Resolución de 18 de diciembre de 2015, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se establecen los criterios para participar en los servicios de ajuste del sistema y se aprueban determinados procedimientos de pruebas y procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto 413/2014, de 6 de junio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes de energía renovables, cogeneración y residuos

• Véanse transformadores de transporte.

1.1.7 DATOS DE LA LÍNEA O CABLE DE EVACUACIÓN.

Este apartado aplica a centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.7.1 Centrales de más de 50 MW de potencia no conectadas a la red de transporte.

• Véanse líneas y cables de red observable.

1.1.7.2 Centrales conectadas a la red de transporte.

• Véanse líneas y cables de transporte.

1.1.8 DATOS DE LAS PROTECCIONES.

1.1.8.1 Centrales de potencia inferior o igual a 50 MW que no estén conectadas a la red de transporte.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas a la central (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

• Protección de mínima frecuencia: ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

• En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

○ Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

○ Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

1.1.8.2 Centrales de más de 50 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas a la central (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

• Relés de mínima tensión: Ajustes.

• Protección de mínima frecuencia: Ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

• Disparo por sobrevelocidad. Valor de disparo.

• En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

○ Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

○ Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

○ Esquema unifilar de protección de la instalación.

1.1.8.3 Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.

1.1.8.3.1 Protecciones de la Central.

• Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de la red.

• Protección ante pérdida de sincronismo: Indicar tipo de protección, número de deslizamientos para el disparo y si ante éste el grupo queda sobre auxiliares.

• Relé de sobretensión: Ajustes.

• Protección de secuencia inversa: Indicar estado de coordinación de esta protección con el reenganche monofásico y los relés de discordancia de polos de la red.

• Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes.

1.1.8.3.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

• Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SÍ/NO) con las protecciones de la red.

• Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador de generación. Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

• Relé de mínima tensión: Ajustes.

1.1.8.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

• Capacidad de teledisparo (SÍ/NO).

• Tiempo de actuación del teledisparo desde que se recibe la señal.

• Lógica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

1.2 INSTALACIONES EÓLICAS, FOTOVOLTAICAS Y EN GENERAL TODAS AQUELLAS INSTALACIONES DE PRODUCCIÓN CUYA TECNOLOGÍA NO EMPLEE UN GENERADOR SÍNCRONO CONECTADO DIRECTAMENTE A RED.

1.2.1 PLANTAS FOTOVOLTAICAS MAYORES DE 50 KW Y HASTA 1 MW DE POTENCIA.

• Nombre de la central.

• Número catastral de la finca.

• Empresa o empresas propietarias:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Dirección.

○ Porcentaje de participación.

• Número de identificación en el RAIPEE.

• Domicilio de la central: Municipio, código postal y provincia.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

• Compañía Distribuidora.

1.2.2 CARACTERÍSTICAS DE CADA INSTALACIÓN.

• Nombre de la instalación.

• Localización geográfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribución con influencia en la red de transporte): planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribución de tensión superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

• Empresa propietaria:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Dirección.

• Número de identificación en el RAIPEE.

• Fecha de inscripción en el Registro Administrativo correspondiente.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

• Domicilio de la instalación: Municipio, código postal y provincia.

• Coordenadas UTM de la poligonal del parque, huerta, etc.

• Compañía Distribuidora.

• Potencia instalada: Aparente bruta (MVA) y activa neta (MW). La potencia aparente debe incluir toda la compensación de reactiva de la instalación.

• Subestación / parque de conexión a la red (Nombre, kV).

• Régimen de operación previsto de la instalación:

• Horas de utilización (a plena potencia) referidas a período anual y estacionales.

• Curva de potencia activa en función del recurso primario (velocidad del viento en el caso de plantas eólicas, irradiancia en el caso de huertas solares, etc.) incluyendo indicación de las velocidades máximas de viento para las cuales los aerogeneradores, paneles, captadores parabólicos, etc., dejan de aportar potencia.

• Cumplimiento de los requisitos de respuesta ante huecos de tensión (sí/no).

• Datos de cada modelo de cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.):

• Número de unidades generadoras del mismo modelo.

• Fabricante y modelo.

• Tecnología: Máquina de inducción o asíncrona de jaula de ardilla, máquina de inducción o asíncrona de deslizamiento variable, máquina de inducción o asíncrona doblemente alimentada, aerogeneradores con conversión total de potencia (full converter), inversores, etc. En caso de otras tecnologías no indicadas, aportar breve descripción.

• Potencia activa instalada de cada unidad generadora (kW).

• Potencia aparente instalada de cada unidad generadora (kVA) incluyendo, en su caso, su compensación de reactiva interna.

• Curva de potencia reactiva en función de la potencia activa considerando, en su caso, la compensación de reactiva interna de cada unidad generadora.

• En el caso de instalaciones de más de 10 MW o conectadas a la red de transporte, se aportará un modelo de la instalación que debe describir su comportamiento dinámico desde el punto de vista del sistema eléctrico al que se conecta, ante cualquier perturbación en el mismo. Esta información se aportará de la siguiente forma:

○ A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionado por el propio OS,

○ O bien, a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado al efecto por el OS.

En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

• Compensación de reactiva en bornas de cada unidad generadora excluida, en su caso, la compensación interna:

• Compensación estática y dinámica de potencia reactiva (valores nominales en MVAr).

• Posibilidad de regulación.

• Compensación de reactiva en bornas de la instalación excluida, en su caso, la asociada a cada unidad generadora:

• Compensación estática y/o dinámica de potencia reactiva total (valor nominal en MVAr).

• Posibilidad de regulación.

• Baterías de condensadores (sí/no).

○ Potencia total (MVAr).

○ Número de escalones.

○ Tipo de control de los escalones.

• Sistemas de compensación o regulación continua basados en electrónica de potencia (FACTS) (sí/no).

○ Potencia total instalada (MVAr).

1.2.3 DATOS DEL TRANSFORMADOR DE CONEXIÓN A LA RED.

• Empresa o empresas propietarias:

○ Nombre.

○ NIF/CIF.

○ Dirección.

• Potencia nominal (MVA).

• Tensión nominal (kV) de primario y secundario.

• Grupo de conexión.

• Pérdidas debidas a la carga (kW).

• Tensión de cortocircuito (% en base máquina).

• Impedancia homopolar (% en base máquina).

1.2.4 DATOS DE LA LÍNEA O CABLE DE CONEXIÓN A LA RED.

• Véanse líneas y cables de red observable.

1.2.5 DATOS DE LAS PROTECCIONES.

1.2.5.1 Protecciones de la instalación.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (recogidos en el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección) ante perturbaciones internas al parque (sí/no). Indicar particularidades, en su caso.

• Relé de mínima tensión: Indicar fases en que mide y ajustes.

• Relé de sobretensión: Ajustes.

• Protección de mínima frecuencia: Ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

• Dispositivos automáticos de reposición por frecuencia: Confirmar que no existen o que están deshabilitados.

1.2.5.2 Protecciones asociadas a cada unidad generadora (aerogenerador, inversor, etc.).

• Relé de mínima tensión: Indicar fases en que mide y ajustes.

• Relé de sobretensión: Ajustes.

