LegalizeResolución de 11 de diciembre de 2019, de la Secretaría de Estado de Energía, por la que se aprueban determinados procedimientos de operación para su adaptación al Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, por el que se regulan las condiciones administrativas, técnicas y económicas del autoconsumo de energía eléctrica
Este es el acto tal como se publicó. Las modificaciones posteriores no están incorporadas al texto: cada una es un acto aparte en este repositorio y una entrada en el historial de esta ley.
1 acto modificador · 2020-06-04, BOE-A-2020-5645
4.7 Cambio de participantes con instalaciones eléctricas en una frontera. Se solicitará el cambio de titularidad del participante de la frontera junto con la documentación que lo acredite (cualquiera de los dos participantes con instalaciones eléctricas a ambos lados de la frontera) indicando en la misma la fecha de cambio de titularidad y datos del nuevo propietario.
El operador del sistema comprobará la información de cambio solicitada y si es valida modificará el participante de la frontera antes de que pasen quince días hábiles desde la solicitud.
4.8 Modificación de configuración de cálculo de frontera. La modificación de configuraciones de cálculo debe ser notificada al operador del sistema de acuerdo a lo indicado en este apartado.
La modificación de configuraciones de cálculo puede tener muy diverso alcance y se pueden clasificar en tres tipos:
• Modificación de coeficientes de paso de puntos de medida (previamente dados de alta en el concentrador principal) a punto frontera.
• Modificación de configuraciones de cálculo incluyendo nuevos puntos de medida.
• En los casos de instalaciones de autoconsumo próximas que no estén conectadas en la misma red interior, se aportará información de cada uno de las instalaciones de producción y consumidores asociados.
• Otras.
El responsable del punto de medida solicitará al operador del sistema cualquier modificación en la configuración de cálculo de un punto frontera con al menos un mes de antelación a la fecha prevista de vigencia de la misma. Dicha solicitud deberá incluir:
Descripción y motivo de la modificación.
Para modificaciones de coeficientes de paso de puntos de medida (previamente dados de alta en el concentrador principal) a punto frontera, se enviará la actualización de los coeficientes de paso de punto de medida a frontera junto con la documentación que sea necesaria como justificación.
Para modificaciones de configuraciones de cálculo incluyendo nuevos puntos de puntos de medida, se remitirá la información requerida para el alta de nuevas fronteras (para la inclusión de un nuevo punto de medida) descrita en el apartado 3.1. de este procedimiento junto con la actualización de la información de los equipos de medida y configuraciones modificadas. Además se enviará la documentación que sea necesaria como justificación.
Para otras modificaciones, el solicitante remitirá toda la información que considere oportuna a fin de que el operador del sistema establezca la metodología a seguir.
El operador del sistema comprobará la información de solicitud de la modificación y notificará al solicitante si es válida y por tanto autoriza la modificación o por el contrario identificará las deficiencias de la misma y si es necesario aportar información adicional. Si la información no es válida o incompleta, se considerará como no enviada hasta que se resuelvan todas las anomalías identificadas por el operador del sistema.
El operador del sistema realizará dicha comunicación antes de que pasen 15 días hábiles desde la recepción de la solicitud.
El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificación y/o inspección de la instalación para precintado y/o nueva parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema.
El operador del sistema notificará las modificaciones realizadas en las configuraciones de cálculo de fronteras en el sistema de información de medidas al otro participante de la medida, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica.
4.9 Cambio de régimen de venta de instalaciones de producción. Se comunicará al operador del sistema el cambio de régimen de venta de una instalación de producción. El operador del sistema comprobará la información de solicitud de la modificación y notificará al solicitante si es válida o por el contrario identificará las deficiencias de la misma y si es necesario aportar información adicional. Si la información no es válida o incompleta, se procederá de acuerdo a la normativa de aplicación.
El operador del sistema realizará dicha comunicación antes de que pasen 15 días hábiles desde la recepción de la solicitud.
El operador del sistema informará al responsable del punto de medida y al otro participante de la frontera si las modificaciones realizadas requieren una nueva verificación y/o inspección de la instalación para precintado y/o nueva parametrización de los equipos de medida por parte del operador del sistema.
El operador del sistema notificará las modificaciones realizadas en las configuraciones de cálculo de fronteras en el sistema de información de medidas al otro participante de la medida, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica.
4.10 Otras modificaciones. Cualquier otro tipo de modificación no contemplada en los casos anteriores deberá ser solicitada al operador del sistema por los canales establecidos indicando qué dato/s se solicita modificar. El operador del sistema se pondrá en contacto con el solicitante a fin de establecer el procedimiento de modificación.
4.11 Baja de fronteras. La baja completa de una frontera equivale a dar de baja, además del punto frontera, todos sus puntos y equipos de medida que no intervengan en configuraciones de medida de otros puntos frontera.
El responsable del equipo de medida principal notificará al operador del sistema la baja de la frontera al menos quince días de antelación a su fecha prevista. En dicha solicitud se indicará al menos la siguiente información:
• Código del punto de frontera a dar de baja.
• Causa de la baja.
• Información para la baja de la frontera.
Como consecuencia de la información recibida y si es considerada válida, el operador del sistema informará al responsable del punto de medida, al otro participante de la frontera, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al Ministerio para la Transición Ecológica de la baja de la frontera en el sistema de información de medidas. Adicionalmente, el operador de sistema informará a los participantes de si se requiere realizar una inspección de la instalación para hacer efectiva la baja solicitada. El coste de dicha inspección correrá por cuenta del responsable del punto de medida principal.
El operador del sistema podrá dar de baja puntos frontera de producción si no recibe medidas de energía de sus registradores de medidas durante más de tres años desde el cierre de la medida o si se supera en más de dos años el incumplimiento de los plazos normativos de inspección y verificación sistemática de todos sus puntos de medida, previa notificación al interesado con al menos dos meses de antelación a la baja efectiva del punto frontera.
P.O. 10.11.
Tratamiento e intercambio de Información entre Operador del Sistema, encargados de la lectura, comercializadores y resto de participantes
1. Objeto. El objeto de este documento es definir el tratamiento de la información relativa a los datos de medida de los puntos de los que los distribuidores son los encargados de la lectura.
Este documento define los flujos de información de medidas entre los concentradores secundarios de los distribuidores y el concentrador principal y resto de participantes en la medida del sistema.
2. Ámbito de aplicación. Este procedimiento es de aplicación a los participantes en la medida del sistema de información de medidas de puntos frontera de los que los distribuidores son encargados de lectura.
Este documento aplica a los concentradores secundarios definidos en el Reglamento unificado de puntos de medida que gestionen datos de medidas de clientes y/o puntos frontera de generación de los que el distribuidor es encargado de la lectura.
3. Responsabilidades. Los encargados de la lectura son responsables del desarrollo, instalación, administración, mantenimiento y operación de los concentradores secundarios de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protección de datos, al Reglamento unificado de puntos de medida junto y lo indicado en este documento.
Los propietarios de concentradores secundarios que, sin ser encargados de la lectura, suministren las medidas a sus encargados son responsables del desarrollo, instalación, administración, mantenimiento y operación del concentrador secundario de acuerdo a lo indicado en este documento.
4. Procesos de los concentradores secundarios.
4.1 Recepción de las medidas de los puntos de medida.
4.1.1 Puntos de medida con conexión directa al concentrador secundario del encargado de la lectura. El concentrador secundario del encargado de la lectura deberá recibir las lecturas de los registradores y / o contadores que son directamente leídos por el propio encargado de la lectura, de acuerdo con los plazos establecidos en el P.O. 10.5.
