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

● 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 horario de energía semanal por el enlace con el SEP.

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

6. Cobertura y programación diaria**

El OS elaborará una previsión de cobertura de la demanda diaria 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.

Para dicha cobertura de horizonte diario, el OS 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.

El OS realizará el despacho económico definido en el P.O. SEIE 2.2. Una vez calculado, para cada hora, el coste variable de cada generador considerando los costes variables reconocidos, quedará determinado el coste de la energía programada, sin considerar enlace alguno con el SEP. Incorporando los valores de intercambio de energía máximos admisibles en condiciones normales desde el SEP al SEB establecidos anteriormente, el OS realizará un nuevo despacho económico y determinará las cantidades y el precio de la energía a transferir por el enlace desde el SEP al SEB, considerando las energías y los costes variables de producción, en orden decreciente, asociados a las unidades del SEB que puedan ser substituidas por energía procedente desde el SEP a través del enlace, para su incorporación en las ofertas de compra a presentar en el MIBEL.

El OS comunicará, con una antelación no inferior a 30 minutos antes del cierre del periodo de presentación de ofertas en el mercado diario, a los comercializadores y los consumidores directos en el sistema eléctrico conectado al SEP y al Operador del Mercado (OMIE) las cantidades y precios de las ofertas de compra de energía que comercializadores y consumidores directos en el sistema eléctrico conectado al SEP deberán presentar en el mercado diario para la programación del intercambio de energía a través del enlace con el SEP.

La cantidad a ofertar por cada comercializador y consumidor directo será proporcional a su cuota de demanda en el SEB. La cuota de demanda se calculará en base a las previsiones de consumo del sistema eléctrico recibidas por el OS para el mes M-2, siendo M el mes en curso. Esta cantidad a ofertar respetará el valor mínimo de energía fijado para participar en el mercado de producción.

Los comercializadores y consumidores directos del SEB deberán presentar las ofertas de compra de energía en el mercado diario, por los volúmenes y precios que le haya indicado el OS. Cada sujeto autorizado del SEB, para la adquisición de energía en el MIBEL, será titular de una Unidad de Programación para la integración en el mercado del programa de energía a través del enlace entre el SEP y el SEB.

El programa horario de energía, resultado del mercado diario, de todas las Unidades de Programación de comercializadores y consumidores directos, representará el programa de intercambio horario de energía a través del enlace del SEB con el SEP.

El OS realizará un nuevo despacho económico, incorporando los programas horarios de intercambio de energía a través del enlace del SEB con el SEP, y los precios marginales horarios resultantes de la casación del mercado diario, modificando, si fuera necesario, el programa horario de las unidades de producción del régimen ordinario en el SEIE.

7. Programación intradiaria**

En el caso de que el despacho económico realizado en la programación diaria se viera sensiblemente alterado por causas tales como la comunicación de indisponibilidades de los enlaces con el SEP, y/o la identificación de restricciones técnicas, y/o la comunicación de indisponibilidades de unidades de producción, entre otras, el OS determinará los valores horarios de energía y precio de las ofertas de compra o, en su caso, de recompra de energía a presentar en el mercado intradiario, para la modificación del programa de energía a través del enlace con el SEP resultante del mercado diario, o de la anterior sesión del mercado intradiario. El proceso a realizar será análogo al establecido para la programación diaria, si bien, las ofertas en el mercado intradiario podrán ser precio aceptantes cuando las modificaciones del programa de energía por el enlace estén asociadas a indisponibilidades del enlace y/o a la programación de las condiciones de funcionamiento del enlace (energía mínima, rampas, etc.).

El programa de energía en el enlace SEB – SEP podrá ser ajustado en cada una de las sesiones del mercado intradiario del MIBEL.

Para ello el OS comunicará, con una antelación no inferior a 30 minutos antes del cierre del periodo de presentación de ofertas de la correspondiente sesión del mercado intradiario, a los comercializadores y los consumidores directos en el sistema eléctrico y a OMIE las cantidades y precios de las ofertas que comercializadores y consumidores directos deberán presentar en la correspondiente sesión del mercado intradiario para ajustar el programa de intercambio de energía a través del enlace con el SEP.

Los comercializadores y consumidores directos del SEB, deberán presentar, las ofertas de compra de energía en el mercado intradiario, por los volúmenes y precios que le haya indicado el OS.

La cantidad a ofertar por cada comercializador o consumidor directo será proporcional a su cuota de demanda en el SEB conectado al SEP, calculada en base a las previsiones de consumo del sistema eléctrico recibidas por el OS para el mes M-2 siendo M el mes en curso. Esta cantidad a ofertar respetará el valor mínimo de energía fijado para participar en el mercado de producción.

Los cambios en el programa de intercambio horario de energía por el enlace con el SEP resultantes de la casación de las ofertas presentadas al mercado intradiario y, en su caso, una vez resueltas las restricciones técnicas identificadas y efectuado el reequilibrio posterior, se incorporarán al programa diario de cobertura de la demanda.

8. Resolución de desajustes en el programa de intercambio de energía por los enlaces eléctricos con el SEP en tiempo real

En caso de ser necesario el reajuste del programa de energía en el enlace SEB – SEP en tiempo real, el OS establecerá las correspondientes modificaciones de programa en tiempo real sobre las unidades de programación de energía a través de cada enlace, según orden decreciente de energía programada y, a igualdad de valor, según orden alfabético.

Asimismo, como establece el P.O. SEIE 3.1, el OS identificará y resolverá los desvíos que puedan existir entre la generación y el consumo programados y los que realmente se produzcan para garantizar la cobertura de la demanda del SEB. En caso de producirse algún desvío entre la energía programada en el enlace con el SEP y el flujo físico, bien por desvíos generación-consumo, bien por indisponibilidades fortuitas del parque generador, el OS restaurará el flujo físico del enlace a su valor de programa.

9. Comunicación de información por el operador del sistema

La comunicación de la programación anual, mensual y diaria se realizará como se establece en el P.O. SEIE 2.2, e incluirá el programa de intercambio de energía máximo admisible en condiciones normales por el enlace desde el SEP al SEB.