• Protección de mínima frecuencia: Ajustes y cumplimiento del procedimiento por el que se establecen los Planes de Seguridad.

• Protección de sobrefrecuencia. Ajustes.

• Dispositivos automáticos de reposición por frecuencia: Confirmar que no existen o que están deshabilitados.

• Disparo por sobrevelocidad en su caso. Valor de disparo.

1.2.5.3 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

• Relé de mínima tensión: Ajustes.

• En caso de que el tiempo crítico en el nudo de conexión a la red sea inferior a 1 segundo, indicar:

• Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal.

• Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

1.2.6 DATOS ADICIONALES EN EL CASO DE INSTALACIONES CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE.

1.2.6.1 Características de cada instalación.

• Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de enlace.

• Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia desde las distintas unidades de generación hasta el punto de conexión a la red.

• Intensidad de cortocircuito aportada por la instalación a un cortocircuito en el punto de conexión a la red.

• Informe con el contenido máximo de distorsión armónica garantizado:

○ Bien a través de una previsión a nivel de instalación, según se indica en CEI 61000-3-6, de los armónicos de tensión e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsión armónica.

○ Bien realizar medidas a nivel de instalación de los armónicos de tensión e intensidad (magnitud y orden del 2 al 50) y de la tasa de distorsión armónica, en períodos mínimos de una semana según se indica en CEI 61000-4-30.

• Nivel de tensión (kV) de la red interna de conexión de las unidades generadoras.

• Esquema unifilar de protección de la instalación de producción y de la instalación de enlace.

1.2.6.2 Datos del transformador de la instalación (en caso de ser éste el transformador de conexión a la red, véase punto 1.2.6.4).

• Potencia nominal (MVA).

• Tensión nominal (kV) de primario y secundario.

• Grupo de conexión.

• Pérdidas debidas a la carga (kW).

• Tensión de cortocircuito (% en base máquina).

• Impedancia homopolar (% en base máquina).

1.2.6.3 Datos de la línea o cable de evacuación de cada instalación (en caso de ser ésta la línea o cable de conexión a la red de transporte, véase punto 1.2.6.5).

Véanse líneas y cables de red observable.

1.2.6.4 Datos del transformador de conexión a la red.

Véanse transformadores de transporte.

1.2.6.5 Datos de la línea o cable de evacuación (en su caso).

Véanse líneas y cables de transporte.

1.2.6.6 Datos de las protecciones.

1.2.6.6.1 Protecciones de la instalación de producción.

Condiciones de sincronismo para el acoplamiento. Automatismos y ajustes.

1.2.6.6.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

• Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección.

• Protección de apoyo ante cortocircuitos en la red: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de la red.

1.2.6.6.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

• Capacidad de teledisparo (SI/NO).

• Tiempo de actuación del teledisparo desde que se recibe la señal (indicar también tiempos de apertura de interruptor).

• Lógica de teledisparo y conmutadores o selectores que incluye.

1.2.7 DATOS PRINCIPALES DE LOS EQUIPOS DE CONTROL DE TENSIÓN PARA LAS INSTALACIONES DE MÁS DE 10 MW.

El OS podrá solicitar una descripción de la implementación física del control de tensión de régimen permanente establecido en la instalación mostrando como participan las dinámicas fundamentales de los generadores individuales (inversores en su caso) así como las dinámicas del control en el punto de conexión a la red de la instalación de producción. En tal caso, se aportarán los correspondientes esquemas de bloques con los valores correspondientes de los parámetros que en el esquema están representados.

1.3 INFORMACIÓN BÁSICA NECESARIA PARA LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN Y LA PARTICIPACIÓN EN LOS MERCADOS DE SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA.

1.3.1 INFORMACIÓN GENERAL.

Datos correspondientes a la unidad física.

• Nombre y código de la unidad física asociada.

• Nombre de la instalación.

• Código de inscripción en el registro administrativo correspondiente.

• Subgrupo asociado.

• Provincia.

• CIL.

• Potencia neta máxima de la UF.

• Potencia reactiva máxima y mínima de la UF.

• Tipo de producción.

• Punto frontera.

• En su caso, indicación de los modos de funcionamiento multieje.

Datos correspondientes a la unidad de programación.

• Nombre y código de:

○ Unidad de programación a la que pertenece.

○ Sujeto titular / Sujeto representante.

○ Unidad de oferta asociada.

• Potencia neta máxima de la UP (suma de las potencias máximas de las UF que la componen).

• Mínimo técnico de la UP.

• Tipo de producción (nuclear, carbón, fuel-gas, ciclo combinado, hidráulica, turbinación bombeo, consumo bombeo, cogeneración, solar fotovoltaica/ térmica, eólica terrestre/marina, biomasa, biogás, residuos).

• En caso de unidades de programación de ciclo combinado, indicar si se trata de centrales multieje.

• Indicación de si la instalación es:

○ Renovable/no renovable.

○ Cogeneración de alta eficiencia.

• En su caso, centro de control al que pertenece.

Indicación de si la instalación se encuentra en periodo de pruebas preoperacionales.

1.3.2 SOLUCIÓN DE RESTRICCIONES TÉCNICAS Y MERCADO DE RESERVA DE POTENCIA ADICIONAL A SUBIR.

• Subestación/parque de conexión a la red (nombre, kV).

• Zona eléctrica a la que pertenece.

• Tiempos de arranque (min.) mínimo exigible por el OS:

○ Desde orden de arranque hasta sincronización (en frío/en caliente).

○ Desde sincronización hasta mínimo técnico (en frío/en caliente).

○ Desde sincronización hasta plena carga (en frío/en caliente).

En caso de unidades de programación térmicas con más de un modo de funcionamiento, se han de aportar los tiempos de arranque solicitados para cada uno de los posibles modos de funcionamiento.

• Tiempo de parada de programación (min) desde plena carga hasta desconexión.

• Indicar el valor del programa de entrega de energía mínimo necesario para la provisión efectiva al sistema de reserva de potencia adicional a subir.

1.3.3 REGULACIÓN PRIMARIA.

Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SÍ/NO). En caso afirmativo, indicar:

• Insensibilidad del regulador (mHz). No ha de ser superior a 10 mHz.

• Banda muerta voluntaria del regulador (mHz):

○ Rango de ajuste.

○ Valor ajustado: confirmar que el valor ajustado es cero.

○ Posibilidad de telemedida del valor ajustado

En caso de no disponer de regulación primaria propia, aportar documentación que acredite la prestación del servicio por otra unidad generadora, indicando:

○ Unidad que presta el servicio.

○ Confirmación de insensibilidad no superior a 10 mHz.

○ Confirmación de banda muerta voluntaria nula.

1.3.4 REGULACIÓN SECUNDARIA.

• Zona de regulación en la que, en su caso, se encuentra integrada.

• En caso de participación activa en el servicio:

○ Información detallada de la conexión del sistema de regulación con el AGC, características de la señal de consigna, procesamiento de la señal, límites.

○ Potencia activa máxima y mínima de regulación en b.a. (MW).

○ Limitaciones en la subida y bajada de carga en MW/min: Rango de ajuste y valores de consigna para rampa continua y escalón.