4.1.2 Puntos de medida cuyas lecturas son enviadas desde un concentrador secundario cuyo titular no es el encargado de la lectura. El concentrador secundario del encargado de la lectura podrá obtener medidas a través de otros concentradores siempre que las mismas procedan de registradores que tengan operativa la firma electrónica y envíen al concentrador secundario del encargado de la lectura toda la información requerida dentro de los plazos recogidos en el P.O. 10.5.
El canal y protocolo de comunicación entre los concentradores será el definido en el apartado 6 de este procedimiento.
4.2 Gestión de datos estructurales. En cada concentrador secundario se mantendrán actualizados los datos estructurales de puntos de medida, puntos frontera y agregaciones del/los encargado/s de la lectura a los que da servicio dicho concentrador secundario, de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida.
Los responsables de los concentradores secundarios deberán intercambiar la información con los distintos comercializadores y/o representantes para la carga inicial del inventario y/o modificaciones de acuerdo al canal y protocolo de comunicación definido en el apartado 6 de este procedimiento antes de la puesta en servicio de los mismos. Sólo se considerarán las notificaciones que se comuniquen por las vías anteriormente indicadas.
El concentrador secundario del encargado de la lectura realizará, al menos, la carga y mantenimiento de los datos estructurales correspondientes a:
• Altas de puntos frontera de clientes y de generación de los que el distribuidor es encargado de lectura y sus datos asociados.
• Altas de agregaciones de puntos frontera de clientes.
• Cambios de comercializador, cambios de datos o bajas de fronteras.
• Bajas de agregaciones de puntos frontera de clientes.
• Corrección de errores en altas, bajas y modificaciones de los datos anteriores.
• Altas, modificaciones y bajas de inventario de instalaciones acogidas a autoconsumo.
El operador del sistema gestionará datos estructurales hasta que afecten a meses de los que se haya realizado el cierre posterior a la corrección de medidas por aplicación del artículo 15 del Real Decreto 1110/2007, de 24 de agosto.
4.3 Tratamiento de datos de medidas por los encargados de la lectura. El concentrador secundario validará las medidas procedentes de los puntos de medida de los que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.
Independientemente de lo anterior cualquier participante en una medida podrá notificar incidencias en las mismas de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.
El concentrador secundario del encargado de lectura calculará el mejor valor horario de los puntos frontera de los que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.
El concentrador secundario del encargado de la lectura calculará las agregaciones de los puntos de los que es participe de acuerdo al P.O. 10.6. «Agregaciones de puntos de medida»
El concentrador secundario del encargado de la lectura deberá gestionar y recibir las objeciones de medidas de las que es encargado de la lectura de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.5.
4.3.1 Intercambio de información de medidas de instalaciones de autoconsumo con más de un encargado de lectura. En aquellas instalaciones de autoconsumo definidas en el Real Decreto 244/2019, de 5 abril, donde exista más de un encargado de lectura, cada encargado de lectura deberá poner a disposición, del resto de encargados de lectura implicados, las medidas. Cada encargado de lectura podrá acceder a los equipos necesarios para obtener las medidas que le permitan calcular los mejores valores horarios indicados en el P.O. 10.5 de acuerdo con los plazos establecidos en el P.O. 10.5.
4.4 Puesta a disposición de comercializadores, consumidores directos a mercado y/o representantes de las medidas y datos estructurales. La información de datos estructurales y de medidas disponible en los concentradores secundarios de los encargados de la lectura deberá ser puesta a disposición de los correspondientes participantes en la medida del sistema de acuerdo a los plazos establecidos en el P.O. 10.5 y de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protección de datos,.
El intercambio de información de incidencias u objeciones se realizará de acuerdo a los plazos indicados en el P.O. 10.5.
El intercambio de información se realizará utilizando los canales y protocolos descritos en el apartado 6 de este documento.
En el Anexo de este documento se indica la información mínima a poner a disposición del resto de participantes en la medida.
5. Intercambio de información entre participantes.
5.1 Flujo de información de medidas entre concentrador principal y concentradores secundarios de encargados de la lectura.
5.1.1 Intercambio de información de medidas. Los concentradores secundarios de encargados de la lectura son responsables de poner a disposición del concentrador principal los datos de medidas de los que son responsables de acuerdo a los plazos establecidos en el P.O. 10.5 y de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protección de datos.
5.1.2 Intercambio de información de datos estructurales. Los concentradores secundarios de los encargados de la lectura son responsables de poner a disposición del concentrador principal los datos estructurales de los que son responsables de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.4 y el P.O. 10.6 y de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protección de datos.
5.1.3 Intercambio de información tras el cierre provisional. El intercambio de información de datos como consecuencia de la apertura del periodo de objeción de medidas se realizará con los plazos indicados en el P.O. 10.5 utilizando el canal y protocolo de comunicación definido en el apartado 6 de este procedimiento y de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protección de datos.
5.1.4 Intercambio de información entre concentrador secundario de encargados de la lectura y resto de participantes. El intercambio de información entre los concentradores secundarios de encargados de la lectura y los comercializadores/clientes/representantes que se indican en el Anexo se realizará de acuerdo a los plazos indicados en el P.O. 10.5, de acuerdo a los canales y protocolos definidos en el apartado 6 de este procedimiento y de acuerdo con la normativa aplicable en materia de protección de datos.
5.2 Puesta a disposición de la cch_fact del distribuidor al comercializador para fronteras tipo 3, 4 y 5 de clientes con medida horaria conectados a la red de baja tensión e integrados en los sistemas de telegestión.
5.2.1 Canales y protocolos de comunicación. Cada distribuidor o agrupación de distribuidores en el caso de asociaciones, habilitará un servidor FTP para la puesta a disposición de otros sujetos de los ficheros establecidos. Dicho servidor será el mismo que se utilice para la puesta a disposición de la información que se utilice, en su caso, a efectos de facturación de energía eléctrica, para todos los consumidores con independencia del tipo de punto de medida.
El acceso al servidor del distribuidor se realizará mediante el protocolo SFTP sobre SSH (Secure Shell).
El servidor incluirá un proceso de borrado de ficheros con antigüedad nunca inferior a veinticuatro meses.
En el servidor habilitado por cada distribuidor se habilitará una carpeta para cada comercializador identificada por su código de agente en el SIMEL.
Dentro de esta carpeta de agente, se habilitará una subcarpeta denominada 01_Salida_FACT donde el distribuidor pondrá a disposición la información relativa a la curva CCH_FACT. Esta carpeta será la misma que se utilice para la puesta a disposición del comercializador de la información que se utilice, en su caso, a efectos de facturación de energía, para todos los consumidores con independencia del tipo de punto de medida.
5.2.2 Plazos para la puesta a disposición de la CCH_FACT. El distribuidor pondrá a disposición antes del 5.º día hábil incluido posterior a la fecha final del periodo de facturación, la CCH_FACT correspondiente a dicho periodo de facturación, de forma simultánea al envío del fichero de facturación de peajes.
El cambio de comercializador en los consumidores cuyo equipo esté efectivamente integrado en el sistema de telegestión, se realizará con el resumen diario o lectura absoluta del día de cambio, a efectos tanto de facturación del peaje de acceso como de curva de carga horaria publicada a cada comercializador, garantizando la coherencia de ambos. En el caso de no disponer del resumen diario, se aplicará el procedimiento establecido en la Resolución de 30 de diciembre de 2002, de la Dirección General de Política Energética y Minas, por la que se establece el procedimiento de estimación de medida aplicable a los cambios de suministrador o norma que le sustituya.
Se mantendrá un histórico de la CCH_FACT de al menos 2 años.
