Resolución 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

1.1.4.3 Otros datos: Planes de reposición, transformador, línea o cable, protecciones y datos necesarios para programación (véanse apartados correspondientes).

1.1.5 Datos necesarios para los planes de reposición del servicio

Este apartado aplica a instalaciones de producción de categoría A, o conectadas a la red de transporte.

• Alimentación de SSAA (salvo CCHH).

• Esquema simplificado y descripción del proceso de alimentación de SSAA en los siguientes supuestos:

– Normal.

– Arranque.

– Otras alternativas (Grupos Diesel/Baterías/Otras).

– Tensión de alimentación de SSAA.

– Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia activa (MW).

– Consumo de servicios auxiliares en b.a. para parada de grupo, potencia reactiva (MVAr).

– Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia activa (MW).

– Especificar distintas posibilidades: Arranque en frío/ Arranque en caliente.

• Consumo de servicios auxiliares en b.a. para arranque, potencia reactiva (MVAr). Especificar distintas posibilidades: Arranque en frío/ Arranque en caliente.

– Capacidad de arranque autónomo.

• Medios propios para energizar los servicios auxiliares necesarios para el arranque:

– Batería.

– Grupo Diesel.

– Otros.

• Diagramas unifilares.

• Tiempo de autonomía (horas).

• Tipo de arranque:

– Por control remoto.

– Operación local (se indicará la disponibilidad horaria de personal).

• El tiempo mínimo garantizado de funcionamiento continuo a plena carga durante el proceso de reposición (reservas mínimas de energía primaria).

• Posibilidad de realizar un determinado número de arranques consecutivos en un tiempo determinado (en caso de posibles disparos durante el proceso de reposición): número de ciclos de arranque y parada, y duración del ciclo.

• En caso de CCHH: Número mínimo de grupos que han de funcionar en paralelo.

• Posibilidad de arranque en cascada de un conjunto de grupos.

– Reconexión del grupo a la red (salvo CCHH).

• Tiempo mínimo de arranque en frío (desde que se recibe alimentación en los SSAA hasta listo para sincronización).

• Tiempo mínimo de arranque en caliente (desde que se recibe alimentación en los SSAA hasta listo para sincronización).

• Tiempo máximo de parada para que el arranque sea en caliente.

– Capacidad de mantenerse estable tras una desconexión de la red exterior con pérdida brusca de la plena carga, alimentando únicamente sus consumos propios.

– Capacidad de funcionamiento en isla. Bolsa de mercado mínima que es capaz de alimentar la planta en situación de isla.

– Condiciones de sincronismo para acoplamiento. Automatismos existentes y ajustes (salvo CCHH).

– Otros datos (salvo CCHH).

• Características de los motores y cargas de servicios auxiliares y datos sobre protecciones y ajustes, en su caso.

• Dependencia de infraestructuras ajenas de suministro de combustible para el proceso de reposición.

1.1.6 Datos de los transformadores de grupo. Este apartado aplica a instalaciones de producción de categoría A, o conectadas a la red de transporte.

1.1.6.1 Instalaciones de producción de categoría A no conectadas a la red de transporte.

• 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).

○ Centrales conectadas a la red de transporte.

Ver transformadores de transporte.

1.1.7 Datos de la línea o cable de evacuación. Este apartado aplica a instalaciones de producción de categoría A o conectadas a la red de transporte.

1.1.7.1 Instalaciones de producción de categoría A 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 1 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 1 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 (SÍ/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 este 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 incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.

1.2.1 Plantas fotovoltaicas mayores de 50 kW y hasta 500 kW 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 a suministrar de cada instalación mayor de 0,5 MW.

• 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.

– Dirección.

• Número de identificación en el Registro Administrativo correspondiente.

• 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 de transporte (nombre, kV).

• Régimen de operación previsto de la instalación:

– Horas de utilización (a plena potencia) referidas a períodos anual y estacionales.

– Curva de potencia activa en 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 1 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:

O 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 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. Ver 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 a la instalación (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.

– o 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 este el transformador de conexión a la red, ver 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 (%).

• Impedancia homopolar (% en base máquina).

