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

ANEXO

P.O. SENP 1 Funcionamiento de los sistemas eléctricos no peninsulares

1. Objeto. El objeto de este Procedimiento es establecer los criterios de seguridad y funcionamiento que deben aplicarse en la operación de los Sistemas Eléctricos no Peninsulares (SENP) y en la elaboración y ejecución de los planes de seguridad, con el objetivo de garantizar la continuidad del suministro con la seguridad y calidad requeridas.

2. Alcance. En el presente Procedimiento se establecen:

• a) Los criterios de seguridad y funcionamiento que deben aplicarse en la operación de los SENP, de modo que se garantice la continuidad del suministro con la seguridad y calidad requeridas.
• b) Los criterios que deben utilizarse para determinar los niveles de carga admisibles en las líneas y transformadores de la red de transporte.
• c) Las condiciones de entrega de la energía en los puntos frontera de conexión de la red de transporte con otras redes o instalaciones, de manera que se garantice la calidad del servicio en dichos puntos frontera.
• d) Las reservas de regulación necesarias que permitan resolver las restricciones técnicas y los desequilibrios entre la generación y el consumo.
• e) Las condiciones generales para el establecimiento de los planes de seguridad que garanticen el funcionamiento seguro y fiable del sistema y permitan llevar a cabo la reposición del servicio tras incidentes severos.

3. Ámbito de aplicación. Este Procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

• a) Operador del Sistema.
• b) Transportista y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
• c) Los titulares de las instalaciones de generación.
• d) Distribuidores y gestores de distribución.
• e) Consumidores conectados a Red de Transporte.
• f) Consumidores directos.
• g) Comercializadores.
• h) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producción anteriormente mencionadas.
• i) Los representantes de las instalaciones de producción, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participación en el despacho de producción y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

Este Procedimiento afecta a las siguientes instalaciones pertenecientes a cualquier Sistema Eléctrico español que se encuentre fuera del territorio peninsular y no esté interconectado síncronamente con el Sistema Eléctrico Peninsular:

• - Las instalaciones de la red de transporte.
• - Las subestaciones donde se vierta generación, que aún sin pertenecer a la red de transporte tengan influencia sobre esta.
• - Las instalaciones de producción.
• - Las instalaciones de distribución o de consumidores conectados directamente a la red de transporte.

El Operador del Sistema mantendrá en todo momento actualizado un listado con las instalaciones que integran cada uno de los sistemas que componen cada SENP.

4. Definiciones. Se definen cuatro posibles estados de funcionamiento del sistema eléctrico:

• 4.1 Estado normal. Situación en la cual todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los márgenes de funcionamiento normal establecidos en el apartado 5.3.1 y se cumplen los criterios de seguridad ante contingencias indicados en el apartado 5.3.2.
• 4.2 Estado de alerta. Situación en la cual todas las variables de control que caracterizan el estado del sistema se encuentran dentro de los márgenes de funcionamiento normal establecidos en el apartado 5.3.1, pero no se cumplen los criterios de seguridad ante contingencias indicados en el apartado 5.3.2.
• 4.3 Estado de emergencia. Situación en la que una o más variables de control del sistema presentan valores fuera de los márgenes de funcionamiento normal.

  Se incluyen en este estado aquellos casos en los que se registra alguna interrupción del suministro eléctrico de carácter local.

• 4.4 Estado de reposición. Situación caracterizada por la pérdida de suministro en una zona eléctrica (cero zonal) o en la totalidad de alguno de los sistemas que componen cada uno de los SENP (cero total), y en la que el principal objetivo es la reposición ordenada, segura y rápida del servicio.

Adicionalmente se definen las instalaciones de producción de categoría A, e instalaciones de producción de categoría B, como aquellas definidas en el artículo 2 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

5. Criterios de seguridad y de funcionamiento para la operación de los sistemas eléctricos no peninsulares.

5.1 Variables de control de la seguridad del sistema eléctrico. Las variables que permiten supervisar el estado del sistema eléctrico son:

• - La frecuencia.
• - Las tensiones en los nudos de la red de transporte.
• - Los niveles de carga en los diferentes elementos de la red de transporte (líneas, transformadores y aparamenta asociada).
• - Las reservas de regulación disponibles (potencia activa y reactiva).
• - El programa de intercambio por las interconexiones entre islas o con otro sistema eléctrico.

5.2 Contingencias que deben considerarse en los análisis de seguridad. Las contingencias que deben considerarse en los análisis de seguridad son:

• - El fallo simple de uno cualquiera de los elementos del sistema (Criterio N-1): grupo generador, circuito de línea y transformador.

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

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

5.3 Márgenes de las variables de control en la operación.

5.3.1 Funcionamiento normal del sistema.

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

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

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

5.3.1.2 Tensión. El Operador del Sistema elaborará un Plan de Control de Tensión (PCT) para los diferentes sistemas de cada SENP de acuerdo con lo establecido en los procedimientos aplicables de control de tensión de la red de transporte, que se actualizará con periodicidad anual o superior.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• - No se producen ceros de tensión en ningún nudo de la Red de Transporte.
• - Las eventuales interrupciones del suministro son consecuencia de los deslastres de cargas practicados.
• - La frecuencia se encuentra dentro de los márgenes establecidos, en su caso, tras la actuación de los deslastres por frecuencia.
• - Se dispone de las reservas de regulación establecidas en este Procedimiento.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

• 6.2.1 Modelo térmico para la aparamenta. Se tendrán en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento térmico de la aparamenta, los datos estadísticos históricos de temperaturas y la temperatura máxima de diseño de la aparamenta.
• 6.2.2 Modelo térmico para los conductores. Se tendrán en cuenta las ecuaciones que rigen el comportamiento térmico de los conductores, los datos estadísticos históricos de temperaturas, la temperatura máxima de diseño del conductor y la radiación solar. Se considerará una velocidad del viento de 0,6 m/s.
• 6.2.3 Modelo térmico para los transformadores. Los límites térmicos estaciónales aplicables a los transformadores serán los que se deducen de la norma CEI 354:1991 más el corrigendum de 1992 (Guía de carga para transformadores de potencia sumergidos en aceite), que toma en consideración las condiciones ambientales y las sobrecargas admisibles.

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

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

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

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

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

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

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

8. Establecimiento de las reservas para la regulación frecuencia/potencia. El Operador del Sistema fijará los niveles de reserva de regulación necesarios en cada SENP para hacer frente a los desequilibrios entre la generación y el consumo reales.

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

• - Reserva de regulación primaria.
• - Reserva de regulación secundaria.
• - Reserva de regulación terciara.

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

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

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

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

8.2 Reserva de regulación secundaria. La reserva que debe mantenerse en regulación secundaria, en cada sistema de los SENP, será determinada por el Operador del Sistema para cada periodo de programación horario, en función de la evolución temporal previsible de la demanda, del fallo probable de generadores acoplados y de la variabilidad de la producción de categoría B que utilicen fuentes de energía renovables, definida en el Real Decreto 738/2015.

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

• - La mayor potencia neta asignada a un generador entre los programados en dicho periodo horario. A este efecto, se considerarán como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de múltiple eje, no obstante en rampa de subida de demanda, los generadores movidos por las turbinas de gas se contabilizarán como una vez y media su potencia programada en el periodo horario para considerar la pérdida de carga en las turbinas de vapor asociadas a fallos en las turbinas de gas.
• - El crecimiento previsto de la demanda entre el periodo de programación horario del que se quiere determinar la reserva y el siguiente.
• - La potencia que aporten los enlaces eléctricos entre islas o con otros sistemas eléctricos ante contingencia N-1.
• - La pérdida más probable por una disminución de la potencia de las instalaciones de producción de categoría B que utilicen fuentes de energía renovables acopladas, que será determinada por el Operador del Sistema cada hora, aplicando a la potencia total nominal de dichos generadores un coeficiente reductor calculado sobre la base de su variabilidad productiva.
• - La reserva secundaria a bajar en cada período de programación, siempre que los condicionantes técnicos lo permitan, será como mínimo el 50 % de la reserva a subir.

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

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

• - La mayor potencia neta asignada a un generador entre los programados en dicho periodo horario. A este efecto, se considerarán como generadores individuales todos los integrantes de un ciclo combinado de múltiple eje, no obstante, los generadores movidos por las turbinas de gas se contabilizarán como una vez y media su potencia programada en el periodo horario para considerar la pérdida de carga en las turbinas de vapor asociadas a fallos en las turbinas de gas.
• - Al crecimiento previsto de la demanda entre el periodo de programación horario del que se quiere determinar la reserva y el siguiente.
• - La potencia que aporten los enlaces eléctricos entre islas o con otros sistemas eléctricos ante contingencia N-1.
• - A la pérdida más probable por una disminución de la potencia de las instalaciones de producción de categoría B que utilicen fuentes de energía renovables acopladas, que será determinada por el Operador del Sistema cada hora, aplicando a la potencia total nominal de dichos generadores un coeficiente reductor calculado sobre la base de su variabilidad productiva.

La asignación a las diferentes instalaciones de producción la realizará el operador del sistema dentro del proceso de resolución de desvíos generación-demanda en tiempo real.

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

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

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

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

En los Planes de Salvaguarda se establecerán:

• - Las acciones correctivas post-contingencia, incluidos los planes de teledisparo de generadores, que deberán adoptar los operadores para devolver el sistema al estado normal de funcionamiento.
• - Las acciones preventivas precisas para aquellos casos en los que las repercusiones pudieran ser graves para el sistema y las posibles acciones correctivas post-contingencia no puedan hacerse efectivas en un tiempo que resulte útil para la operación (caso de requerirse, por ejemplo, la conexión de un nuevo grupo térmico en la misma zona).

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

9.2 Planes de Emergencia. El objetivo de los Planes de Emergencia, es minimizar el alcance y la extensión de los incidentes una vez que se han producido éstos, y devolver el sistema al estado normal de operación en el menor tiempo posible. En consecuencia, solamente se considerarán en dichos planes las acciones correctoras post-contingencia que sean precisas en cada caso, incluida la actuación de los equipos de deslastre de cargas por mínima frecuencia, el deslastre de generación por máxima frecuencia (1) y el deslastre selectivo de carga manual o por actuación de teledisparo de líneas y transformadores.

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

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

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

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

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

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

Las empresas productoras deberán garantizar, siempre que la protección de los equipos internos lo permitan, que las protecciones de mínima frecuencia de las instalaciones de producción, tanto las de categoría A como B estén coordinadas con el sistema de deslastre automático de cargas por frecuencia, y solamente podrán desacoplar de la red si la frecuencia cae por debajo de 47,5 Hz, durante un tiempo igual o superior a 3 segundos. Quedarán excluidos del cumplimiento de este requisito aquellos generadores que estando en servicio con anterioridad al 1 de junio de 2006 no estuvieran técnicamente dotados para ello.

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

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

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

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

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

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

• - Isla o Ciudad Autónoma.
• - Municipio/Comarca.
• - Nudo o nudos eléctricos de la red de transporte de los que se alimenta la carga.
• - Potencia estimada deslastrable en el nudo o nudos eléctricos.
• - Tipo de carga predominante alimentada por cada transformador, grupo de transformadores o líneas de media tensión (industrial, rural, servicios o doméstica).

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

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

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

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

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

  • - Sobrecargas en los equipos de las redes de transporte o distribución Existencia de sobrecargas que requieran proceder al deslastre de carga con objeto de evitar su pérdida de forma inminente y/o la ocurrencia de una perturbación. La magnitud de las sobrecargas admisibles dependerá del equipo y del ajuste de las protecciones.
• 9.2.2.2 Cargas afectadas por el deslastre. El Operador del Sistema determinará:
  • - Los nudos de la red de transporte en los que deberá deslastrarse la carga.
  • - La magnitud de la potencia a deslastrar y la empresa de distribución suministradora de dicha potencia.
  • - La asignación de la potencia que deberá deslastrar cada empresa de distribución será función directa de su cuota de mercado correspondiente al último año en la zona afectada.
  • - Hora de inicio del deslastre y estimación del periodo durante el que éste se mantendrá.

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

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

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

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

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

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

• 9.2.2.4 Confirmación del deslastre. Las empresas de distribución confirmarán a el Operador del Sistema la ejecución de los deslastres de cargas.
• 9.2.2.5 Normalización del suministro. Cuando las variables de control que se utilizaron para emitir las instrucciones de deslastre sean tales que con el acoplamiento de cargas no sea previsible la existencia de nuevas violaciones de los umbrales de deslastre que pongan en riesgo el suministro, el Operador del Sistema establecerá los procedimientos de reposición o dará instrucciones a las empresas de distribución para iniciar la reposición progresiva de las cargas deslastradas indicando:
  • - Los nudos de la red de transporte en los que deberá reponer la carga.
  • - La potencia total de las cargas a acoplar.

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

• 9.2.2.6 Confirmación de la normalización del suministro. Las empresas de distribución confirmarán al Operador del Sistema la normalización del suministro eléctrico, indicando las potencias, tiempo y energías finalmente no suministradas, indexando dicha información con el listado de las líneas afectadas según el correspondiente Plan de Deslastre de Carga.
• 9.2.2.7 Información emitida por el Operador del Sistema. En el plazo de un mes el Operador del Sistema remitirá un informe a los Organismos Ministeriales, al Gobierno Autonómico y a la CNMC, en el que se detallarán todos los aspectos relevantes del incidente que haya provocado el deslastre de carga.
• 9.2.2.8 Mecanismo excepcional de actuación. Dadas las características de los SENP pueden existir situaciones en las que sea necesario realizar deslastres manuales selectivos complementarios de los deslastres automáticos de cargas o preventivos ante una indisponibilidad inminente en el sistema, que por su propia urgencia no pueden articularse tal como se contempla en los puntos anteriores, por deberse a causas sobrevenidas que requieran de una actuación inmediata y que, por consiguiente, tengan que ser ejecutados por las compañías distribuidoras sin orden previa por parte del Operador del Sistema.

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

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

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

9.2.3 Planes de desconexión de generación por máxima frecuencia. El OS establecerá los planes de desconexión de generación necesarios para los casos en los que, por una incidencia muy severa, el equilibrio entre la generación y la demanda del sistema no pueda ser restablecido mediante las acciones de control previstas.

Estos planes se basarán en la actuación de un sistema automático de desconexión escalonada de generación por máxima frecuencia, para conseguir una desconexión controlada de la generación que permita recuperar el equilibrio entre generación y demanda.

Con el fin de recuperar la controlabilidad del sistema y la predictibilidad de su comportamiento en una situación en la que está fuera de su punto de equilibrio se realizará la desconexión de la generación de categoría B de acuerdo con los siguientes escalones, y con una temporización de 100 ms:

51 Hz: 20 % de las instalaciones.

51.1 Hz: 20 % de las instalaciones.

51.2 Hz: 20 % de las instalaciones.

51.3 Hz: 20 % de las instalaciones.

51.4 Hz: 20 % de las instalaciones.

El OS determinará las instalaciones que deben desconectar en cada escalón.

En ningún caso estas instalaciones de generación se reconectarán de forma automática. Su reconexión se realizará siguiendo las instrucciones recibidas del OS a través de sus Centros de Control.

Las instalaciones de producción categoría A no desconectarán mientras la frecuencia no supere los 52 Hz.

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

La elaboración y actualización de los Planes de Reposición del Servicio de cada sistema es responsabilidad del Operador del Sistema. Para ello contará con la colaboración de los distribuidores y generadores presentes en cada sistema, y de la CNMC. Estos planes sistematizarán las actuaciones que deberán realizar los diferentes centros de control y el personal de operación local en las subestaciones en el caso de un incidente generalizado.

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

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

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

P.O. SENP 2.2 Cobertura de la demanda, programación de la generación y altas en el despacho económico

1. Objeto. Analizar la cobertura de la demanda de los sistemas eléctricos no peninsulares (SENP), y programar los recursos de generación precisos para lograr dicha cobertura con el menor coste posible, respetando los criterios de seguridad y calidad de servicio contenidos en el procedimiento de funcionamiento de los sistemas eléctricos no peninsulares (P.O. 1 de los SENP.), así como establecer los requisitos para el alta de nuevos agentes en el despacho económico.

2. Alcance. Este procedimiento engloba los procesos para la cobertura de cada uno de los sistemas de los SENP, en sus horizontes temporales anual, semanal, diario e intradiario.

3. Ámbito de aplicación. Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

• a) Operador del sistema.
• b) Transportista único y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
• c) Distribuidores y gestores de distribución.
• d) Comercializadores.
• e) Consumidores directos.
• f) Los titulares de las instalaciones de producción categoría A.
• g) Los titulares de las instalaciones de producción categoría B mayores de 0,5 MW de acuerdo con la definición del artículo 7.c) del Real Decreto 413/2014.
• h) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producción anteriormente mencionadas.
• i) Los representantes de las instalaciones de producción, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participación en el despacho de producción y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

4. Riesgos de cobertura de la demanda en el año móvil. El operador del sistema elaborará, al menos trimestralmente, previsiones de cobertura para cada uno de los SENP, con objeto de detectar riesgos sobre la seguridad y continuidad del suministro en el horizonte de año móvil.

En caso de detectar dichos riesgos, el operador del sistema remitirá un informe al Ministerio para la Transición Ecológica y al organismo competente en materia de energía de la comunidad autónoma o ciudad autónoma que corresponda, que ponga de manifiesto esta situación así como la propuesta de equipos de generación necesarios.

4.1 Método de estudio. El análisis de la cobertura de la demanda se realizará utilizando la información indicada en el Real Decreto 738/2015. Se analizarán los siguientes indicadores probabilísticos:

• - Energía esperada no servida (EUE, Expected Unserved Energy), en MWh/año.
• - Horas en las que existe una probabilidad no nula de que se produzca un déficit de cobertura (LOLE, Loss of Load Expectation), en horas/año.
• - Probabilidad de déficit de cobertura (LOLP Loss of Load Probability), en %.

Se considerará que existe riesgo para la cobertura en un año del periodo de estudio cuando se obtenga un indicador de probabilidad de déficit de cobertura mensual de más de 0,2 horas/mes (equivalente a un día en 10 años).

4.2 Informe de riesgos para la cobertura. El informe que el operador del sistema elaborará en caso de detectar riesgos sobre la seguridad y continuidad de suministro en el horizonte anual, incluirá al menos la siguiente información:

• - Indicadores probabilísticos de cobertura del SENP y riesgo de fallo de suministro, utilizando a estos efectos el margen de reserva de potencia de regulación.
• - Un análisis zonal, cuando sea de aplicación, que pondrá de manifiesto las necesidades especiales de disponibilidad de las instalaciones de producción y de transporte y distribución para evitar situaciones que supongan el incumplimiento de los criterios de seguridad del sistema en ciertas zonas geográficas o áreas determinadas de la red. El análisis zonal del comportamiento de la red de transporte utilizará herramientas de cálculo de redes que se aplicarán a casos típicos de operación de los sistemas. Los resultados deberán poner de manifiesto las posibles restricciones de cada sistema y, en consecuencia, las medidas que deberán tomarse en cada situación en relación con la operación de los sistemas.

4.3 Información mensual a suministrar al operador del sistema. Para los estudios de cobertura con horizonte anual se tendrá en cuenta la información mensual, recibida de los agentes, relativa a la disponibilidad prevista de los equipos, el estado de las reservas hidroeléctricas, en su caso, y las previsiones de existencias de combustibles. La información a suministrar es la siguiente:

• 4.3.1 Instalaciones de producción de categoría A hidráulicas. Antes del día 20 de cada mes o, en su caso, del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producción deberán enviar al operador del sistema la información siguiente:
  • - Caudales previstos.
  • - Cotas y volúmenes almacenados en los embalses.
  • - Potencia hidroeléctrica máxima que puede mantener cada instalación de producción durante doce horas consecutivas, una vez cada semana.
  • - Aquellas restricciones a la explotación de los embalses de regulación que eventualmente puedan existir.
  • - Variaciones previsibles de disponibilidad de las instalaciones de producción hidráulicas y de bombeo.
• 4.3.2 Instalaciones de producción de categoría A térmicas de carbón. Antes del día 20 de cada mes o, en su caso, del día hábil inmediatamente anterior si aquel fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producción deberán enviar al operador del sistema la información relativa a combustibles recogida en el apartado 8.2 del PO 9 SENP, con el nivel de detalle allí indicado, concerniente a adquisiciones durante el mes anterior, consumo de cada grupo, existencias de combustible y análisis de sus especificaciones técnicas. Adicionalmente, debe enviarse la información:
  • - Para los casos excepcionales contemplados en el artículo 40.3 del Real Decreto 738/2015, combustible o mezcla de combustible cuya autorización de uso se solicita. Se informará de las características de combustible o mezcla y la duración prevista del cambio. El operador del sistema comunicará al peticionario su decisión en el plazo de 10 días naturales en aplicación de los criterios establecidos en el Anexo VI, punto 2, del Real Decreto 738/2015.
  • - Suministros de carbón previstos en los próximos seis meses especificando las cantidades, fechas previstas de entrega y poder calorífico inferior.
  • - Variaciones previsibles de la disponibilidad de instalaciones de producción cualquiera que sea su causa.
• 4.3.3 Instalaciones de producción de categoría A de fuel-oil, diesel-oil, gas-oil o gas. Antes del día 20 de cada mes o, en su caso, del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producción deberán enviar al operador del sistema la información relativa a combustibles recogida en el apartado 8.2 del PO 9 SENP, con el nivel de detalle allí indicado, concerniente a adquisiciones durante el mes anterior, consumo de cada grupo, existencias de combustible y análisis de sus especificaciones técnicas. Adicionalmente, debe enviarse la información siguiente:
  • - Para los casos excepcionales contemplados en el artículo 40.3 del Real Decreto 738/2015, combustible o mezcla de combustible cuya autorización de uso se solicita. Se informará de las características de combustible o mezcla y la duración prevista del cambio. El operador del sistema comunicará al peticionario su decisión en el plazo de 10 días naturales en aplicación de los criterios establecidos en el Anexo VI, punto 2, del Real Decreto 738/2015.
  • - Tipos de combustible o, en su caso, mezclas previstas a consumir por cada grupo de la central.
  • - Suministros de combustibles previstos en los próximos seis meses especificando las cantidades, fechas previstas de entrega y poder calorífico inferior.
  • - Variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
  • - Situación de limitación de horas de funcionamiento del grupo.
• 4.3.4 Instalaciones de producción de cogeneración de categoría A.
  • - Potencia máxima a entregar con el mínimo consumo compatible con el proceso industrial asociado y mínima potencia a entregar con el proceso asociado al funcionamiento en régimen normal, todo ello para cada hora de los próximos 12 meses
  • - Variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
• 4.3.5 Otras instalaciones de producción de categoría A con régimen retributivo adicional. Antes del día 20 de cada mes o, en su caso, del día hábil inmediatamente anterior si aquel fuera festivo, las empresas deberán enviar al operador del sistema la información siguiente:
  • - Variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
• 4.3.6 Instalaciones de producción de categoría B. Antes del día 20 de cada mes o, en su caso, del día hábil inmediatamente anterior si aquél fuera festivo, los titulares de las instalaciones de producción deberán enviar al operador del sistema la información relativa a variaciones previsibles de disponibilidad de las distintas instalaciones cualquiera que sea su causa.
• 4.3.7 Instalaciones de producción de categoría A que no tengan reconocido régimen retributivo adicional. Antes del día 20 de noviembre, los titulares de estas instalaciones deberán comunicar los costes variables de despacho de dichas instalaciones, incluyendo los mismos conceptos y con los mismos formatos que los establecidos en el Real Decreto 738/2015 para las instalaciones de la misma familia con régimen retributivo adicional reconocido. La declaración tendrá efecto del 1 de enero al 31 de diciembre del año siguiente a la declaración.