1.3.5 REGULACIÓN TERCIARIA Y GESTIÓN DE DESVÍOS.

• Zona de regulación en la que, en su caso, se encuentra integrada.

• En el caso de generadores dependientes entre sí, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar también los datos solicitados, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duración, por ejemplo, arranque de la segunda turbina de gas en caso de estar funcionando con una turbina de gas y la turbina de vapor.

• En caso de participación activa en el servicio:

○ Tiempo de arranque:

• En frío (desde orden de arranque hasta listo para sincronización).

• En caliente (desde orden de arranque hasta listo para sincronización).

○ Tiempo mínimo de arranque de programación.

• Desde sincronización hasta mínimo técnico (min). Desglosar arranque en frío y en caliente.

• Desde sincronización hasta plena carga (min). Desglosar arranque en frío y en caliente.

○ Tiempo mínimo de parada de programación (desde plena carga hasta desconexión) (min).

○ Máxima rampa ascendente de regulación terciaria (MW en 15 min).

○ Máxima rampa descendente de regulación terciaria (MW en 15 min).

1.3.6 CONTROL DE TENSIÓN DE LA RED DE TRANSPORTE.

En caso de instalaciones conectadas a la red de transporte:

• En el caso de instalaciones de generación, transformadores de red observable e instalaciones de consumo, declaración explícita de cumplimiento de los requisitos obligatorios de control de tensión establecidos en el procedimiento de operación en el que se describe el Servicio Complementario de Control de Tensión o incumplimientos, en su caso, y su justificación.

• En el caso de grupos hidráulicos reversibles generador/motor, completar los datos requeridos en el anexo 1 del PO 7.4 para cada uno de los modos de funcionamiento.

• En el caso de grupos generadores y grupos reversibles que tengan capacidad de funcionar como compensadores síncronos, se indicarán los requisitos técnicos de funcionamiento, y el tiempo requerido para su entrada en funcionamiento.

• Deberá indicarse la posibilidad, si existe, de telemandar los grupos de modo que pueda modificarse la consigna de excitación y/o las tomas del transformador de salida del grupo desde el despacho de generación del sujeto titular o representante del grupo, o desde el centro de control correspondiente.

2. RED DE TRANSPORTE

2.1 SUBESTACIONES.

• Nombre de la subestación.

• Domicilio: Municipio, código postal y provincia.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

2.2 PARQUES.

• Nombre de la subestación.

• Tensión (kV).

• Coordenadas UTM del parque (dar un punto de referencia).

• Configuración.

• Propietario de cada posición.

• Propietario de cada barra.

• Intensidad máxima de cortocircuito admisible de los distintos elementos del parque.

• Poder de corte nominal en cortocircuito de los interruptores.

• Esquemas unifilares de protección y medida.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

• Protecciones:

○ Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

○ Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

○ Protección de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

○ Esquema unifilar de protección y medida.

○ Relés de mínima tensión: lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

2.3 LÍNEAS Y CABLES.

• Denominación de la línea.

• Parques extremos de la línea.

• Número de circuitos y longitud en km.

• Propietario o conjunto de propietarios y participación en su caso.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

• Tensión nominal de funcionamiento y máxima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variación) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con características homogéneas.

• Resistencia de secuencia directa (Ω).

• Reactancia de secuencia directa (Ω).

• Susceptancia de secuencia directa (μS).

• Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

• Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

• Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

• Datos adicionales sólo para líneas y cables de la red de transporte, propiamente dichos:

• Valores estacionales (verano, otoño, invierno, primavera) de:

○ Capacidad nominal de transporte de la línea (MVA).

○ Elemento limitante.

○ Límite térmico permanente del conductor (MVA).

○ Temperatura máxima de funcionamiento del conductor (ºC).

○ Longitud en apoyos compartidos, en su caso (en una misma zanja o galería, si de cables aislados se trata).

• Configuración de la línea.

• Conductor: Denominación / material / sección total (mm²).

• Cables de tierra: Denominación / material / sección total (mm²).

• Configuración de puesta a tierra (sólo para cables aislados): Tipo/longitud de las secciones.

• Número de conductores por fase.

• Protecciones:

○ Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

○ Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

○ Protección de apoyo ante cortocircuitos externos: Indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SÍ/NO) con las protecciones de otros elementos.

○ Esquema unifilar de protección y medida.

○ Acopladores de red o teleacopladores: Existencia y ajustes.

○ Relés de sincronismo: existencia y ajustes. Desglosar, en caso necesario, entre supervisión del reenganche y del cierre voluntario.

○ Relés de mínima tensión: Lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

○ Protección de sobretensión: Existencia y ajustes.

○ Dispositivos automáticos de reposición: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

○ Reenganche:

▪ Posición del reenganchador en condiciones normales de operación (no activo/mono/mono+tri/tri).

▪ Extremo que lanza tensión en el reenganche trifásico.

▪ Supervisión de sincronismo en el reenganche trifásico (SÍ/NO).

• Teledisparo:

○ Teledisparo ante apertura voluntaria (SÍ/NO).

○ Teledisparo ante apertura de interruptor (SÍ/NO).

2.4 TRANSFORMADORES.

Los transformadores que alimentan cargas y los conectados a redes no observables se tratan bajo el epígrafe «Instalaciones de consumo».

• Nombre de la subestación y parque del nivel de tensión más alto.

• Número de orden.

• Localización geográfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribución con influencia en la red de transporte): planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribución de tensión superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

• Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de enlace.

• Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalación de enlace a la red.

• Propietario o conjunto de propietarios y participación en su caso.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

• Tipo de transformador: configuración (trifásico o banco), autotransformador /transformador, circuito magnético (n.º de columnas).

• Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

• Tipo de refrigeración.

• Tensión nominal de cada arrollamiento (kV).

• Tensión máxima de servicio de cada arrollamiento (kV).

• Grupo de conexión.

• Tipo de regulación en cada arrollamiento: Carga o vacío, regulación automática (SÍ/NO) y bloqueo ante colapso (Sí/NO).

• Número de tomas en cada arrollamiento y extensión de tomas (%). Número de la toma principal (correspondiente a la tensión nominal del transformador), de la toma habitual (regulación en vacío) y de la toma máxima (toma del regulador en la que se obtiene la tensión más alta). Para transformadores de generación, además, números de la toma habitual (cambiador de tomas en vacío) o de las más frecuentes (cambiador de tomas en carga).

• Relación de transformación entre primario y secundario para cada una de las posibles tomas del transformador o autotransformador.

• Pérdidas en el transformador:

○ Pérdidas debidas a la carga entre cada pareja de arrollamientos (kW).

○ Pérdidas en vacío (kW).

○ Pérdidas en los equipos auxiliares (kW).

• Tensión de cortocircuito entre cada pareja de arrollamientos en las tomas principal, máxima y mínima, en su caso (% en base máquina). Toma principal en transformadores de generación.

• Impedancias homopolares entre cada arrollamiento y su borne neutro en las tomas principal, máxima y mínima, en su caso (% en base máquina). Toma principal en transformadores de generación.

• Datos adicionales para transformadores de la red de transporte y de la red observable, propiamente dichos:

• Protecciones:

○ Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

○ Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

○ Protección de apoyo ante cortocircuitos externos: Indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

○ Esquema unifilar de protección y medida.