1.2.6.3 Datos de la línea o cable de evacuación de cada instalación (en caso de ser esta la línea o cable de conexión a la red de transporte, ver punto 1.2.6.5). Ver líneas y cables de red observable.

1.2.6.4 Datos del transformador de conexión a la red. Ver transformadores de transporte.

1.2.6.5 Datos de la línea o cable de evacuación (en su caso). Ver líneas y cables de transporte.

1.2.6.6 Datos de las protecciones.

○ Protecciones de la instalación de producción.

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

○ Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

• Esquema de protección ante cortocircuitos en el tramo red-transformador principal. Cumplimiento de 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 (sí/no) con las protecciones de la red.

○ Teledisparo ante contingencias en la red.

• Capacidad de teledisparo (sí/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 1 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 de regulación primaria, secundaria y terciaria.

1.3.1 Información de 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.

1.3.2 Información de regulación secundaria.

• 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.

1.3.3 Información de regulación terciaria.

• 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 mínimo 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).

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 (SÍ/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 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 solo 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 (0C).

• 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 (solo 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 10 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). Posibilidad de regulación automática y de su bloqueo ante colapso.

• 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. 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 (%). 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 (SÍ/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 Estática; 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:

– N.º 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 (sí/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 10 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 anuales 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 (n.º 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 (%).

• 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 (% sobre).

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).

• 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 (SÍ/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 (sí/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. Elementos de almacenamiento. Las instalaciones de almacenamiento de energía a afectos de la información estructural a remitir al OS serán consideradas tanto como instalaciones de producción como de consumo, por lo que le serán de aplicación los apartados 1 y 3 de este anexo, en base a las características técnicas de las mismas. Adicionalmente se requiere la siguiente información:

• Tecnología de almacenamiento empleada.

• Capacidad de almacenamiento energético (MWh).

• Capacidad de arranque autónomo.

5. Red observable.

5.1 Subestaciones.

• Nombre de la subestación.

• Domicilio: municipio, código postal y provincia.

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

5.2 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).

5.3 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).

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

5.5 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 que se enviará al OS 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 (solo 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 (solo 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).

2. Información de las instalaciones de producción y de las instalaciones de generación asociada a autoconsumo que se enviará al os en tiempo real. En el caso de instalaciones con autoconsumo: potencia activa consumida (MW) y potencia reactiva consumida (MVAr) por el consumidor asociado, exceptuando los servicios auxiliares de generación.

2.1 Grupos térmicos y grupos hidráulicos con capacidad de regulación.

– Señalizaciones.

○ Estado local/remoto de regulación del grupo.

○ Tipo de regulación, control/no control.

2.2 Instalaciones de producción de categoría A:

– 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).

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

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

○ Tensión de generación.

2.3 Instalaciones de generación de categoría B.

– 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).

○ Medidas 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 grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del artículo 2 del Real Decreto 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.

2.4 Instalaciones de generación 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 grupos b.1, b.2, b.3, b.4 y b.5 del artículo 2 del Real Decreto 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.

2.5 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 consumos propios de las unidades de generación.

2.6 Compensadores síncronos.

– Señalizaciones.

○ Estado de conexión.

– Medidas.

○ Potencia reactiva (MVAr).

○ Tensión (kV).

2.7 Instalaciones de producción del tipo descrito en la DT undécima Real Decreto 738/2015.

Para las instalaciones que por sus características singulares no puedan incluirse dentro de ninguna de las tecnologías definidas en el artículo 2 el operador del sistema podrá requerir la información en tiempo real que considere necesaria para ejercer sus funciones.

3. Instalaciones de almacenamiento. Para las instalaciones de almacenamiento se requiere, además de lo propio para una instalación de generación y consumo, lo siguiente:

– Medidas.

○ Uso de la capacidad energética disponible.

ANEXO III. Informes de incidentes

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

P.O. 9

Información intercambiada por el operador del sistema

1. Objeto. Constituye el objeto de este procedimiento de operación:

2. Ámbito de aplicación. El presente procedimiento de operación es de aplicación a los sujetos definidos en el artículo 6 de la Ley 24/2013 del Sector Eléctrico, de 27 de diciembre, o normativa que la sustituya, y que realicen su actividad dentro del ámbito peninsular, así como a otras entidades participantes en el proceso de la operación conforme a la regulación vigente.