  En el caso de instalaciones nuevas o que hayan perdido el régimen retributivo adicional la declaración se realizará antes del día 20 del mes siguiente en el que la instalación se haya habilitado para participar en el despacho económico en el primer caso o que haya perdido el régimen retributivo adicional en el segundo y tendrá efecto el día 1 del mes siguiente a la declaración hasta el 31 de diciembre de ese año, salvo que la declaración se haya realizado en los meses de noviembre o diciembre, en cuyo caso estará vigente hasta el 31 de diciembre del año siguiente.

  En el caso de no haber una nueva declaración el operador del sistema mantendrá los valores previamente declarados.

• 4.3.8 Demandas por nudos. El operador del sistema procederá a hacer un reparto de la demanda global entre los nudos frontera de transporte-distribución.

5. Cobertura y programación semanal. Tiene por objeto determinar semanalmente el plan de arranques, paradas y modos de funcionamiento en su caso de las instalaciones de producción, minimizando el coste variable de producción, cumpliendo los criterios de garantía y calidad de suministro prescritos en los procedimientos de operación y teniendo en cuenta además las restricciones técnicas.

5.1 Plan de cobertura y programa semanal.

Antes de las 15 h de cada jueves, el operador del sistema elaborará y publicará la cobertura de la demanda prevista para la semana que comienza a las 0 h del sábado inmediatamente siguiente y termina a las 24 h del siguiente viernes.

El programa semanal se publicará a cada uno de los participantes en el despacho económico con el detalle siguiente:

• - Programa semanal desglosado por días y con detalle horario, en el que se especificará la carga y modo en su caso de las diferentes instalaciones de producción que contribuyen en cada hora a la cobertura de la demanda correspondiente. En el programa se especificará la energía de las interconexiones interinsulares, con su sentido, así como la energía, con su sentido, en los enlaces con otros sistemas eléctricos. Para aquellas instalaciones de producción referidas en la DT 11.1 del Real Decreto 738/2015 su programación la realizará el operador del sistema con el nivel de desagregación que le permita garantizar los principios de maximización de integración de renovables compatible con la seguridad del sistema y el mínimo coste de producción. El programa de bombeo se realizará en todo caso por unidad física.
• - Relación ordenada de las instalaciones de producción que deban ser arrancadas, paradas o, en su caso, cambiadas de modo en sustitución de las eventuales averías e indisponibilidades de las instalaciones de producción inicialmente programadas o ante variaciones de demanda.
• - Programa horario de las reservas de regulación, primaria, secundaria y terciaria previstas, con indicación de las instalaciones de producción encargadas de suministrarlas y expresión explícita de la potencia en reserva en cada una de ellas.

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

Tendrá en cuenta para ello los parámetros técnicos aprobados en cada instalación de producción particularmente los siguientes:

En instalaciones de producción de categoría A:

• - Potencia bruta y neta.
• - Mínimo técnico ordinario y extraordinario. Se entenderá por mínimo técnico ordinario y extraordinario el definido por orden de la Ministra para la Transición Ecológica.
• - Rampas de subida y bajada de potencia.
• - Tiempos de arranque.
• - Datos técnicos de despacho definidos en los artículos 62 y 63 del Real Decreto 738/2015.

A ello añadirá:

• - Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación primaria, secundaria y terciaria.
• - La información comunicada por los agentes de indisponibilidades o necesidades de funcionamiento ajenas a despacho económico de las instalaciones de producción.
• - Limitaciones de funcionamiento autorizadas en grupos, atendiendo a un criterio económico y de seguridad en un horizonte temporal anual.
• - Cotas y volúmenes almacenados en los embalses de los grupos de bombeo.
• - Concreción de las horas de uso de la mezcla de combustible que eventualmente haya sido previamente autorizada por el operador del sistema en el proceso de comunicación mensual de información.
• - La información comunicada por las instalaciones de cogeneración relativa a la potencia máxima a entregar con el mínimo consumo compatible con el proceso industrial asociado y la mínima potencia a entregar compatible con el proceso asociado al funcionamiento en régimen normal. Esta información se comunicará con desglose horario.

En instalaciones de producción de categoría B:

• - Disponibilidad horaria.
• - Potencia neta o potencia instalada según proceda de acuerdo con la normativa vigente.
• - Los programas horarios previstos por los titulares de las unidades de producción para el horizonte de programación.
• - Capacidad de contribución a la potencia rodante de regulación primaria

El proceso de despacho constará al menos de tres etapas:

• 1. Despacho inicial con criterio exclusivamente económico: Se utilizará para ello un modelo de minimización de costes variables que tenga en cuenta las características de los datos de entrada antes citados. La generación prevista de las instalaciones categoría B se colocará a su precio instrumental definido en el Real Decreto 738/2015.

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

  En el cálculo de cobertura para esta primera etapa se cubrirá exclusivamente la demanda comunicada por los comercializadores, los consumidores directos y las unidades de producción para su consumo de servicios auxiliares cuando el saldo neto sea comprador en esa hora, considerando las limitaciones autorizadas de horas de funcionamiento en grupos, así como las limitaciones, para las instalaciones de producción, tanto indisponibilidades como necesidades de funcionamiento ajenas a despacho económico comunicadas y, en su caso, autorizadas. Se considerará la previsión de producción comunicada de las instalaciones de producción de categoría B dentro del ámbito de aplicación de este procedimiento. Para las instalaciones de producción de categoría B menores de 0,5 MW, fuera del ámbito de aplicación de este procedimiento, el operador del sistema utilizará su mejor previsión.

• 2. Análisis con criterio económico y de seguridad: En esta segunda etapa la generación y reserva rodante de cada instalación de producción, para cada una de las horas, es asignada como nudo único.

  Como reserva rodante se considerará el mínimo de generación gestionable necesaria que proporcione la inercia, reservas de regulación y garantía de cobertura suficientes para la explotación de los sistemas eléctricos en condiciones de seguridad y estabilidad.

  Se considerará la mejor previsión de demanda horaria del sistema disponible, la mejor previsión disponible para la generación a partir de fuentes renovables de categoría B y la mejor previsión posible de autoconsumo, o en su defecto, la afección del autoconsumo sobre la demanda.

  En el cálculo de la cobertura de la curva de demanda la generación prevista en las instalaciones de categoría B se colocará a su precio instrumental hasta el límite de integración que permita salvaguardar las condiciones de seguridad y calidad de suministro.

  Se utilizará para ello un modelo de minimización de costes variables que tenga en cuenta las características de los datos de entrada antes citados y sin partir de los resultados de la simulación de la primera etapa.

• 3. Análisis de las posibles restricciones impuestas por la red de transporte y distribución al despacho anterior, por violación de los límites impuestos en estado normal de funcionamiento a las variables de control del sistema, y ante las contingencias establecidas en el P.O. 1 de los SENP.

Se procederá a un reajuste de la generación si fuera necesario, con criterios de seguridad y economía, identificando condiciones de funcionamiento obligadas en las instalaciones de producción como consecuencia de las restricciones de la red de transporte, y distribución en su caso, y recalculando con estas condiciones el despacho económico de la cobertura del modo que mejor se asegure el cumplimiento de los límites impuestos por los criterios de seguridad en funcionamiento normal, según el P.O. 1 de los SENP antes citado.

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

5.3 Información semanal a suministrar al operador del sistema.

5.3.1 Generación:

5.3.1.1 Instalaciones de producción de categoría A. Antes de las 14 h de cada martes, o del día hábil inmediatamente anterior si aquel hubiera sido festivo, los titulares de las instalaciones de producción pondrán a disposición del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicación que establezca el operador del sistema, la información siguiente:

5.3.1.1.1 Instalaciones de producción hidráulicas.

• - Cotas y volúmenes almacenados en los embalses.
• - Caudales previstos.
• - Restricciones a la explotación de los embalses de regulación.
• - Necesidades de funcionamiento ajenas a despacho económico.
• - En cada sistema hidráulico:
  • * Potencia hidroeléctrica máxima que, con los caudales previstos, puede mantener durante 4 horas consecutivas.
  • * Potencia hidroeléctrica máxima que, con los caudales previstos, puede mantener durante 12 horas consecutivas.
• - Indisponibilidades totales o parciales de las instalaciones de producción hidráulicas y de bombeo.

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

• - Indisponibilidades totales o parciales de las instalaciones de producción, cualquiera que sea su causa, y variaciones en los mantenimientos que pudieran alterar el plan anual.
• - Necesidades de funcionamiento ajenas a despacho económico.
• - Horas de uso de la mezcla de combustible que eventualmente haya sido previamente autorizada por el operador del sistema en el proceso de comunicación mensual de información.
• - En las instalaciones de producción de categoría A de cogeneración, la potencia máxima a entregar con el mínimo consumo compatible con el proceso industrial asociado y mínima potencia a entregar con el proceso asociado al funcionamiento en régimen normal, todo ello para cada hora del horizonte de programación.

5.3.1.2. Instalaciones de producción de categoría B. Antes de las 14 h de cada martes, o del día hábil inmediatamente anterior si aquél hubiera sido festivo, los titulares de las instalaciones de producción pondrán a disposición del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicación que establezca el operador del sistema:

La información relativa a indisponibilidades totales o parciales de las instalaciones de producción, cualquiera que sea su causa, y variaciones en los mantenimientos que pudieran alterar el plan anual.

El programa de energía horaria previsto de producción, con desglose por tipo de generación, durante la semana que comienza a las 0 h del sábado inmediato y acaba a las 24 h del viernes siguiente. Dicha comunicación se efectuará por los medios y en la forma que especifique el operador del sistema.

5.3.2 Demanda.

5.3.2.1 Comercializadores, consumidores directos y los generadores para su consumo de servicios auxiliares cuando el saldo neto sea comprador, deberán comunicar al operador del sistema antes de las 14 h de cada martes, o del día hábil inmediatamente anterior si aquel fuera festivo, por los medios y formas que especifique el operador del sistema, sus previsiones de demandas horarias estimadas por sistema, en barras de central, para la semana comprendida entre las 0 h del sábado inmediato y las 24 h del siguiente viernes.

5.3.3 Red de distribución: En el caso de restricciones con origen en la red de distribución estas serán comunicadas de forma fehaciente por el gestor de distribución al operador del sistema indicado el riesgo existente en la red de distribución objeto de su gestión, los días y periodos de programación afectados, las medidas a tomar, y los programas de producción, en el caso de que así sean necesarios. En esta comunicación el gestor de la red de distribución deberá justificar detalladamente dichos requerimientos, el riesgo existente en la red de distribución y la imposibilidad de adoptar otras medidas alternativas (medidas topológicas u otras) que pudieran evitar, o al menos reducir, la introducción de restricciones en el programa semanal.

Antes de las 15 h de cada jueves el operador del sistema comunicará a las empresas generadoras y distribuidoras la programación completa, que incluirá los puntos 1, 2 y 3 del apartado 5.1, por el procedimiento que especifique el operador del sistema. Si el jueves fuera festivo la programación se adelantará al miércoles anterior o, en su caso, podrá acordarse el día más conveniente.

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

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

6.1 Plan de cobertura y programa diario.

Antes de las 14 h de cada día D, o antes de la hora límite establecida para la publicación del Programa Diario Viable Provisional (PDVP) en el sistema eléctrico peninsular (SEP), en aquellos sistemas conectados eléctricamente con el SEP, el operador del sistema elaborará la cobertura de la demanda prevista para, al menos, el día D+1.

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

6.3 Información diaria a suministrar al operador del sistema.

6.3.1 Generación.

6.3.1.1 Instalaciones de producción de categoría A. Antes de las 10.00 h del día D, las empresas de producción pondrán a disposición del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicación que especifique el operador del sistema, la información siguiente:

Actualización, por variaciones, de la información requerida para la programación semanal (apartado 5.3.1), en el horizonte D+1 a final del siguiente viernes. Se confirmará, en su caso, el uso de la mezcla de combustible que eventualmente haya sido previamente autorizada por el operador del sistema en el proceso de comunicación mensual de información y comunicada en la programación semanal. No se autorizarán mezclas que previamente no hayan sido comunicadas en el ámbito de la programación semanal, aún cuando hubieran sido autorizadas en el proceso mensual de comunicación de información.

6.3.1.2. Instalaciones de producción de categoría B. Antes de las 8.30 h del día D, las empresas de producción pondrán a disposición del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicación que especifique el operador del sistema, la información relativa a la actualización, por variaciones, de la información requerida para la programación semanal (apartado 5.3.1), en el horizonte D+1 a final del siguiente viernes.

6.3.2 Demanda. Comercializadores, consumidores directos y los generadores para consumo de servicios auxiliares cuando el saldo neto sea comprador, deberán comunicar al operador del sistema antes de las 8.30 h del día D, por los medios y formas que especifique el operador del sistema, sus demandas horarias estimadas por sistema, en barras de central, para el período horario que media entre las 0 h del D+1 y las 24 h del viernes inmediato.

6.3.3 Red de distribución. En el caso de restricciones con origen en la red de distribución estas serán comunicadas de forma fehaciente por el gestor de distribución al operador del sistema indicado el riesgo existente en la red de distribución objeto de su gestión, los periodos de programación afectados, las medidas a tomar, y los programas de producción, en el caso de que así sean necesarios. En esta comunicación el gestor de la red de distribución deberá justificar detalladamente dichos requerimientos, el riesgo existente en la red de distribución y la imposibilidad de adoptar otras medidas alternativas (medidas topológicas u otras) que pudieran evitar, o al menos reducir, la introducción de restricciones en el programa diario.

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

7. Programación intradiaria. Para desvíos de generación-consumo de duración prevista superior a dos horas el Operador del Sistema realizará una programación intradiaria que abarcará hasta las 24 horas del día en curso, en el caso de ser publicada antes de las 21 horas, y hasta las 24 horas del día siguiente, en el caso de ser publicada a partir de las 21 horas. El nuevo programa será comunicado a los sujetos afectados con una antelación superior a una hora y tendrá en cuenta la información que haya sido comunicada al operador de sistema al menos dos horas antes de la comunicación del programa.

7.1 Programa intradiario. Una hora antes del inicio del horizonte intradiario, el operador del sistema publicará la cobertura de la demanda prevista para el horizonte intradiario.

7.2 Información intradiaria a suministrar al operador del sistema. El operador del sistema solicitará 90 minutos antes de la publicación del programa intradiario la siguiente información y realizará dicho programa con la información recibida al menos una hora antes de la publicación del programa.

En caso de no recibir información en el plazo establecido se considerará vigente la información comunicada para la realización del programa diario. En el caso de que los cambios contenidos en la información recibida no tengan la entidad suficiente el operador del sistema podrá cancelar el proceso de publicación del programa intradiario.

7.2.1 Generación.

7.2.1.1 Instalaciones de producción dentro del ámbito de aplicación de este procedimiento pondrán a disposición del operador del sistema, en los formatos y medios de comunicación que especifique el operador del sistema, las actualizaciones de la información requerida en la programación diaria.

7.2.1.2 Las instalaciones de producción de categoría B dentro del ámbito de aplicación de este procedimiento deberán comunicar al operador del sistema la mejor previsión de producción de energía horaria, con desglose por tipo de generación, en el horizonte de programación intradiaria. Dicha comunicación se efectuará por los medios y en la forma que especifique el operador del sistema.

8. Altas en el despacho económico.

8.1 Altas de nuevas instalaciones de producción.

8.1.1 Instalaciones de producción de categoría A. Los requisitos necesarios para la incorporación al despacho económico de un nuevo agente o instalación de producción de categoría A son los siguientes:

• - Informar al operador del sistema de la autorización correspondiente otorgada por la Comunidad Autónoma o Ciudad Autónoma respectiva, así como presentar la correspondiente inscripción provisional en el Registro Administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio competente, tal y como se especifica en los artículos 9 y 10 del Real Decreto 738/2015.
• - Obtención del certificado del operador del sistema de adecuación técnica para la incorporación de las instalaciones de producción de categoría A en el despacho de generación lo que supone:
  • * En caso de que la instalación se conecte en la red de transporte, cumplir los requisitos técnicos de acceso impuestos por el operador del sistema tal y como se especifica en el Procedimiento de operación 12.1 de los SENP
  • * Comunicar al operador del sistema los parámetros técnicos y económicos requeridos para el despacho de cobertura, que estén validados y aprobados por Resolución de la Dirección General de Política Energética y Minas en la que se establezcan los parámetros técnicos con incidencia en la retribución económica de la nueva instalación de producción tal y como se especifica en los artículos 11 y 12 del Real Decreto 738/2015
  • * Realizar sin fallo las pruebas de comunicación con el sistema de información y de medidas del operador del sistema, según las especificaciones de intercambio de información establecidas por el operador del sistema.
  • * Comunicar al operador del sistema la información especificada en el procedimiento de operación 9 de los SENP, correspondiente a las instalaciones de producción de categoría A.
  • * Cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento Unificado de Puntos de Medida y demás normativa aplicable.

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

8.1.2 Instalaciones de producción de categoría B. Los requisitos necesarios para la incorporación al despacho económico de un nuevo agente o instalación de producción de categoría B son los siguientes:

• - Presentar al operador del sistema el certificado del Ministerio competente donde conste la inscripción provisional de la instalación en el Registro Administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica (sección segunda)
• - Obtención del certificado del operador del sistema de adecuación técnica para la incorporación de las instalaciones de producción de categoría B en el despacho de generación lo que supone:
  • * Comunicar al operador del sistema la información especificada en el procedimiento de operación 9 de los SENP, correspondiente a las instalaciones de producción de categoría B.
  • * En caso de que la instalación se conecte a la red de transporte, cumplir los requisitos técnicos de acceso y conexión impuestos por el operador del sistema tal y como se especifica en el procedimiento de operación 12.1 de los SENP.
  • * Cumplir los requisitos establecidos en el Reglamento Unificado de Puntos de Medida y demás normativa aplicable.
  • * Todas las instalaciones de generación renovable, cogeneración y residuos, con potencia superior a 0,5 MW, o inferior a 0,5 MW pero que formen parte de una agrupación de instalaciones cuya suma de potencias sea mayor de 0,5 MW y aquellas instalaciones que establezca la Comunidad Autónoma correspondiente, deberán estar adscritas a un centro de control de instalaciones de producción, que actuará como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico.
  • * Realizar, sin fallo, las pruebas de comunicación con el sistema de información y de medidas del operador del sistema, según las especificaciones de intercambio de información establecidas por el operador del sistema.

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

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

• 8.2.1 Comercializadores. Realizar sin fallo las pruebas de comunicación con el sistema de información y de medidas del operador del sistema, según las especificaciones de intercambio de información establecido por el operador del sistema, si procede.
• 8.2.2 Consumidores directos. Realizar sin fallo las pruebas de comunicación con el sistema de información y de medidas del operador del sistema, según las especificaciones de intercambio de información establecidas por el operador del sistema, si procede.

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

P.O.SENP 3.1 Programación de la generación en tiempo real

1. Objeto. El objeto de este procedimiento es establecer el proceso para la resolución de los desvíos en tiempo real entre generación y consumo, así como la resolución de las restricciones técnicas que puedan aparecer en los sistemas eléctricos no peninsulares (SENP).