5.2.3 Actualizaciones de la CCH_FACT. La CCH_FACT puesta a disposición del comercializador en el plazo contemplado en el apartado 5.2.2. únicamente podrá ser objeto de modificación si se cumple alguno de los supuestos siguientes:
Como consecuencia de una reclamación por parte del consumidor, dentro de los plazos establecidos en la normativa vigente. En el caso de que la reclamación cliente conlleve la modificación del saldo ATR, se emitirá un nuevo fichero conforme a lo dispuesto en el párrafo 5.2.3.b).
El fichero se utilizará únicamente en el caso de que la reclamación cliente relativa a la curva de carga horaria, no haya dado lugar a una modificación del saldo ATR.
Los ficheros que recojan las nuevas curvas de medida horarias CCH_FACT consecuencia de la reclamación del consumidor incluirán en el campo de código de la factura de peaje de acceso la identificación de la factura de peaje de acceso original.
En caso de modificación de la factura del peaje de acceso por modificación del saldo ATR. La modificación de la factura del peaje de acceso por modificación del saldo ATR conllevará la publicación de una nueva curva de carga horaria CCH_FACT y, por tanto, la emisión de una nueva factura al consumidor atendiendo a lo dispuesto en el presente apartado.
Las facturas que modifiquen el peaje de acceso previamente facturado podrán ser de tres tipos:
b.1) Factura complementaria: factura que complementa a otra ya emitida, que no se anula, tras detectarse una anomalía en el equipo de medida que impidió el correcto registro de energía. El nuevo fichero que se pondrá a disposición del comercializador contendrá las variaciones de la nueva curva de carga horaria con respecto a la curva inicial, indicando en el campo «métodos de obtención» el que se hubiera aplicado.
La suma de las energías horarias por periodo incluidas en el nuevo fichero coincidirá con la energía de la nueva factura de peaje complementaria en cada periodo. La diferencia en valor absoluto de más de 1 kWh en alguno de los periodos tarifarios entre la energía facturada del correspondiente peaje de acceso y la energía resultante de sumar las medidas horarias correspondientes a dicho periodo tarifario, será motivo por el que el comercializador podrá reclamar la factura asociada a dicha energía del distribuidor.
b.2) Factura rectificadora: factura que anula a otra factura ya emitida que incluía valores estimados, motivada por la disposición de un mejor valor de la energía a facturar, para el mismo periodo de facturación. Requiere la nueva publicación de la curva de carga horaria CCH_FACT que corresponda al nuevo consumo total facturado por periodo tarifario en el mismo periodo de facturación.
El nuevo fichero a poner a disposición del comercializador incluirá la nueva curva de carga horaria CCH_FACT completa que afecta al periodo refacturado, indicando en el campo «método de obtención» el que se hubiera aplicado.
b.3) Factura regularizadora: factura que modifica una o varias facturas ya emitidas con anterioridad, que no se anulan, motivada por la disposición de un mejor valor de la energía a facturar o por un cambio de precios recogidos en la normativa. La factura regularizadora incluirá los consumos de los periodos de facturación afectados. El nuevo fichero a poner a disposición del comercializador incluirá la nueva curva de carga horaria completa CCH_FACT correspondiente a dichos periodos de facturación, indicando en el campo «método de obtención» el que se hubiera aplicado.
En este caso el sumatorio de las energías horarias debe coincidir con la suma de las energías de los saldos ATR para el conjunto de los periodos de facturación afectados, no siendo necesario que coincidan en cada periodo de facturación.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecerá el formato de los ficheros necesarios para dar cumplimiento a lo dispuesto en este apartado en los «Formatos de Ficheros de Intercambio de Información entre Distribuidores y Comercializadores».
5.3 Puesta a disposición del distribuidor al consumidor con equipo de medida con curva de carga horaria.
5.3.1 Canales y protocolos de comunicación. El distribuidor habilitará un portal web que permita la consulta por parte de los consumidores titulares de los puntos de suministro conectados a su red de distribución de su (o sus) curva(s) de carga(s) horaria o cuarto horarias facturada(s) y en su caso, autoconsumida o vertida a la red.
5.3.2 Información, estructura y formatos. Los distribuidores pondrán a disposición de los consumidores la siguiente información:
• Energía consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto horario por periodo de facturación.
• Energía consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto horario en un día.
• Energía consumida, autoconsumida o vertida a nivel diario en una semana.
• Energía consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto horario mensual.
• Energía consumida, autoconsumida o vertida a nivel horario o cuarto horario entre dos fechas a seleccionar.
• Potencia máxima demandada (por mes natural indicando la fecha y cuarto de hora en la que se produce).
• Acceso online al contador, medición instantánea y posibilidad de programar una medición instantánea a una fecha y hora a seleccionar.
• Reconexión de ICP en remoto.
• Descarga certificados lectura y consumo entre dos fechas a seleccionar.
A estos efectos se entiende que la energía horaria será puesta disposición para puntos de medida tipo 3, 4 y 5 y la energía cuarto horaria para puntos de medida tipo 1 y 2. En el caso de fronteras tipo 3, 4 y 5 de clientes con medida horaria conectados a la red de baja tensión e integrados en los sistemas de telegestión, la energía horaria será la CCH_FACT.
El distribuidor habilitará la posibilidad de que la misma curva CCH_FACT, curva horaria de energía o curva cuarto-horaria de energía puesta a disposición del comercializador se pueda descargar por parte del consumidor en formato de fichero plano CSV y Excel, de acuerdo con el formato que establezca la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia en los «Formatos de Ficheros de Intercambio de Información entre Distribuidores y Comercializadores», acompañado de una gráfico que represente los datos de medida horaria del consumidor para el periodo de facturación al que corresponde la CCH_FACT y permita la integración entre fechas incluidas en dicho periodo. En todo caso, el gráfico permitirá la visualización de la energía consumida en cada una de las horas incluidas entre dos fechas comprendidas dentro del periodo de facturación seleccionadas por el consumidor.
El comercializador informará al consumidor en la factura de la posibilidad de acceder gratuitamente a los datos de la medida horaria o cuarto horaria que hayan servido para la facturación a través de su distribuidor. A estos efectos deberá incluir el vínculo que accede de forma directa la web del distribuidor donde se realiza el proceso de alta a los efectos de obtener la información de los datos de medida horaria o cuarto horaria de sus consumos.
Asimismo, los consumidores podrán tener acceso la información de sus consumos solicitándolo a través de los canales de atención del distribuidor.
La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia establecerá el formato de los ficheros necesarios para dar cumplimiento a lo dispuesto en este apartado en los «Formatos de Ficheros de Intercambio de Información entre Distribuidores y Comercializadores».
5.3.3 Plazos y actualizaciones. El distribuidor pondrá a disposición del consumidor la curva CCH_FACT no más tarde de 5 días hábiles después de la emisión del fichero de facturación de peajes.
El distribuidor no mostrará actualizaciones posteriores para un punto de suministro una vez que se disponga de la CCH_FACT correspondiente, sin perjuicio de las posibles actualizaciones de la misma. Una vez que la CCH_FACT esté disponible, ésta será la única curva de carga horaria accesible por el consumidor.
El distribuidor deberá mantener a disposición del consumidor un histórico mínimo de 24 meses de la CCH_FACT y el dato de la potencia máxima demandada por mes natural.
5.3.4 Confidencialidad de la información. La información relativa a las medidas horarias o cuarto horarias tendrá carácter confidencial y será accesible mediante un sistema de claves únicamente por el consumidor titular del contrato de suministro durante el período temporal al que corresponda dicha información, sin perjuicio de que el consumidor pueda dar su autorización de acceso a otros sujetos o a otros comercializadores con los que el consumidor no tenga un contrato en vigor, y sin perjuicio de las obligaciones de información impuestas por la normativa vigente en cada momento.
