicho programa no estará incluido en aquél enviado por la empresa distribuidora adquiriente de su energía.

6.3.2 Demanda:

6.3.2.1 Comercializadores. Las empresas comercializadoras deberán comunicar al Operador del Sistema antes de las 10 h del día D, por los medios y formas que especifique el Operador del Sistema, sus demandas horarias estimadas por sistema, en barras de central, para el período horario que media entre las 0 h del D+1 y las 24 h del viernes inmediato.

6.3.2.2 Consumidores que adquieren la energía en el despacho económico. Los consumidores que compran su energía directamente en el despacho económico de generación deberán comunicar al Operador del Sistema antes de las 10 h del día D, por los medios y formas que especifique el Operador del Sistema sus demandas horarias estimadas por sistema, en barras de central para el período horario que media entre las 0 h del D+1 y las 24 h del viernes inmediato.

6.4 Comunicación de los programas por el Operador del Sistema. Todos los días antes de las 14 h, o antes de la hora límite establecida para la publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP) en el sistema eléctrico peninsular (SEP), en aquellos sistemas conectados eléctricamente con el SEP, el Operador del Sistema comunicará a las empresas generadoras y distribuidoras la programación diaria completa, por el procedimiento que especifique el Operador del Sistema.

7. Altas en el despacho económico

7.1 Altas de nuevos generadores

7.1.1 Generadores de régimen ordinario. Los requisitos necesarios para la incorporación al despacho económico de un nuevo agente generador o grupo generador de régimen ordinario son los siguientes:

● Informar al Operador del Sistema de la autorización correspondiente otorgada por la Comunidad Autónoma o Ciudad Autónoma respectiva, así como presentar la correspondiente inscripción provisional en el Registro Administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio competente, tal y como se especifica en el artículo 6 del Real Decreto 1747/2003

● En caso de que el generador se conecte en la red de transporte, cumplir los requisitos técnicos de acceso impuestos por el Operador del Sistema tal y como se especifica en el Procedimiento de Operación 12.1 de los SEIE

● Comunicar al Operador del Sistema los parámetros técnicos y económicos requeridos para el despacho de cobertura, que estén validados y aprobados por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas en la que se establezcan los parámetros técnicos con incidencia en la retribución económica del nuevo grupo generador

● Realizar sin fallo las pruebas de comunicación con el sistema de información y de medidas del Operador del Sistema, según las especificaciones de intercambio de información establecidas por el Operador del Sistema.

● Comunicar al Operador del Sistema la información especificada en el Procedimiento de Operación 9 de los SEIE, correspondiente a las unidades de producción en régimen ordinario.

● Cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento Unificado de Puntos de Medida y demás normativa aplicable.

Una vez transcurridos tres días hábiles desde el cumplimiento de los condicionantes anteriores, el nuevo participante quedará incorporado al despacho económico en la siguiente programación semanal.

7.1.2 Generadores de régimen especial. Los requisitos necesarios para la incorporación al despacho económico de un nuevo agente generador o grupo generador de régimen especial son los siguientes:

Presentar al Operador del Sistema el certificado del Ministerio competente donde conste la inscripción provisional de la instalación en el Registro Administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial.

Obtención del certificado del Operador del Sistema de adecuación técnica para la incorporación de las instalaciones de régimen especial en el despacho de generación lo que supone:

● Comunicar al Operador del Sistema la información especificada en el Procedimiento de Operación 9 de los SEIE, correspondiente a las unidades de producción en régimen especial.

● En caso de que el generador se conecte a la red de transporte, cumplir los requisitos técnicos de acceso y conexión impuestos por el Operador del Sistema tal y como se especifica en el Procedimiento de Operación 12.1 de los SEIE.

● Cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento Unificado de Puntos de Medida y demás normativa aplicable.

● Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 1 MW, o inferior a 1 MW pero que formen parte de una agrupación de instalaciones cuya suma de potencias sea mayor de 1 MW y aquellas instalaciones que establezca la Comunidad Autónoma correspondiente, deberán estar adscritas a un centro de control, que actuará como interlocutor con el Operador del Sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico.

● Realizar, sin fallo, las pruebas de comunicación con el sistema de información y de medidas del Operador del Sistema, según las especificaciones de intercambio de información establecidas por el Operador del Sistema.

Una vez transcurridos tres días hábiles desde el cumplimiento de los condicionantes anteriores, el nuevo participante quedará incorporado al despacho económico en la siguiente programación semanal.