El OS publicará el precio final horario de generación [PFG(h)] en el SEB resultante del despacho económico sin considerar el intercambio de energía a través del enlace con el SEP y el mismo precio final horario integrando en el despacho económico el intercambio de energía con el SEP, así como el precio marginal horario de la energía en el mercado diario.

10. Mecanismo excepcional de resolución

En el caso en que, por razones de urgencia o por indisponibilidad de los sistemas informáticos u otra causa justificada, no sea posible establecer la programación del intercambio de energía en el enlace eléctrico existente entre el SEB y el SEP mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, el Operador del Sistema podrá adoptar las decisiones de operación que resulten necesarias para garantizar el suministro y su prestación en condiciones de seguridad al menor coste posible. Tales decisiones deberán ser comunicadas a la Administración competente, a los agentes afectados y a la CNE en el plazo de un mes, debiendo hacerse en dicha comunicación referencia expresa tanto a las causas que originaron la situación excepcional, como a las razones y prioridades tenidas en cuenta para la adopción de la concreta decisión.

P.O.SEIE 3.1: Programación de la generación en tiempo real

1. Objeto

El objeto de este Procedimiento es establecer el proceso para la resolución de los desvíos en tiempo real entre generación y consumo, así como la resolución de las restricciones técnicas que puedan aparecer en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE).

2. Ámbito de aplicación

Este Procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

Operador del Sistema.

Transportista único y distribuidores que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.

Distribuidores y clientes conectados a la red de transporte.

Comercializadores.

Empresas propietarias u operadoras de grupos generadores.

Gestores de las redes de distribución.

3. Resolución de los desvíos generación-consumo

3.1 Definición del proceso. El Operador del Sistema identificará y resolverá los desvíos que puedan existir entre la generación y el consumo programados y los que realmente se produzcan para garantizar la cobertura de la demanda de cada sistema de cada SEIE.

Los productores deberán comunicar al Operador del Sistema, tan pronto como sea posible, todas las indisponibilidades o modificaciones de programa que se presenten en sus equipos de generación, explicitando su duración prevista. Asimismo, los comercializadores deberán comunicar al Operador del Sistema, todas las variaciones que prevean en su demanda respecto de la programada para todo el periodo de programación.

El Operador del Sistema efectuará previsiones de la demanda que serán utilizadas para efectuar la programación de la generación y que junto con la información comunicada por los agentes dará lugar a la estimación de los desvíos previstos hasta el final del periodo de programación.

3.2 Desvíos generación-consumo. El Operador del Sistema elaborará diariamente una orden de mérito basada en un despacho económico de generación con todas las unidades de generación disponibles. Este despacho económico será la referencia para la asignación de la generación que sea necesaria para cubrir los desvíos entre la generación y el consumo.

Para la resolución de los desvíos generación-consumo previstos, el Operador del Sistema incrementará o reducirá la generación, bombeos e intercambios con otros sistemas eléctricos, considerando los resultados del despacho económico de la generación que previamente habrá realizado y asignará las modificaciones de programa que correspondan a cada unidad, incorporando estas modificaciones en el programa horario.

La asignación de cargas horaria, en función del valor horario medio de los desvíos, comprenderá todo el periodo horario de programación pendiente de ejecutar.

Las asignaciones realizadas en ningún caso podrán causar una restricción técnica.

Cuando sea preciso resolver un desvío sobrevenido entre generación y consumo, éste se resolverá mediante el incremento o reducción de generación, intercambios con otros sistemas eléctricos y bombeo disponible, resultante de la consideración del despacho económico de la generación previamente realizado, asignando las modificaciones de programa que corresponda a cada unidad, que se incorporarán en el programa horario. Dichas asignaciones podrán ser programadas para periodos inferiores a una hora.

4. Proceso de solución de restricciones técnicas en tiempo real

4.1 Definición del proceso. El Operador del Sistema analizará de forma permanente el funcionamiento real y previsto del sistema a lo largo de todo el horizonte de programación e identificará y resolverá las restricciones técnicas existentes en cada momento.

4.2 Restricciones técnicas. Para la resolución de una restricción técnica que exija la modificación de los programas de generación de una o varias unidades, el Operador del Sistema adoptará de entre las soluciones que resuelven la restricción aquélla que represente el mínimo sobrecoste, utilizando para ello el resultado del despacho económico de la generación.

5. Comunicación entre el operador del sistema y los agentes

Los agentes comunicarán al Operador del Sistema, tan pronto como sea posible, cualquier incidencia que pueda afectar a la programación de la cobertura en particular y a la operación del sistema en general.

El Operador del Sistema comunicará a los productores afectados las asignaciones realizadas para resolver los desvíos de generación y demanda y para resolver las restricciones técnicas quince minutos antes del cambio de hora.

Asimismo, para programaciones que no comprendan periodos horarios completos, el Operador del Sistema transmitirá a los agentes a la mayor brevedad posible las instrucciones que se requieran para la programación de la cobertura y la resolución de restricciones técnicas.

El intercambio de información se realizará mediante un sistema de telecomunicaciones redundante que posibilite el tratamiento informático de la misma.

6. Mecanismo excepcional de resolución

En el caso en que, por razones de urgencia o por indisponibilidad de los sistemas informáticos u otra causa justificada, no sea posible resolver un desvío o una restricción técnica mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, el Operador del Sistema podrá adoptar las decisiones de operación que resulten necesarias para garantizar el suministro y su prestación en condiciones de seguridad al menor coste posible. Tales decisiones deberán ser comunicadas a la Administración competente, a los agentes afectados y a la CNE en el plazo de un mes, debiendo hacerse en dicha comunicación referencia expresa tanto a las causas que originaron la situación excepcional, como a las razones y prioridades tenidas en cuenta para la adopción de la concreta decisión.

P.O.SEIE 7.1: Servicio complementario de regulación primaria

1. Objeto**

El objeto de este procedimiento es la determinación de las necesidades de regulación primaria en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) y establecer su asignación a los generadores que presten este servicio.

2. Ámbito de aplicación

Este procedimiento aplica al Operador del Sistema y a las empresas productoras.

3. Definiciones

La regulación primaria es un servicio complementario de carácter obligatorio y no retribuido aportado por los generadores acoplados. Tiene por objeto corregir automáticamente los desequilibrios instantáneos entre producción y consumo. Se aporta mediante la variación de potencia de los generadores acoplados de forma inmediata y autónoma por actuación de sus reguladores de velocidad como respuesta a las variaciones de la frecuencia. Dicha respuesta está caracterizada por el estatismo permanente y debe ser efectiva en menos de 30 segundos.