2. Ámbito de aplicación. Este Procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

• a) Operador del sistema.
• b) Transportista único y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
• c) Los titulares de instalaciones de producción de categoría A, y de categoría B mayores de 0,5 MW de acuerdo con la definición del art. 7.c del Real Decreto 413/2014.
• d) Distribuidores y gestores de distribución
• e) Consumidores directos.
• f) Consumidores conectados a la Red de Transporte.
• g) Comercializadores.
• h) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producción anteriormente mencionadas.
• i) Los representantes de las instalaciones de producción, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participación en el despacho de producción y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

3. Resolución de los desvíos generación-consumo.

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

Los titulares de las instalaciones de producción deberán comunicar al operador del sistema, tan pronto como sea posible, todas las indisponibilidades o necesidades de programas ajenos a despacho económico que se presenten en instalaciones de producción, explicitando su duración prevista. La identificación de las instalaciones de producción se realizará de acuerdo a lo establecido en el P.O. 2.5 SENP. Estas comunicaciones se realizarán mediante fichero de intercambio de información con las aplicaciones del operador del sistema, para permitir el tratamiento informático de las mismas.

Asimismo, los comercializadores deberán comunicar al operador del sistema todas las variaciones que prevean en su demanda respecto de la programada para todo el periodo de programación.

El operador del sistema efectuará previsiones de la demanda, de producción de las instalaciones categoría B, y de las instalaciones de producción de autoconsumo que serán utilizadas para efectuar la programación de las instalaciones de producción categoría A y que, junto con la información comunicada de indisponibilidades y necesidades de programas ajenos a despacho por los titulares de las instalaciones de producción, dará lugar a la estimación de los desvíos previstos hasta el final del periodo de programación.

3.2 Programación de reserva terciaria. Para desvíos de generación-consumo de duración prevista inferior a dos horas o sobrevenidas en tiempo real, el operador del sistema hará uso de la reserva terciaria disponible con el criterio de mínimo coste y siempre que no se generen restricciones de red. La programación de reserva terciaria podrá realizarse para el siguiente periodo horario completo, o programación intrahoraria.

4. Proceso de solución de restricciones técnicas en tiempo real.

4.1 Definición de restricción técnica. Es cualquier circunstancia o incidencia derivada de la situación del sistema producción-transporte y en su caso distribución, que, por afectar a las condiciones de seguridad, calidad y fiabilidad del suministro establecidas reglamentariamente y a través de los correspondientes procedimientos de operación, requiera, a criterio técnico del OS, la modificación de los programas de energía.

En particular pueden identificarse restricciones debidas a:

• a) Incumplimiento de las condiciones de seguridad en régimen permanente y/o tras contingencia, definidas en el procedimiento de operación por el que se establecen los criterios de funcionamiento y seguridad para la operación del sistema eléctrico.
• b) Insuficiente reserva de regulación secundaria y/o terciaria.
• c) Insuficiente reserva de capacidad para el control de la tensión en la Red de Transporte.

4.2 Solución de restricciones técnicas. Para la resolución de una restricción técnica que exija la modificación de los programas de una o varias instalaciones de producción, el operador del sistema adoptará de entre las soluciones que resuelven la restricción aquella que represente el mínimo sobrecoste.

5. Comunicación entre el operador del sistema y los agentes. Los agentes comunicarán al operador del sistema, tan pronto como sea posible, cualquier incidencia que pueda afectar a la programación de la cobertura en particular y a la operación del sistema en general.

El operador del sistema comunicará a los productores afectados las asignaciones de reserva terciaria realizadas quince minutos antes del cambio de hora.

Asimismo, para las asignaciones de reserva terciaria que no comprendan periodos horarios completos, el operador del sistema transmitirá a los agentes a la mayor brevedad posible las instrucciones que se requieran para la programación de la cobertura y la resolución de restricciones técnicas.

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

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

P.O. SENP 3.7 Programación de las instalaciones de producción de categoría b

1. Objeto. Este procedimiento describe los flujos de información y los procesos necesarios para la programación de las instalaciones de producción de categoría B que utilicen fuentes de energía renovables, con el fin de garantizar la operación segura de los Sistemas Eléctricos No Peninsulares (SENP).

Toda la generación de los Sistemas Eléctricos No Peninsulares, incluida aquella objeto de este procedimiento, está sujeta, de forma general, a lo dispuesto en los Procedimientos de Operación SENP y en particular en el PO-SENP 3.1 «Programación de la Generación en Tiempo Real».

Dado el carácter no gestionable de las fuentes primarias de energía de algunas instalaciones de producción, estas deben tratar de transformar en energía eléctrica toda la energía primaria que reciben, evitando vertidos de energía primaria. El objeto de este procedimiento ha de ser, en consecuencia, establecer las medidas de operación de los Sistemas en su conjunto y de estas instalaciones de producción en particular, que permitan la máxima integración posible de la potencia y energía compatible con la operación segura y estable de los Sistemas.

2. Ámbito de aplicación. Este procedimiento es de aplicación a los siguientes sujetos:

• a) Operador del Sistema (OS).
• b) Transportista único y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
• c) Los titulares de las instalaciones de producción de categoría B mayores de 0,5 MW de acuerdo con la definición del artículo 7.c) del Real Decreto 413/2014.
• d) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producción anteriormente mencionadas.
• e) Distribuidores y gestores de distribución.
• f) Los representantes de las instalaciones de producción a los efectos de su participación en el despacho de producción y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

3. Definiciones. Las instalaciones de producción de categoría A e instalaciones de producción de categoría B son aquellas definidas en el artículo 2 del Real Decreto 738/2015 de 31 de julio.

4. Información a suministrar al operador del sistema. Además de lo dispuesto en el PO-SENP 9 «Información a Intercambiar con el Operador del Sistema», los Centros de Control a los que es de aplicación el presente procedimiento, enviarán al Operador del Sistema, dentro de los diez primeros días naturales de cada mes, una actualización de las instalaciones de producción dentro del ámbito de aplicación de este procedimiento a ellos adscritas. La información se remitirá conforme a los formularios que al efecto disponga el Operador del Sistema e incluirá, al menos, la siguiente información para cada unidad de producción:

• a) Código de identificación en el registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica del Ministerio para la Transición Ecológica.
• b) Código de Instalación a efectos de Liquidación (CIL) de la instalación de producción o de cada una de las unidades que componen la instalación de producción,
• c) Subgrupo normativo del artículo 2 del Real Decreto 413/2014, o normativa que lo sustituya, de la instalación de producción.
• d) Nombre de la instalación de producción.
• e) Propietario.
• f) Isla o Ciudad Autónoma en la cual se encuentra instalada la instalación de producción.
• g) Número y tecnología de las instalaciones generadoras que integran cada instalación de producción, así como, en su caso, equipo asociado.
• h) Potencia máxima de las instalaciones de producción de Categoría B.
• i) Nudo de la Red de Transporte sobre el que vierte su generación.
• j) Mecanismos disponibles de control de la potencia y energía, así como características de dichos sistemas de control asociados a la instalación de producción.
• k) Cualquier información que el Centro de Control considere relevante para la mejor programación de estas instalaciones de producción.
• l) Protecciones y ajustes de la Instalación de Producción.

5. Programación de las modificaciones de producción. El Operador del Sistema, como resultado del análisis y supervisión que realiza de la seguridad de los SENP en distintos horizontes temporales, puede detectar diferentes condiciones que supongan un riesgo cierto para la calidad y continuidad del suministro. En el ámbito de las restricciones técnicas descritas en el presente procedimiento y solo en aquellos casos en los que no existan otros medios para evitar dicho riesgo, actuando en tiempo real o con la antelación suficiente, bien porque ya se haya actuado sobre las instalaciones de producción de categoría A o bien porque el problema a resolver solo sea resoluble con la actuación sobre las instalaciones de producción de categoría B, el Operador del Sistema dará las instrucciones oportunas de modificación de producción a las instalaciones objeto de este procedimiento por medio de los respectivos Centros de Control. En ese caso, el Operador del Sistema identificará las producciones máximas admisibles por nudo de la Red de Transporte y para cada tecnología de producción en los casos en que esta sea relevante.

De forma rutinaria, el Gestor de la Red de Transporte comunicará a los Gestores de las Redes de Distribución correspondientes las instalaciones de producción conectadas a la red de distribución que están conectadas a cada Centro de Control, así como los cambios que se produzcan en dicha adscripción.

En los casos de restricciones en instalaciones que vierten su energía a la red de distribución, el operador del sistema comunicará al gestor de esta red, las instrucciones dadas al Centro de Control correspondiente.

En los Centros de Control se deberá disponer de registros de las consignas de reducción dadas por el operador del sistema y por el propio centro de control, así como la ejecución real de los recortes y reducciones de producción, para que puedan ser utilizados en la resolución de posibles conflictos.

5.1 Modificación de producción. El Operador del Sistema informará a los Centros de Control afectados, de la máxima producción que cada una de las instalaciones bajo su control puede verter, de forma que no se supere la máxima producción admisible en cada uno de los nudos de la Red de Transporte, siendo esta última la variable de control básica de la generación. El reparto de dicha producción máxima por nudo se realizará de forma proporcional a la potencia programada o en producción, según sea el ámbito temporal en que tenga lugar la modificación propuesta, gestionada por cada uno de los Despachos en cada uno de los nudos. Dicha producción debe ser alcanzada en un plazo máximo, una vez recibida la instrucción de modificación, de cinco minutos para las instalaciones puestas en funcionamiento o sobre las que se realice una modificación sustancial con posterioridad a la entrada en vigor del presente Procedimiento de Operación, o bien quince minutos para aquellas instalaciones existentes en dicha fecha de entrada en vigor y sobre las que no se realice modificación sustancial posteriormente.

Alternativamente a la metodología descrita, cada Centro de Control podrá realizar otro reparto interno de la generación, siempre que se respete la limitación en cada uno de los nudos de la Red de Transporte, de acuerdo con lo establecido en el punto 6 de este Procedimiento de Operación. En cualquier caso, el Operador del Sistema suministrará, a cada Centro de Control, la información relativa a la producción de cada instalación bajo su responsabilidad que se ha considerado para llegar a la producción por nudo. Dicha producción por instalación se calculará sobre la premisa del reparto proporcional a la potencia programada o en producción.

En el caso de que un Centro de Control realice un reparto interno diferente al enviado por el Operador del Sistema tras recibir una instrucción de reducción, el Operador del Sistema deberá recibir de dicho Centro de Control, antes de la 1.00 horas del día siguiente, la potencia asignada a cada instalación de producción en cada periodo horario para que pueda ser tenida en consideración, siempre que dicho reparto cumpla con las condiciones establecidas. En otro caso el Operador del Sistema considerará que el reparto realizado se corresponde con el por él enviado. El formato y las condiciones de dicho envío serán determinados por el Operador del Sistema.

Si las condiciones de operación permiten levantar parcialmente la limitación, el orden de levantamiento de dicha limitación será el inverso al empleado para establecer la limitación.

5.2 Tipos de reducción de la producción. Dependiendo del problema identificado por el Operador del Sistema se pueden distinguir los siguientes casos:

• 5.2.1 Congestión en la evacuación de generación. Se entiende por congestión la aparición de sobrecargas inadmisibles, de acuerdo con los criterios de seguridad establecidos en el PO-SENP 1 «Funcionamiento de los Sistemas Eléctricos No Peninsulares», en elementos de la Red de Transporte, debido a un exceso de producción en una zona respecto a la capacidad de evacuación de la misma, así como la imposibilidad parcial o total de evacuación por indisponibilidad de las instalaciones que permiten dicha evacuación. La modificación de la producción para la solución de dicha congestión se realizará según lo establecido en el PO-SENP 3.1 «Programación de la Generación en Tiempo Real» sin ninguna consideración adicional.

  Si se produjeran casos de frecuente reducción de la producción de un nudo de la red de transporte por congestión en la evacuación, determinados por un número superior a 3 veces en un mes o 10 veces en el conjunto de un año, el operador del sistema debe presentar en el plazo máximo de 6 meses, ante el organismo competente en materia de energía, la solución de la planificación que resuelva la restricción correspondiente.

  Cuando el gestor de la red de distribución de una zona detecte en el proceso de programación o bien en tiempo real un problema de congestión en la red bajo su responsabilidad, que no sea posible resolver por un medio diferente a la modificación de la producción de instalaciones objeto de este procedimiento, lo comunicará al Operador del Sistema, dejando constancia escrita mediante fax o correo electrónico del incumplimiento de las condiciones de seguridad detectadas y las causas a que es debido, así como la potencia máxima de cada una de las instalaciones de producción afectadas por la modificación. El Operador del Sistema procederá a ordenar la reducción a los Centros de Control, pudiendo, bajo petición, distribuir la solicitud realizada por el Distribuidor a los Centros de Control afectados.

• 5.2.2 Estabilidad. Los problemas de estabilidad irán asociados a la máxima pérdida de generación instantánea que el sistema puede soportar debido a un hueco de tensión, producido como consecuencia de una falta en una instalación de la Red de Transporte, que sea despejada en un tiempo igual o inferior a 100 ms. En las circunstancias que el sistema lo requiera, de acuerdo con la normativa vigente, el Operador del Sistema podrá postular tiempos de despeje de 250 ms.

  El Operador del Sistema evaluará, con antelación suficiente y en tiempo real, con desagregación por nudo de la Red de Transporte, la máxima potencia de generación de origen renovable no gestionable que se puede integrar en el sistema sin comprometer su seguridad, atendiendo a pérdidas instantáneas de generación provocadas por huecos de tensión. Para ello tendrá en cuenta la tecnología de cada una de las instalaciones de producción, así como el comportamiento contrastado en incidentes anteriores, considerando los requisitos técnicos vigentes en materia de huecos de tensión, con objeto de minimizar la modificación de generación necesaria, reduciéndose en primer lugar las producciones de las instalaciones más sensibles a dichos huecos de tensión.

• 5.2.3 Potencia de cortocircuito. Cuando el Operador del Sistema detecte en nudos de la Red de Transporte valores de potencia de cortocircuito que pongan en riesgo la calidad del suministro, de acuerdo con la normativa vigente, el Operador de Sistema identificará la máxima producción admisible bajo criterios de seguridad. Para ello tendrá en cuenta la tecnología de cada una de las instalaciones de producción con objeto de minimizar la modificación de generación necesaria.
• 5.2.4 Viabilidad de los balances de potencia. En la programación de la generación el Operador del Sistema debe asegurar la viabilidad de los balances de potencia activa y reactiva, teniendo en cuenta las circunstancias singulares de operación y los límites técnicos de las instalaciones de producción de categoría A que sean imprescindibles para cubrir la demanda en períodos horarios próximos al período afectado, de lo que podrán resultar restricciones técnicas sobre las instalaciones de producción de categoría B. En este caso, asociado a horizontes diarios de programación, el ámbito de aplicación será generalmente el del conjunto del Sistema, teniendo relevancia la tecnología de las instalaciones de generación.

  En aquellas situaciones de demanda de energía eléctrica que lo requieran, y una vez agotados los mecanismos normales para programar la cobertura y sus reservas correspondientes y para garantizar niveles de tensión adecuados en los nudos de la red de transporte, el Operador del Sistema solicitará el control de la producción de las instalaciones de producción de categoría B con objeto de garantizar la existencia de los servicios complementarios suficientes (regulación de frecuencia y tensión), en función del aporte de cada tecnología a dichos servicios complementarios.

  El Operador del Sistema establecerá las modificaciones precisas para cada instalación de producción.

• 5.2.5 Excedentes de generación no integrables en el Sistema. En determinadas circunstancias, en las que se presente una demanda inferior a la prevista y/o una producción de las instalaciones objeto de este procedimiento superior a las previsiones realizadas anteriormente, el Operador del Sistema podrá precisar reducir la producción de la generación objeto del presente procedimiento.

Para ello se tendrá en cuenta la tecnología de cada una de las instalaciones de producción, con objeto de minimizar la modificación de generación necesaria.

6. Mecanismos de gestión de potencia de los generadores en los centros de control. De forma general, el reparto interno que realice cada Centro de Control, siempre respetando la limitación en cada uno de los nudos de la Red de Transporte comunicada por el Operador del Sistema, será igualmente proporcional a la potencia programada o en producción, según sea el ámbito temporal en que tenga lugar la modificación propuesta.

Alternativamente a este criterio general de gestión de potencia, y siempre que se asegure un efecto equivalente o más favorable en la resolución de la restricción técnica de que se trate, sobre las redes de transporte y distribución y el sistema en su conjunto, la asignación a las distintas instalaciones de producción podrá ser realizada por los Centros de Control sobre las instalaciones a ellos adscritas.

Sobre el ámbito y magnitud de actuación establecidos por el Operador del Sistema, los Centros de Control podrán instrumentar mecanismos en los que se sustituya una actuación sobre un conjunto de instalaciones de producción afectadas, por otra actuación sobre un subconjunto de dichas instalaciones que, con una consecuencia igual o más favorable para el sistema, pueda resultar más eficiente para los generadores y, prioritariamente, más segura para el sistema.

A tal efecto, para cada uno de los ámbitos de restricción previstos, los Centros de Control deberán proponer al Operador del Sistema los mecanismos alternativos a aplicar justificando y documentando su consistencia y contribución a la seguridad y eficiencia anteriormente reseñadas. A este respecto, se identificarán las instalaciones asociadas a dichos ámbitos de restricción y, dentro de los mismos, aquellas sobre las que se actuará en cada caso y para cada situación previsible.

El Operador del Sistema valorará y, en su caso, autorizará la aplicación de dichos mecanismos de gestión, informando de ello a la CNMC y al Centro Directivo competente en materia de energía del SENP correspondiente.

Por otra parte, queda fuera del ámbito de este procedimiento y de las funciones del Operador del Sistema asegurar, supervisar o valorar la aplicación de los mecanismos de gestión de las distintas instalaciones de producción de categoría B adscritas a los Centros de Control, siempre que ello no tenga relevancia para la seguridad del sistema.

7. Mecanismo excepcional de resolución. En el caso de que, ante situaciones de emergencia o por razones de urgencia, causadas por fuerza mayor o por otra índole no prevista o controlable, no sea posible resolver las restricciones mediante los mecanismos previstos en este procedimiento, el Operador del Sistema podrá adoptar las decisiones de programación que considere oportunas, justificando sus actuaciones a posteriori ante los agentes afectados, ante el Centro Directivo competente en materia de energía del SENP correspondiente y ante la CNMC, sin perjuicio de la retribución económica de las mismas que sea de aplicación en cada caso.

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

1. Objeto. El objeto de este procedimiento es definir la información que debe intercambiar el operador del sistema con el objeto de realizar las funciones que tiene encomendadas, así como la forma y los plazos en los que debe comunicarla o publicarla.

Dicha información incluye, entre otras, la correspondiente a datos estructurales de las instalaciones de los SENP, la relativa a la situación en tiempo real de las mismas (estado, medidas, etc.), la información intercambiada para la adecuada operación del sistema, la información necesaria para la elaboración de estadísticas relativas a la operación de los SENP, la requerida para el análisis de los incidentes de los SENP, así como la que se refiere a los datos para las liquidaciones de las transacciones de energía eléctrica efectuadas.

Se establece en este procedimiento, con el detalle que procede en cada caso, la forma en que se realizará el intercambio de la información entre el OS y los distintos agentes de los SENP, el modo de acceso a la información, la forma de estructurarla y organizarla (bases de datos), su carácter (público o confidencial) y su tratamiento posterior (análisis, estadísticas e informes).

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

2. Ámbito de aplicación. Dentro del ámbito de los Sistemas Eléctricos de los territorios no Peninsulares:

• a) Operador del sistema (OS).
• b) Los titulares de instalaciones de producción, de acuerdo con la definición del artículo 2 del Real Decreto 738/2015.
• d) Distribuidores y gestores de las redes de distribución.
• e) Transportista y otras empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte.
• f) Comercializadores.
• g) Consumidores conectados a la red de transporte.
• h) Consumidores directos.
• i) Los titulares de los centros de control de las instalaciones de producción anteriormente mencionadas.
• j) Los representantes de las instalaciones de producción, las empresas comercializadoras y de los consumidores directos a los efectos de su participación en el despacho de producción y de los cobros y pagos de los peajes, cargos, precios y retribuciones reguladas de acuerdo con lo previsto en la Ley 24/2013, de 26 de diciembre.

3. Procesos de gestión de información en los que interviene el operador del sistema. Los procesos de intercambio de información en los que interviene el OS se agrupan de la siguiente forma:

• a) Datos estructurales del sistema eléctrico.
• b) Sistema de operación y sistema de liquidación de los Sistemas Eléctricos de los territorios no Peninsulares.
• c) Concentrador de medidas eléctricas.
• d) STR: Sistema de Control de la Operación en Tiempo Real.
• e) Otras informaciones que deban enviar los agentes del sistema.
• f) Estadísticas e información pública relativa a la operación del sistema.
• g) Análisis e información de incidentes en los SENP.
• h) Liquidación bajo responsabilidad del operador del sistema.

En lo que se refiere a los epígrafes a), b), c), d), e) y f), los agentes del sistema 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 lo que se refiere a los epígrafes b), c), d), e) y f), los agentes del sistema serán responsables de depositar en los sistemas de información del OS la información recogida en el presente procedimiento, así como de proveer los mecanismos de comunicación necesarios y hacerse cargo de sus costes.

Los agentes garantizarán que:

• a) La información suministrada es la correcta.
• b) La información está disponible para el OS con el mínimo retraso de tiempo posible y con el estampado de tiempos adecuado.
• c) Los sistemas de comunicaciones son redundantes, fiables y seguros.
• d) La transmisión de información se ajusta a las características de protocolos de comunicación y frecuencia de envío de información definidas por el OS.

4. Datos estructurales del sistema eléctrico. Son los datos de las instalaciones de la red de transporte y la red observable, así como de las instalaciones de producción, consumidores y elementos de control y protección, que el OS precisa para ejecutar sus funciones facilitando los análisis de seguridad y estudios de funcionamiento de los SENP.