• Relés de mínima tensión: Lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

• Protección de sobretensión: Existencia y ajustes.

2.5 ELEMENTOS DE CONTROL DE POTENCIA ACTIVA O REACTIVA.

• Nombre de la subestación y parque en que se sitúa.

• Tipo (Reactancia o Condensador o Dinámica; se replicará la información en caso de elementos con posibilidades de compensación inductiva y capacitiva).

• Número de orden.

• Tensión nominal (kV).

• Potencia nominal (MVAr).

• Tensión de conexión (kV).

• Situación (barras o terciario de transformador).

• Propietario.

• Pérdidas en el hierro (kW).

• Pérdidas en el cobre (kW).

• Pérdidas totales incluidas adicionales (kW).

• Tipo de conexión.

• Número de escalones.

• Para cada escalón:

○ Nº de bloques.

○ Potencia nominal de cada bloque (MVAr).

○ Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

• Protecciones:

○ Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

○ Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

○ Protección de apoyo ante cortocircuitos externos: indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

○ Esquema unifilar de protección y medida.

• Relés de mínima tensión: Lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

○ Protección de sobretensión: Existencia y ajustes.

○ Dispositivos automáticos de reposición: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

3. INSTALACIONES DE CONSUMO CONECTADAS A LA RED DE TRANSPORTE

En lo que a transformadores se refiere, el presente epígrafe es de aplicación a los que alimentan cargas y a los conectados a redes no observables. Los transformadores de la red observable se tratan en el capítulo de Red Observable.

• Denominación de la instalación.

• Número de orden.

• Localización geográfica (solicitudes de acceso a la red de transporte o a la red de distribución con influencia en la red de transporte): planos (detalle mínimo de situación particular E 1:50.000 y de situación general E 1:200.000) y distancias significativas (a líneas y nudos de conexión a la red).

• Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso a la red de transporte o a redes de distribución de tensión superior a 100 kV con influencia en la red de transporte).

• Diagrama unifilar de detalle de los equipos de potencia de la instalación de enlace a la red.

• Propietario.

• Domicilio de la instalación. Municipio, código postal y provincia.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

• Tipo de carga (red de distribución, servicios auxiliares, consumidor).

• Subestación y parque de conexión a la red (Nombre, kV).

• Configuración general de la instalación, modularidad y flexibilidad de funcionamiento.

• Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (índices anual y estacionales si procede).

• Régimen de funcionamiento previsto. Previsión de consumo (MW, MVAr) en el punto de conexión a la red en las situaciones horarias y estacionales significativas, así como energía estimada anual.

• Transformador de conexión a la red.

• Tipo de transformador: Configuración (trifásico o banco), autotransformador/transformador, circuito magnético (nº de columnas)

• Potencia nominal de cada arrollamiento (MVA).

• Tensión nominal y máxima de servicio de cada arrollamiento (kV).

• Grupo de conexión.

• Pérdidas debidas a la carga (kW).

• Tensión de cortocircuito (% en base máquina).

• Impedancia homopolar (% en base máquina).

• Características principales de composición de la carga (si procede):

○ Proporción de motores de inducción (% sobre la carga total).

• Del resto de la carga que no se corresponda con motores de inducción:

○ Proporción asimilable a carga de potencia constante (%).

○ Proporción asimilable a carga de impedancia constante (%).

○ Proporción asimilable a carga de intensidad constante (%).

• Información adicional para hornos de arco en corriente alterna:

○ Tensión de alta (kV).

○ Tensión de media (kV).

○ Tensión de baja (kV).

○ Potencia del horno (MVA).

○ Compensación de reactiva: Tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexión.

○ Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.

○ Impedancia de la reactancia serie, si la hubiere.

○ Impedancia de los cables de baja tensión, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexión a la red hasta el electrodo.

○ Cos φ de las impedancias anteriores.

• Información adicional para hornos de arco en corriente continua:

○ Tensión de alta (kV).

○ Tensión de media (kV).

○ Tensión de baja (kV).

○ Potencia de rectificación (MW).

○ Número de pulsos.

○ Compensación de reactiva: Tipo, potencia nominal (MVAr) y embarrado de conexión.

○ Impedancia de cortocircuito y potencia de los transformadores MT-BT.

○ Impedancia de los cables de baja tensión, del electrodo y cualquiera otra adicional que pueda existir desde el punto de conexión a la red hasta el electrodo.

○ Cos φ de la impedancia de los cables de baja tensión.

○ Filtros de armónicos: Orden de armónico al que está sintonizado cada filtro y potencia unitaria (MVAr).

• Información adicional para trenes de alta velocidad (TAV) y cargas desequilibradas:

○ Tensión nominal (kV).

○ Potencia nominal (MVA) y fases entre las que carga.

○ Características del equipo de compensación de desequilibrio, en caso de existir.

• Información adicional para motores de inducción de más de 10 MW o cargas que presenten características dinámicas especiales, frente a la tensión o la frecuencia, no indicadas anteriormente, si no son caracterizables mediante las características principales de composición de la carga definidas anteriormente y si el OS lo considera pertinente:

• Se aportará un modelo que debe describir el comportamiento dinámico de la instalación desde el punto de vista del sistema eléctrico al que se conecta, ante cualquier perturbación en el mismo. Esta información se aportará de la siguiente forma:

○ A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,

○ O bien, a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar a este tipo de cargas, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

• Línea o cable de conexión a la Red de Transporte (en su caso):

○ Número de circuitos y longitud en km.

○ Propietario o conjunto de propietarios y participación en su caso.

○ Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

○ Tensión nominal de funcionamiento y máxima de servicio de cada circuito (y proyectada en caso de variación) para cada uno de los circuitos o tramos del mismo con características homogéneas.

○ Resistencia de secuencia directa (Ω).

○ Reactancia de secuencia directa (Ω).

○ Susceptancia de secuencia directa (μS).

○ Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

○ Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

○ Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

• Protecciones:

○ Cumplimiento de los Criterios Generales de Protección (de acuerdo con el procedimiento por el que se establecen los Criterios Generales de Protección). Indicar particularidades, en su caso.

○ Esquema de protección ante cortocircuitos. Tiempo crítico contemplado.

○ Protección de apoyo ante cortocircuitos externos: Indicar tipo(s) de relé(s), criterios y valores de ajuste y estado de coordinación (SI/NO) con las protecciones de otros elementos.

○ Esquema unifilar de protección y medida.

○ Relés de mínima tensión: lógica de disparo e interruptores sobre los que actúan.

○ Protección de sobretensión: Existencia y ajustes.

• Características y ajuste del relé de frecuencia:

○ Frecuencia: Rango de ajuste, escalonamiento y valor de ajuste (Hz).

○ Temporización: Rango de ajuste y valor de ajuste (s).

○ Existencia de mecanismo de reposición (SI/NO). En caso afirmativo, confirmar su no habilitación.

○ Cargas mínima y máxima desconectadas por el relé (MW).

○ Identificación del interruptor sobre el que actúa el relé.

○ Dispositivos automáticos de reposición no asociados al relé de frecuencia: Indicar si existen y describir su comportamiento, en su caso.

4. RED OBSERVABLE

4.1 SUBESTACIONES.

• Nombre de la subestación.