El estatismo permanente es la relación entre una variación cuasi estacionaria relativa de frecuencia en la red y la variación relativa de potencia del generador provocada por dicha variación de frecuencia.

R = - (∆f/fn) / (∆Pg/Pn)

donde:

R = Estatismo (p.u.).

f = frecuencia de la red.

fn = frecuencia nominal.

Pg = Potencia generada.

Pn = Potencia nominal del generador.

La reserva primaria a subir es el volumen total de potencia entre todos los generadores acoplados, resultante de la diferencia entre la potencia máxima disponible acoplada y la potencia real generada, que puede actuar en menos de 30 segundos de acuerdo con los estatismos de los grupos.

La reserva primaria a bajar es el volumen total de potencia entre todos los generadores acoplados, resultante de la diferencia entre la potencia real generada y la potencia mínima disponible acoplada, que puede actuar en menos de 30 segundos de acuerdo con los estatismos de los grupos.

La banda de regulación primaria es el margen de potencia en el que el conjunto de los reguladores de velocidad pueden actuar de forma automática y en los dos sentidos, como consecuencia de un desvío de frecuencia.

En el caso del enlace entre el Sistema Eléctrico Peninsular y el Sistema Eléctrico Balear, éste podrá participar en la regulación primaria en la forma que el operador del sistema lo determine, como apoyo a la regulación ofrecida por los generadores.

4. Requisitos de regulación primaria

La regulación primaria de los grupos generadores deberá permitir establecer un estatismo en su regulador entre el 2 y el 5%. La insensibilidad de los reguladores de los grupos debe ser inferior a + 30 mHz y la banda muerta voluntaria nula.

No obstante, se admiten estatismos hasta el 7% y bandas muertas superiores a + 30 mHz en aquellos generadores que estando en servicio con anterioridad a la aplicación de este procedimiento no tuvieran la capacidad técnica para ser adaptados para cumplir este requerimiento.

5. Asignación de la reserva de regulación

La asignación de reserva de regulación primaria por periodo de programación horario para cada sistema de los SEIE se establecerá conforme al procedimiento P.O. 1 de los SEIE.

La banda máxima y mínima de reserva de regulación primaria para cada grupo generador del sistema se determinará en función proporcional a su potencia neta disponible e inversamente proporcional a su estatismo y velocidad de respuesta.

Es conveniente notar que la reserva secundaria participará en la regulación primaria aunque no se contabilice como reserva primaria. Por consiguiente, ante un evento de desequilibrio entre la generación y el consumo, la regulación primaria hará uso de parte de la reserva secundaria.

6. Obligatoriedad de la prestación del servicio

Todas las unidades de producción deberán disponer de capacidad de regulación primaria.

En el caso de que técnicamente, una unidad de producción no pueda contar con el equipamiento adecuado, el servicio complementario deberá ser asignado, previa autorización del Operador del Sistema, a cualquiera de los restantes grupos acoplados de la misma empresa productora, o en su caso, contratado directamente por los titulares de las instalaciones obligadas a su prestación a otros agentes que puedan prestarlo. El contrato, que tendrá carácter reglado, será comunicado al Operador del Sistema, que certificará el servicio efectivamente prestado en ejecución de dicho contrato y se liquidará por las partes al precio que hubieran pactado.

7. Comunicación de datos

Las empresas de generación deberán declarar las características de los reguladores primarios de los generadores de su propiedad, así como el estatismo de cada grupo antes del 30 de noviembre de cada año.

Las empresas de generación deberán comunicar tan pronto se produzca, cualquier cambio en las características técnicas de los generadores que pudieran afectar a su reserva primaria.

8. Control del cumplimiento de los requisitos

Se comprobarán las declaraciones realizadas mediante auditorías e inspecciones técnicas.

Las inspecciones de todos los equipos se realizarán a lo largo de un periodo cíclico de cinco años, seleccionando mediante un sistema aleatorio los equipos que deben ser revisados cada año.

P.O.SEIE 7.2: Servicio complementario de regulación secundaria

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es establecer el método de asignación de la reserva de regulación secundaria en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE) a las diferentes unidades de producción que participen en la prestación de este servicio complementario, y el control de su ejecución.

2. Ámbito de aplicación

Este procedimiento aplica al Operador del Sistema y a las empresas productoras.

3. Definiciones

La regulación secundaria es el mecanismo que, a través de un regulador maestro de control, gestiona la potencia de los generadores incluidos en dicho mecanismo con el objeto de eliminar los errores de régimen permanente en la frecuencia (no corregidos por la regulación primaria) para devolver el sistema a la frecuencia nominal en menos de 15 minutos después de un evento desequilibrante entre generación y consumo.

Por regulador maestro se puede entender cualquier elemento de control, totalmente automático (AGC) o semiautomático (mediante la intervención de operadores) que garantice el objetivo de control indicado en el párrafo anterior.

En aquellos sistemas conectados eléctricamente con otros sistemas, será el operador del sistema el encargado de implementar un regulador maestro que envíe las señales adecuadas a las empresas propietarias de los grupos de generación y a los enlaces con los sistemas eléctricos para mantener el sistema en equilibrio.

La regulación secundaria es un servicio complementario obligatorio y retribuido.

La reserva secundaria a subir es el volumen total de potencia entre todos los generadores acoplados, bajo control del regulador maestro, resultante de la diferencia entre la potencia máxima disponible acoplada para atender las necesidades de regulación secundaria y la potencia real generada.

La reserva secundaria a bajar es el volumen total de potencia entre todos los generadores acoplados, bajo control del regulador maestro, resultante de la diferencia entre la potencia real generada y la potencia mínima disponible acoplada para atender las necesidades de regulación secundaria.

Es conveniente notar que, de acuerdo a su definición, la reserva secundaria participará en la regulación primaria aunque no se contabilice como reserva primaria. Por consiguiente, ante un evento de desequilibrio entre la generación y el consumo, la regulación primaria hará uso de parte de la reserva secundaria, de manera que, el regulador maestro sólo dispondrá de la reserva no utilizada por la regulación primaria para reponer la frecuencia nominal.