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

Los productores y consumidores conectados a la red de transporte, el transportista, las empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte, los distribuidores (incluidos los que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte) y los gestores de las redes de distribución, vendrán obligados a suministrar al OS la información necesaria de los elementos de su propiedad o a los que representen para mantener el contenido de la BDE actualizado y fiable.

4.2 Contenido y estructura de la base de datos. La BDE incluirá los registros de todos los elementos dados de alta en los SENP gestionados por el OS. Igualmente incluirá los registros de elementos en proyecto y construcción y de elementos planificados, con los valores disponibles, si bien éstos se considerarán provisionales hasta su puesta en servicio. Estos últimos registros tendrán carácter confidencial, y se darán de alta para facilitar la realización de los estudios de planificación de la red de transporte y los diferentes análisis de previsiones de los SENP.

El contenido de la BDE responde a la siguiente estructura:

• a) Sistema de Producción.
  • - Instalaciones de producción basadas en generadores síncronos conectados directamente a la red (hidráulica, térmica, solar térmica).
  • - Instalaciones eólicas, fotovoltaicas y en general todas aquellas instalaciones de producción cuya tecnología no emplee un generador síncrono conectado directamente a la red.
  • - Información básica necesaria para la programación de la operación y la participación en los servicios de ajuste del sistema.
• b) Red de Transporte.
  • - Subestaciones.
  • - Parques.
  • - Líneas y cables.
  • - Transformadores.
  • - Elementos de control de potencia activa o reactiva.
• c) Instalaciones de Consumo conectadas a la Red de Transporte.
• d) Red Observable.
  • - Subestaciones.
  • - Parques.
  • - Líneas y cables.
  • - Transformadores.
  • - Elementos de control de potencia reactiva.

La estructura y relación de datos que deben suministrar al OS los diferentes agentes del sistema se recogen en el documento «Contenido de la base de datos estructural del operador del sistema», incluido en el anexo I.

4.3 Proceso de carga. El OS definirá el soporte informático empleado y habilitará las plantillas de las fichas de datos con los formatos necesarios.

El OS pondrá a disposición del agente propietario o representante del elemento al que se refiere toda la información de que disponga acerca de cada elemento.

Los agentes efectuarán una comprobación de la información disponible y cumplimentarán las fichas relativas a sus instalaciones con la mejor información disponible.

Una vez cumplimentadas y validadas las fichas por parte de cada agente, éste comunicará al OS el resultado de su revisión.

4.4 Actualización de la información. La actualización de la información contenida en la BDE puede ser propiciada por cualquiera de las tres circunstancias siguientes:

• - Por haberse producido modificaciones de diseño en algún elemento.
• - Por alta o baja de algún elemento.
• - Por haberse detectado un valor erróneo en algún campo.

Cuando se produzca alguna de las tres circunstancias anteriores, el agente propietario del elemento correspondiente o el agente que actúe en su representación deberá comunicar al OS las modificaciones necesarias a incorporar.

El OS pondrá a disposición de cada agente los datos de los elementos de su propiedad o de aquellos a quienes represente recogidos en la base de datos con objeto de que los agentes puedan comprobar su adecuada correspondencia con los datos reales de las instalaciones y, en su caso, comunicar al OS las modificaciones necesarias a introducir.

4.5 Confidencialidad de la información. La información contenida en la BDE tendrá carácter confidencial para todos los agentes excepto para:

La Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), que podrá disponer de toda la información.

La Administración competente en materia de energía, que podrá disponer de toda la información.

Los gestores de las redes de distribución que podrán disponer de todos aquellos datos de las instalaciones ubicadas en la red de distribución bajo su ámbito de gestión salvo la información singular, según la definición incluida posteriormente en este mismo apartado.

Aquellos terceros a los que el OS tenga necesidad de ceder información para el ejercicio de sus funciones y obligaciones, minimizando, en todo caso, el volumen de información transmitida y contando siempre con la autorización de los titulares de la información generada y la firma de un acuerdo de confidencialidad entre el receptor de la información y el OS.

No obstante, cuando la información consista en los modelos que caracterizan el comportamiento estático y dinámico de las instalaciones o equipamiento y configuración de los sistemas de protección, siempre que no adopten un formato de información singular según se define a continuación, será suficiente con la firma de un acuerdo de confidencialidad y limitación de uso, entre el receptor de la información y el OS.

A los efectos de la aplicación de este apartado se considera información singular tanto los códigos de programa fuente de los modelos que caracterizan el comportamiento estático y dinámico de las instalaciones, como los informes de validación de la idoneidad de cualquier modelo de estudio o de simulación.

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

5. Sistema de operación y liquidación de los sistemas eléctricos de los territorios no peninsulares. Los datos que, en el cumplimiento de sus funciones, el OS debe manejar para realizar los procesos que tiene encomendados, para la definición de cada una de las programaciones horarias y la asignación de los servicios complementarios a los distintos agentes, serán gestionados por el Sistema de Información de la Operación de los Sistemas Eléctricos de los territorios no Peninsulares.

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

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

La información gestionada y almacenada por los Sistemas de Información del operador del sistema será asimismo utilizada con posterioridad en los procesos liquidatorios que son responsabilidad del OS.

5.1 Bases de datos del sistema. El OS mantendrá en las bases de datos del Sistema de Operación y Liquidación de los Sistemas Eléctricos de los territorios no Peninsulares toda la información necesaria para la correcta gestión de los procesos de su responsabilidad.

Las bases de datos cumplirán los siguientes requisitos:

• a) Dimensionamiento adecuado para permitir el almacenamiento de toda la información.
• b) Toda la información de las bases de datos estará validada.
• c) Integridad referencial de los datos grabados.
• d) Gestión histórica asociada a toda la información.

5.2 Acceso al sistema. El acceso al Sistema de Operación y Liquidación de los Sistemas Eléctricos de los territorios no Peninsulares por parte de los agentes, de otros agentes del sistema eléctrico o del público en general, se hará en función del carácter de la información a la que se tiene acceso, ya sea pública o confidencial de acuerdo con los criterios que se recogen en el apartado 5.8.

5.3 Medios de intercambio de información. La comunicación entre el OS y los agentes, 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 el apartado 5.1, sean más adecuadas.

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

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

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

La instalación, mantenimiento y configuración de los canales de comunicación para acceder al Sistema de Operación y Liquidación de los Sistemas Eléctricos de los territorios no Peninsulares será responsabilidad de los usuarios y correrá a cargo de los mismos, salvo acuerdo bilateral expreso en contra. El OS indicará en cada caso las normas y procedimientos aplicables a los equipos a instalar en sus instalaciones.

5.5 Servicios de acceso. Según el tipo de información, existirán dos servicios de acceso: privado y público.

El servicio privado estará reservado únicamente a los agentes del sistema eléctrico.

Las direcciones electrónicas de los servicios de acceso privado y público serán facilitadas por el operador del sistema.

Los servicios de acceso, tanto privados como públicos utilizarán las tecnologías más adecuadas en cada caso.

Para la utilización del servicio de acceso privado será necesario un certificado digital personal otorgado por el OS de acuerdo a la normativa en vigor. Para la utilización del servicio de acceso público no será necesario ningún tipo de certificado.

5.5.1 Seguridad del servicio de acceso privado. En la actualidad, el sistema de seguridad del servicio de acceso privado se basa en la utilización de los siguientes elementos:

• a) Canal de comunicación cifrado para asegurar la privacidad de la información intercambiada.
• b) Uso de certificados digitales para la autenticación al realizar las conexiones con el Sistema de Operación y Liquidación de los Sistemas Eléctricos de los territorios no Peninsulares, la firma de los documentos electrónicos que constituyen los intercambios de información y garantizar el no repudio de dichos documentos.

Los certificados del apartado b) anterior, se emitirán por defecto almacenados en un fichero en alguno de los formatos estándar del mercado. El fichero estará protegido por una contraseña para evitar su utilización indebida en caso de robo o extravío. Los depositarios del certificado serán los responsables de la gestión de esta contraseña, pudiendo modificarla cuando lo crean conveniente.

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 cinco días laborables respecto a la fecha de caducidad.

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

5.6 Gestión de la información. El OS podrá establecer con el exterior intercambios de información en ambos sentidos:

• - Información comunicada por el OS.
• - Información comunicada al OS.

La información intercambiada por el OS podrá tener distinto carácter:

• - Público.
• - Confidencial en los términos que se establecen en los apartados 5.8 y 5.10.

5.7 Intercambios de información. Todos los intercambios de información se realizarán mediante documentos electrónicos de contenido y formato determinados, que serán publicados por el OS. Utilizando estos documentos electrónicos los agentes del sistema remitirán al Sistema de Operación y Liquidación de los Sistemas Eléctricos de los territorios no Peninsulares 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 agentes del sistema, 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», en su volumen 4 denominado «Intercambio de Información con el OS Extrapeninsulares»:

Este volumen y sus modificaciones serán publicados, con la antelación suficiente antes de su entrada en vigor, en la web pública www.esios.ree.es del sistema de información del OS.

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

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

• - El OS hará público el resultado de los procesos de operación técnica de su responsabilidad, así como las curvas de demanda y programas de generación correspondientes.
• - En todo caso el OS, garantizará el secreto de la información de carácter confidencial puesta a su disposición por los agentes.

5.9 Información pública. Es la información que el OS hace pública sobre los procesos de operación de los SENP.

Esta información, que depende del periodo al que afecta la información y del momento en que se hace pública, será publicada en la web pública del Sistema de Información del OS (www.esios.ree.es).

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

Todos estos procesos están regulados y desarrollados en los procedimientos de operación de los SENP. La información y el momento de comunicación sobre cada uno de ellos están establecidos en los correspondientes procedimientos de operación.

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

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

• - Previsión de la demanda de cada SENP.
• - Programa horario de generación para cada SENP, incluyendo las reservas asignadas.
• - Cierre diario del programa final de generación.

En aquellos sistemas conectados eléctricamente con otros sistemas se publicará:

• - La capacidad programable en los enlaces existentes.
• - Programa en los enlaces existentes.
• - Valor del precio final horario de generación, distinguiendo entre el precio marginal horario de la energía en el mercado diario, el resultante del despacho económico antes de integrar el intercambio y el correspondiente al despacho económico con el programa de intercambio de energía a través de los enlaces.

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

• - Previsión de la demanda de cada SENP.
• - Programa horario de generación para cada SENP.
• - Programa de reserva de potencia de regulación primaria y secundaria.
• - Programa del servicio de regulación terciaria.
• - Orden de arranque de grupos para sustitución en caso de avería o indisponibilidad.

En aquellos sistemas conectados eléctricamente con otros sistemas se publicará:

• - La capacidad programable en los enlaces existentes.
• - Programa por los enlaces existentes.

5.10 Gestión de Información Estructural. Para el correcto funcionamiento de los servicios y procesos gestionados por el OS es necesario conocer y mantener información relativa a los agentes del sistema, Unidades de Programación (UP), y Físicas (UF), así como una serie de datos adicionales y parámetros técnicos necesarios para la programación de la operación del sistema. Toda esta información se recoge bajo el nombre de datos estructurales.

5.11 Solicitud de modificación de información estructural. La modificación de la información estructural será solicitada mediante el envío al OS del correspondiente formulario disponible en la página Web debidamente cumplimentado y acompañado del soporte documental justificativo del cambio.

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

5.12 Información a facilitar al OS para el despacho de producción. Los agentes deberán comunicar al OS la información necesaria para realizar la función de despacho de producción. Esta información está definida en el artículo 68 del Real Decreto 738/2015, y en los procedimientos de operación SENP 2.2 y 3.1, y se facilitará según los plazos especificados en los citados procedimientos de operación SENP 2.2 y 3.1.

El coste de cada uno de los combustibles utilizados en los SENP será el establecido por el Ministerio para la Transición Ecológica en el caso de las instalaciones de categoría A que tengan derecho a la percepción del régimen retributivo adicional. En el caso de las instalaciones de tipo A que no tengan derecho a la percepción de dicha retribución, los costes variables de despacho deberán ser comunicados al OS.

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

5.13 Modificación de la mezcla de combustible en unidades de producción. En aquellos grupos para los que no sea posible determinar a priori una mezcla de combustible habitual, al utilizar combustibles procedentes de otros procesos asociados o combustibles cuyas características técnicas no sean estándares, los agentes podrán solicitar la utilización de una mezcla de combustible variable dentro de un rango, que deberá ser autorizada por la Dirección General de Política Energética y Minas previo informe de la CNMC. En dichos casos, el titular de la instalación deberá comunicar al OS, con un plazo de una semana, las horas de uso de la mezcla de combustible autorizada para su utilización a efectos de despacho y liquidación.

En los casos en los que una unidad de producción necesite temporalmente utilizar un combustible o mezcla de combustible distinta de las autorizadas para mantener su programa previsto de producción, informará al OS de las características de combustible o mezcla de combustible y la duración prevista del cambio, con una antelación mínima de un mes. El operador del sistema comunicará al peticionario su decisión en el plazo de 10 días naturales. Dicha comunicación se realizará de acuerdo a lo establecido en el Anexo VI.2 del Real Decreto 738/2015. Las autorizaciones excepcionales serán informadas anualmente a la DGPEM indicando las causas que motivaron el cambio de combustible o mezcla, las características técnicas del combustible o mezcla autorizada y la duración de la autorización.

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

6.1 Contenido de la base de datos del Concentrador de Medidas Eléctricas. La base de datos del Concentrador de Medidas del SENP recoge los datos necesarios para la gestión del sistema de medidas y será al menos la siguiente:

• a) La información estructural residente en el Concentrador de Medidas del SENP para fronteras en las que el OS es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110/2007 por el que se aprueba el reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico o normativa que lo sustituya:
  • - Puntos de Medida.
  • - Puntos frontera.
  • - Relaciones de puntos de medida con los puntos frontera.
  • - Contadores.
  • - Registradores.
  • - Transformadores de medida.
• b) La información de medidas residente en el Concentrador de Medidas del SENP para fronteras en las que el OS es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico o normativa que lo sustituya:
  • - Medidas horarias en los puntos de medida.
  • - Medidas de generación neta cuando sea de aplicación.
  • - Datos horarios de las medidas calculadas en los puntos frontera.
  • - Datos horarios de las medidas calculadas en las entidades de liquidación.
• c) La información estructural residente en el Concentrador de Medidas del SENP para fronteras de las que el OS no es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico o normativa que lo sustituya.
• d) La información de medidas residente en el Concentrador de Medidas para fronteras de las que el OS no es el encargado de la lectura, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110/2007 por el que se aprueba el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico o normativa que lo sustituya. Adicionalmente, a efectos de liquidación, el Concentrador de Medidas recibirá de cada distribuidor, para los puntos frontera de los que es encargado de lectura, agregaciones de puntos frontera y/o medidas individualizadas en cada punto frontera, según lo indicado en los Procedimientos de Operación de Medidas.
• e) Adicionalmente dispondrá de otra información que incluirá al menos:
  • - Datos horarios de las medidas calculadas en las entidades de liquidación.
  • - Pérdidas de la red de transporte, en su caso.
  • - Acumulados entre actividades.
  • - Perfiles de consumo.

6.2 Acceso a la información del Concentrador de Medidas del SENP. El OS gestiona el acceso a la información de medidas residente en el Concentrador de Medidas del SENP de acuerdo a lo indicado en la normativa vigente.

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

Dicha información estará disponible en la dirección de Internet del OS (http://www.ree.es) y en la web pública de esios (www.esios.ree.es).

6.4 Información para los participantes del sistema de medidas. La información contenida en el Concentrador de Medidas Eléctricas del SENP es de carácter restringido, de forma que únicamente cada participante del sistema de medidas podrá acceder a los datos de los puntos frontera, CUPS y/o agregaciones de los que es partícipe.

Cada participante del sistema de medidas podrá consultar al menos la siguiente información residente en el Concentrador de Medidas Eléctricas del SENP, de acuerdo a lo indicado en el Real Decreto 1110/2007 por el que se aprueba el reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico o normativa que lo sustituya:

• - Medidas horarias de los puntos de medida de los que el OS es encargado de la lectura.
• - Medidas horarias de los puntos frontera de los que el OS es encargado de la lectura.
• - Medidas horarias de los puntos de generación neta cuando sean de aplicación de los que el OS es el encargado de la lectura.
• - Configuración de cálculo de los puntos frontera de los que el OS es encargado de la lectura.
• - Inventario de los puntos frontera y de medida de los que el OS es encargado de la lectura.
• - Inventario de CUPS tipos 1 y 2 y de agregaciones para fronteras de las que el OS no es el encargado de la lectura.
• - Medidas horarias para fronteras de las que el OS no es el encargado de la lectura.

En la sección de medidas eléctricas de la web pública se indican los requisitos y procedimientos a seguir para la utilización de dicho acceso seguro al Concentrador de Medidas Eléctricas del SENP.

Adicionalmente el OS publicará e intercambiará información de medidas con los concentradores secundarios de acuerdo al protocolo definido en el procedimiento de operación P.O. 10.4 y con los usuarios del Concentrador Principal. El contenido y formato de los distintos datos de medidas intercambiados por los participantes del sistema de medidas serán los recogidos en la última versión del documento 'Ficheros para el Intercambio de Información de Medidas'. La redacción de este documento es responsabilidad del OS y estará disponible en la sección de documentación de medidas eléctricas de su página web.

6.5 Gestión de la información. El concentrador de medidas recibe y gestiona la información intercambiada entre los puntos frontera de acuerdo con los requisitos establecidos en la normativa legal vigente.

6.6 Alta de puntos frontera, CUPS, agregaciones y resto de datos estructurales. El alta, baja y/o modificación de fronteras, CUPS y agregaciones junto con el resto de datos estructurales se realizará de acuerdo a la legislación vigente atendiendo a los documentos y guías de desarrollo publicadas en la sección de documentación de medidas eléctricas de la página web del OS.

6.7 Recepción de medidas del Concentrador de Medidas del SENP. El envío de datos de medidas al Concentrador de Medidas del SENP se realizará de acuerdo a los medios, protocolos y plazos establecidos en la legislación vigente.

6.8 Otras consideraciones sobre la información de medidas. La información sobre medidas eléctricas estará disponible en el concentrador de medidas durante un periodo mínimo de seis años naturales, contados a partir del 1 de enero del año siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a información de más de dos años de antigüedad podrá requerir un procedimiento especial.

7. Sistema de control de la operación en tiempo real (STR). El OS deberá recibir en su Sistema de Tiempo Real y de forma automática toda la información de las instalaciones de transporte, de las instalaciones de distribución pertenecientes a la red observable -según se define esta última en el procedimiento de operación 8.1 de los SENP por el que se definen las redes operadas y observadas por el OS- y de las instalaciones de producción y generación asociada a autoconsumo con obligación de envío de telemedidas en tiempo real o de adscripción a un centro de control de generación que le sea precisa para operar en el sistema eléctrico. Para ello el OS dispondrá de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Tiempo Real (BDTR).

La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción y generación asociada a autoconsumo, de transporte o de la red observable deberá ser captada por medios propios y facilitada al OS a través de los enlaces ordenador-ordenador entre el OS y un centro de control. Para la realización de esta función estos centros de control podrán ser propios o de terceros que representen al titular de la instalación, conforme a lo dispuesto en la normativa del sector eléctrico. La información en tiempo real que se debe facilitar al OS se especifica en el documento «Información a enviar al OS en tiempo real», incluido en el Anexo II del presente Procedimiento.

Cada instalación debe estar asociada a un único centro de control. Este centro de control de instalaciones de producción será el responsable del envío al OS de toda la información en tiempo real correspondiente a la instalación, así como el interlocutor por parte de la instalación en todas las comunicaciones con el OS en relación con la operación de la instalación, incluidos todos los intercambios de información relativos a la participación de la misma en los servicios del sistema y en el despacho económico.

7.1 Contenido y estructura de la Base de Datos del STR (BDCO). En la Base de Datos del STR se recibirá la información que se indica a continuación y con las especificaciones técnicas que se reflejan a continuación. Esta información se complementará con la información estructural necesaria para la correcta identificación de las instalaciones. La solicitud de alta o modificación de esta información en tiempo real se enviará al OS al menos 15 días antes de la fecha en la cual se haga efectiva.

7.1.1 Requerimientos Técnicos. El intercambio en tiempo real con REE se realizará mediante el protocolo estándar de comunicaciones denominado ICCP-TASE2, por medio de los bloques de intercambio de información definidos como 1 y 2.

Para llevar a cabo dicho intercambio de información, el Centro de Control que se comunique con el OS, establecerá con cada uno de los Centros de Control del OS en el SENP correspondiente (Principal y Respaldo) dos líneas de comunicación del tipo punto a punto, redundantes entre si y dedicadas exclusivamente al intercambio de esta información. Las características técnicas de estas cuatro líneas, serán idénticas, y deberán de estar securizadas y aisladas totalmente de internet. El OS facilitará previamente al establecimiento del enlace información técnica adicional desarrollando lo indicado anteriormente.

Un centro de control no podrá compartir ni su sistema de control ni las comunicaciones con el OS ni el personal que constituya el turno cerrado de operación con otro centro de control. El turno de operación estará físicamente en la dirección postal comunicada por el centro de control al OS.

La periodicidad de la información a intercambiar para los datos de regulación secundaria será igual o inferior al ciclo de regulación. En cuanto a las medidas de frecuencia, el OS deberá recibir al menos una medida con precisión de mHz por cada sistema aislado de los SENP con una periodicidad de 1 segundo. El resto de la información en tiempo real será intercambiada con una periodicidad a determinar por el OS con cada agente, y en ningún caso superará los doce segundos.