• Domicilio: municipio, código postal y provincia.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

4.2 PARQUES.

• Nombre de la subestación.

• Tensión (kV).

• Configuración. Unifilar de detalle.

• Propietario de cada posición.

• Propietario de cada barra.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

4.3 LÍNEAS Y CABLES.

• Denominación de línea.

• Parques extremos de la línea.

• Número de circuito y longitud en km.

• Propietario o conjunto de propietarios y participación en su caso.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).

• Resistencia de secuencia directa (Ω).

• Reactancia de secuencia directa (Ω).

• Susceptancia de secuencia directa (μS).

• Resistencia de secuencia homopolar (Ω).

• Reactancia de secuencia homopolar (Ω).

• Susceptancia de secuencia homopolar (μS).

• Datos adicionales en caso de líneas y cables de la red observable, propiamente dichos:

○ Capacidad nominal de transporte de la línea (MVA), valores estacionales (verano, otoño, invierno, primavera).

4.4 TRANSFORMADORES.

Los transformadores conectados a la red de transporte se tratan en el capítulo de «Red de Transporte».

4.5 ELEMENTOS DE CONTROL DE POTENCIA REACTIVA.

El presente epígrafe es de aplicación a los elementos directamente conectados a nudos de la red observable.

• Nombre de la subestación y parque en que se sitúa.

• Tipo (Reactancia o Condensador o Estática).

• Número de orden.

• Propietario.

• Fecha de puesta en servicio o baja (previsión en su caso).

• Tensión nominal (kV).

• Potencia nominal (MVAr).

ANEXO II. Información a enviar al operador del sistema en tiempo real

El objeto de este documento es determinar la información que debe ser enviada en tiempo real al operador del sistema para el adecuado ejercicio de sus funciones.

1. Información de la red de transporte y de la red observable que se enviará al OS en tiempo real

1.1 Interruptores

• Señalizaciones

• Posición de los interruptores.

1.2 Seccionadores

• Señalizaciones

• Posición de los seccionadores.

1.3 Líneas

• Medidas

• Potencia activa (MW).

• Potencia reactiva (MVAr).

1.4 Transformadores (incluye transporte, generación y consumo), reactancias y condensadores

• Señalizaciones

○ Posición de los interruptores

○ Posición de los seccionadores

○ Control automático de tensión (sólo transformadores)

• Medidas

○ Potencia activa primario de transformador (MW)

○ Potencia reactiva primario de transformador (MVAr)

○ Potencia activa secundario de transformador (MW)

○ Potencia reactiva secundario de transformador (MVAr)

○ Potencia activa terciario de transformador (MW)

○ Potencia reactiva terciario de transformador (MVAr)

○ Toma del regulador en carga (sólo transformadores)

○ Posición del regulador en vacío (si existe y sólo transformadores)

○ Potencia reactiva en reactancias (MVAr)

1.5 Acoplamiento de barras

• Señalizaciones

○ Posición de los interruptores

○ Posición de los seccionadores

• Medidas

○ Potencia activa (MW)

○ Potencia reactiva (MVAr)

1.6 Barras

• Medidas

○ Tensión por sección de barra (kV)

○ Medida de frecuencia en determinadas barras seleccionadas (Hz)

1.7 Grupos habilitados para participar en el servicio de regulación secundaria

• Señalizaciones

○ Estado local/remoto de regulación secundaria del grupo

○ Tipo de regulación secundaria, control/no control

1.8 Grupos térmicos de potencia neta superior a 50 MW o conectados a la red de transporte

• Señalizaciones

○ Posición de los interruptores de grupo

• Medidas

○ Potencia activa neta en alta del transformador de máquina (MW)

○ Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr)

○ Potencia activa neta en baja del transformador de máquina (MW)

○ Potencia reactiva en baja del transformador de máquina (MVAr)

○ Tensión de generación

○ En el caso de instalaciones con autoconsumo o cogeneración: potencia activa consumida (MW) y potencia reactiva consumida (MVAr) por el consumidor asociado de acuerdo a la definición del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre. No se incluirán en estos consumos, los de los servicios auxiliares de la instalación de generación

1.9 Resto de instalaciones de potencia superior a 50 MW o conectadas a la red de transporte

• Señalizaciones

○ Posición de los interruptores de grupo

• Medidas

○ Potencia activa en alta del transformador de máquina (MW)

○ Potencia reactiva en alta del transformador de máquina (MVAr)

○ Medida de tensión en barras de central (kV)

○ En el caso de instalaciones de bombeo puro: horas de bombeo y turbinación disponibles (horas*grupo). Con actualización horaria.

○ En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupo b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del artículo 2 del RD 413/2014:

▪ Potencia máxima producible en las condiciones actuales (MW).

▪ Producción horaria esperada en las horas h+1, h+2, h+3 y h+4 (MWh). Con actualización horaria.

1.10 Instalaciones de generación de potencia neta no superior a 50 MW y con obligación de adscripción a un centro de control de generación

• Señalizaciones

○ Estado de conexión de la instalación con la red de distribución o de transporte

• Medidas

○ Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalación, descontando los consumos propios de las unidades de generación

○ Potencia reactiva producida/absorbida (MVAr) por el conjunto de la instalación, descontando los consumos propios de las unidades de generación

○ Medida de tensión en barras de central (kV)

○ En el caso de instalaciones incluidas dentro de los grupo b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del artículo 2 del RD 413/2014:

▪ Potencia máxima producible en las condiciones actuales (MW).

▪ Producción horaria esperada en las horas h+1, h+2, h+3 y h+4 (MWh). Con actualización horaria.

○ En el caso de instalaciones con autoconsumo o cogeneración: potencia activa consumida (MW) y potencia reactiva consumida (MVAr) por el consumidor asociado de acuerdo a la definición del Real Decreto 900/2015, de 9 de octubre. No se incluirán en estos consumos, los de los servicios auxiliares de la instalación de generación.

1.11 Resto de instalaciones de generación con obligación de envío de telemedidas en tiempo real

• Medidas

○ Potencia activa producida (MW) por el conjunto de la instalación, descontando los consumo propios de las unidades de generación

1.12 Compensadores síncronos

• Señalizaciones

○ Estado de conexión

• Medidas analógicas

○ Potencia reactiva (MVAr)

○ Tensión (kV)

ANEXO III. Informe de incidencias

Los contenidos que deben incluirse en el informe sobre una incidencia son los que resulten de aplicación de entre los que se enumeran a continuación:

P. 14.4 DERECHOS DE COBRO Y OBLIGACIONES DE PAGO POR LOS SERVICIOS DE AJUSTE DEL SISTEMA

1. Objeto

El objeto de este procedimiento es determinar los derechos de cobro y las obligaciones de pago que se derivan de los servicios de ajuste del sistema a efectos del proceso de liquidación, según lo establecido en el Procedimiento de Operación 14.1 y en los Procedimientos de Operación relativos a dichos servicios.