El consumidor deberá darse de alta en el sistema para tener acceso a esta información.
Los distribuidores no podrán ceder dicha información a terceros ni utilizarla para fines distintos a los de su propia actividad de distribución de energía eléctrica.
6. Canales y protocolos de comunicación.
6.1 Comunicaciones entre registradores y concentrador secundario del encargado de la lectura.
Para puntos tipo 1, 2 y 3 se realizará de acuerdo a lo indicado en el P.O. 10.4.
Para puntos tipo 4 y 5, los encargados de lectura podrán utilizar los protocolos descritos en el Reglamento unificado de puntos de medida.
6.2 Comunicaciones entre concentrador principal y concentrador secundario del encargado de la lectura. El canal o canales de comunicación entre el concentrador principal y cada concentrador secundario será el definido en el P.O. 10.4.
Los formatos de los mensajes intercambiados serán los definidos en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas». Los mensajes que se indiquen en este documento podrán ser publicados desde el concentrador principal a los participantes que no dispongan de un concentrador secundario asociado a través del concentrador principal de medidas.
6.3 Comunicaciones entre otros concentradores secundarios y concentrador secundario del encargado de la lectura. El canal o canales de comunicación entre el concentrador secundario del encargado de la lectura y otros concentradores secundarios de libre instalación será el definido en el P.O. 10.4.
Los formatos de los mensajes intercambiados serán los definidos en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas».
6.4 Comunicaciones entre participantes y concentrador secundario del encargado de la lectura. Sin perjuicio de lo establecido en el P.O. 10.13.los formatos de los mensajes a intercambiar serán los definidos en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas.»
Sin perjuicio de lo establecido en el P.O. 10.13, el canal o canales entre los concentradores secundarios de los encargados de la lectura y sus participantes serán aquellos que cada encargado de la lectura establezca que deberá cumplir con los requisitos que se indican a continuación.
6.4.1 Características generales. Deberá cumplir los siguientes requisitos:
• Utilización de estándares existentes en el mercado.
• Facilidad de integración con las distintas soluciones informáticas disponibles por participantes y distribuidores.
• Flexibilidad de configuración, permitiendo accesos tanto automáticos como manuales a la información disponible. Dicho acceso deberá realizarse por agentes autorizados y se deberá garantizar la integridad y la seguridad de la información y el sistema en su conjunto, evitando accesos no autorizados, mediante la oportuna protección.
• Economía de explotación, evitando la utilización de productos con licencia, los desarrollos costosos de software y la utilización de equipos informáticos complejos.
• Seguridad de la información a intercambiar.
6.4.2 Descripción. El sistema adoptado deberá estar basado en arquitecturas cliente-servidor sobre Internet. El encargado de la lectura actuará como servidor mientras que los participantes en la medida actuarán como clientes.
El intercambio de información se realizará mediante ficheros descritos en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas», para lo cual el encargado de la lectura deberá disponer de un servidor en el cual existirán carpetas diferenciadas para cada participante.
El participante podrá conectarse manualmente al servidor, para lo cual necesitará únicamente un ordenador personal dotado de un navegador estándar con certificado digital, o podrá intercambiar la información de forma automática, para lo cual necesitará adicionalmente un software desarrollado específicamente.
6.4.3 Procesos. El sistema deberá soportar, de acuerdo a los formatos y procedimientos que se establezcan, los siguientes procesos:
• Publicación de ficheros por parte del encargado de la lectura.
• Envío de ficheros por parte de los participantes.
• Lectura automática por parte del participante de los ficheros publicados por el encargado de la lectura.
• Lectura automática por parte del encargado de la lectura de los ficheros enviados por los participantes.
• Lectura manual por parte del participante de los ficheros publicados por el encargado de la lectura.
6.4.4 Mecanismos de seguridad. El sistema deberá estar dotado de los siguientes mecanismos de seguridad:
• Autentificación mediante certificados digitales de todas las entidades, tanto distribuidores como el resto de participantes en la medida.
• Posibilidad de conexión cifrada en los intercambios de información.
• Seguridad incorporada en los servidores de ficheros para protegerlos de accesos no autorizados.
• Integridad en la transferencia de información, asegurando su transmisión sin errores.
• Trazabilidad de la información intercambiada, guardando registro de las transmisiones y dando la posibilidad de eliminar la información descargada por los usuarios, siempre que no sea metrológicamente relevante.
• Aseguramiento de que cada agente tiene acceso únicamente a los datos de los que es partícipe.
6.4.5 Modificaciones y ampliación de las informaciones a intercambiar entre participantes. El operador del sistema podrá proponer, de oficio o a petición, nuevas informaciones a intercambiar entre los participantes en la medida del sistema de medidas e incorporarlas en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas».
En los casos en los que los participantes afectados acepten el envío de nueva información, estos deberán implementar los nuevos mensajes definidos en un plazo inferior a tres meses desde su definición por parte de operador del sistema.
6.5 Comunicaciones entre participantes y concentrador principal. Los formatos de los mensajes a intercambiar serán los definidos en el documento «Ficheros para el intercambio de información de medidas».
El canal o canales entre el concentrador principal y los participantes en la medida serán aquellos que el operador del sistema establezca y deberá cumplir los siguientes requisitos:
• Utilización de estándares existentes en el mercado.
• Facilidad de integración con las distintas soluciones informáticas disponibles por participantes.
• Evitar los desarrollos costosos de software y la utilización de equipos informáticos complejos.
• Seguridad y confidencialidad de la información a intercambiar
ANEXO. Información mínima a poner a disposición del resto de participantes
De encargados de la lectura a comercializadores/consumidores directos/representantes:
• Curva de carga horaria de punto de medida (para puntos tipo 1 a 5 si aplica).
• Curva de carga horaria de punto frontera (para puntos tipo 1 a 5 si aplica).
• Cierres de contrato (para puntos tipo 1 a 5 si aplica).
• Lecturas (saldos) de facturación para cualquier tipo de punto frontera.
• Medidas agregadas.
• Datos estructurales (altas/bajas/modificaciones y correcciones) de puntos frontera y agregaciones.
• Incidencias y objeciones.
• Respuesta a objeciones.
• Desglose de puntos frontera individualizados que componen cada agregación (Puntos tipo 3 a 5).
De encargados de la lectura y demás participantes al operador del sistema:
• Curva de carga horaria de puntos frontera de clientes (Puntos tipo 1, 2 y 5).
• Curva de carga horaria por código CIL de puntos frontera de generación tipo 3, 4 y 5 de los que el distribuidor es encargado de lectura.
• Adicionalmente, a efectos de liquidación, medidas de agregaciones de puntos frontera.
• Cambios de comercializador o representante (Puntos tipo 1, 2 y 5).
• Datos estructurales (altas/bajas/modificaciones y correcciones) de puntos frontera y agregaciones de clientes. Al menos, se incluirá la siguiente información del consumidor: comercializador, potencias contratadas, tarifa de acceso, tensión de suministro, si el equipo de medida está en régimen de alquiler para clientes tipo 1 y 2, código postal y CNAE.
• Datos estructurales (altas/bajas/modificaciones y correcciones) de puntos frontera de generación. Al menos, se incluirá la siguiente información del consumidor: representante, potencias contratadas, tarifa de acceso, si el equipo de medida está en régimen de alquiler, tensión de suministro, código postal.
• Datos estructurales (altas/bajas/modificaciones y correcciones) de instalaciones acogidas a autoconsumo.
• Datos estructurales (altas/bajas/modificaciones y correcciones) de agregaciones de clientes
• Incidencias y objeciones.
• Respuesta a objeciones.