El OS mantendrá la confidencialidad de la información recibida. No obstante, podrá enviar a los agentes aquella información que soliciten, siempre y cuando estos justifiquen que dicha información es imprescindible para garantizar el desarrollo de sus funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensión, planes de salvaguarda, emergencia y reposición del servicio) y se cuente con la autorización del titular de la información generada.

7.1.2 Información necesaria. Se requerirá información de las instalaciones que se enumeran a continuación:

• - Red de Transporte.
• - Red Observable.
• - Instalaciones de Generación.
• - Instalaciones de Generación asociadas a autoconsumo.
• - Nivel de llenado de los embalses en las centrales de bombeo.

7.1.3 Definición y criterios generales de captación normalizada de señales y medidas. En este procedimiento, se entiende por posición el conjunto de los elementos asociados a línea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operación.

El estado (abierto/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dará mediante 2 bits. El resto de las señales se dará con uno solo.

Dada su singularidad, se han considerado de forma separada los Compensadores Síncronos y Condensadores.

En cuanto a la forma de captación de las señales se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

• a) Bajo el epígrafe de transformadores se consideran incluso los de grupos y los de consumo.
• b) Se ha realizado la siguiente clasificación de la información a captar:
  • 1. Señalizaciones. Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomalías o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aquí los estados topológicos de la red (estados abierto/cerrado de interruptores y seccionadores).
  • 2. Medidas. Incluye las medidas analógicas o digitales para magnitudes numéricas discretas de la instalación (p.e. indicación de tomas de transformadores).

La información detallada de señales a captar se recoge en el anexo 2.

7.1.4 Criterios de validación de calidad de telemedidas recibidas en tiempo real de potencia activa de generación. La información a enviar al OS deberá tener una calidad mínima para considerar el cumplimiento de los requisitos de envío de telemedidas en tiempo real establecidos.

De forma general, la determinación de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del Operador del sistema se realizará mensualmente determinando su error con respecto al acumulado mensual de las energías horarias liquidables registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el reglamento unificado del puntos de medida del sistema eléctrico, en adelante equipos de medida horaria.

Se define para una instalación/agrupación:

• - Telemedida horaria integrada para la hora h (THIh): es la integral horaria de las telemedidas de potencia activa recibidas en tiempo real por el OS durante la hora h, y representa, por tanto, la energía producida (2) por la instalación/agrupación en la hora h calculada a partir de las telemedidas en tiempo real.
• - Energía horaria registrada para la hora h (EHRh): es la energía horaria registrada por los equipos de medida horaria calculada como la diferencia entre la «energía exportada» AS y la «energía importada» AE.
• - Horas totales (H): conjunto total de las horas mensuales del mes m.
• - Horas registradas (I): subconjunto de las horas mensuales del mes m en las que se dispone para la instalación/agrupación de medida de energía horaria liquidable registrada.

El OS considerará que la calidad de las telemedidas del mes m para una determinada instalación/agrupación es válida si y solo si se cumplen todas y cada una de las siguientes condiciones:

Para cada periodo de liquidación contemplado en los procedimientos de medidas, el OS pondrá en conocimiento de los centros de control los incumplimientos en la validación de la calidad de las telemedidas de potencia o si no se cumplen las condiciones para la validación de las mismas. Asimismo, informará a la CNMC para los efectos oportunos si durante 3 meses continuados se producen estos incumplimientos.

En el caso particular de las instalaciones en régimen de autoconsumo con obligación de enviar telemedidas al operador del sistema de forma individual, la determinación de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizará determinando su desviación con respecto al acumulado mensual de las energías netas generadas registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. Las condiciones para considerar válida la calidad de la telemedida serán las mismas que para el resto de instalaciones.

Adicionalmente el OS podrá realizar las verificaciones que estime convenientes y estén a su alcance para asegurar que las telemedidas enviadas corresponden con el perfil de las producciones realmente realizadas. En el caso de identificar, a criterio del OS, una manipulación fraudulenta de las telemedidas enviadas se pondrá en conocimiento de la CNMC para los efectos oportunos.

8. Otras informaciones que los agentes deben enviar al operador del sistema. El OS será el responsable de recopilar toda aquella otra información relativa a la operación de los SENP descrita en este apartado.

Es responsabilidad de los distribuidores, y en su caso el transportista, por una parte, y los propietarios de instalaciones de producción conectadas a la red de transporte y de instalaciones de generación asociadas a autoconsumo conectadas a la red de transporte y de instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y los gestores de la red de distribución conectada a la red de transporte, por otra, facilitar al OS la información que éste le requiera para el ejercicio de sus funciones. Será obligatorio el envío al OS, por parte de distribuidores, empresas que excepcionalmente sean titulares de instalaciones de transporte y del transportista único, del listado de agrupaciones de instalaciones de producción de potencia neta no superior a 15 MW (tipo B) conectadas a sus redes.

Asimismo, los gestores de distribución recabarán de las instalaciones tipo B de su ámbito, la información necesaria para la operación y la enviarán al OS con la periodicidad que este precise.

En caso de no poder disponer de algunos de estos datos, harán llegar al OS su mejor estimación de los mismos.

Los datos que se indican a continuación serán enviados al OS bajo la forma de valores agregados diarios, en tres horizontes temporales: a los tres días (día D+4, siendo el día D el día de programación), antes del día 20 del mes M+1, y antes del día 20 del mes de enero de cada año, al objeto de mantener las series estadísticas relativas a los balances energéticos y el funcionamiento del sistema, así como para realizar la previsión de cobertura y análisis de seguridad.

8.1 Datos a enviar a los tres días. Los agentes de los SENP facilitarán al OS todos los datos necesarios para la elaboración de las estadísticas oficiales, utilizando para ello los cauces de intercambio de información establecidos. Todos los valores de las magnitudes enumeradas a continuación se darán con la mayor desagregación posible en unidades físicas.

Producciones de los grupos térmicos en bornes del alternador (b.a.).

Producciones de las centrales hidráulicas (CCHH) (b.a.).

Consumos propios de generación.

Consumos de centrales de bombeo.

Energía acumulada disponible para generación en centrales de bombeo.

Consumo de combustible en centrales térmicas.

Existencias de combustible en centrales térmicas.

Información hidrológica:

• - Reservas hidroeléctricas por embalses (en hm³ y MWh), teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.
• - Vertidos.

Incidentes en la Red de Transporte.

Producción de instalaciones tipo B (b.c.).

8.2 Datos a enviar antes del día 20 del mes M+1. Los datos mensuales que se indican a continuación serán enviados al OS antes del día 20 del mes siguiente con el máximo nivel de desagregación posible en unidades físicas:

Producción diaria bruta de grupos térmicos.

Producción diaria hidroeléctrica (CCHH) (b.a.).

Pérdidas de turbinación en centrales hidráulicas.

Consumos propios de generación.

Consumos y producción de centrales de bombeo.

Energía acumulada disponible para generación en centrales de bombeo.

Reservas hidroeléctricas por embalses en hm³ y MWh, teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.

Entrada de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas o metros cúbicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carbón y por clase de combustible para el resto.

Consumo de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas o metros cúbicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carbón y por clase de combustible para el resto.

Existencias de combustible en centrales / grupos térmicos (en toneladas o metros cúbicos y termias (PCI y PCS)), desglosado por clases de combustible y origen en las centrales de carbón y por clase de combustible para el resto.

Resultados de los análisis de comprobación de las especificaciones técnicas de cada partida de combustible adquirida.

Plan previsto de entregas mensualizadas de carbón para los próximos doce meses (expresadas en toneladas y en termias (PCI y PCS)) y cantidades del cupo del año en curso realmente entregadas hasta la fecha.

Variaciones previsibles de la disponibilidad de los grupos de producción (térmicos, hidráulicos y de bombeo), de acuerdo con lo indicado en el procedimiento de operación por el que se establecen los planes de mantenimiento de las unidades de producción.

8.3 Datos Anuales. Antes del día 20 del mes de enero, serán enviados al OS los datos anuales de capacidad máxima de cada embalse, teniendo en cuenta la capacidad total de la cuenca.

9. Estadísticas e información pública relativa a la operación del sistema. El OS publicará los datos que más adelante se indican sobre la operación realizada, incluyendo el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generación.

9.1 Información diaria. La información que el OS publicará diariamente es la curva de carga del sistema.

9.2 Información a los tres días. El OS publicará el día D + 4 la información del balance eléctrico de producción desglosado por tipo de producción/combustible, correspondiente al día D y el estado de las reservas hidroeléctricas.

9.3 Información mensual. Mensualmente el OS publicará la siguiente información:

• - Estadísticas de Operación de los SENP.
• - Disponibilidad del equipo térmico de generación.
• - Tasa de indisponibilidad de las líneas, transformadores y elementos de gestión de activa y reactiva de la red de transporte.
• - Estadísticas de incidentes.
• - Evolución de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.
• - Calidad de servicio referente a Energía No Suministrada (ENS) y Tiempo de Interrupción Medio (TIM) de la Red de Transporte.
• - Precio de los derechos de emisión de despacho, expresados en €/tCO₂, conforme a lo indicado en el artículo 66 del Real Decreto 738/2015, de 31 de julio.

9.4 Información anual. El OS publicará anualmente la siguiente información:

• - Tasa de disponibilidad del equipo generador.
• - Tasa de Disponibilidad de la red de transporte.
• - Evolución anual de la potencia de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.
• - Calidad de servicio referente a energía no suministrada (ENS) y tiempo de interrupción medio (TIM) de la Red de Transporte.
• - Límites térmicos estacionales de la red de transporte.

Además el OS mantendrá actualizadas y disponibles series históricas de:

• - Potencia instalada en cada SENP.
• - Energía generada por tipo de producción/combustible.
• - Energía generada por instalaciones de producción tipo A y tipo B.
• - Consumo de bombeo.
• - Demanda de cada SENP.
• - Producible hidroeléctrico.
• - Reservas hidroeléctricas.
• - Tasas de disponibilidad del equipo generador.
• - Tasas de disponibilidad de la red de transporte.
• - Calidad de servicio referente a energía no suministrada (ENS) y tiempo de interrupción medio (TIM) de la Red de Transporte.

10. Análisis e información de incidentes.

10.1 Incidentes. Los eventos que definen aquellos incidentes de los sistemas eléctricos que son objeto de información, en el ámbito de este procedimiento, por parte del agente titular de las instalaciones afectadas o del responsable del suministro a los consumidores finales afectados son los siguientes:

• a) La pérdida de una o varias instalaciones de transporte y/o de otros elementos de los sistemas eléctricos (generación, distribución y/o transformación transporte-distribución o transporte/generación) cuando esta resulte en una violación de los criterios de funcionamiento y seguridad de los sistemas eléctricos establecidos en el correspondiente procedimiento de operación o en una pérdida directa de suministro.
• b) Cualquier otra circunstancia que resulte en:
  • a. Daño mayor a cualquiera de los elementos del sistema eléctrico.
  • b. Fallo, degradación, o actuación incorrecta del sistema de protección, de automatismos o de cualquier otro sistema que no requiera intervención manual por parte del operador.
  • c. Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje electrónico o físico, terrorismo dirigido contra los sistemas eléctricos o sus componentes con intención de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad de los sistemas eléctricos en su conjunto.
  • d. Pérdida de suministro, independientemente del incidente que la haya producido y del nivel de tensión en el que este haya acontecido, significativa o solicitada por el OS.
  • e. Otras circunstancias anómalas para el sistema eléctrico -por ejemplo, oscilaciones significativas- no asociadas a pérdida de instalaciones de la red de transporte o a pérdidas de suministro.

10.2 Comunicación al operador del sistema. En el caso de que se produzca algún incidente de los definidos en el apartado anterior en las instalaciones de la Red Observable, o en Instalaciones de Producción monitorizadas por el OS, con independencia de la red donde se conecten, el agente titular de las instalaciones o responsable del suministro afectado deberá facilitar al OS y en un plazo de 2 horas la mejor información de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta información que constituye el informe preliminar del incidente contendrá, al menos, los aspectos a), b), c) y d) que se recogen en el anexo 3 que resulten de aplicación.

El OS podrá, cuando así lo estime necesario, realizar consultas adicionales con objeto de clarificar el contenido de dicho informe preliminar quedando el emisor del mismo obligado a atender la consulta en ese momento o tan pronto como disponga de la información adicional necesaria.

Cuando el OS determine que el evento constituye una incidente significativo para algún sistema eléctrico, procederá a notificarlo al agente titular o representante de la instalación o al responsable del suministro de los consumidores finales afectados.

Dicho agente deberá remitir un informe escrito al OS en un plazo no superior a 15 días hábiles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisará y completará la información remitida en el informe preliminar (anexo 3) y se incluirán las posibles acciones identificadas por el agente para evitar o minimizar el efecto de incidentes similares que pudieran producirse en el futuro.

10.3 Comunicación del Operador del sistema. Cuando se produzca un incidente de los definidos en el apartado 10.1, el OS incluirá la información correspondiente en un «Parte Diario de Incidentes» que se pondrá a disposición de los agentes antes de las doce horas del día siguiente a la ocurrencia de la misma.

Cuando el OS considere un incidente de especial relevancia elaborará un informe escrito, una vez disponga de la información definitiva del mismo. Este informe incluirá las medidas a tomar para evitar la repetición del incidente o la minimización de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situación similar en el futuro. Este informe se remitirá a los agentes afectados, a la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia y al para la Transición Ecológica en un plazo no superior a 60 días hábiles tras la ocurrencia del incidente.

Los informes correspondientes a los incidentes más significativos serán presentados y analizados en las reuniones del Grupo de Análisis de Incidentes que convocará el Operador del sistema.

10.4 Investigaciones Conjuntas. Para aquellos incidentes en que, por su importancia o naturaleza el OS lo juzgue necesario, propondrá a la mayor brevedad posible la realización de un análisis conjunto con los restantes agentes involucrados o afectados. Los resultados de dicho análisis se incorporarán en el informe que elabore el OS sobre el incidente.

11. Información de las liquidaciones responsabilidad del operador del sistema.

11.1 Información confidencial. La información confidencial correspondiente a las liquidaciones efectuadas por el OS es aquella que se comunica a los agentes del mercado de forma individual sin que pueda tener acceso a ella el resto de agentes.

Todos los procesos asociados a esta información quedan definidos en los procedimientos de liquidaciones.

11.2 Información pública. La información agregada de liquidaciones que se pone a disposición de los agentes se pondrá asimismo a disposición del público en general en el mismo día.

ANEXO I
Contenido de la base de datos estructural del OS

Notas generales y abreviaturas.

• - Como norma general, los datos deben expresarse en unidades del sistema internacional, salvo que expresamente se indique otra cosa.
• - De los datos de impedancia se debe indicar la tensión a la que están referidos o los valores de base, en su caso.
• - Los datos facilitados al OS deberán ser, en su caso, coherentes con los incluidos en los Registros Administrativos Ministeriales correspondientes.
• - La clasificación de las unidades de producción en categoría A y B responde a la definición del artículo 2 del Real Decreto 738/2015:
  • a. Instalaciones categoría A. Dentro de esta categoría se incluyen los grupos de generación hidroeléctricos no fluyentes y térmicos que utilicen como fuentes de energía carbón, hidrocarburos, biomasa, biogás, geotermia, residuos y energías residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica, así como las instalaciones de cogeneración de potencia neta superior a 15 MW.
  • b. Instalaciones categoría B. Dentro de este grupo se incluyen las instalaciones de generación no incluidas en el párrafo anterior que utilicen fuentes de energía renovables e instalaciones de cogeneración de potencia neta inferior o igual a 15 MW.
• - En el caso de instalaciones de generación asociadas a autoconsumo, además de lo recogido en este anexo se deberá proveer la siguiente información:
  • c. Modalidad de autoconsumo, sección y subsección (en caso de acogerse a alguna de las modalidades de autoconsumo establecidas en la legislación vigente).
  • d. Indicar modalidad de autoconsumo Individual/Colectivo.

Estructura del anexo I.

El presente anexo está organizado de acuerdo a la siguiente estructura:

1. Sistema de producción.

1.1 Instalaciones de producción basadas en generadores síncronos conectados directamente a la red (hidráulica, térmica, solar térmica) incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.

1.1.1 Embalses.

1.1.2 Centrales y grupos hidráulicos.

1.1.2.1 Datos generales e hidráulicos de la instalación.

1.1.2.1.1 Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.1.2.1.2 Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

1.1.2.2.1 Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.1.2.2.2 Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.2.2.3 Centrales de más de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.

1.1.2.3 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 1 MW o conectadas a la red de transporte).

1.1.2.4 Otros datos.

1.1.3 Unidades térmicas.

1.1.3.1 Datos generales de la instalación.

1.1.3.1.1 Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.1.3.1.2 Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

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

1.1.3.2 Datos de cada generador.

1.1.3.2.1 Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.

1.1.3.2.2 Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.3.2.3 Centrales de más de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.

1.1.3.3 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

1.1.3.3.1 Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

1.1.3.3.2 Centrales de más de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.

1.1.3.4 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 1 MW o conectadas a la red de transporte).

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

1.1.4 Solar térmica.

1.1.4.1 Datos de la instalación y de los grupos.

1.1.4.1.1 General.

1.1.4.1.2 Datos adicionales en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 0,5 MW de potencia total o conectados a la red de transporte.

1.1.4.1.2.1 General.

1.1.4.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

1.1.4.1.3 Centrales de más de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los anteriores

1.1.4.1.3.1 General.

1.1.4.1.3.2 Datos adicionales en el caso de conexión a la red de transporte.

1.1.4.2 Datos principales de los equipos de control de tensión para plantas de más de 1 MW de potencia o conectadas a la RdT.

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

1.1.6 Datos de los transformadores de grupo.

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

1.1.6.1.1 Centrales conectadas a la red de transporte.

1.1.7 Datos de la línea o cable de evacuación.

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

1.1.7.2 Centrales conectadas a la red 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.

1.1.8.2 Centrales de más de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

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.

1.1.8.3.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

1.1.8.3.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

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.

1.2.2 Características a suministrar de cada instalación mayor de 0,5 MW.

1.2.3 Datos del transformador de conexión a la red.

1.2.4 Datos de la línea o cable de conexión a la red.

1.2.5 Datos de las protecciones.

1.2.5.1 Protecciones de la instalación.

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

1.2.5.3 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

1.2.6 Datos adicionales en el caso de instalaciones conectadas a la red de transporte.

1.2.6.1 Características de cada instalación.

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

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).

1.2.6.4 Datos del transformador de conexión a la red.

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

1.2.6.6 Datos de las protecciones.

1.2.6.6.1 Protecciones de la instalación de producción.

1.2.6.6.2 Protecciones asociadas a la instalación de enlace.

1.2.6.6.3 Teledisparo ante contingencias en la red.

1.2.7 Datos principales de los equipos de control de tensión para las instalaciones de más de 1 MW.

1.3 Información de regulación primaria, secundaria y terciaria.

1.3.1 Información de regulación primaria.

1.3.2 Información de regulación secundaria.

1.3.3 Información de regulación terciaria.

2. Red de transporte.

2.1 Subestaciones.

2.2 Parques.

2.3 Líneas y cables.

2.4 Transformadores.

2.5 Elementos de control de potencia activa o reactiva.

3. Instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte.

4. Elementos de almacenamiento.

5. Red observable.

5.1 Subestaciones.

5.2 Parques.

5.3 Líneas y cables.

5.4 Transformadores.

5.5 Elementos de control de potencia reactiva.

ANEXO II

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

1.1 Interruptores.

1.2 Seccionadores.

1.3 Líneas.

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

1.5 Acoplamiento de barras.

1.6 Barras.

1.7 Grupos térmicos y grupos hidráulicos con capacidad de regulación.

1.8 Instalaciones de producción de categoría A.

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

1.10 Instalaciones de generación con obligación de adscripción a un centro de control de generación.

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

1.12 Compensadores síncronos.

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

ANEXO III

1. Sistema de producción.

1.1 Instalaciones de producción basadas en generadores síncronos conectados directamente a la red (hidráulica, térmica, solar térmica) incluidas aquellas asociadas a autoconsumo.

1.1.1 Embalses.

• - Nombre del embalse.
• - Empresa o empresas propietarias o concesionarias:
• - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Dirección.
  • - Porcentaje de participación.
  • - Cuenca (río).
• - Situación: Provincia, término municipal, paraje o predio.
• - Fecha de terminación.
• - Capacidad en energía eléctrica (MWh).
• - Serie histórica de aportaciones parciales al embalse en términos mensual y semanal (m³).
• - Volumen máximo (hm³).
• - Volumen mínimo (hm³).
• - Curva cota de embalse en función de volumen útil (mínimo 3º grado).
• - Cota máxima de explotación (m).
• - Cota mínima de explotación (m).
• - Caudal mínimo ecológico a mantener aguas abajo.
• - Coeficiente de regulación (días), definido como el cociente entre el volumen del embalse y la aportación media anual al embalse.
• - Tiempo de vaciado del embalse (horas) con turbinación a plena carga de la propia central.
• - Uso (Hidroeléctrico, Mixto).
• - Restricciones de explotación (detracciones, riegos, etc.).