4. Asignación de la reserva de regulación

La asignación de reserva de regulación secundaria por periodo de programación horario para cada sistema en los SEIE se establecerá conforme al procedimiento P.O.1 de los SEIE.

Para cada periodo de programación horario, el Operador del Sistema calculará y asignará a cada unidad de producción, bajo control del regulador maestro, las bandas de regulación secundaria tanto a subir como a bajar conjuntamente con el cálculo del despacho económico de forma que se minimicen los costes de producción, considerando los criterios de seguridad.

5. Obligatoriedad de la prestación del servicio

Cada grupo generador de cada sistema deberá disponer al menos de capacidad de regulación secundaria, proporcional a su potencia neta disponible, en base a la reserva de regulación secundaria total del sistema en cada periodo de programación horario.

En el caso de que técnicamente no sea posible contar con el equipamiento adecuado, el servicio complementario deberá ser prestado por otros grupos generadores de la misma empresa o contratado directamente por los titulares de las instalaciones obligadas a su prestación a otra empresa generadora que pueda prestarlo. El contrato, en su caso, que tendrá carácter reglado, será comunicado al Operador del Sistema, que certificará el servicio efectivamente prestado en ejecución de dicho contrato y se liquidará por las partes al precio que hubieran pactado.

6. Comunicación de datos

Antes del 30 de noviembre de cada año, las empresas de generación deberán declarar los grupos generadores de su propiedad con capacidad de aportar banda de regulación secundaria de forma automática o semiautomática.

7. Valoración del servicio de regulación secundaria

La valoración del servicio complementario de regulación secundaria se realizará tanto por la banda de potencia de regulación disponible como por la utilización de la reserva de acuerdo al procedimiento de liquidación de la energía en los SEIE vigente.

8. Control de la respuesta de la regulación

El control de la respuesta de la regulación secundaria se realizará a nivel de cada sistema de cada SEIE.

Se considerará que ha existido un incumplimiento de respuesta cuando, transcurridos 15 minutos desde un evento desequilibrante entre la generación y el consumo de magnitud igual o inferior a la reserva prevista, la frecuencia no alcance el margen de funcionamiento normal del sistema indicado en el P.O. 1. de los SEIE.

Los incumplimientos de banda y la falta de calidad de la respuesta repercutirán económicamente a la empresa responsable dejando de percibir la totalidad de la banda asignada de regulación secundaria en los periodos de programación horarios en que se produzca un incumplimiento.

P.O.SEIE 8.2: Criterios de operación

1. Objeto

El objeto de este Procedimiento es establecer las actuaciones para la operación de las instalaciones de la red bajo la gestión técnica del Operador del Sistema en los diferentes estados que puedan encontrarse los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares (SEIE), así como, establecer los criterios generales para el control de la tensión

2. Alcance

En el presente Procedimiento se establecen:

El alcance general de las actuaciones del Operador del Sistema sobre las instalaciones del sistema de producción y transporte.

Las actuaciones requeridas para la operación de las instalaciones de la red bajo la gestión técnica del Operador del Sistema en los diferentes estados en que puede encontrarse el sistema eléctrico en relación con su seguridad.

La operación del sistema en relación con el control de tensión de la red de transporte.

Las medidas excepcionales de operación que podrá adoptar el Operador del Sistema, y que deberán ejecutar los agentes afectados para garantizar la cobertura de la demanda cuando el sistema eléctrico se encuentre en situación de alerta o emergencia de cobertura.

3. Ámbito de aplicación

Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

4. Responsabilidades

El Operador del Sistema es responsable de la emisión de las correspondientes instrucciones de operación a las empresas de transporte, de distribución y de generación, y, en su caso, a los centros de control de régimen especial.

Las empresas de transporte, de distribución, de generación y los generadores en régimen especial son responsables de la adecuada ejecución de las instrucciones emitidas por el Operador del Sistema, para lo que será preciso, en su caso, que las mismas sean transmitidas a los generadores en régimen especial por los centros de control de régimen especial.

5. Centro de control

Para posibilitar la emisión de consignas en tiempo real por parte del Operador del Sistema, así como la supervisión y el control de la producción y de las instalaciones de transporte, las instalaciones generadoras mayores de 1 MW o inferiores a 1 MW pero que pertenezcan a una agrupación cuya suma de potencias sea mayor de 1 MW estarán asociadas a Centros de Control, que actuarán como interlocutores de los Centros de Control del Operador del Sistema, ejecutando las instrucciones recibidas, bien directamente o bien transmitiéndolas a los distintos propietarios que estén integrados en el mismo y velando por su cumplimiento. En el caso de los clientes conectados a la Red de Transporte podrán evitar integrarse en un Centro de Control siempre que la maniobrabilidad de dicha red no se vea comprometida.

Por su condición de interlocutores básicos de la Operación del Sistema en tiempo real, los Centros de Control deberán estar dotados de la infraestructura técnica y los recursos humanos adecuados para garantizar su funcionalidad 24 h/día todos los días del año y disponer de información en tiempo real de las instalaciones bajo su control. Las características técnicas de la conexión con los centros de control serán la establecida en el PO SEIE 9 «Información a intercambiar con el Operador del Sistema». Con el fin de asegurar la correcta emisión de consignas en tiempo real contarán con capacidad de comunicación verbal con los Centros de Control del Operador del Sistema suficiente.

La verificación del cumplimiento de las condiciones anteriormente indicadas será realizada por el Operador del Sistema. Si de dicha verificación se derivara la denegación de la constitución de un Centro de control, el Operador del Sistema informará a la Comisión Nacional de Energía quien resolverá el conflicto técnico planteado.

Los Centros de Control adecuarán su operación a lo establecido en los correspondientes Procedimientos de Operación.

6. Actuaciones del operador del sistema sobre las instalaciones del sistema de producción y transporte

El Operador del Sistema, es responsable de emitir las instrucciones necesarias a las empresas de generación y de transporte para la realización de las maniobras de los elementos del sistema de producción y transporte, incluyendo entre otras:

● La gestión de la topología, adecuándola a las diferentes circunstancias de la operación.