7.2 Altas de nuevos compradores. Los requisitos necesarios para la incorporación al despacho económico de un nuevo agente comprador son los siguientes:

● Comercializadores

Informar al Operador del Sistema de los requisitos que se especifican en el artículo 16 del Real Decreto 1747/2003

Cumplir los requisitos técnicos impuestos por el Operador del Sistema para el acceso a la red de transporte si fuese preciso, tal y como se especifica en el Procedimiento de Operación 12.1 de los SEIE.

Realizar sin fallo las pruebas de comunicación con el sistema de información y de medidas del Operador del Sistema, según las especificaciones de intercambio de información establecido por el Operador del Sistema, si procede.

● Consumidores que adquieren la energía en el despacho económico

Informar al Operador del Sistema de los requisitos que se especifican en el artículo 17 del Real Decreto 1747/2003

En caso de que el consumidor que adquiere la energía en el despacho económico se conecte en la red de transporte, cumplir los requisitos técnicos de acceso impuestos por el Operador del Sistema, tal y como se especifica en el Procedimiento de Operación 12.1 de los SEIE

Realizar sin fallo las pruebas de comunicación con el sistema de información y de medidas del Operador del Sistema, según las especificaciones de intercambio de información establecidas por el Operador del Sistema, si procede.

Una vez transcurridos tres días hábiles desde el cumplimiento de los condicionantes anteriores, el nuevo participante quedará incorporado al despacho económico en la siguiente programación semanal

P.O.SEIE 2.3: Programación del intercambio de energía por el enlace eléctrico entre el sistema eléctrico balear y el sistema eléctrico peninsular

1. Objeto

Establecer, en el marco de las disposiciones contendidas en el Real Decreto 1623/2011, de 14 de noviembre, por el que se regulan los efectos de la entrada en funcionamiento del enlace entre el Sistema Eléctrico Peninsular (SEP) y el Balear (SEB), y en cumplimiento de lo establecido en la disposición adicional segunda del mismo, la forma de programación del intercambio de energía en dicho enlace eléctrico, para incorporar esta energía en la cobertura de la demanda del SEB.

2. Alcance

En el presente Procedimiento se determina:

3. Ámbito de aplicación

Este Procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

Operador del sistema (OS)

Empresas propietarias u operadores de grupos generadores que participen en el despacho económico.

Comercializadores y consumidores directos del SEB, sin perjuicio de lo establecido en la disposición transitoria primera del Real Decreto 1623/2011. En el marco de lo establecido por dicha disposición transitoria y en tanto no se haya producido la revisión allí prevista, las referencias en el presente P.O. a los sujetos mencionados, habrán de entenderse hechas únicamente a los comercializadores de último recurso.

4. Cobertura con horizonte anual**

El OS elaborará una previsión de cobertura de la demanda anual del sistema, junto con un análisis de seguridad de la misma. Esta previsión de cobertura de horizonte anual contemplará el programa de intercambio de energía por el enlace eléctrico que conecta el SEB con el SEP y que se determinará de la siguiente manera:

● Se establecerá el intercambio de energía máximo admisible en el enlace con el SEP, en condiciones normales y ante una situación de emergencia en el SEB, respetando los criterios de seguridad establecidos.

● Se asignarán precios horarios a la energía del SEP en base a los valores medios horarios, por tipo de día, del precio marginal del Mercado Diario en el último año móvil de que se disponga.

● Se resolverá un despacho económico, que tendrá en cuenta el intercambio de energía máximo admisible en condiciones normales desde el SEP al SEB, con su coste, con el que se obtendrá el programa de intercambio de energía anual por los enlaces con el SEP.

El programa de intercambio anterior formará parte del programa anual de cobertura de la demanda de acuerdo con lo establecido en el P.O. SEIE 2.2.

5. Cobertura y programación semanal**

El OS elaborará una previsión de cobertura de la demanda semanal del sistema, cumpliendo los criterios de garantía y calidad de suministro prescritos en los procedimientos de operación y teniendo en cuenta además las restricciones técnicas pertinentes. Esta previsión de cobertura de horizonte semanal contemplará el programa de intercambio de energía por el enlace eléctrico que conecta el SEB con el SEP y que se determinará como sigue:

● Se establecerá el intercambio de energía máximo horario admisible en el enlace con el SEP, en condiciones normales y ante una situación de emergencia en el SEB, respetando los criterios de seguridad establecidos.

● Se asignarán precios horarios a la energía del SEP en base a los valores horarios del precio marginal del Mercado Diario en una semana similar.