1.1.2 Centrales y grupos hidráulicos.

1.1.2.1 Datos generales e hidráulicos de la instalación.

• * Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.
  • - Nombre de la Central.
  • - Domicilio de la Central: municipio, código postal y provincia.
  • - Empresa o empresas propietarias:
    • - Nombre.
    • - NIF/CIF.
    • - Dirección.
    • - Porcentaje de participación.
  • - Empresa o empresas explotadoras:
    • - Nombre.
    • - NIF/CIF.
    • - Dirección.
  • - Cuenca (río) en que está ubicada la central.
  • - Embalse asociado.
  • - Subestación / parque de conexión a la red (Nombre, kV).
  • - Unidad de Gestión Hidráulica a la que pertenece, en su caso.
  • - N.º de grupos.
  • - Potencia nominal.
  • - Caudal nominal (m³/s).
  • - Salto neto nominal (m).
  • - Categoría de la instalación (A o B).
• * Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
  • - Nombre de la Central.
  • - Domicilio de la Central: municipio, código postal y provincia.
  • - 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).
  • - Coordenadas UTM de la instalación (dar un punto de referencia).
  • - 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).
  • - Empresa o empresas propietarias:
    • - Nombre.
    • - NIF/CIF.
    • - Dirección.
    • - Porcentaje de participación.
  • - Empresa o empresas explotadoras:
    • - Nombre.
    • - NIF/CIF.
    • - Dirección.
  • - Cuenca (río) en que está ubicada la central.
  • - Esquema del subsistema hidráulico.
  • - Embalse asociado.
  • - Subestación / parque de conexión a la red (nombre, kV).
  • - Unidad de Gestión Hidráulica a la que pertenece, en su caso.
  • - Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.
  • - Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.
  • - Canal de conducción/galería de presión (sí/no). En caso afirmativo, longitud(es) y diámetro(s).
  • - Depósito o cámara de carga (sí/no). En caso afirmativo, volumen.
  • - Tubería forzada (sí/no). En caso afirmativo, longitud(es) y diámetro(s).
  • - N.º de grupos.
  • - Potencia nominal.
  • - Caudal nominal (m³/s).
  • - Caudal máximo de turbinación (m³/s).
  • - Caudal mínimo de turbinación (m³/s).
  • - Salto bruto máximo (m).
  • - Salto bruto mínimo (m).
  • - Salto neto nominal (m).
  • - Salto neto máximo (m).
  • - Salto neto mínimo (m).
  • - Pérdidas en las conducciones en función del caudal.
  • - Curvas de rendimiento en función del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).
  • - En el caso de grupos reversibles o de bombeo:
    • - Potencia nominal.
    • - Altura efectiva nominal (m).
    • - Altura de impulsión nominal (m).
    • - Caudal nominal de bombeo (m³/s).
    • - Caudal máximo de bombeo (m³/s).
    • - Caudal mínimo de bombeo (m³/s).
    • - Índice de acumulación por bombeo (%), definido como la relación entre la energía eléctrica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energía consumida para su elevación.
    • - Pérdidas en la aspiración e impulsión en función del caudal.
    • - Curvas de rendimiento en función del caudal bombeado y de la altura manométrica (alternativa: Tablas de potencia para distintas alturas manométricas y distintos caudales para cada altura manométrica).
    • - Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte:
    • - 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.
    • - Esquema unifilar de protección de la instalación.
    • - Categoría de la instalación (A o B).

1.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

• * Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.
  • - Número de identificación en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica).
  • - Fecha de puesta en servicio o baja (previsión en su caso).
  • - Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).
  • - Potencia nominal en turbinación (MW).
  • - Tensión nominal (kV).
  • - Máxima tensión de generación (kV).
  • - Mínima tensión de generación (kV).
  • - Velocidad nominal.
  • - Caudal nominal (m³/s).
  • - Salto nominal (m).
  • - Mínimo técnico neto, es decir, en barras de central (MW).
  • - En el caso de grupos reversibles o de bombeo:
    • - Potencia nominal.
    • - Altura efectiva nominal (m).
    • - Caudal nominal de bombeo (m³/s).
• * Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
  • - Número de identificación en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica).
  • - Fecha de puesta en servicio o baja (previsión en su caso).
  • - Tipo de turbina.
  • - Velocidad nominal (rpm).
  • - Potencia nominal en turbinación (MW).
  • - Caudal nominal (m³/s).
  • - Salto neto nominal (m).
  • - Mínimo técnico neto, es decir, en barras de central (MW).
  • - Caudal máximo de turbinación (m³/s).
  • - Caudal mínimo de turbinación (m³/s).
  • - Salto bruto máximo (m).
  • - Salto bruto mínimo (m).
  • - Salto neto máximo (m).
  • - Salto neto mínimo (m).
  • - Pérdidas en las conducciones en función del caudal.
  • - Curvas de rendimiento en función del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).
  • - En el caso de grupos reversibles o de bombeo:
    • - Tipo de bomba.
    • - Potencia nominal.
    • - Velocidad nominal (rpm).
    • - Altura efectiva nominal (m).
    • - Caudal nominal de bombeo (m³/s).
    • - Caudal máximo de bombeo (m³/s).
    • - Caudal mínimo de bombeo (m³/s).
    • - Pérdidas en la aspiración e impulsión en función del caudal.
    • - Curvas de rendimiento en función del caudal bombeado y de la altura manométrica (alternativa: tablas de potencia para distintas alturas manométricas y distintos caudales para cada altura manométrica).
    • - Potencia aparente en bornas del alternador (MVA).
    • - Máxima generación de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.
    • - Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.c.
    • - Máxima absorción de reactiva a plena carga (MVAr) en b.c.
    • - Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.c.
    • - Factor de potencia nominal.
    • - Posibilidad de funcionamiento como compensador síncrono (SÍ/NO).
    • - Potencia absorbida en funcionamiento como compensador síncrono (MW).
    • - Datos principales de turbina y de los equipos de regulación primaria
    • - Características de la turbina: fabricante y modelo.
    • - Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SÍ/NO).
  • - En caso de disponer de regulación primaria propia, indíquese:
    • - Características del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenciómetro motorizado, consigna digital,...
    • - Estatismo permanente:

      Rango de ajuste.

      Valor ajustado.

      Posibilidad de telemedida del valor ajustado.

    • - Velocidad de variación de la potencia en MW/s, por variación de frecuencia.
    • - Características del regulador: fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensación por realimentación mediante estatismo transitorio,...) y tecnología (hidráulico, electrohidráulico...).
    • - Compensaciones dinámicas: función de transferencia de la compensación dinámica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se ha de especificar el rango de cada parámetro y su valor de ajuste o consigna.
• * Centrales de más de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.
  • - Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados. Esta información se aportará de la siguiente forma:
  • - A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS, o bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
  • - En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
  • - Reactancias no saturadas síncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base máquina (Xd, Xq, X'd, X'q, X''d y X''q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4)
  • - Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s) (T'd, T'q, T''d y T''q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).
  • - Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s) (T'd0, T'q0, T''d0 y T''q0. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).
  • - Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: máquina eléctrica, excitatriz y turbina.
  • - Reactancia de fuga no saturada (p.u.) (Xl).
  • - Saturación de la máquina a tensión 1.0 p.u., según figura 1.
  • - Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u., según figura 1.
  • - Curvas de capacidad P-Q (límites de funcionamiento del generador).

1.1.2.3 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 1 MW o conectadas a la red de transporte).

• - Breve descripción del regulador de tensión-excitatriz, que incluirá el nombre y tipo del regulador.
• - Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados, de los reguladores de tensión-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta información se aportará de la siguiente forma:
• - A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,
• - O bien, a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
• - En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.1.2.4 Otros datos.

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

1.1.3 Unidades térmicas.

• - Nota: Las unidades solares térmicas se tratan en el apartado 1.1.4.

1.1.3.1 Datos generales de la instalación.

• - Para cogeneraciones: Véanse también instalaciones de consumo conectadas a la red de transporte.
  • * Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.
• - Denominación de la central. Empresa o empresas propietarias:
  • - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Dirección.
  • - Porcentaje de participación.
• - Empresa o empresas explotadoras:
  • - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Dirección.
• - 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).
• - Combustibles principal y alternativo.
• - Subestación / parque de conexión a la red (Nombre, kV).
• - Categoría de la instalación (A o B).
  • * Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.
• - Denominación de la central.
• - Empresa o empresas propietarias:
  • - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Dirección.
  • - Porcentaje de participación.
• - Empresa o empresas explotadoras:
  • - Nombre.
  • - NIF/CIF.
  • - Dirección.
• - 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).
• - Combustibles principal y alternativo.
• - Subestación / parque de conexión a la red (Nombre, kV).
• - Denominación de la instalación.
• - Localización geográfica (solicitudes de acceso): 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).
• - Coordenadas UTM de la instalación (dar un punto de referencia).
• - Configuración general de la instalación, indicando en su caso características de acoplamiento entre elementos (p.e. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), así como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.
• - Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento y otras causas (índices anuales y estacionales si procede).
• - Eficiencia neta (consumo específico neto) referida a PCI de cada unidad térmica y del conjunto para distintos regímenes de carga (Kcal/kWh).
• - Capacidad máxima de almacenamiento de combustibles principal y alternativo (T).
• - Reserva de energía eléctrica (parque de almacenamiento de combustibles) (MWh) para combustibles principal y alternativo.
• - Número máximo de horas de funcionamiento a plena carga sin suministro externo para combustibles principal y alternativo.
• - Régimen de funcionamiento previsto.
• - Categoría de la instalación (A o B).
  • * Datos adicionales en el caso de centrales conectadas a la red de transporte.
• - Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red (solicitudes de acceso).
• - 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.
• - Esquemas unifilares de protección y medida de la instalación hasta el punto de conexión a la red, incluidos servicios auxiliares y transformador de arranque, en su caso.

1.1.3.2 Datos de cada generador.

• * Centrales de potencia inferior o igual a 0,5 MW y que no estén conectadas a la red de transporte.
  • - Potencia aparente instalada (MVA).
  • - Potencia activa neta instalada en b.c. (MW).
  • - Mínimo técnico en b.c. (MW).
  • - Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.
  • - Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.
• * Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

  En el caso de generadores dependientes entre sí, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar también los datos de potencia activa y reactiva, para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento tanto permanente como de corta duración, por ejemplo, con turbina de vapor fuera de servicio.

  • - Potencia aparente instalada (MVA).
  • - Tensión nominal de generación (kV).
  • - Máxima tensión de generación (kV).
  • - Mínima tensión de generación (kV).
  • - Potencia activa instalada en b.a. (MW)
  • - Potencia activa neta instalada en b.c. (MW).
  • - Potencia activa neta efectiva de invierno en b.c. (MW).
  • - Potencia activa neta efectiva de verano en b.c. (MW).
  • - Mínimo técnico en b.a. (MW)
  • - Mínimo técnico en b.c. (MW).
  • - Mínimo técnico especial en b.a. (MW).
  • - Mínimo técnico especial en b.c. (MW).
  • - Tiempo que puede mantenerse el mínimo técnico especial (h).
  • - Máxima generación de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.
  • - Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.
  • - Máxima absorción de reactiva a plena carga (MVAr) en b.a.
  • - Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en b.a.
  • - Consumo de servicios auxiliares en b.a. a plena carga, potencia activa (MW).
  • - Consumo de servicios auxiliares en b.a. a plena carga, potencia reactiva (MVAr).
  • - Consumo de servicios auxiliares en b.a. a mínimo técnico, potencia activa (MW).
  • - Consumo de servicios auxiliares en b.a. a mínimo técnico, potencia reactiva (MVAr).
  • - Factor de potencia nominal.
• - * Centrales de más de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.
  • - Reactancias no saturadas síncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso (p.u.) base máquina (Xd, Xq, X'd, X'q, X''d y X''q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).
  • - Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s). (T'd, T'q, T''d y T''q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).
  • - Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s). (T'd0, T'q0, T''d0 y T''q0. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).
  • - Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: Máquina eléctrica, excitatriz y turbina.
  • - Reactancia de fuga no saturada (p.u.). (Xl).
  • - Saturación de la máquina a tensión 1.0 p.u. (p.u.), según figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).
  • - Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u. (p.u.), según figura 1. (en apartado 1.1.2.2.3).
  • - Curvas de capacidad P-Q (límites de funcionamiento del generador).

1.1.3.3 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

• * Centrales de más de 0,5 MW de potencia o conectadas a la red de transporte.

  En el caso de ciclos combinados de múltiple eje, la información aquí solicitada se enviará por separado para cada turbina de gas y de vapor.

  • - Características de la turbina de gas (en su caso): fabricante y modelo.
  • - Características de la turbina de vapor (en su caso): fabricante y modelo.
  • - Disponibilidad de regulación primaria o regulación de velocidad (SÍ/NO).
  • - En caso de disponer de regulación primaria propia, indíquese:
  • - Características del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenciómetro motorizado, consigna digital,...
  • - Estatismo permanente:
    • - Rango de ajuste.
    • - Valor ajustado.
    • - Posibilidad de telemedida del valor ajustado.
  • - Velocidad de variación de la potencia en MW/s, por variación de frecuencia.
  • - Características del regulador (o de los reguladores, en su caso): fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensación por realimentación mediante estatismo transitorio,...) y tecnología (hidráulico, electrohidráulico...).
  • - Compensaciones dinámicas: función de transferencia de la compensación dinámica (estatismo transitorio, compensador serie,...). Se han de especificar el rango de cada parámetro y su valor de consigna.

  * Centrales de más de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los del apartado anterior.

  • - Esquema de bloques del regulador (o de los reguladores, en su caso) de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados. Esta información se aportará de la siguiente forma:
  • - A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,
  • - O bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
  • - En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.1.3.4 Datos principales de los equipos de control de tensión (en el caso de centrales de más de 1 MW o conectadas a la red de transporte).

En el caso de ciclos combinados de múltiple eje, la información aquí solicitada se enviará por separado para cada generador de turbina de gas y de vapor.

• - Breve descripción del regulador de tensión-excitatriz, que incluirá el nombre y tipo del regulador.
• - Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados, de los reguladores de tensión-excitatriz y del sistema estabilizador (PSS) si cuentan con este dispositivo. Esta información se aportará de la siguiente forma:
• - A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionada por el propio OS,
• - o bien a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.
• - En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

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

1.1.4 Solar térmica. Instalaciones de producción basadas en generadores síncronos conectados directamente a la red mayores de 1 MW o conectados a la red de transporte o que participen, individualmente o de forma agrupada, en los servicios de ajuste del sistema.

1.1.4.1 Datos de la instalación y de los grupos.

• * General.
  • - Nombre de la central.
  • - 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).
  • - Empresa o empresas propietarias:
    • - Nombre.
    • - NIF/CIF.
    • - Dirección.
    • - Porcentaje de participación.
  • - Número de identificación en el RAIPEE.
  • - Unidad de oferta a la que pertenece, en su caso.
  • - Domicilio de la central: Municipio, código postal y provincia.
  • - Fecha de puesta en servicio o baja (previsión, en su caso).
  • - Tipo de central.
  • - Año final de la concesión.
  • - Normativa aplicable.
  • - Compañía Distribuidora.
  • - Subestación / parque de conexión a la red (nombre, kV).
  • - Número de grupos.
  • - Datos de los sistemas de almacenamiento energético y apoyo mediante combustible complementario en el caso de centrales termosolares con capacidad de almacenamiento:
    • - Método de almacenamiento energético (vapor, aceite, sales.).
    • - Curvas de tiempo de recuperación de la energía primaria almacenada.
    • - Curvas de pérdida de energía primaria almacenada.
  • - Tipo de apoyo con combustible complementario, potencia suministrable con dicho combustible y autonomía del mismo (en horas a potencia nominal).
  • - Potencia máxima que puede suministrar el sistema de almacenamiento y energía máxima que puede acumular.
  • - % de sobredimensionamiento de la planta para el almacenamiento.
  • - Potencia aparente instalada (MVA) de las unidades generadoras.
  • - Tensión nominal (kV).
  • - Máxima tensión de generación (kV).
  • - Mínima tensión de generación (kV).
  • - Velocidad nominal.
  • - Potencia acogida al Real Decreto 413/2014 por el que se regula la actividad de producción de energía eléctrica a partir de fuentes renovables, cogeneración y residuos o reglamentación alternativa que sea de aplicación (MW).
  • - Potencia no acogida (MW).
  • - Potencia activa neta y mínimo técnico (MW) disponibles para la red: distribución estadística por deciles de potencias o energías horarias vertidas a la red desde que la planta entró en funcionamiento o estimada.
• * Datos adicionales en el caso de generadores o agrupación de generadores de más de 0,5 MW de potencia total o conectados a la red de transporte.

1.1.4.1.2.1 General.

• - Coordenadas UTM de la instalación (dar un punto de referencia).
• - Diagrama unifilar con todos los elementos componentes de la instalación de enlace a la red.
• - Régimen de funcionamiento previsto (ciclos diarios, semanales, estacionales, si procede).
• - Rampa de subida (MW/min).
• - Rampa de bajada (MW/min).
• - Tasas estimadas de indisponibilidad por mantenimiento.
• - Tasas estimadas de indisponibilidad por otras causas.
• - Máxima generación de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexión a la red.
• - Máxima generación de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en el punto de conexión a la red.
• - Máxima absorción de reactiva a plena carga (MVAr) en el punto de conexión a la red.
• - Máxima absorción de reactiva al mínimo técnico (MVAr) en el punto de conexión a la red.

1.1.4.1.2.2 Datos de cada grupo y de los equipos de regulación primaria.

• - Características de la turbina: Fabricante y modelo.
• - En caso de disponer de regulación propia, indíquese:
• - Características del mecanismo local que suministra la consigna al regulador: potenciómetro motorizado, consigna digital,..
• - Estatismo permanente:
  • - Rango de ajuste.
  • - Valor ajustado.
  • - Posibilidad de telemedida del valor ajustado.
• - Velocidad de variación de la potencia en MW/s, por variación de frecuencia. La insensibilidad del regulador (mHz) no ha de ser superior a 10 mHz.
• - Características del regulador: Fabricante, tipo de control (compensador serie PID, compensación por realimentación mediante estatismo transitorio,...) y tecnología (hidráulico, electrohidráulico.).
• - Compensaciones dinámicas: Función de transferencia de la compensación dinámica (estatismo transitorio, compensador serie,.). Se ha de especificar el rango de cada parámetro y su valor actual.
  • * Centrales de más de 1 MW de potencia o conectadas a la red de transporte. Datos adicionales a los anteriores.

1.1.4.1.3.1 General.

• - Reactancias no saturadas síncrona, transitoria y subtransitoria para eje directo y eje transverso en p.u. base máquina (Xd, Xq, X'd, X'q, X''d y X''q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).
• - Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de cortocircuito tanto para eje directo como transverso (s). (T'd, T'q, T''d y T''q. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).
• - Constantes de tiempo transitoria y subtransitoria de circuito abierto tanto para eje directo como transverso (s). (T'd0, T'q0, T''d0 y T''q0. Simbología conforme a norma UNE-EN 60034-4).
• - Constante de inercia (s) del conjunto giratorio: máquina eléctrica, excitatriz y turbina.
• - Reactancia de fuga no saturada (p.u.) (Xl).
• - Saturación de la máquina a tensión 1.0 p.u., según figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).
• - Saturación de la máquina a tensión 1.2 p.u., según figura 1 (en apartado 1.1.2.2.3).
• - Curvas de capacidad P-Q (límites de funcionamiento del generador).
• - Datos principales de turbina y de los equipos de regulación primaria.
• - Esquema de bloques del regulador de velocidad-turbina y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados. Esta información se aportará de la siguiente forma:
  • - A través de un modelo incluido en la lista de modelos dinámicos admitidos por el OS, y que será proporcionado por el propio OS,
  • - O bien, a través de un modelo no incluido en la lista anterior siempre que cumpla con las características y condiciones expuestas en documento elaborado al efecto por el OS.
  • - En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de velocidad-turbina, conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

1.1.4.1.3.2 Datos adicionales en el caso de conexión a la red de transporte.

• - Datos de la instalación en el punto de conexión a la red.
• - Diagrama físico (esquema general en planta) de la instalación de enlace.
• - Diagrama unifilar de detalle con todos los elementos componentes de la instalación de enlace desde las distintas unidades de generación hasta el punto de conexión a la red.
• - Configuración general de la instalación, indicando en su caso características de acoplamiento entre elementos (p.ej. turbinas de gas, turbinas de vapor y alternadores), así como modularidad y flexibilidad de funcionamiento.
• - Esquema unifilar de protección de la instalación.

1.1.4.2 Datos principales de los equipos de control de tensión para plantas de más de 1 MW de potencia o conectadas a la RdT.

• - Para cada grupo:
  • - Breve descripción del regulador de tensión-excitatriz, que incluirá el nombre y tipo del regulador.
  • - Esquema de bloques, y los valores correspondientes de los parámetros que en los esquemas estén representados, de los reguladores de tensión-excitatriz y del sistema estabilizador de potencia (PSS), si cuentan con este dispositivo. Esta información se aportará de la siguiente forma:

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

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

  • - En ambos casos, deberá acompañarse de un informe de validación de la idoneidad del modelo para representar al regulador de tensión-excitatriz y al sistema estabilizador de potencia (PSS), conforme a las condiciones expuestas en documento al efecto elaborado por el OS.

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:

• a) Fecha y hora del incidente.
• b) Instalaciones de transporte, distribución y/o elementos del sistema eléctrico directamente involucrados y afectados por el incidente, duración de la pérdida de servicio (con indicación de si se trata de dato o previsión).
• c) Afectación directa a los consumidores finales: ubicación (municipio y provincia), tipo (urbana, semiurbana, rural concentrada y rural dispersa) y número de clientes afectados (con detalle específico del número de clientes de cada uno de los tipos anteriores), demanda (en MW) interrumpida, energía no suministrada (en MWh) y la duración de la interrupción (con indicación de si se trata de dato o previsión). Asimismo se dará información lo más detallada posible de la reposición del servicio, indicando las potencias y los tiempos de interrupción correspondientes a cada etapa de la reposición. En caso de que exista punto frontera, se especificará la información anterior desagregada por cada uno de los puntos frontera.
• d) Afectación a la generación: grupo o grupos afectados, generación interrumpida (MW) y duración de la interrupción (con indicación de si se trata de dato o previsión). Daños constatados.
• e) Descripción del incidente (cronología de eventos, actuación de sistemas de protección y automatismos,.).
• f) Otra documentación y/o registros de equipos que pudiera ser solicitada por el OS por causas justificadas y/o para el cumplimiento de las funciones asignadas en la regulación vigente.