3. Información necesaria para los procesos del operador del sistema. Sin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementación del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad, la información necesaria para los procesos que lleva a cabo el OS se clasifica a los efectos del presente procedimiento en los siguientes grupos de información:

Los sujetos deberán facilitar al OS toda la información requerida, de acuerdo con lo establecido en el presente procedimiento, y serán responsables de hacer llegar al OS, sin dilación, cualquier posible actualización de la información previamente comunicada. En el caso de los requerimientos de información correspondientes a los epígrafes b, c, d y g, los sujetos serán responsables de depositar en los propios sistemas de información del OS la información recogida en el presente procedimiento, así como de proveer los mecanismos de comunicación necesarios y hacerse cargo de sus costes.

El OS pondrá a disposición de los sujetos la información a la que tengan derecho de la indicada en este procedimiento a través de los medios definidos y en los plazos establecidos en este procedimiento de operación.

4. Carácter y tratamiento de la información. La información recibida por el OS y a la que resulte de aplicación el presente procedimiento de operación será gestionada por el OS con los siguientes criterios generales en cuanto al carácter y tratamiento de la información:

No obstante, lo anterior, podrán disponer de toda la información, la Dirección General de Política Energética y Minas y la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia.

Los gestores de la red de distribución podrán disponer de la información confidencial explícitamente indicada en cada apartado del presente procedimiento relativa a las instalaciones en servicio conectadas en las redes de distribución bajo su gestión.

El OS, en caso de considerar necesaria la inclusión de la información indicada en cada apartado del presente procedimiento que no corresponda a la propia zona del gestor de una red de distribución, podrá determinar una propuesta de red observable para este gestor, incluyendo la exposición de motivos por los cuales se considera necesaria la inclusión de esta información adicional.

Se entiende como red observable por un distribuidor la constituida por aquellas otras instalaciones cuya topología y variables de control deben ser conocidas en tiempo real por este distribuidor para operar adecuadamente su red y efectuar los estudios de seguridad en todos los horizontes temporales con suficiente precisión, según se disponga normativamente. Los gestores de la red de distribución no podrán comunicar la información ni de los generadores, ni de los consumidores ni de los distribuidores conectados a la red observable por ellos mismos ni de la red de distribución que forme parte de la red observable por ellos mismos a un tercero sin la autorización del sujeto al que pertenece la información.

De acuerdo con estos criterios generales, aplicarán las condiciones particulares que para cada tipo o grupo de información se reflejan en el presente procedimiento.

Los sujetos podrán tener acceso a la información por ellos aportada.

5. Datos estructurales del sistema eléctrico.

5.1 Descripción de la información. Son los datos de las instalaciones de la red de transporte y de la red observable, así como de las instalaciones de producción, consumidores y elementos de control y protección, que el OS precisa para ejercer sus funciones.

Están igualmente contemplados los elementos en proyecto y construcción y los elementos planificados, con los valores disponibles, si bien estos se considerarán provisionales hasta su puesta en servicio.

5.2 Sujetos y responsabilidades. El OS será responsable de recopilar y de mantener y actualizar el archivo de los datos estructurales de las instalaciones indicadas en el apartado anterior.

Los sujetos a los que resulte de aplicación el presente procedimiento de operación vendrán obligados a suministrar al OS la información necesaria de los elementos pertenecientes a las instalaciones de su propiedad o bajo su gestión para mantener el archivo de los datos estructurales actualizado y fiable.

5.3 Detalle de la información. La información responderá a la siguiente estructura:

• Instalaciones de producción.

• Instalaciones de consumo.

• Red de Transporte.

• Red Observable del OS.

Sin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementación del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad, la relación de datos se recoge en el documento ‘Contenido de la base de datos estructural del operador del sistema’, incluido como Anexo I. No obstante, cuando dicha información dentro del ejercicio de las funciones del OS resulte insuficiente por ser requerida diferente o mayor información para poder efectuar análisis de seguridad y estudios de funcionamiento del sistema eléctrico menos habituales o más específicos, este podrá requerir dicha información adicional a los sujetos justificando y poniendo en conocimiento tal circunstancia a la Administración competente en materia de energía y los sujetos vendrán obligados a suministrar tal información salvo valoración en sentido contrario por parte de la mencionada administración.