Los servicios de ajuste del sistema incluyen:

a. La resolución de restricciones técnicas del PBF, del mercado intradiario y en tiempo real establecidas en el Procedimiento de Operación 3.2.

b. La resolución de desvíos generación-consumo establecida en el Procedimiento de Operación 3.3.

c. Los servicios complementarios de regulación secundaria establecidos en el Procedimiento de Operación 7.2.

d. Los servicios complementarios de regulación terciaria establecidos en el Procedimiento de Operación 7.3.

e. Los desvíos entre la medida en barras de central y el programa.

2. Ámbito de aplicación

Este procedimiento es de aplicación al Operador del Sistema y a los Sujetos del Mercado de Producción de Energía Eléctrica.

3. Criterios generales

3.1 Criterio de signos

El criterio de signos adoptado en las fórmulas de este procedimiento es el siguiente:

a La producción e importación de energía tienen signo positivo. El consumo y exportación de energía tienen signo negativo.

b La energía a subir tiene signo positivo. Se define la energía a subir como los incrementos de producción o importación de energía y las disminuciones de consumo o exportación de energía.

c La energía a bajar tiene signo negativo. Se define la energía a bajar como las disminuciones de producción o importación de energía y los incrementos de consumo o exportación de energía.

d Los derechos de cobro tienen signo positivo. Las obligaciones de pago tienen signo negativo.

3.2 Magnitudes

Las magnitudes a las que se hace referencia en los textos y fórmulas de este procedimiento de operación se entenderán expresadas en las siguientes unidades:

a Las magnitudes de energía se entenderán expresadas en MWh con el número de decimales en los que se realice la asignación o medición de energía en cada caso y hasta un máximo de tres decimales.

b Las magnitudes de potencia se entenderán expresadas en MW con el número de decimales en los que se realice la asignación o medición de potencia en cada caso y hasta un máximo de tres decimales.

c Los precios de energía se entenderán expresados en euros por MWh con la precisión con la que se determinen en cada mercado.

d Los precios de potencia se entenderán expresados en euros por MW con la precisión con la que se determinen en cada mercado.

e Los porcentajes se entenderán ya divididos por 100.

f Los derechos de cobro y obligaciones de pago se entenderán expresados en euros con dos decimales, efectuándose, en su caso, el redondeo necesario.

3.3 Fórmulas

Los términos de las fórmulas de este procedimiento de operación se entenderán referidos a valores de una hora, salvo mención expresa en otro sentido.

El término «PMD» en las fórmulas de este Procedimiento de Operación significa Precio del Mercado Diario.

En las fórmulas de reparto se aplicará el método de redondeo de mínimo error para obtener resultados redondeados que sumen la cantidad a repartir.

3.4 Términos

En este procedimiento el término consumidor directo se refiere a Consumidor Directo en Mercado.

Unidad de programación de comercialización se refiere a la unidad de programación de un comercializador para compra de energía para suministro a sus clientes nacionales en la península.

Unidad de programación de consumidor directo se refiere a la unidad de programación de consumidores directos para compra de energía para su consumo en la península.

Unidad de adquisición para demanda se refiere, en general, a las unidades de programación de los dos párrafos anteriores.

Unidad u se refiere a unidad de programación.

4. Restricciones técnicas del PBF

4.1 Modificaciones del PBF por criterios de seguridad

4.1.1 Restricciones técnicas del PBF a subir en fase 1 a unidades de venta

4.1.1.1 Oferta simple

La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta simple, por no ser aplicable la oferta compleja, dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPVOS_u,b = ERPVPVOS_u,b × POPVPVOS_u,b + NACCC_u × PAC_u

donde:

ERPVPVOS_u,b = Energía a subir del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en fase 1

POPVPVOS_u,b = Precio ofertado correspondiente a oferta simple para el bloque b de la unidad u

NACCCu = Número de arranques diarios de turbinas de gas por cambios requeridos en el modo de funcionamiento de ciclos combinados multieje.

PACu = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja.

4.1.1.2 Oferta compleja

La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPVOC_u = ERPVPVOC_u × POPVPVDIA_u

donde:

ERPVPVOC_u = Energía a subir de la unidad u, en aplicación de la oferta compleja

POPVPVDIA_u = Precio aplicable para todas las horas del día resultante de la aplicación de la oferta compleja y obtenido del siguiente modo:

POPVPVDIA_u = mínimo(IMPPVP_u, IMPPHF_u) / ∑_h ERPVPVOC_u,h

Siendo IMPPVP_u e IMPPHF_u los ingresos diarios de la unidad u que resultarían de la aplicación de la oferta compleja al programa por restricciones en el PVP y al PHF respectivamente, según lo establecido a continuación:

IMPPVP_u = NAF_u,pvp × PAF_u + NAC_u,pvp × PAC_u + NHES_u,pvp × PHC_u + ERPVP_u × PEC_u

donde:

NAF_u,pvp = Número de arranques diarios en frío programados en PVP

PAF_u = Precio del arranque en frío en la oferta compleja

NAC_u,p = Número de arranques diarios en caliente programados en PVP

PAC_u = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja

NHES_u,pvp = Número de horas diarias con energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja

PHC_u = Precio por hora en la oferta compleja

ERPVP_u = Energía diaria a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF con utilización de la oferta compleja

PEC_u = Precio por energía en la oferta compleja

Se considera que existe un arranque programado en PVP en la hora h cuando en dicha hora no hay energía asignada por PBF, hay energía asignada por restricciones técnicas a subir en fase 1 y en la hora anterior no hay energía asignada ni en PBF ni por restricciones técnicas en fase 1 a subir. Sí el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PBF más fase 1 a subir es igual o menor que cuatro, el arranque programado será en caliente. En caso contrario será en frío.

IMPPHF_u = NAF_u,phf × PAF_u + NAC_u,phf × PAC_u + NHR_u,phf × PHC_u + PHF_u,phf × PEC_u - IMDCBMI

donde:

NAF_u,phf = Número de arranques diarios en frío programados en PHF

PAF_u = Precio del arranque en frío en la oferta compleja

NAC_u,phf = Número de arranques diarios en caliente programados en PHF

PAC_u = Precio del arranque en caliente en la oferta compleja

NHR_u,phf = Número de horas diarias con PHF mayor que cero

PHC_u = Precio por hora en la oferta compleja

PHF_u,phf = Energía diaria del PHF en el día

PEC_u = Precio por energía en la oferta compleja

IMDCBMI_u = Suma de ingresos diarios en las tres primeras horas en el mercado diario y contratos bilaterales, calculados por valoración a precio marginal del mercado diario de la energía del PBF, y del saldo diario de las sesiones del mercado intradiario, de la fase 2 de restricciones del PBF y de las restricciones del mercado intradiario.

Sí IMDCBMI < 0 entonces IMDCBMI = 0

Sí IMPPHF_u < 0, entonces IMPPHF_u = 0

Se considera que existe un arranque programado en PHF en la hora h cuando en dicha hora no hay energía asignada por PBF, hay energía asignada por restricciones técnicas en fase 1 a subir y en alguna hora anterior no hay energía asignada en PHF. Sí el bloque de horas anteriores y contiguas a la hora h con programa cero de PHF es igual o menor que cuatro el arranque programado será en caliente. En caso contrario será en frío.