• Desglose de puntos frontera individualizados que componen cada agregación (Puntos frontera tipo 3 a 5).
P.O. 15.1.
«Servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares»
1. Objeto. El objeto de este procedimiento es regular la aplicación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad ofrecido por los consumidores a los que resulta de aplicación la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio, por la que se regula el servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad para los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción.
2. Ámbito de aplicación. Este procedimiento es de aplicación al Operador del Sistema (OS), a los gestores de la red de distribución y a los consumidores de energía eléctrica conectados en alta tensión y ubicados en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares que compren su energía en el despacho de producción, o bien contraten su energía a través de comercializador o mediante un contrato bilateral.
3. Proveedores del servicio. Serán proveedores del servicio aquellos consumidores que dispongan de la correspondiente autorización administrativa emitida por la Dirección General de Política Energética y Minas y que hayan formalizado el contrato para la prestación del servicio con el OS.
4. Información a suministrar al operador del sistema.
4.1 Información sobre programas de consumo previstos.–Antes de las 14:00 horas del día 15 de cada mes, el proveedor del servicio comunicará al OS el programa de demanda de energía horaria previsto para el mes siguiente según el formato y procedimiento de comunicación definidos por el OS.
Este programa tendrá carácter de previsión, que deberá ser actualizada y comunicada al OS cuando se produzcan modificaciones a la misma.
El proveedor del servicio podrá actualizar el programa para horas futuras en cualquier momento, salvo en el período comprendido entre el envío de una orden de reducción de potencia por parte del OS y la finalización de la misma.
4.2 Información sobre programas de generación previstos.–El proveedor del servicio con instalación de generación asociada categoría A, según se define en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica y el procedimiento de despacho en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, deberá enviar al OS antes del día 15 de cada mes, un programa horario de generación neta de la instalación de generación asociada a través del SG-SCECI.
El proveedor del servicio podrá actualizar dicho programa para horas futuras en cualquier momento, salvo en el periodo comprendido entre el envío de una orden de reducción de potencia por parte del OS y la finalización de la misma.
Se entenderá como generación neta la definida en el reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
4.3 Información de los programas de parada y mantenimiento.–El proveedor del servicio deberá enviar al OS antes del día 15 de cada mes, y en caso de modificación tan pronto como se produzca, los programas previstos de parada y mantenimiento de su instalación, para los doce meses inmediatamente siguientes.
4.4 Información de avería.–El proveedor del servicio deberá comunicar al OS cualquier avería en su instalación de consumo o, en su caso, de generación asociada, que afecte al programa de consumo o de generación neta, respectivamente, tan pronto como ésta se produzca. Asimismo, el proveedor del servicio deberá comunicar al OS cualquier avería de sus equipos de comunicaciones o de tratamiento de la interrumpibilidad, tan pronto como ésta se produzca.
El OS lo comunicará a su correspondiente empresa distribuidora.
4.5 Información de consumo sobre periodos anteriores.–El OS deberá recibir, con periodicidad horaria, los cuatro últimos valores de consumo medio cuarto horario de la instalación del proveedor del servicio.
4.6 Información de consumo y generación en tiempo real.–Para llevar a cabo la correcta aplicación y control de la prestación del servicio de interrumpibilidad por parte del OS, el proveedor del servicio de interrumpibilidad deberá comunicar, a través del SG-SCECI, con una periodicidad que no excederá los 12 segundos, los valores instantáneos de potencia activa y reactiva de consumo de su instalación.
Adicionalmente, el proveedor del servicio con instalación de generación asociada deberá comunicar al OS, a través del SG-SCECI, con una periodicidad que no excederá los 12 segundos, los valores instantáneos de potencia activa neta generada de la instalación.
4.7 Información asociada a cada orden de reducción de potencia.–El proveedor del servicio enviará al OS, acuse de recibo de las órdenes de reducción de potencia, su cambio y/o anulación, desglosadas por tipo de orden de reducción de potencia, que incluirá el perfil potencia/tiempo, en un máximo de dos minutos desde su recepción.
Después de cada orden de reducción de potencia, el proveedor del servicio enviará al OS en el formato que éste indique, además de los datos descriptivos de la orden de interrupción que haya ejecutado, los registros de potencia activa media demandada cada cinco minutos, con sus correspondientes marcas de tiempo, durante todos los periodos de la orden de reducción de potencia.
El OS comunicará a la Dirección General de Política Energética y Minas las órdenes de reducción de potencia emitidas en el plazo máximo de 2 horas desde su emisión mediante correo electrónico, a las direcciones que la Dirección General de Política Energética y Minas habilite para tal fin.
Finalizada la ejecución de la orden de reducción, el OS comunicará a la Dirección General de Política Energética y Minas los datos de la orden de reducción de potencia, los proveedores del servicio afectados y el grado de cumplimiento de dicha orden.
Una vez transcurridos 3 días hábiles desde la recepción de una orden de interrupción de potencia, el proveedor del servicio podrá contactar con el operador del sistema para confirmar la correcta recepción por parte de éste de los datos que son precisos para la evaluación del cumplimiento de dicha opción de ejecución y solicitar una valoración preliminar del cumplimiento de la misma.
5. Control de la disponibilidad del servicio.
5.1 Control de las condiciones de prestación del servicio.–A partir de la información de consumo en SIMEL y en tiempo real, el OS vigilará y controlará periódicamente el cumplimiento de las condiciones de prestación del servicio que se recogen en el contrato entre el proveedor y el OS. Cuando el OS considere que se están incumpliendo estas condiciones por parte de algún proveedor se lo comunicará y, en su caso, remitirá un informe a la Dirección General de Política Energética y Minas, a efectos de lo previsto en el artículo 14.3 de la Orden ITC 2370/2007, de 27 de julio.
5.2 Control de las comunicaciones.–El OS vigilará y controlará periódicamente el estado de las comunicaciones de los proveedores del servicio informando a los proveedores de las deficiencias que se identifiquen.
Cuando el OS considere que se están incumpliendo reiteradamente las condiciones de prestación del servicio en lo referente al estado de las comunicaciones, remitirá un informe a la Dirección General de Política Energética y Minas, a efectos de lo previsto en el artículo 14.3 de la Orden ITC 2370/2007, de 27 de julio.
6. Evaluación de las necesidades de reducción de potencia.
De acuerdo con las situaciones de operación que se presenten, el OS evaluará las necesidades de aplicación del servicio de interrumpibilidad y gestionará el servicio de acuerdo con estas necesidades.
Adicionalmente y sin perjuicio de las necesidades que surjan en la operación, el OS evaluará la aplicación del servicio en las situaciones recogidas en los apartados siguientes:
6.1 Evaluación de la cobertura de la demanda.
1. El OS evaluará su plan de cobertura y programación de despacho, con la mejor información disponible en el horizonte de la posible aplicación de interrumpibilidad, y de acuerdo con lo dispuesto en el Procedimiento de Operación 2.2 «Previsión de la cobertura y análisis de seguridad del sistema eléctrico».
2. Tanto para la demanda como para la potencia renovable no gestionable disponible, el OS utilizará su mejor previsión.
3. La disponibilidad del resto del equipo generador vendrá determinada por la declaración de los sujetos propietarios, así como por las indisponibilidades por incumplimientos de programa constatados por el OS en tiempo real.
4. Se considerarán los intercambios con el sistema eléctrico peninsular programados en el despacho.
5. En los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares, y sin perjuicio de lo indicado en el apartado anterior, el OS podrá aplicar órdenes de reducción de potencia cuando la diferencia entre la potencia disponible y la previsión de potencia demandada sea inferior a los valores mínimos de reserva rodante (primaria y secundaria) exigidos en Procedimiento de Operación 1 «Funcionamiento de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares».