5.4 Carácter de la información. La información relativa a datos estructurales del sistema eléctrico tendrá carácter confidencial, de acuerdo con lo previsto en el apartado 4. No obstante lo anterior, la información relativa al comportamiento estático de las instalaciones en servicio que constituyen la red de transporte, podrá ser puesta a disposición de los sujetos no titulares de la información generada.

En el caso de que el OS necesite comunicar información confidencial (excluyendo la información relativa a los códigos fuente de los modelos que caracterizan el comportamiento dinámico de las instalaciones, que no podrá ser transmitida en ningún caso) a un tercero para el cumplimiento de sus funciones y obligaciones, será necesaria previamente la firma de un acuerdo de confidencialidad entre el receptor de la información y el OS que establezca, entre otros aspectos, el uso exclusivo de la información para los fines acordados, minimizando, en todo caso, el volumen de información transmitida.

Los gestores de la red de distribución podrán disponer de la información confidencial (excluyendo la información relativa a los códigos fuente de los modelos que caracterizan el comportamiento dinámico de las instalaciones) relativa a las instalaciones en servicio conectadas en las redes de distribución bajo su gestión.

5.5 Plazos. La información deberá ser comunicada al OS en los plazos requeridos en el procedimiento de operación que regula las solicitudes de acceso para la conexión de nuevas instalaciones a la red de transporte, en los casos de alta o de modificación de diseño o de baja de algún elemento.

Cuando la actualización sea consecuencia de pruebas posteriores que hayan verificado algún valor distinto al anterior, o por haberse detectado algún valor erróneo u obsoleto, la comunicación al OS deberá producirse en el menor plazo posible.

Tras un suceso imprevisto, o con antelación a un suceso programado, en una instalación de consumo o distribución conectada a la red de transporte, y siempre que conlleve cambios en la potencia de cortocircuito prevista superiores al 10% de la comunicada previamente al OS, se procederá conforme a los plazos indicados en el apartado 9.4.2.

El OS pondrá a disposición de cada responsable del suministro de información los datos actualizados de los que dispone, con objeto de que éste pueda comprobar y completar su adecuada correspondencia con los datos reales de las instalaciones y, en su caso, comunicar al OS las modificaciones necesarias.

5.6 Sistemas de información. La información se archivará en la Base de Datos Estructural del Sistema Eléctrico (BDE).

El OS definirá el soporte informático empleado y habilitará las plantillas para el intercambio de la información.

6. Información para la programación de la operación en el mercado de producción de energía eléctrica e información de la operación que debe recibir el OS (Sistema SIOS).

6.1 Descripción de la información. Los datos que, en el cumplimiento de sus funciones, el OS debe manejar para realizar los procesos de programación de la operación en el mercado de producción de energía eléctrica que tiene encomendados, desde la comunicación a los Sujetos del Mercado de información previa a los mercados diario e intradiario, la asignación de capacidad de intercambio, la nominación de los contratos bilaterales, la asignación de los servicios de ajuste del sistema y la comunicación de desvíos e indisponibilidades al OS, hasta el establecimiento de cada una de las programaciones horarias, incluyendo la programación en las interconexiones internacionales, serán gestionados por el Sistema SIOS. Esta información será posteriormente utilizada en los procesos liquidatorios que son responsabilidad del OS.

El SIOS también gestionará toda aquella información facilitada por los Sujetos del Mercado al OS necesaria para mantener las series estadísticas relativas a los balances energéticos y al funcionamiento del sistema, así como para realizar la previsión de cobertura y análisis de seguridad.

6.2 Sujetos a los que aplica. Los intercambios de información realizados a través del sistema SIOS afectan a los sujetos del sistema que actúan en el mercado de producción de energía eléctrica o a sus representantes, en adelante, Sujetos del Mercado, al Operador del Mercado, a los distribuidores y, en su caso, a otras entidades relacionadas con el proceso de programación de la operación en el mercado de producción, conforme a la regulación vigente.

6.3 Intercambios de información. El OS podrá establecer con el exterior intercambios de información en ambos sentidos:

• Información comunicada por el OS.

• Información comunicada al OS.