P.O. 9 Información intercambiada por el operador del sistema

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

• a) La definición de la información que debe intercambiar el operador del sistema (OS) con el resto de sujetos del sistema eléctrico peninsular para el cumplimiento de sus funciones y obligaciones, sin perjuicio de cualquier otro intercambio de información establecido reglamentariamente.
• b) El establecimiento de los procedimientos y plazos de intercambio de la información definida, aplicables tanto al OS como al resto de los sujetos del sistema eléctrico peninsular.
• c) La definición de los criterios y mecanismos para el tratamiento de la información gestionada por el OS.

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:

• a) Datos estructurales del sistema eléctrico.
• b) 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).
• c) Información sobre las medidas eléctricas (Sistema SIMEL).
• d) Información de telemedidas en tiempo real (Sistema de Tiempo Real STR).
• e) Información de carácter general relativa a la operación del sistema.
• f) Información de incidentes en el sistema eléctrico.
• g) Información del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad (Sistema SCECI).

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:

• a) Se considera información confidencial aquella de la que solo dispone el sujeto titular de la información generada, y que no puede ser difundida a otros sujetos ni a terceros sin previa autorización expresa por parte del sujeto titular de la información o, en su caso, transcurridos los plazos y en la forma y condiciones previstos en el presente procedimiento de operación. El OS mantendrá la confidencialidad de la información recibida.
• b) Se considera información de carácter público, aquella que puede ser difundida tanto a otros sujetos como a terceros, en la forma y condiciones previstos en el presente procedimiento de operación. Se refiere tanto a los datos recibidos por el OS como a los resultados de los procesos de operación competencia del OS.

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:

• a) Confidencialidad absoluta y a toda prueba de la información propiedad de cada Sujeto del Mercado (SM).
• b) Acuse de recibo a cada Sujeto de Mercado de sus ofertas, con indicación de fecha y hora.
• c) Sistema de acceso remoto, rápido, fiable y fácilmente utilizable.

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.

a) Servicio de acceso público: Para la utilización del servicio de acceso público no será necesario ningún tipo de certificado.

b) Servicio de acceso privado: Para la utilización del servicio de acceso privado será necesario un certificado digital personal otorgado por el OS de acuerdo a la normativa en vigor.

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

• a) Canal de comunicación cifrado para asegurar la privacidad de la información intercambiada.
• b) Uso de certificados digitales para la autenticación al realizar las conexiones con el SIOS, la firma de los documentos electrónicos que constituyen los intercambios de información, y garantizar el no repudio de dichos documentos.

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:

• a) Información estructural de puntos frontera de los que el OS es el encargado de la lectura, 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:
  • - Puntos de Medida.
  • - Puntos frontera.
  • - Relaciones de puntos de medida con los puntos frontera.
  • - Contadores.
  • - Registradores.
  • - Transformadores de medida.
• b) Información de medidas de energía de puntos frontera de los que el OS es el encargado de la lectura, 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:
  • - 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
• c) Información estructural de puntos frontera de los que el distribuidor es el encargado de la lectura, 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.
• d) Información de medidas para puntos frontera de los que el distribuidor es el encargado de la lectura, 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 medidas. Adicionalmente, a efectos de liquidación, el SIMEL recibirá de cada distribuidor, para los puntos frontera de los que es encargado de lectura, agregaciones de puntos frontera y/o medidas individualizadas en cada punto frontera, según lo indicado en los Procedimientos de Operación de Medidas.
• e) Adicionalmente dispondrá de otra información que incluirá al menos:
  • - 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.
• - Información confidencial para los participantes del sistema de medidas: La información contenida en SIMEL será de carácter confidencial, de forma que únicamente cada participante del sistema de medidas podrá acceder a los datos de los puntos frontera y/o agregaciones de los que es partícipe.

Cada participante del sistema de medidas podrá consultar al menos la siguiente información residente en SIMEL, a través de la Web de participantes https://participantes.int.simel.ree.es/, 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:

• - Medidas horarias de los puntos de medida de los que el OS es encargado de la lectura.
• - Medidas horarias de los puntos frontera de los que el OS es el encargado de la lectura.
• - Medidas horarias de los puntos de generación neta cuando sean de aplicación de los que el OS es el encargado de la lectura.
• - Configuración de cálculo de los puntos frontera de los que el OS es encargado de la lectura.
• - Inventario de los puntos de frontera y de medida de los que el OS es encargado de la lectura.
• - Inventario de los puntos de frontera de los que el distribuidor es encargado de la lectura (adicionalmente, a efectos de liquidación, agregaciones de puntos fronteras según lo indicado en los Procedimientos de Operación de Medidas).
• - Medidas horarias para puntos fronteras de las que el distribuidor es el encargado de la lectura.

Adicionalmente el OS publicará e intercambiará información de datos estructurales y de medidas con los concentradores secundarios de acuerdo al protocolo definido en el procedimiento de operación por el que se definen los sistemas de comunicación con los concentradores de medidas eléctricas.

La información sobre medidas eléctricas estará disponible en el SIMEL durante un periodo mínimo de seis años naturales, contados a partir del 1 de enero del año siguiente a la fecha de cada medida. El acceso a información de más de dos años de antigüedad podrá requerir un procedimiento especial.

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

• a) Confidencialidad absoluta y a toda prueba de la información propiedad de cada participante del sistema de medidas
• c) Sistema de acceso remoto, rápido, fiable y fácilmente utilizable.

Con objeto de garantizar la máxima disponibilidad, el SIMEL es un sistema redundante. Además, el SIMEL dispondrá de un sistema de respaldo en una localización diferente del sistema principal.

7.4.1 Base de dato de SIMEL. El OS mantendrá en su base de datos toda la información necesaria para la correcta gestión del sistema de medidas que está bajo su responsabilidad.

La base de datos de SIMEL cumplirá los siguientes requisitos:

• a) Dimensionamiento adecuado para permitir el almacenamiento de toda la información.
• b) Toda la información de las bases de datos estará validada.
• c) Integridad referencial de los datos grabados.
• d) Gestión histórica asociada a toda la información.

7.4.2 Medios de intercambio de información. La comunicación entre el OS y los participantes del sistema de medidas, 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 7, 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.

7.4.3 Comunicaciones Para la realización de los intercambios de información, el OS dispondrá diversos medios alternativos de uso común para el acceso al sistema, y comunicará a los usuarios los detalles técnicos necesarios para el acceso.

La instalación, mantenimiento y configuración de los canales de comunicación para acceder al SIMEL 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.

7.4.4 Servicios de acceso al SIMEL. El acceso al SIMEL por parte de los participantes del sistema de medidas 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 participantes del sistema de medidas 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.

a) Servicio de acceso público: Para la utilización del servicio de acceso público no será necesario ningún tipo de certificado. Esta información está disponible en la página Web dispuesta para este fin por el OS.

b) Servicio de acceso privado: Para la utilización del servicio de acceso privado será necesario un certificado digital personal otorgado por el OS de acuerdo a la normativa en vigor.

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

• a) Canal de comunicación cifrado para asegurar la privacidad de la información intercambiada.
• b) Uso de certificados digitales para la autenticación al realizar las conexiones con el SIMEL, la firma de los documentos electrónicos que constituyen los intercambios de información, y garantizar el no repudio de dichos documentos.

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 participantes del sistema de medidas 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 participante del sistema de medidas solicitar la anulación de los certificados cuando lo consideren conveniente (por ejemplo, cese de actividad de usuarios responsables de los certificados).

7.4.5 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 SIMEL. El contenido y formato de los distintos ficheros de datos estructurales y de medidas intercambiados por los participantes del sistema de medidas serán los recogidos en última versión del documento «Ficheros para el Intercambio de Información de Medidas». La redacción de este documento es responsabilidad del OS y estará disponible en la página Web dispuesta para este fin por el OS.

Este documento 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.

8. Información de telemedidas en tiempo real (STR).

8.1 Descripción de la información. El OS deberá recibir en su Sistema de Tiempo Real, de forma automática, toda la información de las instalaciones de transporte, la red observable -según se define esta última en el procedimiento de operación por el que se definen las redes operadas y observadas por el OS- y de las instalaciones de producción y generación asociada a autoconsumo con obligación de envío de telemedidas en tiempo real o de adscripción a un centro de control de generación que le sea preciso para operar en el sistema eléctrico.

8.2 Sujetos y responsabilidades. Los propietarios de las instalaciones de producción y generación asociada a autoconsumo, el transportista único y los gestores de las redes de distribución suministrarán al OS la información en tiempo real necesaria de los elementos de su propiedad con la calidad requerida.

La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción y generación asociada a autoconsumo, deberá ser facilitada al OS a través de un centro de control de generación. Para la realización de esta función estos centros de control de generación podrán ser propios o de terceros que representen al titular de la instalación, conforme a lo dispuesto en la normativa del sector eléctrico.

Cada instalación debe estar asociada a un único centro de control. En el caso de que la instalación de producción esté integrada en una zona de regulación, su centro de control será el despacho de generación del propietario de dicha zona de regulación.

En el caso de instalaciones de producción o generación asociada a autoconsumo sin obligación de adscripción a un centro de control, estas telemedidas en tiempo real podrán ser transmitidas a través de los centros de control de la empresa distribuidora, si así lo acordaran con esta.

8.3 Detalle de la información. Se requerirá información de las instalaciones que se enumeran a continuación:

Red de Transporte.

Red Observable.

Instalaciones de Generación.

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 en tiempo real que se debe facilitar al OS se especifica en el documento «Información a enviar al OS en tiempo real», incluido en el Anexo IV del presente procedimiento.

En este anexo se entiende por posición el conjunto de los elementos y protecciones asociados a línea, transformador, reactancia, barras o acoplamiento de barras que son precisos para su maniobra y operación.

El estado (abierto/cerrado) de los interruptores y seccionadores se dará mediante 2 bits. El resto de las señales se dará con uno solo.

En cuanto a la forma de captación de las señales se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

• a) Bajo el epígrafe de transformadores se consideran incluso los de grupos y los de consumo.
• b) Se ha realizado la siguiente clasificación de la información a captar:
  • 1. Señalizaciones: Incluye los estados (abierto/cerrado) o indicaciones de dispositivos que no constituyen anomalías o estados de mal funcionamiento. Se incluyen aquí los estados topológicos de la red (estados abierto/cerrado de interruptores y seccionadores).
  • 2. Medidas: Incluye las medidas analógicas o digitales para magnitudes numéricas discretas de la instalación (p.ej. indicación de tomas de transformadores, actuación de protecciones, etc).

8.4 Carácter de la información. La información en tiempo real enviada por los Sujetos del Mercado, el transportista único y los gestores de las redes de distribución al operador del sistema, tendrá carácter confidencial.

Podrá ser enviada por el operador del sistema a cada gestor de la red de distribución la información de telemedidas en tiempo real disponible correspondientes a:

• - Instalaciones de producción e instalaciones de generación asociadas a autoconsumo conectadas a su red de distribución.
• - Instalaciones de producción e instalaciones de generación asociadas a autoconsumo de la red observable por dicho distribuidor.
• - Instalaciones de red correspondientes a la red bajo su gestión.
• - Instalaciones de red de la red observable por dicho distribuidor.

La información que sea imprescindible para garantizar el desarrollo de las funciones en lo que se refiere a la operatividad del sistema (control de tensión, planes de salvaguarda, emergencia y reposición del servicio) podrá ser enviada a los sujetos que así lo justifiquen, siempre que se cuente con la autorización del titular de la información.

8.5 Plazos de provisión de la información / publicación. La información se enviará en tiempo real tan pronto como sea captada por los elementos de medición.

La periodicidad de la información a intercambiar para los datos de regulación secundaria será igual o inferior al ciclo del regulador maestro. El resto de la información en tiempo real será intercambiado con una periodicidad a determinar por el OS con cada sujeto, y en ningún caso superará los doce segundos.

8.6 Sistemas de información. El OS dispondrá de la correspondiente Base de Datos del Sistema de Tiempo Real para la identificación y gestión de las telemedidas en tiempo real recibidas.

En la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real se recibirá la información estructural necesaria para la correcta identificación de las telemedidas de las instalaciones. La solicitud de alta o modificación de esta información en tiempo real por parte de los centros de control se enviará al OS al menos quince días antes de la fecha en la cual el alta o modificación debe quedar implementada en la Base de Datos del Sistema de Tiempo Real.

8.7 Requisitos técnicos.

8.7.1 Requisitos técnicos de los centros de control. La información en tiempo real relativa a las instalaciones de producción y a las instalaciones de generación asociada a autoconsumo, de transporte o de la red observable deberá ser captada por medios propios y facilitada al OS a través de los enlaces ordenador-ordenador entre el OS y el centro de control de la instalación.

El intercambio de información en tiempo real con el operador del sistema se realizará mediante el protocolo estándar de comunicaciones denominado ICCP-TASE2, por medio de los bloques de intercambio de información definidos como 1 y 2.

Para llevar a cabo dicho intercambio de información, el Centro de Control que se comunique con el OS establecerá con cada uno de los Centros de Control del OS (Principal y Respaldo) dos líneas de comunicación del tipo punto a punto, redundantes entre si y dedicadas exclusivamente al intercambio de esta información. Las características técnicas de estas 4 líneas, serán idénticas, y deberán de estar securizadas y aisladas totalmente de internet. El operador del sistema facilitará previamente al establecimiento del enlace información técnica adicional desarrollando lo indicado anteriormente.

Un centro de control no podrá compartir ni su sistema de control ni las comunicaciones con el OS ni el personal que constituya el turno cerrado de operación con otro centro de control. El turno de operación estará físicamente en la dirección postal comunicada por el centro de control al OS. Cada centro de control tendrá una única localización física y la capacidad de interlocución con el OS para todas las instalaciones adscritas a él, pudiendo contar con otras ubicaciones de respaldo.

El centro de control deberá superar las pruebas establecidas por el operador del sistema incluyendo pruebas de control de producción con bajada real de producción en al menos una instalación. La no superación de estas pruebas conllevará la denegación de la constitución de un centro de control.

El operador del sistema podrá verificar en cualquier momento la capacidad de los centros de control y los requisitos recogidos en la normativa. Si de dicha verificación se derivara la anulación de esta condición a un centro de control ya constituido, el operador del sistema informará a la CNMC quien resolverá el conflicto técnico planteado.

A solicitud de los distribuidores, el OS les facilitará la información relativa a la adscripción a centros de control de las instalaciones conectadas a la red bajo su gestión o a la red observable por cada distribuidor.

8.7.2 Criterios de validación de calidad de telemedidas de potencia activa de generación recibidas en tiempo real:

La información a enviar al OS deberá tener una calidad mínima para considerar el cumplimiento de los requisitos de envío de telemedidas en tiempo real establecidos.

De forma general la determinación de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizará mensualmente determinando su desviación con respecto al acumulado mensual de las energías horarias liquidables registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico, en adelante equipos de medida horaria.

Se define para una instalación/agrupación:

• - Telemedida horaria integrada para la hora h (THIh): Es la integral horaria de las telemedidas de potencia Activa Saliente recibidas en tiempo real por el OS durante la hora h, y representa, por tanto, la energía producida por la instalación/agrupación en la hora h calculada a partir de las telemedidas en tiempo real. En el cálculo de la telemedida horaria integrada, si durante algún periodo esta telemedida no se renovara, se considerará en la integral el último valor válido.
• - Energía horaria registrada para la hora h (EHRh): Es la energía horaria registrada por los equipos de medida horaria calculada como la «energía exportada» Activa Saliente en el punto frontera de la instalación según el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico.
• - Horas totales (H): Conjunto total de las horas del mes m.
• - Horas registradas (I): Subconjunto de las horas del mes m en las que se dispone para la instalación/agrupación de medida de energía horaria liquidable registrada.

El OS considerará que la calidad de las telemedidas del mes m para una determinada instalación/agrupación es válida solo si se cumplen todas y cada una de las siguientes condiciones:

Para cada periodo de liquidación contemplado en los Procedimientos de Operación de Medidas, el OS publicará la telemedida horaria integrada a los centros de control de generación y los incumplimientos en la validación de la calidad de las telemedidas de potencia o si no se cumplen las condiciones para la validación a los representantes y a los centros de control de las instalaciones de las mismas a través de SIMEL. Asimismo informará a la CNMC para los efectos oportunos si durante tres meses continuados se producen estos incumplimientos.

En el caso particular de las instalaciones en régimen de autoconsumo con obligación de enviar telemedidas al operador del sistema de forma individual, la determinación de la validez de las telemedidas de tiempo real recibidas en los centros de control del OS se realizará determinando su desviación con respecto al acumulado mensual de las energías netas generadas registradas en los equipos de medida que cumplen lo dispuesto en el Reglamento unificado de puntos de medida del sistema eléctrico. Las condiciones para considerar válida la calidad de la telemedida serán las mismas que para el resto de instalaciones.

Adicionalmente el OS podrá realizar las comprobaciones que estime convenientes y estén a su alcance para asegurar que las telemedidas enviadas se corresponden con el perfil de las producciones realmente realizadas. En el caso de identificar, a criterio del OS, una manipulación fraudulenta de las telemedidas enviadas, esta situación se pondrá en conocimiento de la CNMC para los efectos oportunos.

9. Información de carácter general relativa a la operación del sistema.

9.1 Descripción de la información. Se trata aquí la información de carácter general relativa a la operación que por una parte genera y por otra requiere el OS.

9.2 Sujetos a los que aplica. El OS, por una parte, los distribuidores, y en su caso el transportista único, por otra, y los propietarios de instalaciones de producción conectadas a la red de transporte y de instalaciones de generación asociadas a autoconsumo conectadas a la red de transporte y de instalaciones de demanda conectadas a la red de transporte y los gestores de la red de distribución conectada a la red de transporte, por una tercera parte, son los responsables de aportar la información tratada en este apartado.

9.3 Información generada por el OS. La información que el OS publicará a través de la web corporativa de Red Eléctrica www.ree.es, y que incluye el comportamiento de la red de transporte y de los medios de generación, será la siguiente:

Información diaria:

• - Curva de carga del sistema.
• - Balance eléctrico de producción desglosado por tipo de producción/combustible.
• - Estado de las reservas hidroeléctricas de la semana previa al día D-4.

Información mensual:

• - Estadísticas de Operación del Sistema Eléctrico.
• - Disponibilidad del equipo térmico de generación.

Información anual:

• - Estadísticas de Operación del Sistema Eléctrico
• - Tasa de disponibilidad del equipo generador.
• - Índices de disponibilidad de la red de transporte.
• - Calidad de servicio referente a energía no suministrada (ENS) y tiempo de interrupción medio (TIM) de la Red de Transporte.
• - Evolución anual de la potencia o corriente de cortocircuito en los nudos de la red de transporte.
• - Corriente máxima de cortocircuito en el punto de conexión que deben soportar, al menos, las instalaciones de generación, consumo o distribución directamente conectadas a la red de transporte como valor mínimo de diseño de dichas instalaciones de acuerdo a lo especificado en el P.O. 12.2.

Series históricas de:

• - Potencia instalada en el sistema.
• - Energía generada por tipo de producción/combustible.
• - Consumo de bombeo.
• - Intercambios internacionales.
• - Demanda del sistema eléctrico.
• - Producible hidroeléctrico.
• - Reservas hidroeléctricas.
• - Tasas de disponibilidad del equipo generador.
• - Índices de disponibilidad de la red de transporte.
• - Calidad de servicio referente a energía no suministrada (ENS) y tiempo de interrupción medio (TIM) de la Red de Transporte.

Toda esta información tendrá carácter público.

En el caso de instalaciones de generación conectadas a la red de transporte a las que sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631 y de instalaciones de demanda o de red de distribución conectadas a la red de transporte a las que sean de aplicación los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/1388, el operador del sistema ofrecerá:

• - Con carácter particular a cada propietario de instalación conectada a la red de transporte y con carácter previo a la obtención de la notificación operacional para energización, una estimación de las corrientes mínima y máxima de cortocircuito previstas en el punto de conexión como un equivalente de la red.
• - Tras un suceso imprevisto, el operador del sistema informará al propietario de la instalación de generación conectada a la red de transporte, de consumo conectada a la red de transporte o al gestor de la red de distribución conectada a la red de transporte afectados, lo antes posible y dentro del plazo de una semana después del suceso imprevisto, de los cambios por encima de un umbral del 10 % por encima de la corriente máxima de cortocircuito que la instalación de consumo conectada a la red de transporte o la red de distribución conectada a la red de transporte afectadas podrán soportar de la red de transporte en el punto de conexión según lo indicado en el presente apartado.
• - Antes de un suceso programado, el operador del sistema informará al propietario de la instalación de generación conectada a la red de transporte, de consumo conectada a la red de transporte o al gestor de la red de distribución conectada a la red de transporte afectados, lo antes posible y dentro del plazo de una semana antes del suceso programado, de los cambios por encima de un umbral del 10% por encima de la corriente máxima de cortocircuito que la instalación de consumo conectada a la red de transporte o la red de distribución conectada a la red de transporte afectadas podrán soportar de la red de transporte en el punto de conexión según lo indicado en el presente apartado.