6.2 Orden de reducción de potencia a petición de las compañías de distribución.–Los gestores de las redes de distribución podrán solicitar del OS la emisión de una orden de reducción de potencia en las áreas de distribución de su competencia cuando las circunstancias de operación de su red así lo requieran.
A tal efecto, deberán remitir un fax/correo electrónico al Centro de Control Eléctrico del OS con la solicitud de orden de reducción de potencia al menos una hora antes del comienzo del preaviso mínimo de la orden de reducción de potencia deseada.
La plantilla del fax/correo electrónico estará publicada en la página web del OS.
El OS analizará la solicitud y deberá remitir una respuesta por fax/correo al gestor de la red de distribución a la misma dirección o teléfono con el que se remitió la solicitud al menos media hora antes del comienzo del preaviso mínimo de la orden de reducción de potencia solicitada.
La plantilla del fax/correo electrónico estará publicada en la página web del OS.
En el caso de ser aprobada el OS emitirá la orden de reducción de potencia a los consumidores implicados indicando al gestor de la red en su respuesta los términos en que se solicita y los y proveedores conectados a sus redes a quien se da la orden de interrupción.
En caso de desestimar la petición el OS, además de responder por fax/correo indicando las razones que le han llevado a denegar la petición, de acuerdo con lo indicado en el presente punto, se deberá poner en contacto con el gestor con objeto de buscar una solución viable al problema. Los criterios de aceptación o rechazo serán los que permitan mantener la seguridad tanto en la red de distribución como en la red de transporte.
6.3 Orden de reducción de potencia emitida por trabajos en la Red observable por el Operador del Sistema y/o situaciones de riesgo para la seguridad del Sistema Eléctrico.
La necesidad de realizar labores de mantenimiento en las infraestructuras eléctricas actualmente en servicio, así como los trabajos de construcción de nuevas instalaciones o de refuerzo de las ya existentes, previstos en la planificación vigente, pueden requerir una reducción temporal del consumo en una o varias zonas del Sistema Eléctrico.
A tal efecto, el OS podrá cursar una orden de reducción de potencia durante la ejecución de descargos en la Red Observable definida en el Procedimiento de Operación 8.1 «Definición de las redes operadas y observadas por el operador del sistema» aprobado por Resolución del Secretario de Estado de Energía de 7 de abril de 2006, en cualquiera de los siguientes supuestos:
Cuando no exista la posibilidad de adoptar otras medidas que no deriven en una afectación directa al suministro eléctrico o estas supongan un riesgo elevado para la garantía del mismo.
Cuando una reducción parcial de la carga en la zona afectada del sistema se traduzca en una medida de salvaguarda efectiva orientada a minimizar los efectos de una incidencia en la red mientras se encuentren en curso los trabajos programados.
Cuando, tras una incidencia, resulte necesario adoptar medidas de emergencia destinadas a reducir parcial, y/o localmente la carga del sistema para lograr reestablecer sus variables de control a valores normales de funcionamiento, y/o devolver el suministro a clientes que no estén acogidos al servicio de interrumpibilidad.
Los supuestos anteriores serán también de aplicación, en cualquier otra circunstancia, con independencia de la ejecución o no de trabajos en la Red de Observable cuando, a juicio del OS, se presente una situación de riesgo para la seguridad del Sistema Eléctrico.
7. Programación de la orden de reducción de potencia. Con toda la información disponible, teniendo en cuenta el estado de la operación del Sistema Eléctrico, el OS, una vez evaluadas las necesidades de aplicación del servicio, determinará las potencias a interrumpir, la duración y los perfiles o intervalos de interrupción.
A continuación, seleccionará la modalidad de prestación del servicio de interrumpibilidad, la extensión zonal, así como, en su caso, los perfiles potencia-tiempo.
La selección podrá hacerse atendiendo a los siguientes criterios:
− Ámbito general. Aplicación a todos los proveedores que prestan el servicio en los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares.
− Zonas eléctricas. Aplicación restringida a las zonas eléctricas seleccionadas, seleccionando una o varias, de entre las zonas existentes.
− Empresas eléctricas. Ámbito de aplicación seleccionando una o varias empresas distribuidoras.
− Proveedores del servicio individuales. Selección directa de los proveedores del servicio que vayan a ser objeto de aplicación de la orden de reducción de potencia.
Estos mismos criterios de selección podrán utilizarse para seleccionar, en su caso, la exclusión de una orden de reducción de potencia.
Con estos criterios, se podrá igualmente elegir uno o varios subconjuntos de proveedores del servicio adecuados a cada estado de operación del Sistema Eléctrico.
Una vez comprobado el potencial esperable de interrupción, en MW, para cada período seleccionado y desglosado con arreglo a los criterios de selección empleados, el OS procederá a emitir la orden de reducción de potencia con el preaviso establecido.
En cualquier momento se podrán anular las órdenes de reducción de potencia, incluso si están en ejecución.
El proceso de selección de los proveedores del servicio a quienes se vaya a anular la orden de reducción de potencia será el descrito anteriormente para seleccionar los proveedores del servicio objeto de interrupción, existiendo además en este caso la posibilidad de anular la orden completa.
8. Verificación del cumplimiento de una orden de reducción de potencia. La verificación del cumplimiento de una orden de reducción de potencia se llevará a cabo por el OS conforme a lo establecido en el artículo 7 de la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio.
Sin perjuicio de lo anterior, el OS llevará a cabo las comprobaciones necesarias para verificar el comportamiento de las instalaciones con generación asociada durante una orden de reducción de potencia.
En el caso de proveedor del servicio de interrumpibilidad con instalaciones de generación asociadas, los puntos de medida de las instalaciones de consumo y las de generación asociada estarán ubicados de tal forma que permitan la medida de la energía consumida por la instalación de consumo y de la energía neta generada por la instalación de generación asociada.
La instalación de generación no deberá modificar su producción como consecuencia de la ejecución de una orden de reducción de potencia o en caso de actuación del relé de deslastre por subfrecuencia.
Para llevar a cabo esta verificación, el OS comprobará, para cada hora que dure la orden de interrupción de potencia:
− Cuando la instalación de generación asociada pertenezca a la categoría A, según se define en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, que la medida de generación registrada en el SG-SCECI es mayor o igual al valor del programa de generación neta horaria de la instalación de generación asociada en el despacho de producción, con un desvío máximo a la baja del 5%.
− Cuando la instalación de generación asociada pertenezca a la categoría B, según se define en el Real Decreto 738/2015, de 31 de julio, que las medidas de generación registradas en el SG-SCECI durante los 15 minutos posteriores al inicio de una orden de reducción de potencia son mayores que cero, en promedio en el periodo. Adicionalmente, que la instalación de generación no se desconecta en el momento de ejecución de la orden de reducción de potencia o de la actuación del relé de deslastre por subfrecuencia. Estas verificaciones no se realizarán en el caso en que las medidas de generación registradas en el SG-SCECI durante los 15 minutos anteriores al inicio de la orden de reducción de potencia tengan un valor inferior a 0,5 MW e inferior al 50% de la potencia instalada de la generación asociada, en promedio.
El desvío se evaluará conforme a la siguiente fórmula:
Si Progh>0:
Si Progh=0.
Si Genh=0 entonces Desvioh =0%
Si Genh>0 entonces Desvioh =100%
Donde:
Progh es el programa de generación remitido al OS a través del SG-SCECI para la hora h.
Genh es la medida de generación registrada en SG-SCECI para la hora h.