● La gestión de los elementos de control de tensión disponibles, en particular, la generación y absorción de potencia reactiva por las unidades de generación, el uso de reactancias y de baterías de condensadores y de los reguladores de los transformadores.

● La aprobación y supervisión, en su caso, de los planes de trabajo en las instalaciones, ya sea programados o sobrevenidos, en los distintos ámbitos temporales, tanto por motivos de mantenimiento preventivo como correctivo.

● La aprobación y supervisión de los planes necesarios para la puesta en servicio de nuevas instalaciones.

Las instrucciones emitidas a los diferentes agentes deberán quedar debidamente registradas en equipos previstos a tal efecto.

7. Operación de los sistemas

Operación en estado normal.

En esta situación, la operación de cada Sistema debe estar dirigida a mantenerlo en un punto de funcionamiento que garantice:

● El mantenimiento de la frecuencia dentro de la banda establecida.

● Los márgenes de seguridad, mediante la aplicación de los planes de control de tensión y la adopción de las medidas preventivas pertinentes derivadas de los análisis de seguridad realizados.

Si un agente considera necesario realizar una determinada maniobra, deberá proponerla previamente al Operador del Sistema quien, una vez analizada, dará su conformidad si fuera procedente.

Si la iniciativa para realizar la maniobra procede del Operador del Sistema, dará las instrucciones oportunas a la empresa propietaria de la instalación, o, en su caso, a la que tenga asignada la operación de dicha instalación. Si el agente que opera dicha instalación advirtiera algún inconveniente para la maniobra deberá comunicarlo de inmediato.

Toda maniobra que deba ser realizada en el sistema deberá contar con la conformidad previa del Operador del Sistema, excepto aquéllas cuya necesidad se derive de la existencia de riesgo inminente para la seguridad de las personas o las instalaciones. En este caso la empresa que haya realizado la maniobra deberá informar al Operador del Sistema posteriormente en el plazo más breve posible.

Operación en estado de alerta.

En esta situación todas las actuaciones que se lleven a cabo en la red estarán encaminadas a devolver el sistema a su estado normal o a mitigar las consecuencias que pudieran derivarse de una evolución desfavorable del estado del sistema. Para ello el Operador del Sistema determinará las acciones más adecuadas sobre la topología de la red y el estado de la generación, y ordenará a los agentes responsables de las instalaciones la ejecución de las maniobras necesarias.

El proceso de detección y corrección de una situación de alerta es el siguiente:

● Evaluación de los riesgos potenciales que se derivarían si se produjesen determinadas contingencias.

● Determinación y análisis de las posibles acciones correctoras y preventivas.

● Aplicación de las acciones correctoras o preventivas requeridas.

Evaluación de los riesgos potenciales.

Una vez determinadas las contingencias que provocarían las violaciones de los límites establecidos por los criterios de seguridad, se identificarán, para cada una de ellas, las posibles repercusiones sobre el sistema eléctrico.

Se asignará un nivel de riesgo especial a aquellas contingencias que lleven asociados incidentes de gran amplitud con unas consecuencias potenciales muy importantes, al poder dar lugar a:

● Un incidente generalizado (desconexiones en cadena, colapso de tensión, variación inadmisible de la frecuencia, pérdida de estabilidad que pueda conducir a la pérdida de una gran parte del sistema, etc.)

● Un incidente de gran amplitud, que sin llegar a degenerar en un incidente generalizado puede afectar, sin embargo, a un volumen muy importante de mercado.

En la evaluación de riesgo de cada contingencia se prestará especial atención a las circunstancias que puedan incrementar la probabilidad de ocurrencia de la contingencia analizada.

Se tendrán en cuenta así, entre otras circunstancias, las siguientes:

● Condiciones climatológicas adversas (tormentas, viento, nieve, etc.).

● Riesgo de incendios que puedan afectar a las instalaciones.

● Problemas identificados en equipos de las instalaciones.

● Alerta especial frente a sabotajes.

Determinación y análisis de las posibles acciones correctoras y preventivas

En todos aquellos casos en los que determinadas contingencias pudieran ocasionar un incidente generalizado o de gran amplitud, se deberá elaborar un plan de salvaguarda para reducir tanto como sea posible las consecuencias que se deriven de las contingencias indicadas.

En estos planes de salvaguarda se contemplarán, para cada una de las contingencias que planteen problemas graves para la seguridad del sistema en cuestión, las acciones preventivas y/o correctoras de operación que deberían aplicarse llegado el caso con el fin de garantizar la seguridad del sistema (redespacho de generación, reposición de emergencia de elementos en descargo, modificación, en su caso, de los programas de intercambio interinsular, aplicación de interrumpibilidad, deslastre de carga, etc.).

Cuando las contingencias puedan provocar un incidente generalizado o un incidente de gran amplitud y las posibles acciones correctoras post-contingencia no puedan hacerse efectivas en un tiempo razonablemente corto será necesario adoptar medidas preventivas. Estas medidas podrían ser el acoplamiento de nuevas unidades de producción no incluidas en el programa de producción. Cuando sean posibles varias soluciones, se elegirá aquella que introduzca un menor sobrecoste.

Aplicación de las acciones correctoras y preventivas.

Cuando sea preciso adoptar medidas correctoras o preventivas, éstas deberán aplicarse lo antes posible, en particular si concurren circunstancias especiales que incrementen la probabilidad de ocurrencia de otras contingencias.

Una vez tomada por parte del Operador del Sistema la decisión de ejecución de las medidas antes reseñadas dará las instrucciones oportunas a las empresas afectadas, quienes deberán responsabilizarse de su rápido cumplimiento.

Cuando la acción correctora proceda de la actuación de los automatismos instalados en la red, los agentes implicados, a la mayor brevedad posible, informarán al Operador del Sistema tanto del alcance como del funcionamiento de los equipos automáticos.

Si surgiere alguna dificultad en la puesta en práctica de dichas instrucciones, las empresas responsables comunicarán al Operador del Sistema esta circunstancia a la mayor brevedad posible.

Operación en estado de emergencia.

Durante la operación, en el caso de que el sistema pasara a estado de emergencia, el Operador del Sistema atenderá prioritariamente al restablecimiento urgente de la seguridad hasta devolver el sistema a su estado normal.