9.4 Información requerida por el OS.

9.4.1 Agrupaciones de instalaciones de producción. Los distribuidores, y en su caso, el transportista único, deberán enviar al OS el listado de agrupaciones de instalaciones de producción conectadas a sus redes en el formato, medio y periodicidad que establezca el OS para cumplir con lo requerido en la normativa. Esta información tendrá carácter confidencial.

9.4.2 Instalaciones de producción conectadas a la red de transporte, instalaciones de generación asociadas a autoconsumo conectadas a la red de transporte, instalaciones de demanda conectada a la red de transporte o gestores de la red de distribución conectados a la red de transporte.

El operador del sistema podrá solicitar información a un propietario de la instalación de producción así como de generación asociada a autoconsumo, conectadas a la red de transporte, de la instalación de demanda conectada a la red de transporte o a un gestor de la red de distribución conectado a la red de transporte sobre la contribución en términos de corriente de cortocircuito de dicha instalación o red. En estos casos, serán necesarios los modelos equivalentes de la red, y la demostración de esa equivalencia, para el valor de secuencia cero, de secuencia positiva y de secuencia negativa.

Tras un suceso imprevisto, el propietario de la instalación de generación conectada a la red de transporte, de la instalación de consumo conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribución conectada a la red de transporte informarán al operador del sistema, lo antes posible y en el plazo de una semana después del suceso imprevisto, de los cambios de corriente de cortocircuito por encima del umbral del 10% por encima de los valores previamente comunicados por el distribuidor o propietario de la instalación de consumo según lo indicado anteriormente.

Antes de un suceso programado, el propietario de la instalación de generación conectada a la red de transporte, de la instalación de consumo conectada a la red de transporte o el gestor de la red de distribución conectada a la red de transporte informarán al operador del sistema, lo antes posible y en el plazo de una semana antes del suceso programado, de los cambios de corriente de cortocircuito que superen un umbral del 10% por encima de los valores previamente comunicados por el distribuidor o propietario de la instalación de consumo según lo indicado anteriormente.

10. Información de incidentes en el sistema eléctrico.

10.1 Descripción de la información. La información a recibir es aquella necesaria para analizar los incidentes ocurridos en el sistema eléctrico, contribuir a identificar la causa del incidente y establecer los planes de mejora necesarios para evitar su repetición o minimizar el impacto sobre la seguridad del suministro. Dicha información se recoge en el anexo V del presente procedimiento de operación.

10.2 Sujetos a los que aplica. Este apartado es de aplicación a todos los sujetos definidos en el apartado 2 que sean titulares de instalaciones del sistema eléctrico afectadas por un incidente de referencia según lo establecido en el apartado 10.3 o que sean los responsables de estas instalaciones y a los responsables del suministro a los consumidores finales afectados.

10.3 Incidentes. Los eventos que definen aquellos incidentes del sistema eléctrico que son objeto de información, en el ámbito de este procedimiento, por parte del sujeto titular de las instalaciones afectadas o del responsable del suministro a los consumidores finales afectados son los siguientes:

• a) La pérdida de una o varias instalaciones de transporte y/o de otros elementos del sistema eléctrico (generación, distribución y/o transformación transporte-distribución o transporte-generación) cuando esta resulte en una violación de los criterios de funcionamiento y seguridad del sistema eléctrico establecidos en el correspondiente procedimiento de operación o en un corte de suministro que pudiera implicar una interrupción de suministro a consumidores finales o en una pérdida de la capacidad de evacuación de la generación que conlleve el disparo de grupo o en una degradación de la calidad de onda en los puntos frontera de la red de transporte en los términos establecidos en la normativa.
• b) Cualquier otra circunstancia que resulte en:
  • a. Daño mayor a cualquiera de los elementos del sistema eléctrico.
  • b. Fallo, degradación, o actuación incorrecta del sistema de protección, de automatismos o de cualquier otro sistema que no requiera intervención manual por parte del operador.
  • c. Cualquier acto que pueda sospecharse provocado por sabotaje informático, electrónico o físico, o por terrorismo dirigido contra el sistema eléctrico o sus componentes con intención de interrumpir el suministro, o reducir la fiabilidad del sistema eléctrico en su conjunto.
  • d. Actuación de cualquier sistema de protección por cualquier causa y que provoque la desconexión de algún elemento de red o de alguna instalación de generación con afección en la red de transporte.

10.4 Carácter de la información. La información recibida en el ámbito de este apartado se considerará de carácter confidencial según lo establecido en el apartado 4 de este procedimiento de operación.

10.5 Comunicación al operador del sistema. En el caso de que se produzca algún incidente de los definidos en el apartado 10.3 en las instalaciones de la Red Observable, o en Instalaciones de Producción con obligación de envío de telemedidas en tiempo real al OS, el sujeto titular de las instalaciones o responsable del suministro afectado deberá facilitar al OS, y en un plazo de 2 horas, la mejor información de que disponga sobre las causas y efectos del evento. Esta información que constituye el informe preliminar del incidente contendrá, al menos, los aspectos a), c) y d), e) que se recogen en el Anexo V de este procedimiento y que resulten de aplicación.

El OS podrá, cuando así lo estime necesario, realizar consultas adicionales, incluyendo si fuera preciso instalaciones no pertenecientes a la red observable, con objeto de clarificar el contenido de dicho informe preliminar y recabar, mediante la cumplimentación de un formulario de mayor detalle, la información del Anexo V que no se haya recibido y que considere necesaria, quedando el emisor del mismo obligado a atender la consulta en ese momento o tan pronto como disponga de la información adicional necesaria,

En particular, para todos aquellos cortes de suministro con afección a la red de transporte que pudieran ser calificados como interrupciones, el OS requerirá de los sujetos la información necesaria para su análisis, así como en su caso para la valoración requerida por la Orden ECO 797/2002, poniendo a disposición de estos un formulario recogiendo todos los aspectos del Anexo V para su cumplimentación; los sujetos aportarán la información con el alcance y formato solicitados por el OS en cuanto esté disponible y en todo caso en el plazo de un mes.

Cuando el OS determine que el evento constituye un incidente significativo para el sistema eléctrico, procederá a notificarlo al sujeto titular o representante de la instalación, o al responsable del suministro a los consumidores finales afectados. Dicho sujeto deberá remitir un informe escrito al OS en un plazo no superior a 15 días hábiles a contar desde el requerimiento. En dicho informe se revisará y completará la información remitida en el informe preliminar (Anexo V) y se incluirán las posibles acciones identificadas por el sujeto para evitar o minimizar los efectos de incidentes similares que pudieran producirse en el futuro.

10.6 Comunicación del operador del sistema. Cuando se produzca un incidente de los definidos en el apartado 10.3, el OS incluirá la información correspondiente en un «Informe Diario de Incidencias» que se pondrá a disposición de los Sujetos del Mercado antes de las 12 horas del día laborable siguiente a la ocurrencia del mismo.

Cuando el OS considere un incidente de especial relevancia elaborará un informe escrito, una vez disponga de la información definitiva del mismo. Este informe incluirá las medidas a tomar para evitar la repetición del incidente o la minimización de sus consecuencias en caso de que vuelva a presentarse una situación similar en el futuro. Este informe se remitirá a los sujetos afectados, a la CNMC y a la Administración competente en materia de energía en un plazo de 60 días hábiles tras la ocurrencia del incidente.

Los informes correspondientes a los incidentes más significativos serán presentados y analizados en las reuniones del Grupo de Análisis de Incidentes que convocará el OS.

10.7 Investigaciones Conjuntas. Para aquellos incidentes en los que, por su importancia o naturaleza, el OS lo juzgue necesario, este propondrá a la mayor brevedad posible la realización de un análisis conjunto con los restantes sujetos involucrados o afectados. Los resultados de dicho análisis se incorporarán al informe que elabore el OS sobre el incidente y que podrá presentarse en el Grupo de Análisis de Incidentes que convocará el OS.

10.8 Requisitos técnicos. La información de oscilografía se facilitará en formato electrónico, preferiblemente en formato COMTRADE. La información sobre los ajustes de los equipos de protección se facilitará en formato electrónico igualmente.

11. Información del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad (SCECI).

11.1 Descripción. Es la información a intercambiar entre el Operador del Sistema y los proveedores del servicio que permita una correcta gestión del servicio, conforme a lo establecido en la normativa específica del mismo.

11.2 Sujetos y responsabilidades. El OS y los sujetos proveedores del servicio de interrumpibilidad.

11.3 Detalle de la información. El envío de telemedida de potencia activa y reactiva demandada en tiempo real, el envío de la generación neta en tiempo real (en caso de proveedores con generación asociada), el envío y gestión de las órdenes de reducción de potencia, así como la gestión del relé de deslastre por subfrecuencia.

Igualmente, los envíos de programas de consumo y generación (cuando aplique), así como la gestión de las indisponibilidades.

El OS recibirá la información estructural necesaria para la correcta gestión del servicio, en particular, y con carácter no limitante:

• 11.3.1 Datos generales.
  • - Denominación de la instalación.
  • - Código Universal de punto de suministro (CUPS).
  • - Denominación social de la empresa propietaria de la instalación.
  • - Grupo empresarial al que pertenece.
  • - Dirección de la instalación.
  • - Ubicación geográfica Coordenadas (Latitud, Longitud).
  • - Fecha de puesta en servicio.
  • - Fecha de la última modificación exhaustiva de su acuerdo de conexión a la red.
  • - Nudo de conexión a la red (Nombre, kV).
  • - Actividad que desarrolla.
  • - Código actividad económica CNAE.
• 11.3.2 Datos específicos.
  • - Potencias contratadas por periodo tarifario (kW).
  • - Datos de contacto para la adecuada gestión del servicio
  • - Relé de deslastre por subfrecuencia:
    • * Frecuencia de arranque: Valor de ajuste (Hz).
    • * Tiempo de medida (ms).
    • * Temporización voluntaria: Valor de ajuste (s).
    • * Bloqueo por mínima tensión (%Un)
    • * Existencia de automatismo de reposición (SI/NO). En caso afirmativo, confirmar su no habilitación.
    • * Cargas mínima y máxima desconectadas por el relé (MW).
  • - Datos, en su caso, de la generación asociada:
    • * Código de la unidad o unidades físicas (UF).
    • * Potencia instalada (MW), o, en su defecto, potencia máxima neta (MW).
    • * Información sobre si se encuentra en régimen de autoconsumo y la modalidad del mismo.

11.4 Carácter de la información. La información recibida por el OS tendrá el carácter de confidencial.

11.5 Plazos de provisión de la información/publicación. La periodicidad de la información a intercambiar será la establecida en la normativa específica de aplicación al servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad. En cualquier caso los cambios en la información estructural y específica serán comunicados al OS tan pronto como se tenga constancia de los mismos.

Los plazos y procesos para gestionar cambios en la información estructural serán los que establezca el Operador del Sistema.

11.6 Sistemas de información. El OS dispondrá de la correspondiente Base de Datos del SCECI a efectos de gestionar el intercambio de información relativo a la prestación del servicio de interrumpibilidad. El SCECI gestionará los intercambios de información relativos a la prestación del servicio

El OS contará con un sistema que permita la comunicación, ejecución y control del servicio de gestión de la demanda de interrumpibilidad (SCECI), con las características definidas en la normativa correspondiente.

11.7 Requisitos técnicos. Los requisitos técnicos del SCECI serán los que se establezcan en la normativa de desarrollo correspondiente del servicio de interrumpibilidad.

Los proveedores del servicio deberán contar con los equipos y sistemas establecidos en la normativa a los efectos de la correcta prestación del servicio.

Será responsabilidad de los proveedores del servicio el correcto funcionamiento de sus equipos y de los sistemas de comunicación.

ANEXO I
Contenido de la base de datos estructural del operador del sistema

El objeto de este documento es determinar el contenido de la base de datos estructural del operador del sistema para el adecuado ejercicio de sus funciones.

Notas generales y abreviaturas:

• - Como norma general, los datos deben expresarse en unidades del sistema internacional, salvo que expresamente se indique algo diferente.
• - De los datos de impedancia en p.u. o en % se debe indicar la tensión y la potencia base a la que están referidos.
• - Los datos facilitados al OS deberán ser, en su caso, coherentes con los incluidos en los Registros Administrativos Ministeriales correspondientes.

1. Instalaciones de producción e instalaciones de generación asociadas a autoconsumo. Se suministrará la información para instalaciones de producción así como para instalaciones de generación asociadas a autoconsumo, o agrupaciones de las mismas de potencia instalada superior a 1 MW, que es el umbral para envío de telemedidas al operador del sistema, según se define en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.

El umbral de 10 MW que se utiliza en este apartado para información adicional se corresponde con la potencia, en conexiones a la red de distribución, a partir de la cual se requiere solicitud al operador del sistema de aceptabilidad desde la perspectiva de la red de transporte, según se define en este mismo Real Decreto.

1.0 Términos de potencias para instalaciones de producción. Se recogen aquí los términos de potencias, y su definición coherente con la normativa vigente, utilizados en el presente documento.

Potencia instalada y potencia nominal:

La potencia instalada y nominal de una unidad de producción se corresponderá con la potencia activa máxima que puede alcanzar y vendrá determinada por la potencia menor de las especificadas en las placas de características de los grupos motor, turbina o alternador instalados en serie. De forma análoga, cuando la instalación esté configurada por varios motores, turbinas o alternadores en paralelo, será la menor de las sumas de las potencias de las placas de características de los motores, turbinas o alternadores que se encuentren en paralelo.

En caso de instalaciones fotovoltaicas, la potencia instalada será la suma de las potencias máximas unitarias de los módulos fotovoltaicos que configuran dicha instalación, medidas en condiciones estándar según la norma UNE correspondiente. La potencia nominal para estas instalaciones se considerará como la suma de las potencias activas instaladas de los inversores constituyentes del módulo de parque eléctrico, considerando el cumplimiento de las capacidades de potencia reactiva requeridas a la capacidad máxima de acuerdo al Reglamento (UE) 631/2016 y desarrolladas en el Procedimiento de Operación 12.2.

La potencia instalada de una central hidráulica deberá también considerar la potencia activa máxima que puede alcanzar la central teniendo en cuenta elementos comunes tales como las conducciones hidráulicas. Es por ello que nos referimos a potencia instalada de la central y potencia nominal de cada grupo.

En todos los casos, la potencia instalada deberá coincidir con la que figure en la autorización administrativa y a su vez corresponderá a la que se inscriba en el Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica (RAIPEE).

Potencia máxima neta. La potencia máxima neta es la máxima potencia que pueda mantenerse en marcha continua durante un tiempo especificado, suponiendo la totalidad de sus instalaciones en servicio y condiciones óptimas especificadas de generación. Se entiende medida a la salida de la central, es decir, deduciendo la potencia absorbida por sus servicios auxiliares y las pérdidas en sus transformadores, si estos existen.

1.1 Datos generales.

1.1.1 General.

• - Nombre de la instalación.
• - Dirección de la instalación.
• - Empresa o empresas propietarias.
• - Subestación / parque de conexión a la red (Nombre, kV).
• - Compañía Distribuidora, en el caso de conexión a la red de distribución.
• - N.º de grupos (salvo eólicos y fotovoltaicos).
• - Datos a aportar para cada grupo, en el caso de centrales térmicas o hidráulicas, y para la instalación, en el resto de casos:
• - Nemónico de 8 dígitos o código B3 asignado en la contestación de acceso, en su caso.
• - Número de identificación en el RAIPEE (Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica).
• - Fecha de puesta en servicio.
• - Potencia instalada (MW) y potencia nominal (MW), o, en su defecto, potencia máxima neta (MW).
• - Mínimo técnico (MW), para instalaciones o agrupaciones de las mismas de potencia instalada superior a 5 MW, que es el umbral de obligación de adscripción a un centro de control, según se define en el Real Decreto 413/2014, de 6 de junio.
• - Capacidad de control de la potencia reactiva.
• - En el caso de que deba cumplir los requisitos técnicos del Reglamento (UE) 2016/631, deberá aportar la correspondiente documentación acreditativa del cumplimiento de los requisitos del mismo para cada uno de los módulos de generación de electricidad que definen la instalación de generación.
• - En el caso de instalaciones de generación asociadas a autoconsumo:
• - Modalidad de autoconsumo, sección y subsección (en caso de acogerse a alguna de las modalidades de autoconsumo establecidas en la legislación vigente).
• - Indicar modalidad de autoconsumo Individual/Colectivo.

Datos adicionales para instalaciones o agrupaciones de las mismas de más de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:

• - Coordenadas UTM de la instalación (dar un punto de referencia) y, en su caso, de la poligonal del parque o de la huerta.
• - Localización geográfica: 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 simplificado con todos los elementos componentes de la instalación no transporte desde el punto de conexión a red hasta la instalación de generación (sólo para 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).
• - Datos a aportar para cada grupo, en el caso de centrales hidráulicas y térmicas, y para la instalación, en el resto de casos:
• - Potencia aparente (MVA). Debe incluir toda la compensación de reactiva de la instalación, en instalaciones eólicas y fotovoltaicas.
• - Potencia máxima neta (MW).
• - Consumo de servicios auxiliares en bornes de alternador (b.a.) a plena carga, potencia activa (MW) (sólo térmicos).
• - Tensión nominal (kV).
• - Tasas estimadas de indisponibilidad programada.

En el caso de generadores dependientes entre sí, como pueden serlo los integrantes de ciclos combinados, aportar también los datos de potencia para las distintas configuraciones posibles de funcionamiento.

1.1.2 Otros datos. Véanse apartados correspondientes a:

• - Datos generales adicionales, específicos por tecnología.
• - Información básica necesaria para la programación de la operación y la participación en los servicios de ajuste del sistema.
• - Datos necesarios para la realización de estudios dinámicos.
• - Datos necesarios para los planes de reposición del servicio.
• - Datos del transformador de conexión a la red.
• - Datos de la línea o cable de evacuación.
• - Datos de las protecciones.

1.2 Datos generales adicionales, específicos por tecnología.

1.2.1 Centrales y grupos hidráulicos.

1.2.1.1 Embalses.

• - Nombre del embalse.
• - Empresa o empresas propietarias o concesionarias.
• - Cuenca (río).
• - Situación: Provincia, término municipal, paraje o predio.
• - Fecha de terminación.
• - Capacidad en energía eléctrica (MWh), teniendo en cuenta todas las centrales situadas aguas abajo del embalse.
• - Serie histórica de aportaciones parciales al embalse en términos mensual y semanal (m³).
• - Capacidad total (hm³), entre el fondo y el nivel máximo admitido en explotación normal.
• - Capacidad útil (hm³), entre los niveles mínimo y máximo de explotación.
• - Capacidad vaciable (hm³), entre el nivel más bajo de los orificios de desagüe y el nivel máximo admisible en explotación normal.
• - Curva cota de embalse en función de volumen útil (mínimo 3^er grado).
• - Cota máxima de explotación (m).
• - Cota mínima de explotación (m).
• - Cota base o de desagüe (m).
• - Caudal de servidumbre o ecológico a mantener aguas abajo (m³/s).
• - Uso (Hidroeléctrico, Mixto).
• - Restricciones de explotación (detracciones, riegos, etc.).

5.5.1.1.2 Datos de la instalación.

• - Cuenca (río) en que está ubicada la central.
• - Capacidad de regulación (fluyente, diario, semanal, anual, hiperanual).
• - Embalse asociado.
• - Caudal nominal (m³ /s).
• - Salto neto nominal (m).

Datos adicionales para centrales o agrupaciones de centrales de más de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:

• - Esquema del subsistema hidráulico.
• - Canal de conducción / galería de presión (SÍ/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y diámetro(s).
• - Depósito o cámara de carga (SÍ/NO). En caso afirmativo, volumen.
• - Tubería forzada (SÍ/NO). En caso afirmativo, longitud(es) y diámetro(s).
• - En el caso de centrales reversibles o de bombeo: Índice de acumulación por bombeo (%), definido como la relación entre la energía eléctrica que puede producirse con el agua acumulada por bombeo y la energía consumida para su elevación.

1.2.1.3 Datos de cada grupo.

• - Caudal nominal (m³/s).
• - Salto neto nominal (m).
• - En el caso de grupos reversibles o de bombeo:
• - Potencia nominal (MW).
• - Altura efectiva (neta) nominal (m).
• - Caudal nominal de bombeo (m³/s).

Datos adicionales para centrales o agrupaciones de centrales de más de 10 MW de potencia instalada o conectadas a la red de transporte:

• - Tipo de turbina.
• - Velocidad nominal (rpm).
• - Caudal máximo de turbinación (m³/s).
• - Caudal mínimo de turbinación (m³/s).
• - Salto bruto máximo (m).
• - Salto bruto mínimo (m).
• - Salto neto máximo (m).
• - Salto neto mínimo (m).
• - Pérdidas (m) en las conducciones en función del caudal (Q²).
• - Curvas de colina de rendimiento en función del caudal y del salto neto (alternativa: tablas de potencia para distintos saltos netos y distintos caudales para cada salto neto).
• - En el caso de grupos reversibles o de bombeo:

  Tipo de bomba.

  Velocidad nominal (rpm).

  Caudal máximo de bombeo (m³/s).

  Caudal mínimo de bombeo (m³/s).

  Pérdidas (m) en la aspiración e impulsión en función del caudal (Q²).

  Curvas de colina de rendimiento en función del caudal bombeado y de la altura efectiva (neta) (alternativa: Tablas de potencia para distintos alturas efectiva (neta) y distintos caudales para cada altura efectiva (neta)).

• - Factor de potencia nominal en generación y en bombeo.
• - Posibilidad de funcionamiento como compensador síncrono (SI/NO).
• - Potencia absorbida en funcionamiento como compensador síncrono (MW).