En el anexo II se encuentra el detalle de la información asociada al proceso de programación de la operación en el mercado de producción.

En el anexo III se detalla la información a facilitar por los Sujetos del Mercado al OS necesaria para mantener las series estadísticas relativas a los balances energéticos y al funcionamiento del sistema, así como para realizar la previsión de cobertura y análisis de seguridad.

6.4 Sistemas de intercambio de información del SIOS. Dentro del SIOS, se distinguen los siguientes sistemas de información:

• Sistema e·sios, que realizará los procesos de subasta, cálculo, registro y archivo de datos intermedios y resultados de los procesos de programación de la operación en el mercado de producción de energía eléctrica.

• Sistema OSbi, que realizará el archivo, gestión y publicación de la información histórica asociada a los procesos anteriores.

6.5 Sistema de gestión de datos estructurales para la programación de la operación en el mercado de producción. Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS en relación con la programación de la operación del sistema en el mercado de producción de energía eléctrica es necesario conocer y mantener la información relativa a los SM, Unidades de Programación (UP), Unidades de Oferta (UO) y Físicas (UF), Contratos Bilaterales, así como una serie de datos adicionales y parámetros técnicos.

Toda esta información se recoge bajo el nombre de Sistema de Gestión de Datos Estructurales del SIOS (GDE).

Los datos tratados se agruparán de la siguiente manera:

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

• Información sobre Unidades de Programación y su relación con las Unidades de oferta utilizadas en los mercados diario e intradiario.

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

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

• Diversos tipos de parámetros que afectan al sistema.

• Información sobre las distintas sesiones que componen y definen los diferentes mercados gestionados por el OS.

Sin perjuicio de lo dispuesto normativamente para la implementación del Reglamento (UE) 2017/1485 de la Comisión de 2 de agosto de 2017 por el que se establece una directriz sobre la gestión de la red de transporte de electricidad, los datos de carácter estructural correspondientes a la unidad física y de programación serán los que se desglosan en detalle en el apartado 1.3 del Anexo I.

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

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

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

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

• Unidades de Prestación del Servicio de Control de Tensión.

Asimismo, mediante la página web dispuesta para este fin por el OS, los SM tendrán acceso a la información estructural no confidencial correspondiente a Unidades de Programación, Unidades físicas, Zonas de Regulación y Sujetos del Mercado.

6.5.2 Solicitud de modificación de información estructural del SIOS. La modificación de la información estructural será solicitada mediante el correspondiente formulario disponible en la página Web de Sujetos del Mercado del e·sios: https://sujetos.esios.ree.es, debidamente cumplimentado por el SM y acompañado del soporte documental justificativo del cambio.

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

6.6 Requisitos técnicos. En la ejecución de los procesos e intercambios de información sobre los datos gestionados y almacenados por el SIOS, el OS deberá garantizar:

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

Con una periodicidad a establecer por el OS, los procesos realizados por el e·sios se ejecutarán en el centro de respaldo, siendo responsabilidad de los Sujetos del Mercado (SM), el OM y, en su caso, de otras entidades participantes en el proceso de programación de la operación, conforme a la regulación vigente, el disponer de los medios de comunicación con este centro de respaldo utilizando los modos de acceso definidos por el OS.

6.6.1 Medios de intercambio de información. La comunicación entre el OS, el OM y los Sujetos del Mercado y otras entidades participantes en el mercado de producción de energía eléctrica conforme a la normativa vigente, así como la divulgación de la información pública de libre acceso se hará por medios electrónicos de intercambio de información, utilizando en cada momento las tecnologías que, en conformidad con los requisitos indicados en este apartado, sean más adecuadas.

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

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

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

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

6.6.3 Servicios de acceso al SIOS. El acceso al SIOS por parte de los Sujetos del Mercado, del OM, de otras entidades relacionadas con el proceso de programación de la operación en el mercado de producción o del público en general, se hará en función del carácter de la información a la que se tiene acceso, ya sea pública o confidencial.

Según el tipo de información, existirán dos servicios de acceso: Privado y público.

El servicio privado estará reservado únicamente a los Sujetos del Mercado, al OM y a otras entidades involucradas en el proceso de programación del mercado de producción conforme a la normativa vigente.