En esta situación, el Operador del Sistema tomará las medidas que estime necesarias, coordinando las actuaciones sobre el sistema de producción y transporte, para conseguir de la forma más rápida posible que las variables de control de la seguridad del sistema eléctrico vuelvan a éste a su estado normal.

Las pautas de actuación serán completamente análogas a las indicadas en el apartado 7.3, sobre las que el hecho diferenciador esencial será dar prioridad a las medidas que se muestren más eficaces considerando que la rapidez de su implantación es esencial cuando las violaciones existentes de los criterios de seguridad sean graves.

Asimismo, en el caso de producirse alguna interrupción del suministro eléctrico de carácter local, motivada por un incidente en el sistema de producción y transporte, el Operador del Sistema deberá coordinar con los despachos de los agentes afectados, la reposición del servicio.

Operación en estado de reposición.

El proceso de reposición será coordinado y dirigido en todo momento por el Operador del Sistema.

Una vez detectada la pérdida de suministro en una zona eléctrica (cero zonal) o en la totalidad del sistema eléctrico (cero total), el Operador del Sistema atenderá prioritariamente a la reposición urgente del suministro eléctrico en la zona afectada.

El Operador del Sistema deberá poner en conocimiento de las Administraciones competentes la existencia de la perturbación e informarles de su evolución. Asimismo, informará de su existencia a la Comisión Nacional de Energía y a los agentes del sistema.

En estado de reposición el Operador del Sistema, con el concurso de las empresas transportistas, de los productores y de los gestores de distribución, dispondrá las actuaciones sobre los elementos de la red en la forma siguiente:

●· Activará los Planes de Reposición del Servicio (PRS) correspondientes, cuando éstos sean de aplicación por las características y/o extensión del incidente, pudiendo complementarlos o modificarlos cuando las circunstancias así lo aconsejen.

● Si no existe un PRS aplicable a la situación que se presenta, el Operador del Sistema dirigirá la reposición dando las instrucciones necesarias a los distintos transportistas y, en su caso a los productores y a los gestores de distribución, basando sus decisiones en la información suministrada por los agentes, en su propia experiencia y en las herramientas y ayudas de que disponga. El Operador del Sistema comunicará a la Administración competente en el plazo de un mes las decisiones adoptadas.

● Se adoptarán las medidas precisas para asegurar de forma prioritaria la alimentación de los servicios auxiliares de las centrales

● Se suspenderán los descargos en curso que puedan tener incidencia en el proceso de reposición.

Adicionalmente, los centros de control tomarán las medidas precisas que aseguren el correcto funcionamiento de los sistemas informáticos, las vías de comunicaciones y la alimentación eléctrica a los propios centros de control y a las instalaciones vitales.

Si un centro de control hubiera quedado inhabilitado para operar, será su centro de control de respaldo, si existe, quien asuma temporalmente las funciones de aquél, informando de esta eventualidad al Operador del Sistema. Cada centro de control deberá establecer los procedimientos operativos para la correcta operación de su centro de control de respaldo.

Cada centro de control alertará a los retenes de las diferentes instalaciones y servicios por él coordinados para posibilitar una rápida intervención.

8. Control de las tensiones en el sistema

Los criterios de operación para el control de las tensiones de los nudos pertenecientes a la red de transporte serán los establecidos en el procedimiento P.O.1 y en el Plan de Control de Tensión.

El SOO Operador del Sistema supervisará en tiempo real que la tensión en los nudos de la red de transporte se ajuste a las consignas de tensión y factores de potencia resultantes del Plan de Control de Tensión. Asimismo, deberá garantizar que se cumplen los criterios de seguridad y funcionamiento para la operación del sistema eléctrico exigibles, de acuerdo con lo establecido en el procedimiento P.O.1.

Para ello, el Operador del Sistema, impartirá a los proveedores del servicio las instrucciones necesarias para la operación de los medios de control de tensión de su propiedad, a saber:

● Maniobra de los elementos de compensación de reactiva conectados en la red de transporte

● Cambio de las tomas de regulación de los transformadores.

● Modificación de las consignas de tensión de los grupos.

Las empresas propietarias de elementos de control de tensión, deberán informar al Operador del Sistema, a la mayor brevedad posible, de cualquier circunstancia que pueda afectar a la disponibilidad y utilización de los elementos de control de tensión de su propiedad.

9. Medidas de operación para garantizar la cobertura de la demanda en situaciones de alerta y emergencia

En este procedimiento se indican las medidas de operación que se podrán adoptar, independientemente de que su ejecución pueda derivarse de la aplicación de éste o de otros procedimientos de operación en vigor, según sea la situación de alerta o emergencia de cobertura que se presentase.

Por su propia naturaleza algunas de las medidas se aplicarán simultáneamente y otras de forma secuencial considerando el orden en el que se enumeran en este procedimiento de operación que, en todo caso, se considerará orientativo, debiendo ser el Operador del Sistema quien determine la secuencia temporal de su aplicación en función de las condiciones de operación efectivamente existentes. Adicionalmente, cuando sea de aplicación para las medidas a adoptar, el Operador del Sistema realizará la implementación de las medidas de operación con tanta antelación como sea posible, dentro del proceso de programación diaria de la generación, si esto fuera factible o, en su caso, en tiempo real.

Con esa finalidad, el Operador del Sistema informará a los sujetos afectados por la aplicación de este procedimiento, así como a la Comisión Nacional de Energía y a las Administraciones Públicas de la existencia de un escenario de operación en el que se prevea como probable la aplicación de las medidas de operación contempladas en el mismo. El preaviso con el que se informará podrá llegar a ser de siete días, si las circunstancias lo permiten. En su caso, dichas medidas se ratificarán el día previo al de su implantación y se confirmarán en tiempo real, cuando sea procedente.

Situación de alerta de cobertura a corto plazo

1.º Reponer los descargos en las redes de transporte y de distribución para los que exista esa posibilidad, siempre que ello contribuya a incrementar la seguridad del sistema.

2.º Establecer las limitaciones precisas a la producción de los grupos generadores y/o al bombeo basadas en la garantía de suministro a corto plazo.

Las limitaciones anteriores serán complementarias de las limitaciones que sobre dichas unidades se hayan de establecer por razones de seguridad a corto plazo, en aplicación de otros procedimientos de operación vigentes.