Excepcionalmente, en el caso de indisponibilidad de las medidas de generación registradas en el SG-SCECI, se utilizarán las medidas horarias disponibles en el Sistema de Información de Medidas Eléctricas (SIMEL).
9. Informes.
9.1 Registro histórico.–El OS deberá conservar durante, al menos, cinco años, en soporte informático, la información histórica de los datos necesarios para la elaboración de los informes y estadísticas que se requieran en la normativa.
Por otra parte, los equipos de los proveedores del servicio deberán mantener un registro histórico con los datos relativos a cada aplicación o solicitud de orden de reducción de potencia.
9.2 Informe de seguimiento del servicio de interrumpibilidad.
9.2.1 Resultado de la orden de reducción de potencia.–Tras la aplicación de una orden de reducción de potencia, cualquiera que sea su tipo y alcance, el OS elaborará un informe de seguimiento en el que se hará constar:
− Fecha y hora de emisión de preavisos, cambio de órdenes y/o anulaciones.
− Fecha y hora de reducción de potencia.
− Períodos o perfiles de reducción de potencia.
− Tipo o tipos de reducción de potencia aplicados.
− Potencial de reducción de potencia para el tipo o tipos aplicados.
− Potencias máxima y mínima registradas en el período de interrupción por cada proveedor del servicio y acumuladas para todos los proveedores del servicio de cada tipo afectados. Estos valores se calcularán a partir de los datos enviados por los proveedores del servicio, después de cada orden de reducción de potencia o, en su caso, a partir de los datos de tiempo real recibidos en el OS.
− Energía reducida estimada en cada hora del período de interrupción.La estimación tendrá en cuenta los programas horarios de consumo previo a la orden de reducción de potencia, la energía horaria de las horas previas a la interrupción y la energía realmente medida.
− Resumen de incumplimientos de la orden de reducción de potencia, por proveedores del servicio, indicando el grado de incumplimiento en forma de energía en exceso de la que hubieran consumido manteniendo la potencia residual (Pmaxi).
− Medida, con indicación de las horas y minutos, en que cada proveedor del servicio haya incumplido la orden de reducción de potencia.
Para el informe, se podrán definir diversos formatos atendiendo a criterios de selección previamente especificados.
Si, en el transcurso del tiempo de preaviso o en los intervalos de aplicación de la orden de reducción de potencia, se modificara el perfil de interrupción, se indicará claramente en el informe la hora en que el cambio hubiera sido remitido, el acuse de recibo y el nuevo perfil de interrupción resultante, así como el resto de información relativa al grado de cumplimiento. De igual forma, quedará plasmada en el informe cualquier notificación de anulación que se tramitase, con indicación clara de los instantes de su emisión y del acuse de recibo correspondiente.
Los informes serán remitidos a la Dirección General de Política Energética y Minas, de acuerdo con lo previsto en el Capítulo V de la Orden ITC/2370/2007, de 26 de julio.
La información suministrada por los proveedores del servicio deberá ser presentada en los formatos estándar que definirá el OS.
9.2.2 Informes mensuales del OS sobre el servicio de interrumpibilidad.–El OS remitirá un informe mensual a la Dirección General de Política Energética y Minas, en el que conste el resultado del seguimiento de las órdenes de reducción de potencia y el funcionamiento del sistema, así como la información referida a cada consumidor tal y como se especifica en la Orden ITC 2370/2007, de 26 de julio.
9.2.3 Informes anuales.–El OS elaborará los informes anuales correspondientes sobre el funcionamiento y aplicación del servicio así como sobre la contratación del servicio para el año siguiente, según lo establecido en la Orden ITC 2370/2007, de 26 de julio.
P.O. 15.2
«Servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad (Orden IET/2013/2013)»
1. Objeto. El objeto de este procedimiento es regular la aplicación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad ofrecido por los consumidores que adquieren su energía en el mercado de producción, regulado en la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, por la que se regula el mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad.
En este mecanismo competitivo, el Operador del Sistema (OS) es el encargado de la gestión del servicio de interrumpibilidad incluyendo las subastas de asignación de potencia interrumpible, así como de la ejecución, seguimiento y verificación de todos los aspectos relativos a la prestación de dicho servicio.
2. Ámbito de aplicación. Este procedimiento es de aplicación al OS, a los gestores de la red de distribución y a los consumidores de energía eléctrica conectados en alta tensión que contraten su energía en el mercado de producción, bien directamente, o bien a través de un comercializador.
3. Proveedores del servicio Serán proveedores del servicio aquellos consumidores que, habiendo sido habilitados por el OS para la participación en la subasta, se adhieran formalmente al marco legal establecido para participar en la misma y resulten adjudicatarios de uno o varios bloques de producto de los definidos en el artículo 5 de la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre.
Lo dispuesto en el presente Procedimiento de Operación en relación con los participantes adjudicatarios de las subastas de bloques de producto se entenderá asimismo de aplicación a los participantes a los que haya sido asignado algún bloque de producto por alguno de los procedimientos de asignación de precio previstos en las Reglas de subasta del mecanismo competitivo de asignación del servicio de interrumpibilidad.
4. Intercambio de información
4.1 Información a comunicar por los proveedores del servicio de interrumpibilidad.
4.1.1 Información sobre programas de consumo previstos. Antes de las 14:00 horas del día 15 de cada mes, los proveedores del servicio comunicarán al OS a través del sistema establecido en la Resolución por la que se aprueba el procedimiento del sistema de comunicación, ejecución y control del servicio de gestión de demanda de interrumpibilidad (SG-SCECI), los programas de demanda de energía previstos para el mes siguiente, según el formato y procedimiento de comunicación definidos por el OS. Estos programas tendrán carácter de previsión y deberán ser actualizados y comunicados al OS a través del SG-SCECI cuando se produzcan modificaciones de los mismos.
4.1.2 Información sobre periodos de indisponibilidad. A efectos de la verificación del cumplimiento de los requisitos de disponibilidad exigidos, los periodos de indisponibilidad programada comunicados por el proveedor del servicio y aceptados por el OS, no serán contabilizados. En ningún caso la duración total de los periodos de indisponibilidad programada podrá ser superior al 5% de las horas del periodo de entrega.
4.1.2.1 Periodos de indisponibilidad programados. El proveedor del servicio deberá comunicar al OS de acuerdo al modelo de solicitud y plazo establecido para ello y que será publicado en su página web, los periodos de indisponibilidad previstos para el periodo de entrega del producto, como requisito para la prestación del servicio.
Cada periodo de indisponibilidad previsto se definirá por su hora y día de inicio y la hora y día de finalización.
El OS verificará el cumplimiento de los requisitos y evaluará los periodos de indisponibilidad propuestos y, en caso de ser aceptados, tendrán el carácter de periodos de indisponibilidad programados.
Para la aceptación de los periodos de indisponibilidad programados el OS verificará que la duración total no sea superior al 5 % de las horas del periodo de entrega, conforme a lo previsto en el artículo 9.4 de la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre.
Adicionalmente, el OS podrá aplicar de forma motivada, justificada y transparente, criterios adicionales para la validación de los periodos de indisponibilidad propuestos para su adaptación a las necesidades previstas del sistema.
En el caso de resultar adjudicatario en la subasta, el proveedor del servicio será responsable de comunicar a través del SG-SCECI, previamente al inicio del periodo de entrega, los periodos de indisponibilidad aceptados por el OS y, en consecuencia, programados para el periodo de entrega.
Antes de las 14:00 horas del día 15 de cada mes, los proveedores del servicio comunicarán al OS, a través del SG-SCECI, las modificaciones previstas, a partir del mes siguiente, en sus periodos de indisponibilidad programada para el resto del periodo de entrega. Las indisponibilidades declaradas fuera de dicho plazo que incrementen la duración de los periodos de indisponibilidad programados tendrán carácter de indisponibilidades sobrevenidas.