Los servicios de acceso, tanto privados como públicos utilizarán las tecnologías más adecuadas en cada caso. Las direcciones electrónicas de los servicios de acceso privado y público serán facilitadas por el OS.

El sistema de seguridad del servicio de acceso privado se basa en la utilización de los siguientes elementos:

Los certificados del apartado b) anterior se emitirán almacenados en un fichero en alguno de los formatos estándar del mercado. El fichero estará protegido por una contraseña para evitar su utilización indebida. Los SM y otros sujetos y entidades de mercado de producción podrán solicitar uno o varios certificados digitales.

Será responsabilidad del titular de cada certificado la guarda y custodia del mismo. Asimismo, en caso de robo o extravío deberá comunicar este hecho lo antes posible al OS, para que este proceda a dar de baja, a la mayor brevedad posible, el certificado.

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

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

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

6.6.4 Formatos de intercambio de información. Todos los intercambios de información se realizarán mediante documentos electrónicos de contenido y formato determinados, que serán publicados por el OS en el SIOS. Utilizando estos documentos electrónicos los SM, OM y otros sujetos o entidades participantes en el mercado de producción remitirán al SIOS la información correspondiente, por los medios que se establezcan, y en los horarios especificados en los correspondientes procedimientos de operación.

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

• Volumen 1. Mercado de Producción de energía eléctrica.

• Volumen 2. Liquidaciones.

• Volumen 3. Control de Tensión.

• Volumen 4. Previsión Cobertura y Análisis.

Estos volúmenes y sus modificaciones serán publicados, con la antelación suficiente antes de su entrada en vigor, en la web dispuesta para este fin por el OS.

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

7. Información sobre las medidas eléctricas (SIMEL).

7.1 Descripción de la información. El Concentrador Principal (o Sistema de Información de Medidas, SIMEL) es el sistema de información que recoge de forma centralizada las medidas del sistema eléctrico nacional. El SIMEL está constituido por un sistema informático que recibe, trata, almacena y difunde los datos de los equipos de medida necesarios para el cálculo y la comprobación de las liquidaciones, de acuerdo con los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones técnicas complementarias y los Procedimientos de Operación de Medidas.

La base de datos del SIMEL recoge los datos necesarios para la gestión del sistema de medidas y contendrá al menos la siguiente información:

– Puntos de Medida.

– Puntos frontera.

– Relaciones de puntos de medida con los puntos frontera.

– Contadores.

– Registradores.

– Transformadores de medida.

– Medidas horarias en los puntos de medida.

– Medidas horarias calculadas en los puntos frontera.

– Medidas de generación neta cuando sea de aplicación.

– Medidas horarias calculadas en las Unidades Físicas

– Medidas horarias calculadas en las Unidades de Programación.

– Pérdidas horarias de la red de transporte.

– Acumulados entre actividades.

– Perfiles de consumo.

7.2 Sujetos a los que aplica. El OS gestiona el acceso a la información del SIMEL, de forma que se garantiza su confidencialidad. Podrán acceder a SIMEL los participantes en la medida, esto es, los titulares de las instalaciones a ambos lados de un punto frontera, así como el encargado de la lectura, los comercializadores, consumidores conectados a la red de transporte, consumidores interrumpibles, interlocutores únicos de nudo, centros de control y otros sujetos que, sin tener instalaciones, hayan establecido contratos de compraventa de energía eléctrica en ese punto.

7.3 Intercambios de información. El SIMEL recibirá y gestionará la información intercambiada entre los puntos frontera del sistema eléctrico español de acuerdo con los requisitos establecidos en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones técnicas complementarias y los Procedimientos de Operación de Medidas.

El OS gestionará el acceso a la información de medidas residente en el SIMEL de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones técnicas complementarias y los Procedimientos de Operación de Medidas.

• Información pública: El OS publicará diversos informes de carácter general elaborados a partir de los datos de energía e inventarios disponibles en SIMEL de acuerdo a lo indicado en el Reglamento unificado de puntos de medida y normativa que lo desarrolle, sus Instrucciones técnicas complementarias y los Procedimientos de Operación de Medidas. Esta información estará disponible en la página Web dispuesta para este fin por el OS.