3.º Modular la producción hidráulica (en su caso) para obtener la máxima capacidad de producción en las horas punta.

Cuando exista bajo nivel en las reservas hidráulicas será preciso programar turbinación en determinados embalses de forma que se garantice la existencia de la cota precisa en otros dependientes de aquellos para que sea posible producir la máxima potencia hidráulica en las horas de mayor demanda.

4.º Dar instrucciones a través de los medios establecidos para que requieran a los generadores en régimen especial para realizar la entrega de su potencia máxima disponible y el acoplamiento de todos los medios de compensación de reactiva.

5.º Aplicar el servicio de gestión de demanda de interrumpibilidad a nivel total o zonal, según se requiera, a los proveedores de este servicio.

Situación de emergencia de cobertura.

1.º Adoptar las medidas precisas para obtener la máxima operatividad posible en las subestaciones críticas identificadas previamente por el Operador del Sistema y posibilitar el arranque autónomo de las centrales contempladas en los Planes de Reposición del Servicio. Las medidas indicadas podrán contemplar el incremento de la disponibilidad o movilidad del personal de operación así como cualquier otra acción que se estime necesaria.

2.º Deslastre de carga manual selectivo. En los términos y condiciones establecidos en el procedimiento P.O.1.

Especialmente en el caso de aquellas medidas de operación para las que exista alguna limitación normativa que limite su aplicación, como es el caso de la aplicación de interrumpibilidad, el orden indicado deberá considerarse como orientativo.

10. Control de la frecuencia del sistema

El Operador del Sistema supervisará en todo momento los valores de la frecuencia, comprobando que se mantengan en los márgenes establecidos, para ello, se atenderá a lo indicado en el procedimiento P.O. 1. y en los procedimientos P.O. 7.1, P.O.7.2 y P.O. 7.3 que desarrollan los criterios para la determinación de las reservas de regulación necesarias en el sistema, para conseguir el adecuado equilibrio generación-demanda.

11. Mecanismo excepcional de resolución

Con objeto de afrontar situaciones no previstas en este procedimiento o por cualesquiera otras razones debidamente justificadas, el Operador del Sistema bajo su mejor criterio podrá adoptar las decisiones que resulten necesarias para garantizar el suministro y su prestación en condiciones de seguridad al menor coste posible. Tales decisiones deberán ser comunicadas a la Administración competente, a los agentes afectados y a la CNE en el plazo de un mes, debiendo hacerse en dicha comunicación referencia expresa tanto a las causas que originaron la situación excepcional, como a las razones y prioridades tenidas en cuenta para la adopción de la concreta decisión.

P.O.SEIE 9: Información a intercambiar con el operador del sistema

1. Objeto

El objeto de este Procedimiento es definir la información que debe intercambiar el 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 datos estructurales de las instalaciones de los SEIE, 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 estadísticas relativas a la operación de los SEIE., la requerida para el análisis de las incidencias de los SEIE, así como la que se refiere a los datos para las liquidaciones de las transacciones de energía eléctrica efectuadas.

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 de los SEIE, 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).

Además de la información incluida en el presente Procedimiento, deberán también tenerse en cuenta las necesidades de información recogidas en el resto de Procedimientos de Operación, en los que se describen más detalladamente los procesos necesarios para realizar las funciones que el OS tiene encomendadas.

2. Ámbito de aplicación

Este procedimiento alcanza a los siguientes sujetos del sistema eléctrico:

Operador del Sistema (OS).

Productores.

Gestores de las redes de distribución.

Transportista único y distribuidores que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.

Comercializadores.

Consumidores conectados a la red de transporte.

Consumidores cualificados que adquieren su energía directamente en el despacho económico.

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 agrupan 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 ejecutar sus funciones facilitando los análisis de seguridad y estudios de funcionamiento de los SEIE.

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

Los productores, incluidos los de régimen especial, y consumidores conectados a la red de transporte el transportista único, los distribuidores (incluidos los que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte) y 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 los SEIE gestionados por el OS. 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 de los SEIE.

El contenido de la BDE responde a la siguiente estructura:

Grupos hidráulicos.

Embalses.

Unidades térmicas de régimen ordinario.

Unidades de producción en régimen especial.

Subestaciones.

Parques.

Líneas y cables.

Transformadores.

Elementos de control de potencia activa o reactiva.

Subestaciones.

Parques.

Líneas y cables.

Transformadores.

Elementos de control de potencia reactiva.

En el Anexo I del presente procedimiento se incluye una relación detallada de los diferentes campos en 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 Comisión Nacional de Energía (CNE), que podrá disponer de toda la información.

La Administración competente, 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 y contando siempre con la autorización de los titulares de la información generada y la firma de un acuerdo de confidencialidad entre el receptor de la información y el OS.

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

5. Sistema de operación y liquidación de los sistemas extrapeninsulares

Los datos que, en el cumplimiento de sus funciones, el OS debe manejar para realizar los procesos que tiene encomendados, para la definición de cada una de las programaciones horarias y la asignación de los servicios complementarios a los distintos agentes, serán gestionados por el Sistema de Información de la Operación de los Sistemas Extrapeninsulares.

El sistema realizará los procesos de programación y despacho de generación, y el registro y archivo de datos y resultados necesarios para el proceso de liquidación.

El sistema deberá garantizar en la ejecución de los procesos e intercambio de información indicados en el párrafo anterior la confidencialidad en el tratamiento de la información de su responsabilidad, teniendo en cuenta la propiedad correspondiente a cada Agente.

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.

5.1 Bases de datos del sistema. El OS mantendrá en las bases de datos del Sistema de Operación y Liquidación de los Sistemas Extrapeninsulares toda la información necesaria para la correcta gestión de los procesos de su responsabilidad.

5.2 Acceso al sistema. El acceso al Sistema de Operación y Liquidación de los Sistemas Extrapeninsulares por parte de los agentes, 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 5.7.

5.3 Medios de intercambio de información. La comunicación entre el OS y los Sujetos, 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 sean más adecuadas.

La adopción de nuevos medios electrónicos de intercambio de información, así como la suspensión 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, aquellos 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 Sistema de Operación y Liquidación de los Sistemas Extrapeninsulares será responsabilidad y correrá a cargo de los usuarios. 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 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 un certificado personal otorgada por el OS de acuerdo a la normativa en vigor. Para la utilización del servicio de acceso público no será necesario ningún tipo de certificado.