4.1.1.3 Sin oferta o insuficiencia de la oferta existente

La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF por mecanismo excepcional de resolución dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPVMER_u = ERPVPVMER_u × 1,15 × PMD

donde:

ERPVPVMER_u = Energía redespachada a subir por restricciones técnicas del PBF por mecanismo excepcional de resolución de la unidad de venta u

4.1.2 Restricciones técnicas del PBF a subir en fase 1 a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación

4.1.2.1 Transacción del mercado diario

La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación correspondientes a transacciones del mercado diario, se considerará como una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a un derecho de cobro de la unidad u, que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERPVPC_u = ERPVPC_u × PMD

donde:

ERPVPC_u = Energía a subir redespachada para la resolución de restricciones técnicas del PBF de la unidad de compra u

4.1.2.2 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física

La asignación de energía a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de adquisición de consumo de bombeo y de exportación de la transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física no dará lugar a liquidación económica alguna.

4.1.3 Restricciones técnicas del PBF a bajar en fase 1 a unidades de venta

4.1.3.1 Transacción del mercado diario

La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones del mercado diario se considerará como una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a una obligación de pago para la unidad u, que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERPVPV_u = ERPVPVB_u × PMD

donde:

ERPVPVB_u = Energía a bajar redespachada para la resolución de restricciones técnicas del PBF de la unidad de venta u

4.1.3.2 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo nacional no de bombeo

La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones asociadas a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo nacional, excluido el bombeo, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERPVPCBN_u,cb = ERPVPCBN_u,cb × PMD

donde:

ERPVPCBN_u,cb = Energía a bajar redespachada para la resolución de restricciones técnicas del PBF de la unidad u por el contrato bilateral cb

4.1.3.3 Transacción asociada a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo de bombeo o a una exportación

La asignación de energía a bajar para la resolución de restricciones técnicas del PBF a unidades de venta correspondientes a transacciones asociadas a la ejecución de un contrato bilateral con entrega física en el que la unidad de adquisición corresponde a un consumo de bombeo o a una exportación no dará lugar a liquidación económica alguna.

4.1.4 Incumplimientos de los arranques o de las asignaciones a subir de fase 1

Se revisarán los arranques programados comprobando que han sido efectivamente realizados según las medidas y se comprobará el tipo específico de arranque (frío o caliente), teniendo en cuenta que un arranque programado como frío, al ser revisado, puede convertirse en un arranque en caliente de acuerdo con las medidas recibidas, pero no al revés. Se tendrán en consideración para ello las medidas de la unidad en los últimos 5 periodos horarios de programación del día anterior al día objeto de liquidación.

Sí hay reducción en el número de arranques o variación del tipo de arranque se recalcularán los derechos de cobro calculados en el apartado 4.1.1.2 utilizando el número y tipo de arranques efectivamente realizados.

En el caso de que en todas las horas del día con energía programada a subir en fase 1, la energía medida para la unidad sea igual o superior a la programada por seguridad en el PVP, se mantendrán los derechos de cobro calculados y revisados según el párrafo anterior.

En el caso de que la medida de una hora sea inferior a la programada por seguridad en el PVP se anotará una obligación de pago o un derecho de cobro calculados según la fórmula siguiente:

OPEINCPVP_u = EINCPVP_u × (PMEDPVPS_u - PMD) si PMEDPVPS_u> PMD

DCEINCPVP_u = EINCPVP_u × (PMEDPVPS_u - PMD) si PMD > PMEDPVPS_u

donde:

EINCPVP_u = Energía incumplida a subir en fase 1 de la unidad u descontando el incumplimiento motivado por energía a bajar por restricciones en tiempo real.

PMEDPVPS_u = Precio medio ponderado de toda la energía programada a subir para la resolución de restricciones técnicas del PBF en la fase 1 de la unidad u.

La energía incumplida se calcula según la fórmula siguiente:

EINCPVP_u = MAX [- ERPVP_u, MIN (0, MEDRTR - PVP)]

donde:

MEDRTR = MBC, si RTR ≥ 0 o si PVP ≤ PHF + TG

MEDRTR = MAX(PBF, MBC) + MIN [PVP - (PHF+TG), - RTR] si RTR<0 y

PVP≥ PHF + TG

MEDRTR: medida empleada para el cálculo del incumplimiento de energía a subir de fase 1, en la que se descuenta el incumplimiento motivado por energía a bajar por restricciones en tiempo real

MBC: medida en barras central, según se establece en el apartado 14.2

TG: suma de energia de regulación terciaria, gestión de desvíos y restricciones en tiempo real

RTR: suma de energía de restricciones en tiempo real

4.1.5 Energía retirada por congestión en frontera internacional

La energía retirada del Programa Base de Funcionamiento a las unidades de venta o adquisición de transacciones asociadas a un contrato bilateral con entrega física por congestión en frontera internacional no darán lugar a liquidación económica alguna.

4.2 Reequilibrio generación-demanda

La energía asignada a bajar, para obtener un programa equilibrado en generación y demanda, a unidades de venta de energía correspondiente a contratos bilaterales cuya demanda haya sido reducida en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas del PBF, no dará lugar a liquidación económica alguna.

La energía asignada a subir, para obtener un programa equilibrado en generación y demanda, a unidades de adquisición de energía (consumo de bombeo o, exportación) correspondiente a contratos bilaterales cuya generación ha sido reducida en la primera fase del proceso de resolución de restricciones técnicas del PBF, no dará lugar a liquidación económica alguna.

4.2.1 Energía programada a subir en fase 2 de restricciones técnicas

4.2.1.1 Con oferta simple presentada

La asignación de energía a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda dará lugar a un derecho de cobro de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERECOOSS_u,b = ERECOOSS_u,b × POECOS_u,b

donde:

ERECOOSS_u,b = Energía del bloque b de oferta simple de la unidad u asignada en fase 2

POECOS_u,b = Precio de la oferta simple de energía a subir del bloque b de la unidad u, para el proceso de resolución de restricciones técnicas

4.2.1.2 Sin oferta simple presentada

4.2.1.2.1 Unidades de adquisición

La energía asignada a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de adquisición que no hayan presentado la correspondiente oferta de energía a subir para el proceso de resolución de restricciones técnicas, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERECOS_u = ERECOS_u × 0,85 × PMD

donde:

ERECOS_u = Energía a subir a la unidad u en fase 2, sin oferta disponible.

4.2.1.2.2 Unidades de venta

La energía asignada a subir para resolver un déficit de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta simple de energía a subir para el proceso de resolución de restricciones técnicas, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERECOSOS_u = ERECOSOS_u × 0,85 × PMD

donde:

ERECOSOS_u = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta presentada

Cuando se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolución, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERECOMERS_u = ERECOMERS_u × 1,15 × PMD

donde:

ERECOMERS_u = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta disponible

Cuando asignadas todas las ofertas presentadas, se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolución, dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCERECOMERS_u = ERECOMERS_u × 1,15 × PMD

donde:

ERECOMERS_u = Energía asignada a subir a la unidad u, sin oferta disponible

4.2.2 Energía programada a bajar en fase 2 de restricciones técnicas

4.2.2.1 Con oferta simple presentada

La asignación de energía a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda dará lugar a una obligación de pago de la unidad u, por cada bloque de energía b asignado, que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERECOOSB_u,b = ERECOOSB_u,b × POECOB_u,b

donde:

ERECOOSB _u,b = Energía a bajar del bloque b de la oferta simple de la unidad u asignada en fase 2

POECOB _u,b = Precio de la oferta de energía a bajar del bloque b de la unidad u, para el proceso de resolución de restricciones técnicas.