4.1.2.2 Periodos de indisponibilidad sobrevenidos. El proveedor del servicio deberá comunicar a través del SG-SCECI al OS los periodos de indisponibilidad sobrevenidos tan pronto como éstos se produzcan.
Estos periodos de indisponibilidad no programada se contabilizarán en el cómputo del cumplimiento de los requisitos de disponibilidad, salvo fuerza mayor acreditada y justificada.
4.1.3 Información de consumo. El OS deberá recibir, a través del SG-SCECI, con periodicidad horaria, los cuatro últimos valores de consumo medio cuarto horario de la instalación del proveedor del servicio.
Durante la ejecución de una opción de reducción de potencia, el OS deberá recibir, a través del SG-SCECI, los valores resultado de la integración de cinco minutos de potencia activa consumida.
4.1.4 Información de consumo y generación en tiempo real. Para llevar a cabo la correcta aplicación y control de la prestación del servicio de interrumpibilidad por parte del OS, los proveedores del servicio de interrumpibilidad deberán comunicar, a través del SG-SCECI, con una periodicidad que no excederá los 12 segundos, los valores instantáneos de potencia activa y reactiva de consumo de la instalación del proveedor del servicio.
Los proveedores del servicio con instalaciones de generación asociada deberán comunicar al OS, a través del SG-SCECI, con una periodicidad que no excederá los 12 segundos, los valores instantáneos de potencia activa neta generada.
4.1.5 Información sobre los programas de participación en el mercado para las instalaciones con generación asociada.
Los proveedores del servicio con instalación de generación asociada, deberán constituir una unidad de programación para la entrega de energía compuesta por una única unidad física para cada una de sus instalaciones de generación.
Los proveedores del servicio con instalación de generación asociada podrán actualizar el programa de participación en el mercado de producción de la instalación de generación a efectos del servicio de interrumpibilidad de acuerdo con los plazos previstos para la comunicación de los programas de consumo horario recogidos en el apartado 9.6 de la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre.
Adicionalmente, los sujetos que estén acogidos a una modalidad de autoconsumo, al amparo del Real Decreto 244/2019, de 5 de abril, con una instalación de generación asociada de grupos distintos al b.1, b.2 y b.3 según se definen en el Real Decreto 413/2014 de 6 de junio, deberán enviar al OS un programa de generación neta horaria de la instalación de generación asociada a través del SG-SCECI, de acuerdo con los plazos previstos para la comunicación de los programas de consumo horario recogidos en el apartado 9.6 de la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre. Se entenderá como generación neta la definida en el reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
4.2 Información disponible en el SG-SCECI para los proveedores del servicio de interrumpibilidad. Los proveedores del servicio podrán consultar la información que el OS dispone de ellos, en tiempo real, a través de la aplicación SCECI-Web. En concreto, tendrán acceso a la siguiente información:
– Registros de consumo en tiempo real (P.Medida): valores instantáneos de potencia activa.
– Potencia residual (Pmax).
– Programas de consumo (Programa).
– Potencial interrumpible (Pint): diferencia entre la potencia medida y la potencia residual.
– Potencia asignada en las subastas (Psub) o mediante alguno de los procedimientos previstos en las Reglas de subasta del mecanismo competitivo de asignación del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad.
– Indisponibilidades programadas.
– Indisponibilidades sobrevenidas.
5. Criterios para la activación del servicio de interrumpibilidad. El OS podrá solicitar una ejecución de la opción de reducción de potencia respondiendo a criterios técnicos y económicos.
La orden de reducción de potencia contendrá, al menos, la siguiente información:
– El instante de inicio de ejecución de la opción.
– El instante de finalización de ejecución de la opción.
– El valor de potencia activa a mantener durante la ejecución de la opción.
– La opción de ejecución, de entre las descritas en el artículo 5.3 de la Orden IET/ 2013/2013, de 31 de octubre.
La ejecución de cada una de las opciones tendrá una duración máxima de una hora, estableciéndose un máximo de dos ejecuciones consecutivas.
5.1 Criterios económicos. La aplicación del servicio de interrumpibilidad por criterios económicos se realizará por cantidades mínimas de 200 MW y máximas de 500 MW en cada hora, siempre que se cumpla que los dos valores siguientes:
La necesidad total de energía neta a subir a asignar por el procedimiento de gestión de desvíos, de regulación terciaria y/o por servicios transfronterizos de balance, calculada previamente al comienzo de dicha hora; y
La necesidad de energía a subir a asignar por el procedimiento de regulación terciaria, calculada previamente al comienzo de dicha hora; sean superiores a los valores mínimos respectivos propuestos por el OS junto con la información del artículo 4.2 de la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, y aprobados por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
Dichos valores mínimos serán publicados en la web del OS, previa aprobación por Resolución de la Secretaría de Estado de Energía.
Para la aplicación del servicio por criterios económicos se valorará que la ejecución de la opción de reducción de potencia, con la consideración de toda la liquidación asociada según lo dispuesto en el artículo 13.3.b) de la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre, dé lugar a una reducción del coste total de la energía a subir gestionada en esa hora.
En caso de activación del servicio de interrumpibilidad por este criterio, entre los adjudicatarios del servicio se establecerá un sistema de turnos rotatorios como criterio de orden para requerir su activación.
En cualquier caso, la activación del servicio de interrumpibilidad por criterios económicos no podrá suponer más del 50 % de las horas del periodo de entrega máximas de ejecución previstas en el artículo 5 de la Orden IET/2013/2013, de 31 de octubre.
5.2 Criterios técnicos. Atendiendo a las necesidades que surjan en la operación del sistema eléctrico para garantizar el cumplimiento de los criterios de seguridad, el OS podrá solicitar una ejecución de la opción de reducción de potencia.
Los gestores de las redes de distribución podrán solicitar del OS la ejecución de la opción de reducción de potencia a los proveedores del servicio conectados en las áreas de distribución de su competencia, cuando las circunstancias de operación de su red así lo requieran según el proceso definido en el apartado siguiente.
5.2.1 Solicitud de los gestores de redes de distribución de ejecución de una opción de reducción de potencia. A tal efecto, deberán remitir un fax/correo electrónico al Centro de Control Eléctrico del OS con la solicitud de ejecución de la orden de reducción de potencia, al menos una hora antes del comienzo del preaviso mínimo de la orden de reducción de potencia deseada. La plantilla del fax/correo electrónico estará publicada en el página web del OS.
El OS analizará la solicitud y, en su caso, determinará la opción de ejecución que mejor se adapte a las necesidades planteadas por el gestor de la red de distribución.
El OS deberá remitir una respuesta por fax/correo al gestor de la red de distribución a la misma dirección o teléfono con el que se remitió la solicitud, al menos media hora antes del comienzo del preaviso mínimo de la orden de reducción de potencia solicitada. En dicha respuesta, el OS indicará (i) en caso de ser aprobada, los términos en los que se solicita la ejecución de la orden de reducción de potencia y los proveedores conectados a sus redes a quien se da la orden de interrupción, o (ii) en caso de ser desestimada, las razones que le han llevado a denegar la petición. La plantilla del fax/correo electrónico estará publicada en el página web del OS.
En el caso de ser aprobada, el OS emitirá la orden de reducción de potencia a los proveedores implicados. En caso de desestimar la petición, el OS, se deberá poner en contacto con el gestor de la red de distribución con el objeto de buscar una solución viable al problema.
Los criterios de aceptación o rechazo serán los que permitan mantener la seguridad tanto en la red de distribución como en la red de transporte.
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