5.5.1 Seguridad del servicio de acceso privado.–El OS podrá establecer un sistema de seguridad del servicio de acceso privado basado 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 solicitar la anulación del los certificados cuando lo consideren conveniente (por ejemplo, cese de actividad de usuarios responsables de los certificados)

5.6 Criterios de publicidad de la información. La programación de la generación se realiza mediante un proceso de despacho económico de los grupos, por lo que los datos referentes al resultado de dicha programación no son confidenciales y se consideran públicos para todos los agentes.

Los criterios de publicidad de la información gestionada por el OS son los siguientes:

● El OS hará público el resultado de los procesos de operación técnica de su responsabilidad, así como las curvas de demanda y programas de generación correspondientes.

● En todo caso el OS, garantizará el secreto de la información de carácter confidencial puesta a su disposición por los agentes.

5.7 Información pública. Es la información que el OS hace pública sobre los procesos de operación de los sistemas eléctricos.

Ésta depende del periodo al que afecta y del momento en que se hace pública.

5.7.1 En tiempo real. La información que el OS publicará después de cada proceso de reprogramación se referirá al nuevo programa de generación horaria, incluyendo la reasignación de reserva y la resolución de restricciones y desequilibrios generación-demanda, según se necesite y para el sistema que lo requiera.

Todos estos procesos están regulados y desarrollados en los Procedimientos de Operación de los SEIE. La información y el momento de comunicación sobre cada uno de ellos están establecidos en los correspondientes Procedimientos de Operación.

5.7.2 Diariamente. Con periodicidad diaria se publicará la siguiente información:

Al realizar despacho de generación diario, la información sobre el día siguiente correspondiente a:

● Previsión de la demanda de cada SEIE.

● Programa horario de generación para cada SEIE, incluyendo las reservas asignadas.

● Cierre diario del programa final de generación.

En aquellos sistemas conectados eléctricamente con otros sistemas se publicará:

● La capacidad programable en los enlaces existentes

● Programa en los enlaces existentes

● Valor del precio final horario de generación, distinguiendo entre el precio marginal horario de la energía en el mercado diario, el resultante del despacho económico antes de integrar el intercambio y el correspondiente al despacho económico con el programa de intercambio de energía a través de los enlaces

5.7.3 Semanalmente. Con periodicidad semanal se elabora la cobertura de la demanda prevista para la semana siguiente y se publicará la siguiente información:

● Previsión de la demanda de cada SEIE.

● Programa horario de generación para cada SEIE.

● Programa de reserva de potencia de regulación primaria y secundaria.

● Programa del servicio de regulación terciaria.

● Orden de arranque de grupos para sustitución en caso de avería o indisponibilidad.

En aquellos sistemas conectados eléctricamente con otros sistemas se publicará:

● La capacidad programable en los enlaces existentes.

● Programa por los enlaces existentes.

5.8 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 sistema, Unidades de Programación (UP), y Físicas (UF), 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 sujetos deberán comunicar al OS la información necesaria para realizar la función de programación de la generación.

La información a proporcionar es la siguiente:

● Disponibilidad horaria de los grupos (indisponibilidades, mantenimiento, limitaciones).

● Capacidad de reserva de potencia rodante.

● Previsión de demanda de distribuidores, comercializadores y consumidores cualificados que adquieren su energía directamente en el despacho de generación.

● Previsiones de generación de los generadores en régimen especial.

Además los sujetos deberán comunicar al OS la siguiente información conforme a la normativa vigente:

● Potencia neta y mínimo técnico.

● Rampas de subida y bajada.

● Costes de arranque en frío, arranque en caliente y reserva caliente.

● Curva de eficiencia del grupo para el despacho económico.

El coste de cada uno de los combustibles utilizados en los SEIE será el establecido por el Ministerio de Industria, Energía y Turismo.

Asimismo los agentes deberán proporcionar adicionalmente la información que se requiera en los distintos Procedimientos de Operación.

5.9 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 debidamente cumplimentado y acompañado del soporte documental justificativo del cambio.

Una vez revisada la modificación solicitada por el sujeto del sistema, el OS comunicará al sujeto del sistema 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 de medidas eléctricas del SEIE

El Concentrador de Medidas Eléctricas del SEIE que corresponda es el sistema con que gestiona el OS la información de medidas en cada SEIE de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.1 Contenido de la base de datos del Concentrador de Medidas Eléctricas. La base de datos del Concentrador de Medidas del SEIE 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.

Códigos Universales Punto de Suministro tipos 1 y 2 (CUPS).

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

Codificación de instalaciones y agregaciones de régimen especial tipos 3 y 5.

Medidas horarias en CUPS tipos 1 y 2.

Datos horarios de las medidas agregadas de clientes tipos 3, 4 y 5.

Datos horarios de las medidas agregadas de régimen especial tipos 3 y 5.

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

Acumulados entre actividades.

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

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

Dicha información estará 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 de Medidas Eléctricas del SEIE es de carácter restringido, de forma que únicamente cada participante del sistema de medidas podrá acceder a los datos de los puntos frontera, CUPS y/o agregaciones de los que es partícipe.

Cada participante del sistema de medidas podrá consultar al menos la siguiente información residente en el Concentrador de Medidas Eléctricas del SEIE:

● 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 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 las agregaciones tipos 3, 4 y 5.

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

Adicionalmente 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 recogidos en la última versión del documento ‘Ficheros para el Intercambio 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 de medidas recibe y gestiona la información intercambiada entre los puntos frontera de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.6 Alta de puntos frontera, CUPS, agregaciones y resto de datos estructurales. El alta, baja y/o modificación de fronteras, CUPS y agregaciones junto con el resto de datos estructurales se realizará de acuerdo a la legislación vigente y atendiendo a la versión vigente del documento de «Ficheros para el intercambio de información de medidas para los SEIE en los Sistemas Eléctricos Insulares y Extrapeninsulares» e «Información para titulares de instalaciones de régimen especial» publicados en la página web del OS. El OS facilitará periódicamente a la Comisión Nacional de Energía la relación existente entre Unidades Físicas, unidades de generación y códigos CIL.