4.2.2.2 Sin oferta presentada

4.2.2.2.1 Unidades de adquisición

La energía asignada a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de adquisición cuando asignadas todas las ofertas presentadas, se realicen asignaciones por mecanismo excepcional de resolución, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERECOMERB_u = ERECOMERB_u × 0,85 × PMD

donde:

ERECOMERB_u = Energía a bajar en fase 2 a la unidad u, sin oferta disponible

4.2.2.2.2 Unidades de venta

La energía asignada a bajar para resolver un exceso de generación y obtener así un programa equilibrado generación-demanda a unidades de venta que no hayan presentado la correspondiente oferta de energía a bajar para el proceso de resolución de restricciones técnicas dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPERECOSOB_u = ERECOSOB_u × 1,15 × PMD

donde:

ERECOSOB_u = Energía a bajar en fase 2 a la unidad de venta u, sin oferta presentada

4.3 Sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF

El sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF (SCPVP) se calcula como la suma de todos los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 4.1.1 a 4.1.4 y de los apartados 4.2.1 y 4.2.2.

El sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBC_ua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español.

La obligación de pago de cada unidad de adquisición ua correspondiente al pago del sobrecoste por las restricciones técnicas del PBF se calcula según la siguiente fórmula:

OPSCPVP_ua = SCPVP × MBC_ua / ∑_ua MBC_ua

5. Banda de regulación secundaria

5.1 Banda de regulación secundaria

La asignación de potencia para banda de regulación secundaria dará lugar a un derecho de cobro para cada unidad u con banda asignada que se calcula según la fórmula siguiente:

DCBAN_u = BAN_u × PMBAN

donde:

BAN_u = Banda de regulación secundaria asignada a la unidad u

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria

En los casos en que se asigne banda de regulación por mecanismo excepcional de resolución, el precio a aplicar será el resultado del producto de 1,15 por el precio marginal de la banda en el periodo horario correspondiente o, en su defecto, por el máximo precio de banda de la misma hora en los siete días anteriores.

Los redespachos de energía a subir o a bajar necesarios para obtener la banda asignada por mecanismo excepcional de resolución darán lugar, respectivamente, a un derecho de cobro o a una obligación de pago. El precio a aplicar será el resultado del producto de 1,15, si es energía a subir, o de 0,85, si es energía a bajar, por el precio marginal del mercado diario en el periodo horario correspondiente. El sobrecoste de esta asignación de energía será la diferencia entre el importe resultante y el resultado de valorar la energía al precio marginal del mercado diario.

5.2 Variación de la banda de regulación secundaria por el funcionamiento de la regulación secundaria en tiempo real

5.2.1 Penalización a la zona de regulación por los ciclos en que permanezca en «off»

El coste de la penalización por los ciclos en que la zona z está en «off» dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPOFF_z = OFF_z × PMBAN × KI

siendo:

OFF_z = - KA_z × [RNTS + RNTB] × TOFF_z / TRCP

donde:

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria

KI = Coeficiente de incumplimiento publicado por el Operador del Sistema, previa autorización de la CNMC. A la entrada en vigor de este procedimiento, el valor será 1,5.

KA_z = Coeficiente de participación de la zona de regulación z en la reserva del sistema

RNTS = Reserva nominal total a subir del sistema

RNTB = Reserva nominal total a bajar del sistema

TOFF_z = Ciclos en «off» de la zona de regulación z, con excepción de aquellos que lo estén por indicación del operador del sistema

TRCP = Número de ciclos activos de la regulación secundaria en la hora

5.2.2 Bonificación a la zona de regulación por reserva residual superior a la asignada

La bonificación por reserva residual superior a la asignada dará lugar a un derecho de cobro que se calcula según la fórmula siguiente:

DCRRS_z = RRS_z × PMBAN × KB

siendo:

RRS_z = (RRSP_z + RRBP_z) / TRCP

donde:

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria

KB = Coeficiente de bonificación que será igual que el coeficiente KI del apartado 5.2.1

RRSP_z = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a subir asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia

RRBP_z = Valor acumulado de la diferencia positiva entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia

5.2.3 Penalización a la zona de regulación por reserva residual inferior a la asignada

El coste de la penalización por reserva residual inferior, que tiene valor negativo por serlo RRSN_z y RRBN_z, dará lugar a una obligación de pago que se calcula según la fórmula siguiente:

OPRRI_z = RRI_z × PMBAN × KI

siendo:

RRI_z = (RRSN_z + RRBN_z) / TRCP

donde:

PMBAN = Precio marginal de la banda de regulación secundaria

KI = Coeficiente de incumplimiento que será igual que el coeficiente KI del apartado 5.2.1.

RRSN_z = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a subir puesta por la zona de regulación z y su banda potencia nominal a subir asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia

RRBNz = Valor acumulado de la diferencia negativa entre la reserva residual a bajar puesta por la zona de regulación z y su banda de potencia nominal a bajar asignada obtenido para los ciclos en que la zona de regulación está en activo, inactivo o emergencia

5.3 Coste fijo total de la asignación de banda de regulación secundaria

El coste fijo total de la banda de regulación secundaria será la suma de los derechos de cobro y obligaciones de pago de los apartados 5.1 y 5.2 excepto los derivados de redespachos de energía indicados en el apartado 5.1, en los que formará parte del coste fijo total el sobrecoste de los mismos.

El coste de la banda de regulación secundaria (CFBAN) será sufragado por las unidades de adquisición, en proporción a sus consumos medidos elevados a barras de central, MBC_ua. Quedan exceptuadas de esta asignación las unidades de adquisición de bombeo, las unidades de adquisición correspondientes al suministro de servicios auxiliares de las unidades de producción y las unidades de adquisición cuyo destino sea el suministro fuera del sistema eléctrico español.

La obligación de pago de cada unidad de adquisición, ua, correspondiente al pago de la banda se calcula según la fórmula siguiente:

OPCFBAN_ua = CFBAN × MBC_ua / ∑_ua MBC_ua

6. Restricciones técnicas del mercado intradiario

6.1 Ofertas de venta retiradas para solución de restricciones técnicas a la casación del mercado intradiario o para el reequilibrio generación-demanda posterior

La retirada de una oferta de venta de energía incluida en la casación del mercado intradiario dará lugar a una rectificación de la anotación en cuenta en el mercado de producción español equivalente a una obligación de pago para la unidad u calculada según la fórmula siguiente:

OPRTMI_u,s = ERVMI_u,s × PMI_s

donde:

ERVMI_u,s = Energía retirada a la unidad u en el proceso de solución de restricciones a la correspondiente sesión s del mercado intradiario

PMI_s = Precio marginal de la correspondiente sesión s del mercado intradiario

6.2 Ofertas de adquisición retiradas para solución de restricciones técnicas a la casación del mercado intradiario o para el reequilibrio generación-demanda posterior